kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice — znění k 01.01.2002 – 27.01.2003

438

VYHLÁŠKA

Energetického regulačního úřadu

ze dne 4. prosince 2001,

kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice

Energetický regulační úřad stanoví podle § 98 odst. 8 zákona č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů, (dále jen „zákon“) k provedení § 17 odst. 7 písm. f) zákona:

§ 1

Předmět úpravy

Tato vyhláška stanoví postupy pro regulaci cen v elektroenergetice, plynárenství a teplárenství. Zároveň určuje obsah ekonomických údajů vyžadovaných Energetickým regulačním úřadem (dále jen „Úřad“) od držitelů licence pro účely regulace cen licencovaných činností.

§ 2

Základní ustanovení

(1) Pro účely této vyhlášky se rozumí

a) celkovými ztrátami v distribučních elektroenergetických soustavách v členění podle napěťových úrovní - rozdíl mezi množstvím elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy, včetně dodávek z jiné napěťové úrovně a množstvím elektrické energie, včetně dodávek do jiné napěťové úrovně na výstupu z distribuční soustavy, snížený o vlastní spotřebu provozovatele distribuční soustavy,

b) celkovými ztrátami v přepravní soustavě – úbytek objemu zemního plynu vyjádřeného v energetické jednotce, ke kterému dochází netěsnostmi technologických zařízení přepravní soustavy, při opravách a čištění,

c) celkovými ztrátami v distribučních plynárenských soustavách - rozdíl mezi množstvím energie zemního plynu vstupujícím do distribuční soustavy a množstvím energie zemního plynu vystupujícím z distribuční soustavy vyjma vlastní spotřeby zemního plynu,

d) celkovými ztrátami v podzemních zásobnících - úbytek objemu zemního plynu vyjádřeného v energetické jednotce, ke kterému dochází průnikem plynu do nadloží, vstřebávání zemního plynu v hornině, vytvářením netěžitelných prostor a netěsnostmi podél sond,

e) celkovými ztrátami v přenosové soustavě - rozdíl mezi množstvím elektrické energie na vstupu do přenosové soustavy sníženým o systémový tranzit a celně nedeklarovaný dovoz a množstvím elektrické energie na výstupu z přenosové soustavy sníženým o systémový tranzit a celně nedeklarovaný vývoz,

f) eskalačním faktorem - faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců,

g) faktorem efektivity - Úřadem stanovená hodnota, o níž se upravuje eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců; je nástrojem Úřadu, pomocí něhož Úřad ovlivňuje výši nákladů jednotlivých činností držitelů licencí, a to na základě výsledků srovnávacích analýz prováděných Úřadem; nabývá hodnot v rozmezí od -0,1 do 0,1,

h) lokálním distributorem - držitel licence na distribuci elektřiny, jehož distribuční soustava není přímo připojena k přenosové soustavě,

i) mírou výnosnosti provozních aktiv - Úřadem povolené zisky před zdaněním, vyjádřené podílem na hodnotě provozních aktiv; míra výnosnosti v sobě zahrnuje bezrizikový výnos investice na úrovni státních obligací, celkovou potřebu aktiv pro danou regulovanou činnost a rizikovou přirážku, která zohledňuje riziko podnikání,

j) koeficientem ziskové marže - povolená míra zisku před zdaněním vyjádřená podílem na hodnotě nákladů na nákup zemního plynu včetně tvorby zásob,

k) ostatními plyny - plyny podle § 2 odst. 2 písm. b) bodu 12 zákona, kromě zemního plynu,

l) povolenými náklady pro výpočet průměrné ceny za přenos elektřiny, distribuci elektřiny, dodávku elektřiny chráněným zákazníkům, přepravu zemního plynu, uskladňování zemního plynu, distribuci zemního plynu a obchod se zemním plynem - náklady nezbytné k zajištění dané licencované činnosti,

m) povolenými náklady pro výpočet věcně usměrňované ceny dodávky tepelné energie - náklady nezbytné k zajištění dané činnosti,

n) provozními aktivy - aktiva používaná k příslušné licencované činnosti, u distribuce elektřiny a zemního plynu členěná podle napěťových nebo dodávkových úrovní, představující část stálých aktiv,

o) povolenou mírou celkových ztrát v přepravní soustavě a v distribučních plynárenských soustavách - procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v přepravní, popřípadě distribuční soustavě na množství energie zemního plynu vstupující do soustavy,

p) povolenou mírou celkových ztrát v přenosové soustavě - procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v přenosové soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do přenosové soustavy podle písmene e),

r) povolenou mírou celkových ztrát v distribučních elektroenergetických soustavách v členění podle napěťových úrovní - procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy podle písmene a),

s) regionálním distributorem - držitel licence na distribuci elektřiny, jehož distribuční soustava je přímo připojena k přenosové soustavě,

t) rokem „i“ - regulovaný rok,

u) tarifem - Úřadem stanovená cena elektrické energie či výkonu pro různé skupiny odběratelů,

v) výpočtovou cenou - cena vypočítaná Úřadem.

(2) Obsah ekonomických údajů vyžadovaných od fyzických či právnických osob podnikajících podle zákona a používaných pro regulaci cen je uveden v § 15 a ve zvláštním právním předpisu.¹)

§ 3

Činnosti s regulovanými cenami v odvětví elektroenergetiky

(1) Od 1. ledna 2002 jsou regulovány ceny těchto činností:

a) výroba elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla v souladu s ustanovením § 32 odst. 2 zákona a výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů;

b) výroba elektřiny ze zdrojů nepřipojených do přenosové soustavy;

c) přenos elektřiny;

d) systémové služby;

e) distribuce elektřiny oprávněným zákazníkům na distribuční napěťové úrovni

1. velmi vysokého napětí,

2. vysokého napětí,

3. nízkého napětí;

f) činnosti operátora trhu v členění podle zvláštního právního předpisu.²)

(2) Do doby úplného otevření trhu s elektřinou jsou regulovány ceny za dodávku elektřiny chráněným zákazníkům podle distribučních napěťových úrovní.

§ 4

Způsob regulace v odvětví elektroenergetiky

(1) Ceny činností podle § 3 odst. 1 písm. c) až f) jsou individuální pro jednotlivé držitele licence v souladu se zvláštním právním předpisem.³)

(2) Tarify uplatňované v rámci činností uvedených v § 3 odst. 1 písm. a) a b) jsou regulovány formou úředně stanovené ceny jako ceny minimální.

(3) Tarify uplatňované v rámci činností uvedených v § 3 odst. 1 písm. c) až f) jsou regulovány formou úředně stanovené ceny jako ceny pevné. Podklady ke stanovení ceny předkládají ke schválení Úřadu jednotliví držitelé licencí a Operátor trhu s elektřinou, a. s. (dále jen „operátor trhu“).

(4) Tarify uplatňované v rámci činností uvedených v § 3 odst. 2 jsou regulovány formou úředně stanovené ceny jako ceny maximální. Ceny navrhují a předkládají ke schválení Úřadu jednotliví držitelé licencí na distribuci elektřiny.

(5) Cena za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny na jednotlivých napěťových úrovních se skládají ze dvou složek: ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy nebo distribuční soustavy v Kč/kW za rok a ceny za použití zařízení přenosové soustavy nebo distribuční soustavy v Kč/kWh. Poměr ceny za rezervovanou kapacitu zařízení a ceny za použití zařízení zohledňuje poměr stálých a proměnných nákladů na zajištění přenosu elektřiny nebo distribuce elektřiny. Složky ceny za přenos elektřiny jsou navrženy tak, aby byla dodržena výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny stanovená Úřadem podle vztahu uvedeného v příloze č. 1. Složky ceny za distribuci elektřiny na jednotlivých napěťových úrovních jsou navrženy tak, aby byla dodržena kumulativní průměrná cena za distribuci elektřiny na jednotlivých napěťových úrovních stanovená Úřadem podle vztahů uvedených v příloze č. 4. Ceny zahrnují složku související s krytím vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a výkupu části výroby elektřiny, vynucené výrobou tepla v kogeneračních zdrojích, a složku související s dobropisy pro decentrální výrobu.

(6) Maximální ceny uplatňované v rámci činností uvedených v § 3 odst. 2 jsou navrhovány tak, aby byla dodržena průměrná cena příslušné činnosti stanovená Úřadem a byl dodržen vztah

∑ (Wp_n x cp_n) ≤ c_c,

kde

∑ Wp_n je suma váhových podílů tarifu n vyjádřených podílem množství elektřiny dodané za tarif n a celkového množství dodané elektřiny,

cp_n je navrhovaná výše tarifu n,

c_c je průměrná cena příslušné činnosti stanovená podle postupů uvedených v příloze č. 5.

(7) Ceny činností operátora trhu stanoví Úřad podle postupů uvedených v § 5 odst. 4 a v příloze č. 7.

§ 5

Způsob tvorby a změny cen v odvětví elektroenergetiky

(1) Minimální výkupní ceny elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla stanoví Úřad v souladu se způsoby uvedenými ve zvláštní právním předpisu.⁴)

(2) Způsob tvorby výpočtových průměrných cen uvedených v § 4 odst. 3 a 4 je stanoven na regulační období prostřednictvím vzorce, jehož forma a parametry stanovované Úřadem podle odstavců 5 a 7, zůstávají neměnné po celé regulační období, kde

a) první regulační období začíná 1. lednem 2002 a končí 31. prosincem 2004,

b) druhé regulační období začíná 1. lednem 2005 a končí 31. prosincem 2009.

(3) Při stanovení výchozí úrovně povolených nákladů a provozních aktiv se postupuje tak, že výchozí úroveň povolených nákladů a hodnotu provozních aktiv držitele licence stanoví úřad analyticky před začátkem regulačního období. Základem pro analytické stanovení výchozí úrovně povolených nákladů a provozních aktiv jsou údaje z výkazů předkládaných držiteli licence podle § 14 této vyhlášky, a to za poslední účetně ukončený kalendářní rok předcházející počátečnímu roku regulačního období.

(4) Při stanovení výpočtových průměrných cen činností operátora trhu se povolené výnosy regulovaných činností operátora trhu stanoví jako součet povolených nákladů, odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku a zisku. Výchozí úroveň povolených nákladů a zisku operátora trhu na počátku regulačního období stanoví úřad analyticky před začátkem regulačního období. Výsledek analýz je znám a projednán s operátorem trhu před začátkem regulačního období. Při analýze se vychází z historických údajů, případně z odborných odhadů o povolených nákladech operátora trhu, z jeho předpokladů o budoucím vývoji povolených nákladů v průběhu nastávajícího regulačního období. V analýze se používají statistické výpočetní metody s cílem standardizace povolených nákladů.

(5) Parametry cenového vzorce jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přenos elektřiny nejpozději 7 měsíců před začátkem každého regulačního období a pro držitele licence na distribuci elektřiny nejpozději 5 měsíců před začátkem každého regulačního období v tomto rozsahu:

a) výchozí úroveň povolených nákladů, provozních aktiv a úroveň odpisů každé licencované činnosti podléhající cenové regulaci; u činnosti distribuce elektřiny v členění podle napěťových úrovní,

b) míra výnosnosti provozních aktiv pro jednotlivé licencované činnosti podléhající cenové regulaci,

c) procentní přirážka pro stanovení koeficientu znevýhodnění měsíční ceny za rezervovanou kapacitu distribučních sítí,

d) povolený rámec rozptylu průměrné ceny každé licencované činnosti podléhající cenové regulaci, stanovené na základě cenového průkazu skutečných výsledků činnosti v příslušném roce regulační periody, od průměrné ceny plánované pro příslušný rok regulační periody; u činnosti distribuce elektřiny v členění podle napěťových úrovní,

e) koeficient ziskové marže určující míru zisku k nákladům na nákup podpůrných služeb,

f) koeficient ziskové marže určující míru zisku k nákladům na nákup elektřiny pro chráněné zákazníky stanovený s přihlédnutím k riziku spojenému s dodávkou elektřiny pro chráněné zákazníky,

g) povolená míra celkových ztrát v přenosové soustavě a v distribučních soustavách podle jednotlivých napěťových úrovní, přičemž povolená míra celkových ztrát je jednotlivým držitelům licence stanovena individuálně,

h) váha korekcí na změnu odebírané energie a změny počtu odběrných míst,

i) koeficient zvýhodnění dobropisu za snížení ztrát v distribučních sítích pro decentrální výrobu,

j) manipulační platba provozovateli přenosové soustavy za výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů.

(6) Lokální distributoři

a) používají tarify regionálního distributora, k jehož zařízení jsou připojeni, nebo

b) požádají Úřad o stanovení individuálních tarifů; pro stanovení tarifů se v tomto případě použije postup stanovení tarifů totožný s postupem platným pro regionální distributory a parametry stanovované Úřadem podle odstavce 5 jsou platné i pro příslušné lokální distributory.

(7) Nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období jsou Úřadem operátorovi trhu stanoveny následující parametry cenového vzorce:

a) výchozí úroveň povolených nákladů a provozních aktiv a úroveň odpisů každé činnosti,

b) míra výnosnosti provozních aktiv pro jednotlivé činnosti podléhající cenové regulaci,

c) povolený rámec rozptylu průměrné ceny každé činnosti podléhající cenové regulaci, stanovené na základě cenového průkazu skutečných výsledků činnosti v příslušném roce regulačního období, od průměrné ceny plánované pro příslušný rok regulačního období,

d) hodnota faktoru efektivity pro jednotlivé činnosti podléhající cenové regulaci.

(8) Změny výpočtových průměrných cen licencovaných činností a činností operátora trhu v průběhu regulačního období jsou prováděny zpravidla jedenkrát ročně k 1. lednu.

(9) Jednotliví regionální distributoři a držitel licence na přenos elektřiny předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období skutečně dosažené průměrné ceny, dosažené v posledním účetně ukončeném kalendářním roce, pro které byly Úřadem stanoveny průměrné výpočtové ceny, a to včetně podkladů pro jejich ověření, a dále podklady podle § 14.

(10) Návrh na změnu ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy v Kč/kW za rok, návrh ceny za použití zařízení přenosové soustavy v Kč/kWh a návrh na změnu cen za systémové služby je držitelem licence na přenos elektřiny předkládán do 30. června kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Návrh je do jednoho měsíce po předložení ověřen Úřadem z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je držitel licence na přenos elektřiny Úřadem vyzván, aby do 14 dnů předložil návrh nový.

(11) Ověřený a odsouhlasený návrh ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy v Kč/kW za rok, ceny za použití zařízení přenosové soustavy v Kč/kWh a ceny za systémové služby je Úřadem předán do 31. července regionálním distributorům.

(12) Návrhy na změnu kumulativní průměrné ceny za distribuci elektřiny včetně rozdělení na kumulativní cenu za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/kW za rok a kumulativní cenu za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/kWh, a to pro jednotlivé napěťové úrovně, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro příslušný rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace, jsou předkládány regionálními distributory Úřadu vždy nejpozději do 31. srpna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Návrh každého regionálního distributora je do jednoho měsíce po předložení ověřen Úřadem z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je regionální distributor Úřadem vyzván, aby do 14 dnů předložil návrh nový.

(13) Ověřené a odsouhlasené návrhy ceny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy jednotlivých regionálních distributorů v Kč/kW za rok, ceny za použití zařízení distribuční soustavy jednotlivých regionálních distributorů v Kč/kWh jsou Úřadem předány do 30. září lokálním distributorům podle odstavce 6 písm. b) na základě jejich žádosti.

(14) Návrhy na změnu kumulativní průměrné ceny za distribuci elektřiny včetně rozdělení na kumulativní cenu za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/kW za rok a kumulativní cenu za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/kWh, a to pro jednotlivé napěťové úrovně, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro příslušný rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace, jsou předkládány lokálními distributory podle odstavce 6 písm. b) Úřadu nejpozději do 15. října kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Návrh každého lokálního distributora je do jednoho měsíce po předložení ověřen Úřadem z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je lokální distributor Úřadem vyzván, aby do 14 dnů předložil návrh nový.

(15) Návrhy na změnu cen za činnosti operátora trhu pro příslušný rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace, jsou předkládány operátorem trhu Úřadu vždy do 30. září kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Návrh operátora trhu je do jednoho měsíce po předložení ověřen Úřadem z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je operátor trhu Úřadem vyzván, aby do 14 dnů předložil návrh nový.

(16) Tarify a ceny uplatňované v rámci licencovaných činností a podléhající cenové regulaci jsou s účinností od 1. ledna příslušného roku regulačního období stanoveny rozhodnutím Úřadu do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období.

§ 6

Ověření výsledků regulace a stanovení regulačních korekcí v odvětví elektroenergetiky

(1) Skutečně dosažené průměrné ceny licencovaných činností se stanovují pomocí skutečných výnosů a odběrů elektřiny dosažených 2 roky před regulovaným rokem (rokem „i“). Pro regulované činnosti přenosu elektřiny nebo distribuce elektřiny se skutečné výnosy stanovují pomocí uplatněných cen za rezervovanou kapacitu a cen za použití zařízení přenosové nebo distribuční soustavy a skutečných hodnot odběrů na úrovni přenosu a dále na jednotlivých úrovních napětí individuálních distributorů.

(2) Jestliže nejsou pro chráněné zákazníky v tarifu samostatně definovány ceny za rezervovanou kapacitu a ceny za použití zařízení distribuční soustavy, zjistí se pro ně skutečné výnosy a skutečně dosažené průměrné ceny za licencovanou činnost distribuce výpočtem pomocí použitých hodnot kumulativní průměrné ceny za distribuci a skutečných hodnot odběrů.

(3) Ze skutečných výnosů za přenos elektřiny a distribuci elektřiny se stanoví výpočtem kontrolní výnosy odpovídající průměrné ceně za přenos elektřiny v přenosové soustavě nebo distribuci elektřiny na jednotlivých úrovních napětí distribuční soustavy. Z kontrolních výnosů a hodnot odpovídajících odběrů se stanoví průměrné ceny za přenos elektřiny nebo distribuci elektřiny.

(4) Skutečně dosažená průměrná cena za přenos elektřiny nebo distribuci elektřiny se porovná s výpočtovou průměrnou cenou za dopravu elektřiny v přenosové soustavě nebo na jednotlivých napěťových úrovních distribučních soustav.

(5) Pokud rozdíl skutečně dosažené průměrné ceny a výpočtové průměrné ceny příslušné činnosti přesáhne povolený rozptyl, vyhodnotí se rozdíl kontrolních a skutečných výnosů odpovídajících zjištěnému rozdílu cen. Rozdíl výnosů se převede na korekci výpočtové průměrné ceny v roce „i“ regulačního období tak, že jako dělitel se použije předpokládaná dodávka elektřiny v roce „i“ regulačního období.

§ 7

Kompenzace vícenákladů spojených s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla

Kompenzace vícenákladů spojených s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla se uskutečňuje způsobem uvedeným v příloze č. 6.

§ 8

Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství

Od 1. ledna 2002 je regulována:

a) cena přepravy a uskladňování zemního plynu od souběžného držitele licence na přepravu plynu a uskladňování plynu,

b) cena zemního plynu dodávaného těm chráněným zákazníkům, kteří jsou přímo připojeni na přepravní soustavu,

c) cena zemního plynu prodávaného od obchodníků s plynem účastníkům trhu s plynem připojeným na přepravní soustavu,

d) cena zemního plynu prodávaného obchodníky s plynem účastníkům trhu s plynem připojeným na distribuční soustavu,

e) cena zemního plynu dodávaného držitelem licence na distribuci plynu připojeným na přepravní soustavu,

f) cena plynu dodávaného výrobcem do přepravní a distribuční soustavy,

g) cena ostatních plynů dodávaných konečným zákazníkům,

h) cena zemního plynu dodávaného držitelem licence na distribuci plynu s výjimkou držitele licence na distribuci plynu připojeného na přepravní soustavu,

i) cena uskladňování zemního plynu od držitelů licence na uskladňování plynu, kteří nejsou současně držiteli licence na přepravu.

§ 9

Způsob regulace v plynárenství

(1) Způsoby regulace cen jsou v návaznosti na § 8 stanoveny zvláštním právním předpisem³) a cenovými rozhodnutími Úřadu.

(2) Ceny podle § 8 jsou stanovovány pro jednotlivé držitele licencí.

(3) Ceny podle § 8 písm. a) jsou navrhovány Úřadu způsobem uvedeným v příloze č. 9.

(4) Ceny podle § 8 písm. c) jsou navrhovány Úřadu způsobem uvedeným v příloze č. 10. Koeficient ziskové marže pro příslušný produkt stanoví Úřad na návrh obchodníka se zemním plynem prodávajícího zemní plyn účastníkům trhu, jehož zařízení je připojeno na přepravní soustavu, odvozením od výchozí úrovně koeficientu ziskové marže podle § 10 odst. 3 písm. d).

(5) Ceny podle § 8 písm. b), f), g) a h) jsou stanovovány způsobem uvedeným v přílohách č. 12 a 14.

(6) Ceny podle § 8 písm. d) a e) jsou navrhovány Úřadu způsobem uvedeným v příloze č. 11, a to tak, aby byla dodržena průměrná cena dodávky energie zemního plynu od provozovatele distribuční soustavy, potvrzená Úřadem podle vztahu

∑ (Wp_kzn x Cp_kzn) ≤ C_kzpij,

kde

Wp_kzn je váhový podíl ceny produktu nebo služby n vyjádřený podílem plánovaného množství energie zemního plynu dodané příslušným obchodníkem s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem nebo držitelem licence na distribuci plynu chráněným zákazníkům za cenu produktu nebo služby n a celkového množství energie zemního plynu dodané příslušným obchodníkem s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem nebo držitelem licence na distribuci plynu chráněným zákazníkům,

Cp_kzn je navrhovaná cena produktu nebo služby n,

C_kzpij je průměrná cena dodávky jednotkového množství energie zemního plynu od obchodníka s plynem nebo držitele licence na distribuci plynu, stanovená podle postupu uvedeného v příloze č. 11.

(7) Ceny podle § 8 písm. i) jsou navrhovány Úřadu způsobem uvedeným v příloze č. 13.

(8) Základní kategorizace chráněných zákazníků ve smyslu § 9 odst. 6 je stanovena zvláštním právním předpisem.⁵) Kategorizace chráněných zákazníků nad rámec tohoto zvláštního právního předpisu podléhá schválení Úřadu.

§ 10

Způsob tvorby a změny cen v plynárenství

(1) Způsob tvorby cen podle § 8 je stanoven na regulační období začínající 1. ledna 2002 a končící 31. prosince 2004. Pro toto období se určí způsob a podmínky regulace cen prostřednictvím vzorců, jejichž formy a parametry stanovované Úřadem podle odstavců 3 a 5 zůstávají neměnné po celé regulační období.

(2) Obecný postup stanovení výchozí úrovně povolených nákladů a provozních aktiv je uveden v § 5 odst. 3.

(3) Parametry cenového vzorce jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na uskladňování plynu nejpozději 7 měsíců před začátkem regulačního období, pro držitele licence na přepravu plynu, pro držitele licence na obchod s plynem prodávajícím zemní plyn účastníkům trhu, jejichž zařízení jsou připojena na přepravní soustavu nejpozději 6 měsíců před začátkem regulačního období, a pro držitele licence na distribuci plynu a obchod s plynem nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období v tomto rozsahu:

a) výchozí úroveň povolených nákladů a úroveň odpisů příslušných licencovaných činností,

b) výchozí úroveň provozních aktiv příslušných licencovaných činností,

c) míra výnosnosti provozních aktiv příslušné licencované činnosti,

d) výchozí úroveň koeficientu ziskové marže určující míru zisku k nákladům na nákup zemního plynu,

e) povolený rámec rozptylu skutečně dosažené průměrné ceny příslušné licencované činnosti, stanovené na základě cenového průkazu skutečných výsledků činnosti v příslušném časovém intervalu (čtvrtletí, rok) regulačního období, od průměrné ceny příslušné licencované činnosti plánované pro příslušný časový interval (čtvrtletí, rok) regulačního období,

f) povolená míra celkových ztrát v přepravní soustavě, podzemních zásobnících plynu a v distribučních soustavách připojených na přepravní soustavu, přičemž povolená míra celkových ztrát v distribučních soustavách a v podzemních zásobnících je pro jednotlivé držitele licence individuální,

g) hodnota povolené ztráty, popřípadě zisku podle odstavce 6.

(4) Poměr výchozí úrovně koeficientu ziskové marže a koeficientu ziskové marže příslušného produktu vyhlásí Úřad nejpozději do 1. února 2002.

(5) Pro první regulační období jsou ceny podle § 8 písm. a) a c) stanoveny tak, aby zajistily v roce 2002 nejméně plné pokrytí povolených nákladů, v roce 2003 nejméně plné pokrytí povolených nákladů a poloviční míru výnosnosti provozních aktiv a koeficientu ziskové marže plánované pro rok 2004 a v roce 2004 plné pokrytí povolených nákladů a plnou míru výnosnosti provozních aktiv a koeficientu ziskové marže.

(6) Změny cen podle § 8 písm. a), c), d), e) a i) jsou v průběhu regulačního období prováděny jednou ročně, a to s účinností od 1. ledna příslušného roku. Další změny jsou prováděny 1. dubna, 1. července a 1. října příslušného roku, avšak pouze v případech, kdy z důvodu plánovaných změn v měrných nákladech na nákup zemního plynu nebo odchylky mezi měrnými náklady, jež byly podkladem pro stanovení ceny obsažené v platném cenovém rozhodnutí, a skutečnými měrnými náklady na nákup zemního plynu vykázanými v obdobích od poslední změny ceny, dosáhne celková plánovaná ztráta, popřípadě zisk držitele licence na obchod z prodeje účastníkům trhu, jejichž zařízení je připojeno na přepravní soustavu, hodnoty stanovené Úřadem. Tato plánovaná ztráta, případně zisk je promítnut do ceny podle § 8 písm. c).

(7) Pokud dojde ke změně ceny pro chráněné zákazníky s roční fakturací mimo termín pravidelného odečtu, stanoví se spotřeba plynu procentuálním rozdělením měsíčních odběrů podle zvláštního právního předpisu.⁵)

(8) Jednotliví držitelé licencí na přepravu plynu, uskladňování plynu, distribuci plynu a obchod s plynem předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období podklady podle § 14.

(9) Držitelé licence na uskladňování plynu nejpozději do 15. června kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období předloží Úřadu návrh ceny za uskladňování zemního plynu, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace.

(10) Návrh podle odstavce 9 je Úřadem ověřen z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace, a to nejpozději do 30. června kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je držitel licence na uskladňování plynu povinen do 7 dnů předložit návrh nový. Nejpozději do 15. července kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období jsou ověřené návrhy cen uskladňování zemního plynu Úřadem předány držiteli licence na přepravu plynu.

(11) Souběžný držitel licence na přepravu plynu a na uskladňování plynu předloží Úřadu do 31. července kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období návrh ceny přepravy a uskladňování zemního plynu, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace.

(12) Návrh cen podle odstavce 11 je Úřadem ověřen z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace, a to nejpozději do 15. srpna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, předloží souběžný držitel licence na přepravu plynu a uskladňování plynu do 7 dnů návrh nový. Nejpozději do 31. srpna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období jsou ověřené ceny přepravy a uskladňování plynu Úřadem předány jednotlivým držitelům licence na distribuci plynu připojeným na přepravní soustavu.

(13) Jednotliví držitelé licence na distribuci plynu a držitelé licence na obchod s plynem, prodávající plyn ostatním účastníkům trhu připojeným na distribuční soustavu, předloží Úřadu návrh cen produktů a služeb poskytovaných v rámci dodávky plynu chráněným zákazníkům a prodeje plynu ostatním účastníkům trhu připojeným na distribuční soustavu, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace, a to nejpozději do 30. září kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období.

(14) Návrh podle odstavce 13 je Úřadem prověřen z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace, a to nejpozději do 31. října kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, předloží příslušný držitel licence do 14 dnů ode dne vrácení návrh nový.

(15) Návrhy změny ceny energie v zemním plynu vyjádřené v energetické jednotce předkládá držitel licence na obchod Úřadu nejméně 2 měsíce před termínem změny ceny energie zemního plynu, přičemž je uplatňován postup, který umožní současné změny této ceny v celém řetězci dodávek zemního plynu všem zákaznickým kategoriím. Návrh je ověřen Úřadem a nové ceny jsou Úřadem stanoveny a zveřejněny nejpozději jeden měsíc před termínem změn cen.

(16) Nové ceny produktů a služeb uplatňovaných v rámci licencovaných činností a podléhajících cenové regulaci jsou s účinností od 1. ledna příslušného roku regulačního období stanoveny rozhodnutím Úřadu, a to nejpozději do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období.

§ 11

Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství

(1) Od 1. ledna 2005 jsou regulovány:

a) cena zemního plynu dodávaného držitelem licence na přepravu plynu těm chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je přímo připojeno na přepravní soustavu;

b) cena distribuce zemního plynu v členění na

1. velmi vysokotlaké a vysokotlaké plynovody (dále jen „dálkovodní sítě“),

2. středotlaké a nízkotlaké plynovody (dále jen „místní sítě“);

c) cena plynu dodávaného výrobcem do přepravní a distribuční soustavy;

d) ceny ostatních plynů dodávaných konečným zákazníkům.

(2) Po přechodnou dobu, do úplného otevření trhu se zemním plynem, jsou regulovány i ceny zemního plynu dodávaného chráněným zákazníkům.

(3) Způsoby regulace cen podle odstavců 1 a 2 se stanoví podle zvláštního právního předpisu.³)

§ 12

Činnosti s regulovanými cenami v teplárenství

(1) Od 1. ledna 2002 jsou regulovány ceny:

a) výroby tepelné energie a

b) rozvodu tepelné energie pro každou samostatnou část rozvodu.

(2) Cena tepelné energie pro odběratele v místě měření je součtem ceny výroby tepelné energie a ceny rozvodu tepelné energie nebo ceny výroby tepelné energie.

(3) Ceny dodávky tepelné energie pro všechny odběratele jsou regulovány formou věcně usměrňovaných cen.

§ 13

Způsob tvorby a změny cen dodávky tepelné energie

(1) Věcně usměrňovaná cena dodávky tepelné energie zahrnuje povolené náklady podle zvláštního právního předpisu,¹) přiměřený zisk podle zvláštního právního předpisu,⁶) pokud další ustanovení této vyhlášky nestanoví jinak.

(2) Výrobce spalující lehké topné oleje zahrnuje do věcně usměrňované ceny tepelné energie cenu paliva bez spotřební daně, pokud má nárok na vrácení spotřební daně podle zvláštního právního předpisu.⁷)

(3) Způsob tvorby cen dodávky tepelné energie pro všechny odběratele je stanoven na regulační období a zůstává neměnný po celé regulační období, kde

a) první regulační období začíná 1. lednem 2002 a končí 31. prosincem 2004,

b) druhé regulační období začíná 1. lednem 2005 a končí 31. prosincem 2009.

(4) Pro ceny dodávky tepelné energie, určené v konečné spotřebě domácnostem, vytvořené podle odstavce 1 pro příslušný rok regulačního období dále platí, že tyto ceny nesmí převýšit průměrnou věcně usměrňovanou cenu dodávky jednotkového množství tepelné energie pro domácnosti předchozího roku, vypočtené podle přílohy č. 15, o více než eskalační faktor, jehož výše se stanovuje podle přílohy č. 15.

(5) Ustanovení odstavce 4 neplatí pro dodávky tepelné energie domácnostem v případech, kdy pořizovací cena paliva v příslušném roce regulačního období se zvýšila natolik, že tímto vlivem se průměrná cena dodávky tepelné energie pro domácnosti zvýšila oproti průměrné ceně dodávky tepelné energie pro domácnosti o více, než je povolený meziroční nárůst průměrné ceny dodávky tepelné energie pro domácnosti daný cenovým vzorcem uvedeným v příloze č. 15. V takovém případě může být povolený rámec cenové změny, stanovený v příloze č. 15, překročen pouze o částku odpovídající promítnutí vlivu změny pořizovací ceny paliva.

(6) Ve zvláštních případech, vyžaduje-li to spolehlivost dodávek tepelné energie konečnému spotřebiteli, může Úřad povolit odlišný postup kalkulace ceny, než je uvedeno v odstavcích 4 a 5, při zachování nediskriminačního přístupu k držitelům licence.

(7) V případech, kdy provozovatel tepelného zdroje umístěného v obytném domě v odůvodněných případech neinstaloval měřidlo spotřeby tepelné energie, zjistí se spotřeba za účtované období podle přílohy č. 16.

(8) Doporučený postup pro dělení nákladů na tepelnou energii a na elektřinu při kombinované výrobě elektřiny a tepla je uveden v příloze č. 17.

(9) V průběhu prvního regulačního období budou výsledky regulace analyzovány a způsob regulace pro druhé regulační období dále stanoven s ohledem na tržní prostředí a vývoj cen na trhu paliv a energií.

§ 14

Obsah ekonomických údajů pro účely cenové regulace

(1) Držitelé licencí a operátor trhu předkládají Úřadu každoročně ekonomické údaje za uplynulý kalendářní rok zpracované podle zvláštního právního předpisu,¹) kde

a) držitel licence na výrobu elektřiny předkládá

1. rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,⁸) a to vždy za uplynulý kalendářní rok,

2. výkaz A2-11 Výkaz provozních aktiv,

3. výkaz N2-11 Výkaz nákladů a výnosů,

4. výkaz HV6-11 Kontrola hospodářského výsledku,

5. výkaz I6-11 Plán investičních výdajů;

b) držitel licence na přenos elektřiny předkládá

1. rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,⁸) a to vždy za uplynulý kalendářní rok,

2. výkaz A3-13 Výkaz provozních aktiv,

3. výkaz N3-13 Výkaz nákladů a výnosů,

4. výkaz HV5-13 Kontrola hospodářského výsledku,

5. výkaz I1-13 Plán investičních výdajů,

6. výkaz B1-13 Roční bilance elektřiny,

7. výkaz B6-13 a), b), c), d), e) Technické výkazy;

c) držitel licence na distribuci elektřiny a souběžný držitel licence na distribuci elektřiny a licence na obchod s elektřinou předkládá

1. rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,⁸) a to vždy za uplynulý kalendářní rok,

2. výkaz A4-12 Výkaz provozních aktiv,

3. výkaz A7-12, 14 Výkaz provozních aktiv,

4. výkaz N4-12 Výkaz nákladů a výnosů,

5. výkaz N7-12, 14 Výkaz nákladů a výnosů,

6. výkaz HV2-12, 14 Kontrola hospodářského výsledku,

7. výkaz I2-12 Výkaz plánu investičních výdajů,

8. výkaz OP1-12 Výkaz výpočtu opravných položek,

9. výkaz D1-12 Výkaz povinného výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla,

10. výkaz B2-12 Roční bilance elektřiny,

11. výkaz B5-12 Diagram roční bilance elektřiny,

12. výkaz B7-12 a), b), c), d), e), f) Technické výkazy;

d) souběžný držitel licencí na distribuci elektřiny a na obchod s elektřinou předkládá výkazy uvedené v písmenu c) a vyplňuje jak části týkající se činnosti distribuce, tak i části týkající se činnosti obchodu. Držitel licence pouze na distribuci elektřiny předkládá výkazy tak, že v částech týkajících se obchodu vypisuje nuly;

e) souběžný držitel licence na přepravu plynu a licence na obchod s plynem a licence na uskladňování plynu předkládá

1. rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,⁸) a to vždy za uplynulý kalendářní rok,

2. výkaz A5-23, 24, 25 Výkaz provozních aktiv,

3. výkaz N5-23, 24, 25 Výkaz nákladů a výnosů,

4. výkaz HV3-23, 24, 25 Kontrola hospodářského výsledku,

5. výkaz I3-23, 24, 25 Výkaz plánu investičních výdajů,

6. výkaz D3-24 Výkaz plánovaných nákladů na nákup zemního plynu, rozdělených na jednotlivá čtvrtletí roku,

7. výkaz D4-24 Výkaz skutečných nákladů na nákup zemního plynu,

8. výkaz D5-24 Výkaz skutečných a ročních plánovaných nákladů na uskladnění plynu v cizích podzemních zásobnících,

9. výkaz B3-23, 24, 25 Roční skutečná a plánovaná bilance zemního plynu, s rozdělením na jednotlivá čtvrtletí,

10. výkaz B8-23, 25 Smluvní denní maximum,

11. výkaz B9-23 Využití tranzitního systému podle smluvního ujednání;

f) držitel licence na uskladňování plynu předkládá

1. rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,⁸) a to vždy za uplynulý kalendářní rok,

2. výkaz A10-25 Výkaz provozních aktiv,

3. výkaz N10-25 Výkaz nákladů a výnosů,

4. výkaz HV7-25 Kontrola hospodářského výsledku,

5. výkaz I7-25 Výkaz plánu investičních výdajů,

6. výkaz B10-25 Roční skutečná a plánovaná bilance zemního plynu, s rozdělením na jednotlivá čtvrtletí;

g) držitel licence na distribuci plynu a souběžný držitel licence na distribuci plynu a licence na obchod s plynem předkládá

1. rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,⁸) a to vždy za uplynulý kalendářní rok,

2. výkaz A6-22 Výkaz provozních aktiv distribuce plynu,

3. výkaz A9-24 Výkaz provozních aktiv obchodu s plynem,

4. výkaz N6-22 Výkaz nákladů a výnosů distribuce plynu,

5. výkaz N9-24 Výkaz nákladů a výnosů obchodu s plynem,

6. výkaz HV4-22 Výkaz kontroly hospodářského výsledku,

7. výkaz I4-22 Plán investičních výdajů,

8. výkaz OP2-22 Výkaz výpočtu opravných položek,

9. výkaz D2-22 Výkaz nákladů na nákup zemního plynu,

10. výkaz B4-22 Roční skutečná a plánovaná bilance distribuce zemního plynu, s rozdělením na jednotlivá čtvrtletí,

11. výkaz T2-22 Tarifní statistika;

h) souběžný držitel licence na distribuci plynu a licence na obchod s plynem předkládá výkazy uvedené v písmenu g) a vyplňuje jak části týkající se činnosti distribuce plynu, tak i části týkající se činnosti obchodu s plynem. Držitel licence pouze na distribuci plynu předkládá výkazy tak, že v částech týkajících se obchodu vypisuje nuly;

i) držitel licence na výrobu tepelné energie a držitel licence na rozvod tepelné energie předkládá

1. rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,⁸) a to vždy za uplynulý kalendářní rok,

2. výkaz A1-31, 32 Výkaz provozních aktiv,

3. výkaz N1-31, 32 Výkaz nákladů a výnosů,

4. výkaz HV1-31, 32 Kontrola hospodářského výsledku,

5. výkaz I5-31, 32 Výkaz plánu investičních výdajů,

6. výkaz B11-31, 32 Technický výkaz;

j) operátor trhu předkládá rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,⁸) a to vždy za uplynulý kalendářní rok.

(2) Operátor trhu každoročně vždy do 30. června předkládá:

a) výkazy plánovaných nákladů a výnosů zvlášť pro činnost organizování krátkodobého trhu s elektřinou, vyhodnocování a zúčtování odchylek a pro ostatní činnosti operátora trhu,

b) plánované množství elektřiny, které bude zobchodováno na krátkodobém trhu,

c) plánovaný počet účastníků organizovaného krátkodobého trhu,

d) plánovaný počet operací provedených zúčtovacím centrem na krátkodobém trhu s elektřinou, zúčtování obchodů uskutečněných na trhu v reálném čase a zúčtování odchylek,

e) výkaz plánovaných výdajů na investice podle činností organizování krátkodobého trhu s elektřinou, vyhodnocování zúčtování odchylek a ostatní činnosti, strukturovaný do jednotlivých let regulačního období.

§ 15

Účinnost

Tato vyhláška nabývá účinnosti dnem 1. ledna 2002.

Předseda:

Ing. Brychta, CSc. v. r.

Příloha č. 1 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení výpočtové průměrné ceny za přenos elektřiny

Výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny je stanovena vztahem

c_pei = s_pei + K_pei

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

^s_peije výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,

K_pei je korekční faktor výpočtové průměrné ceny za přenos elektřiny pro příslušný rok regulačního období. K_pei zohledňuje efekt nevhodně nastaveného tarifu za přenos elektřiny v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do výpočtové průměrné ceny za přenos elektřiny v příslušném roce regulačního období. K jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za přenos elektřiny, vypočítaná jako podíl skutečných tržeb za přenos elektřiny a skutečného přeneseného množství elektřiny v předminulém roce regulačního období, přesáhne regulátorem povolený rámec rozptylu od regulované průměrné ceny za přenos elektřiny, stanovené uvedeným postupem pro daný rok. Pro počáteční rok prvního regulačního období je K_pei rovno nule.

Výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny bez započtení korekčního faktoru s_pe_i v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:

s_pei = PV_pe0 *k_pei * M_pei / RPME1_i + NCE_pei * PZT_Pei / RPME2_i

kde

PV_pe0 je výchozí hodnota povolených výnosů, stanovená analyticky úřadem pro první rok regulačního období,

PV_pe0 = PN_pe0 + O_pe0 + Z_pe0

kde

PN_pe0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence pro první rok regulačního období, nezbytných k zajištění přenosových služeb,

O_pe0 jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění přenosových služeb,

Z_pe0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv, jejíž míru určí úřad, a hodnoty provozních aktiv pro první rok regulačního období,

k_pei se vypočítá podle vztahu:

k_pei = ( v_pe * RPME1_i / RPME1_i-1 + v_p_o * PPM_pei/PPM_pei-1) * k_pei-1

kde

pro první rok regulačního období k_pe_i = 1,

v_pe je váha korekce na změnu odebírané energie z přenosové soustavy,

v_po je váha korekce na změnu počtu odběratelů z přenosové soustavy,

Pro v_pe a v_po platí vztah:

v_pe + v_po = 1

RPME1_i je plánované přenesené množství elektřiny (odběr elektřiny z přenosové soustavy), které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez exportu, bez odběru PVE v režimu čerpání a bez tranzitu) a z transformace do nižších distribučních úrovní napětí v roce i regulačního období,

RPME2_i je plánované přenesené množství elektřiny (odběr elektřiny z přenosové soustavy), které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez tranzitu) a z transformace do nižších distribučních úrovní napětí v roce i regulačního období,

PPM_pei je počet předávacích míst držitele licence na přenos, jimž poskytuje přenosové služby v roce i,

M_peije eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu

M_pei = (M_i-1-X)*M_pei-1

kde

pro první rok regulačního období M_pei-1 = M_i-2,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví úřad,

M_i-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1, zaokrouhlený na 5 desetinných míst

NCE_pei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v přenosové soustavě, určená celostátní průměrnou nákupní cenou elektřiny od zdrojů připojených do přenosové soustavy v roce i,

PZT_pei je povolené množství ztrát v přenosové soustavě, určené podle následujícího vztahu

PZT_pei = (k_zPS/ (1-k_zPS))*RPME_zti

kde

k_zPS je povolená míra ztrát v přenosové soustavě vztažená k vstupujícímu toku elektřiny do přenosové soustavy, stanovená úřadem,

RPME_zti je vystupující tok elektřiny z přenosové soustavy který se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (včetně vlastní spotřeby ze sítě PPS, kontrahovaného tranzitu a exportu) a transformace do nižších distribučních úrovní napětí v roce i regulačního období

Ve dvousložkovém tvaru se tato průměrná cena rozděluje do dvou částí, které se vypočtou podle následujících vztahů:

s_perci = PV_pe0 * k_pei * M_pei / ∑_k=1,n RRK_(PS-VVN)ki

s_pepzi = NCE_pei * PZT_pei / RPME2_i

kde

s_perci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy v Kč/kW za rok,

s_pepzi je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/kWh,

RRK_(PS-VVN)kije plánovaná roční rezervovaná kapacita přenosové soustavy odběratele k. Kapacitu zařízení přenosové soustavy si rezervuje přímý odběr z přenosové soustavy (bez exportu, bez tranzitu a bez odběru PVE ze sítě PPS v režimu čerpání) a držitelé licence na distribuci elektřiny, připojení k přenosové soustavě, v roce i regulačního období.

Roční paušální poplatek RPRK_(PS-VVN)kiza rezervaci kapacity přenosové sítě odběratele k se vypočítá podle vztahu:

RPRK_(PS-VVN)ki = s_perci * RRK_(PS-VVN)ki

Příloha č. 2 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení regulované ceny za systémové služby

Regulovaná cena za systémové služby je stanovena vztahem

c_ssi = s_{ssi +}K_ssi

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

s_ssi je regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,

K_ssi je korekční faktor regulované ceny za systémové služby pro příslušný rok regulačního období. K_ssi zohledňuje efekt nevhodně nastaveného tarifu za systémové služby v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do regulované ceny za systémové služby v příslušném roce regulačního období. K jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za systémové služby, vypočítaná jako podíl skutečných tržeb za systémové služby a skutečného množství elektřiny v předminulém roce regulačního období, přesáhne regulátorem povolený rámec rozptylu od regulované ceny za systémové služby, stanovené uvedeným postupem pro daný rok. Pro počáteční rok prvního regulačního období je K_ssi rovno nule.

Regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru s_ssi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:

s_ssi = (PNC_psi * k_ssi (1+k_zss) + PV_osps0 * M_ospsi - PNC_sapsi) / RMESS1_i

kde

PNC_psi jsou celkové náklady na nákup podpůrných služeb v roce i regulačního období,

PV_osps0 je výchozí hodnota povolených výnosů za organizování obchodu se systémovými a podpůrnými službami, stanovená analyticky Energetickým regulačním úřadem pro první rok regulačního období:

PV_osps0 = PN_osps0 + O_osps0 + Z_osps0

kde

PN_osps0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence pro první rok regulačního období, nezbytných k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami,

O_osps0jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami,

Z_osps0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv, jejíž míru určí Energetický regulační úřad, a hodnoty provozních aktiv pro první rok regulačního období,

k_zssje koeficient ziskové marže, stanovený rozhodnutím úřadu,

k_ssi se vypočítá podle vztahu:

k_ssi = (PSS_i/ PSS_i-1)

kde

PSS_i, PSS_i-1 je potřeba výkonu podpůrných služeb elektrizační soustavy ČR v roce i, popřípadě v roce i-1. Pro počáteční rok prvního regulačního období je k_ssi rovno jedné,

M_osp_si je eskalační faktor, zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu

M_ospsi - (M_i-1- X)* M_o_spsi-1

kde

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví Energetický regulační úřad,

pro první rok regulačního období M_ospsi_-1 = M_i-2,

RMESS1_i je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice bez účelové spotřeby a bez spotřeby v ostrovních provozech,

PNC_sapsi je plánovaný objem nákladů na podpůrné služby v roce i regulačního období, hrazený samovýrobci za účelovou spotřebu,

PNC_sapsi = s_sassi * PME_sai

kde

PME_sai je velikost plánované účelové spotřeby samovýrobců v roce i regulačního období, korigovaná koeficientem nejistoty velikosti účelové spotřeby k_sani; velikost tohoto koeficientu stanoví úřad,

s_sassi je regulovaná cena za systémové služby pro účelovou spotřebu samovýrobců v příslušném roce regulačního období, která se vypočte podle následujícího vztahu:

s_sassi = (PNC_psi * k_ssi (1+k_zss) + PV_osps0 * M_ospsi) * k_sass/ RMESS2_i

kde

RMESS2_i je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice bez spotřeby v ostrovních provozech,

k_ssi je koeficient podílu ceny systémové služby pro účelovou spotřebu z ceny systémové služby pro konečné zákazníky, včetně účelové spotřeby; velikost tohoto koeficientu určí úřad.

Příloha č. 3 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny

Pro účely regulace průměrné ceny za distribuci elektřiny je distribuční systém rozčleněn na následující části:

• distribuční síť VVN

• distribuční síť VN spolu s transformací VVN / VN

• distribuční síť NN spolu s transformací VN / NN.

Výpočtové průměrné ceny za distribuci jednotkového množství elektřiny pro distribuční soustavy velmi vysokého napětí, vysokého napětí nebo nízkého napětí jsou stanoveny vztahem:

c_(dx-dx)ei = s_(dx-dx)ei + K_(dx-dx)ei

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

s_(dx-dx)ei jsou výpočtové průměrné ceny za distribuci jednotkového množství elektřiny pro příslušnou x-tou úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období. Distribucí elektřiny se v tomto případě rozumí doprava elektřiny přes určitou napěťovou úroveň při vstupu elektřiny do a výstupu elektřiny z uvažované napěťové úrovně (s přiřazením transformací mezi úrovněmi napětí k jednotlivým napětím podle uvedeného rozčlenění).

K_(dx-dx)ei je korekční faktor průměrných výpočtových cen za distribuci pro příslušnou část distribučního systému dx (úroveň napětí x).

K_(dx-dx)ei zohledňuje efekt nevhodně nastaveného tarifu za distribuci elektřiny na napěťové úrovni x v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt, tedy vliv rozdílu výpočtových a skutečně dosažených průměrných cen nad povolený rámec rozptylu od výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny (kladný i záporný) do regulovaných průměrných cen za distribuci elektřiny na uvažované úrovni napětí v příslušném roce regulačního období. K jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny, vypočítaná ze skutečně distribuovaného množství elektřiny na příslušné úrovni napětí a ze skutečných tržeb za distribuci elektřiny na této úrovni napětí v předminulém roce regulačního období přesáhne regulátorem povolený rámec rozptylu od výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny na této úrovni napětí, stanovené uvedeným postupem pro daný rok. Pro počáteční rok prvního regulačního období je K_(dx-dx)ei rovno nule.

Výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny s_(dx-dx)_ei v příslušné napěťové úrovni x bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období i se vypočtou podle následujícího vztahu:

s_(dx-dx)ei = PV_dxe0 * k_dxei * M_dxei/ RDME1_xi + NCE_dxei * PZT_dxei / RDME2_xi

kde

PV_dxe0 je výchozí hodnota povolených výnosů, stanovená analyticky úřadem pro první rok regulačního období

PV_dxe0 = PN_dxe0 + O_dxe0 + Z_dxe0

kde

PN_dxe0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence pro první rok regulačního období, nezbytných k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni,

O_dxe0 jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni,

Z_dxe0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv příslušné části distribučního systému, jejíž míru určí úřad, a hodnoty provozních aktiv této části distribučního systému pro první rok regulačního období,

k_dxei se vypočítá podle vztahu

k_dxei= (v_dxe*RDME_xi / RDME_xi-1, +v_dxo* POM_dxei/ POM_dxei-1,) * k_dxei-1,

kde

pro první rok regulačního období k_dxei = 1,

v_dxe je váha korekce na změnu odebírané energie z napěťové úrovně distribuční soustavy,

v_dxo je váha korekce na změnu počtu odběrných míst z napěťové úrovně distribuční soustavy.

Pro v_de a v_do platí vztah

v_dxe + v_dxo=1

RDME1_xi je plánované distribuované množství elektřiny příslušnou částí distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období (odběr elektřiny z příslušné části distribučního systému, který se skládá z odběru všech konečných zákazníků z dané napěťové úrovně, transformace elektřiny do nižších úrovní napětí (kromě NN), z bilančního salda odběru držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě)),

RDME2_xi je plánované distribuované množství elektřiny příslušnou částí distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období (odběr elektřiny z příslušné části distribučního systému, který se skládá z odběru všech konečných zákazníků z dané napěťové úrovně, transformace elektřiny do nižších úrovní napětí (kromě NN), z bilančního salda odběru držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) včetně exportu a odběru PVE v režimu čerpání),

POM_dxe_i je počet odběrných míst držitele licence na distribuci, jimž poskytuje distribuční služby na úrovni napětí x v roce i,

M_dei je eskalační faktor, zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu

M_dei = (M_i-1- X) * M_de_i-1

kde

pro první rok regulačního období M_dei-1 = M_i-2,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví Energetický regulační úřad,

NCE_dei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě, určená celostátní průměrnou nákupní cenou elektřiny od zdrojů připojených do přenosové soustavy v roce i,

PZT_dxei je povolené množství ztrát v napěťové úrovni x distribuční sítě, určené vztahem

PZT_dxei= (k_zdxei / (1-k_zdxei))*RDME_pzdxi

kde

k_zdxei je povolená míra ztrát v distribuční soustavě na úrovni napětí x v roce i, vztažená k vstupujícímu toku elektřiny do této napěťové úrovně distribuční soustavy, stanovená Energetickým regulačním úřadem,

RDME_pzdxi je plánované distribuované množství elektřiny příslušnou částí distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období (odběr elektřiny z příslušné části distribučního systému, který se skládá z odběru všech konečných zákazníků z dané napěťové úrovně, transformace elektřiny do nižších úrovní napětí (kromě NN), z odběru držitelů licence na distribuci, z odběru držitele licence na přenos, exportu, vlastní spotřeby v příslušné části distribuční soustavy a odběru PVE v režimu čerpání na dané napěťové úrovni),

Ve dvousložkovém tvaru se tyto regulované průměrné ceny rozdělují do dvou částí, které se vypočtou podle následujících vztahů:

s_dxerci ⁼ PV_dxe0 * k_dxe_i * M_dxei / ((RK_KZxei ⁺ RK_DLxei)*(1 + TE_TRxei / (RME_KZxei + RME_DLxei)))

s_dxepzi = NCE_dxei * PZT_dxei / RDME2_xi kde

S_dxerci je složka regulované ceny distribuce elektřiny za roční rezervovanou kapacitu napěťové úrovně x distribuční soustavy v Kč/kW za rok v roce i,

S_dxepzi je složka regulované ceny distribuce elektřiny za použití napěťové úrovně x distribuční soustavy v Kč/k Wh v roce i,

RK_Kzxi je plánovaná roční rezervovaná kapacita (technické maximum) konečných zákazníků napěťové úrovně x distribuční soustavy v roce i,

RK_DLxi je bilanční saldo plánované roční rezervované kapacity (technické maximum) držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni x distribuční soustavy v roce i,

TE_TRxi je roční plánované množství elektřiny tekoucí transformací z napěťové úrovně x na nižší napěťovou úroveň distribuční soustavy v roce i,

RME_KZxi je roční plánované množství elektřiny odebírané konečnými zákazníky na napěťové úrovni x distribuční soustavy v roce i,

RME_DLxi je bilanční saldo ročního plánovaného množství elektřiny držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni x distribuční soustavy v roce i.

Příloha č. 4 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení kumulativní regulované průměrné ceny za distribuci elektřiny

Kumulativní dvousložková regulovaná průměrná cena za distribuci se rozděluje na část za rezervaci kapacity a na část za použití příslušné napěťové úrovně distribuční sítě. Pro distribuční napěťovou úroveň velmi vysokého napětí (dále také VVN) jsou stanoveny vztahy:

c_dVVNerci = s_dVVNerci + s_perci * (RRK_(PS-VVN)i + ∑_k=1,n RRK _(VVNk-VVN)i) / ((RK_KZVVNi+ RK_DLVVNi)*(1 + TE_(VVN-VN)i / (RME_KZVVNi + RME_DLVVNi)))

c_dVVNepzi= s_dVVNepzi + (s_pepzi + K_pe_i) * (TE_(PS-VVN)i + ∑_k=1,nTE_(VVNk-VVN)i) / RDME2_VVNi

Přetoky mezi sítěmi VVN jednotlivých držitelů licence na distribuci jsou placeny cenou za přenos elektřiny. Úhrada nákladů na používání vývodových polí, vedení, atd. se může řešit samostatnou dohodou. Na příslušných stranách smluvních partnerů se náklady a výnosy plynoucí z dohody započítávají do povolených nákladů nebo výnosů při tvorbě ceny za službu sítě.

Kumulativní dvousložková regulovaná průměrná cena jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí (dále také VN) jsou stanoveny vztahy:

c_dVNerci = s_dVNerci + c_dVVNerci * ((RK_KZVVNi + RK_DLVVNi)* TE_(VVN-VN)i / (RME_KZVVNi+ RME_DLVVNi)) / ((RK_KZVNi + RK_DLVNi)*(1 + TE_(VVN-VN)i / (RME_KZVNi +RME_DL_VNi)))

c_dVNepzi= s_dVNepzi + c_dVVNepzi * TE_(VVN-VN)i/ RDME2_VNi

Přetoky mezi sítěmi VN jednotlivých držitelů licence na distribuci mohou být, v odůvodněných případech, mezi jednotlivými držiteli licence hrazeny na základě „Dohody o úhradě nákladů“. Na příslušných stranách smluvních partnerů se náklady a výnosy plynoucí z dohody započítávají do povolených nákladů nebo výnosů při tvorbě ceny za službu sítě.

Na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je v roce 2002 použita kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny.

Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého napětí (dále také VVN) je stanovena vztahem:

c_dVVNei = c_d(VVN-VVN)ei + s_perci * (RRK _(PS-VVN)i + ∑_k=1,n RRK _(VVNk-VVN)i) / RDME1_VVNi +(s_pepzi + K_pei) * (TE_(PS-VVN)i+ ∑_k=1,n TE_(VVNk-VVN)i) /RDME2_VVNi

Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí (dále také VN) je stanovena vztahem

c_dVNei = c_d(VN-VN)ei+ (c_dVVNei - c_dVVNepzi) * TE _(VVN-VN)i / RDME1 _VNi+ c_dVVNepzi * TE_(VVN-VN)i / RDME2_VNi

Kumulativní regulovaná průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí (dále také NN) je stanovena vztahem

c_dNNei = c_d(NN-NN)ei + (c_dVNei ^_ c_dVNepzi) * TE_(VN-NN)i / RDME1_NNi + c_dVNepzi * TE _(VN-NN)i / RDME2_NNi

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

s_dVVNerci, s_dVNercijsou složky regulované ceny distribuce elektřiny za roční rezervovanou kapacitu napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/kW za rok v roce i,

s_dVVNepzi, s_dVNepzijsou složky regulované ceny distribuce elektřiny za použití napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/kWh v roce i,

c_d(VVN-VVN)ei, c_d(VN-VN)ei, c_d(NN-NN)ei jsou regulované průměrné ceny za distribuci elektřiny na úrovni velmi vysokého napětí, vysokého napětí nebo nízkého napětí, stanovené Energetickým regulačním úřadem pro rok i postupem uvedeným v příloze č. 3 této vyhlášky,

TE _(PS-VVN)i, TE _(VVN-VN)i, TE _(VN-NN)i jsou plánované toky elektřiny pro rok i mezi přenosovou soustavou a distribuční úrovní VVN, popřípadě mezi distribučními úrovněmi VVN-VN nebo VN-NN držitele licence na distribuci. Je uvažován tok v transformaci mezi úrovněmi napětí (na vstupu do transformace, tedy se započtením ztrát v transformaci mezi úrovněmi distribučních napětí). Ztráty v transformaci PS-VVN jsou započteny do ztrát PS.

TE _(VVNk-VVN)i je plánované bilanční saldo elektřiny mezi distribuční úrovní VVN k-tého držitele licence na distribuci a držitele licence na distribuci (kteří jsou připojeni k přenosové soustavě).

RDME1_VVNi, RDME1_VNi, RDME1_Nni jsou plánované toky elektřiny pro rok i na výstupu z distribuční úrovně VVN, popřípadě VN nebo NN držitele licence na distribuci. Jsou to odběry konečných zákazníků na dané úrovni napětí, toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané úrovně napětí (kromě NN), bilanční saldo odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě na dané napěťové úrovni,

RDME2_VVNi, RDME2_VNi, RDME2_NNi jsou plánované toky elektřiny pro rok i na výstupu z distribuční úrovně VVN, popřípadě VN nebo NN držitele licence na distribuci. Jsou to odběry konečných zákazníků na dané úrovni napětí, toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané úrovně napětí (kromě NN), bilanční saldo odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, export a odběry PVE v režimu čerpání na dané napěťové úrovni,

c_peije regulovaná průměrná cena za přenos elektřiny, stanovená podle přílohy č. 1),

s_perci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy v Kč/kW.r, stanovená podle přílohy č. 1,

s_pepzi je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/kWh, stanovená podle přílohy č. 1,

K_pei je korekční faktor regulované průměrné ceny za přenos elektřiny pro příslušný rok regulačního období, stanovené podle přílohy č. 1 této vyhlášky,

RRK_(PS-VVN)i je rezervovaná kapacita přenosové soustavy plánovaná držitelem licence na distribuci, připojeného k přenosové soustavě, stanovená podle přílohy č. 1,

RRK_(VVNk-VVN)i je plánované bilanční saldo rezervované kapacity mezi distribuční úrovní VVN k-tého držitele licence na distribuci a držitele licence na distribuci, kteří jsou připojeni k přenosové soustavě,

RK_KZVVNi, RK_KZVNi jsou plánovaná roční rezervované kapacity (technická maxima) konečných zákazníků napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

RK_DL_VVNi, RK_DLVNijsou bilanční salda plánované roční rezervované kapacity (technická maxima) držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

RME_KZVVNi, RME_KZVNijsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

RME_DLV_VNi, RME_DLVNi jsou bilanční salda ročního plánovaného množství elektřiny držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

n je počet sousedních distribučních soustav.

Přetoky mezi sítěmi NN jednotlivých držitelů licence na distribuci mohou být, v odůvodněných případech, mezi jednotlivými držiteli licence hrazeny na základě „Dohody o úhradě nákladů“. Na příslušných stranách smluvních partnerů se náklady a výnosy plynoucí z dohody započítávají do povolených nákladů nebo výnosů při tvorbě ceny za službu sítě.

Příloha č. 5 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení výpočtové průměrné ceny dodávky elektřiny pro chráněného zákazníka

Výpočtová průměrná cena dodávky elektřiny c_chzexi pro chráněné zákazníky, odebírající elektřinu z napěťové úrovně x, v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:

c_chzexi - c_nevei (1 +k_zrnoe) + c_oti + c_ssi + (c_dxei + c_vozki + c_dDSi) c_ochzxei

kde

c_nevei je celostátní průměrná nákupní cena elektřiny roku i regulačního období, stanovená rozhodnutím úřadu,

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

k_zmoe je koeficient ziskové marže, stanovený rozhodnutím úřadu,

c_ot_i je cena za činnost operátora trhu spojená s vyhodnocením a zúčtováním odchylek od sjednaných hodnot a za organizaci krátkodobého trhu s elektřinou, podle přílohy č. 7,

c_vozki je příspěvek k ceně distribuce elektřiny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla, podle přílohy č. 6,

c_dDSije příspěvek odběratelů k ceně distribuce elektřiny na dobropisy pro decentrální výrobu, podle přílohy č. 8,

c_ssi je regulovaná cena systémových služeb pro konečné odběratele v příslušném roce regulačního období, stanovená rozhodnutím úřadu podle přílohy č. 2,

c_dxei je výpočtová průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého napětí, vysokého napětí a nízkého napětí v příslušném roce regulačního období, stanovená rozhodnutím úřadu podle přílohy č. 4,

c_ochzxei je průměrná cena obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky stanovená vztahem:

c_ochzxei = PV_ochzxe₀ *M_ochzei * PD_chzxei / RMECHZ_xi

kde

PV_ochzxe0 = PN_ochzxe0 + O_ochzxe0 + Z_ochzxe0

kde

PN_ochzxe0 je výchozí úroveň povolených nákladů nezbytných k zajištění obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky stanovená analyticky úřadem pro první rok regulačního období,

O _ochzxe0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky

Z _ochzxe0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv, jejíž míru určí Energetický regulační úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění činnosti dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky pro první rok regulačního období,

M_ochzei je eskalační faktor, zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu

M_ochzxei = (M_i-1 - X_x) * M_ochzxei-1

kde

pro první rok regulačního období M_ochzxei-1 = M_i-2,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví úřad,

PD_chz_xeije podíl dodávky chráněným zákazníkům na celkové dodávce elektřiny na příslušné úrovni distribučního napětí, který se stanoví vztahem:

PD_chzxei = RMECHZ_xi / (RMECHZ_xi + RMEOZ_xi)

RMECHZ_xi je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni VVN, VN a NN v roce i chráněným zákazníkům,

RMEOZ_xi je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni VVN, VN a NN v roce i oprávněným zákazníkům.

Příloha č. 6 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení příspěvku na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla a postup kompenzace těchto vícenákladů

Příspěvek k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla c_vozki je určen vztahem:

c_vozki = (VCN_vozi+K_vcni) /RMES_i

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

VCN_vozijsou předpokládané celkové vícenáklady na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla,

VCN_vozi= CN_vozi- c_nevei*PMF_ozi

kde

CN_vozi jsou předpokládané celkové náklady výkupu na základě úřadem stanovených minimálních výkupních cen elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla roku i, podle údajů předminulého roku a velikosti minimálních výkupních cen elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla platných v roce i,

c_nevei je předpokládaná celostátní průměrná nákupní cena elektřiny roku i regulačního období,

PME_ozi je celkové předpokládané množství elektřiny vykoupené z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla

K_vcni je korekční faktor v Kč příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům pro podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla. K_vcni zohledňuje efekt nevhodně nastaveného příplatku v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do příplatku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům. Určuje se jako rozdíl mezi předpokládanými vícenáklady spojenými s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla na předminulý rok a skutečně dosaženými vícenáklady v předminulém roce regulačního období. Pro počáteční rok prvního regulačního období je K_vcni roven nule.

RMES_ije plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice, včetně odběru PVE (připojených do REAS) v režimu čerpání, exportu z REAS a salda lokálních držitelů licence na distribuci.

Platba pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla regionálního distributora:

PL_vozki = Z_vozki - VCN_vozki+ K_plki

kde

Z_vozki jsou předpokládané platby konečných zákazníků regionálnímu distributorovi prostřednictvím příplatku k ceně elektřiny v roce i,

VCN_vozki jsou předpokládané vícenáklady na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla regionálního distributora k na distribuci v roce i,

K_plki zohledňuje efekt nevhodně nastavených plateb pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla pro minulý rok regulačního odbdobí a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do plateb pro vyrovnání vícenákladů regionálního distributora. K_plki zohledňuje rozdíl mezi plánovanými a skutečně dosaženými vícenáklady na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla a předpokládanou a skutečnou velikostí plateb konečných zákazníků regionálního distributora prostřednictvím příspěvku na krytí vícenákladů v roce i-2. Pro počáteční rok prvního regulačního období je K_plki roven nule.

Platba PL_vozki se s ohledem na znaménko přičítá k paušálnímu poplatku regionálních držitelů licence na distribuci za rezervaci kapacity přenosové sítě spolu s manipulačním poplatkem v celkové výši stanovené úřadem a rozdělené úměrně absolutním hodnotám PL_vozki jednotlivých regionálních držitelů licence na distribuci.

Příloha č. 7 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny za činnosti operátora trhu s elektřinou

1. Cena za registraci subjektů zúčtování přistupujících ke společným závazným pravidlům zúčtování je určena jako roční poplatek stanovený úřadem jednotně pro všechny subjekty zúčtování v Kč/rok. Cena je neměnná v celém regulačním období.

2. Výpočtová cena za vyhodnocení a zúčtování odchylek od sjednaných hodnot a organizaci krátkodobého trhu se vypočte podle vztahu

c_oti= (PV_ot0* M_oti/ RMESS_i) + K_oti

kde

c_otije výpočtová cena za organizování, vyhodnocení a zúčtování organizovaného krátkodobého trhu s elektřinou a za vyhodnocení a zúčtování odchylek

PV_ot0je výchozí hodnota povolených výnosů operátora trhu pro organizování, vyhodnocení a zúčtování organizovaného krátkodobého trhu s elektřinou a pro vyhodnocení a zúčtování odchylek, stanovená analyticky pro první rok regulačního období,

PV_ot0 = PN_ot0 + O _ot0 + Z_ot0

kde

PN_ot0 je výchozí úroveň povolených nákladů nezbytných pro organizování, vyhodnocení a zúčtování organizovaného krátkodobého trhu s elektřinou a pro vyhodnocení a zúčtování odchylek stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,

O_ot0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku operátora trhu, sloužícího k organizování, vyhodnocení a zúčtování organizovaného krátkodobého trhu s elektřinou a k vyhodnocení a zúčtování odchylek pro první rok regulačního období,

Z _ot0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv, jejíž míru určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k organizování, vyhodnocení a zúčtování organizovaného krátkodobého trhu s elektřinou a k vyhodnocení a zúčtování odchylek pro první rok regulačního období,

M_ot_i je eskalační faktor, zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu

M_oti- (M_i-1- X) * M_oti-1

kde

pro první rok regulačního období M_oti-1 = 1,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví Úřad,

RMESS_i je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice

K_oti korekční faktor ceny za vyhodnocení a zúčtování odchylek od sjednaných hodnot a organizaci krátkodobého trhu pro příslušný rok regulačního období a zohledňuje efekt nevhodně nastavené ceny v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do regulované ceny v příslušném roce regulačního období.

Příloha č. 8 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny dobropisů pro decentrální zdroje vyvedené do distribučních sítí a postup kompenzace těchto příspěvků

Dobropisy pro zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí zohledňují příznivý vliv těchto zdrojů na snížení ztrát v přenosové a distribučních sítích. Jsou hrazeny držitelem licence na distribuci příslušnému držiteli licence na výrobu elektřiny.

Cena dobropisu se stanoví pro všechny zdroje vyvedené do sítě držitele licence na distribuci bez ohledu na napěťové úrovně podle následujícího vztahu:

c_dDSvi = s_pepzi * k_dvi + K_dDSvi

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

s_pepzije složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/kWh,

k_dvi je koeficient navýšení dobropisu za snížení ztrát v distribuční síti pro decentrální výrobu v p.j. Velikost koeficientu stanoví úřad.

K_dDSvi je korekční faktor k ceně dobropisu pro držitele licence na výrobu elektřiny připojené k distribuční síti příslušného provozovatele zohledňující efekt nevhodně nastaveného dobropisu v předminulém roce regulačního období. Pro počáteční rok prvního regulačního období je K_dDSv_i roven nule.

Předpokládaný roční objem dobropisů v Kč/rok zaplacený držitelem licence na distribuci držitelům licence na výrobu je dán vztahem:

PL_dDSi = c_dDSvi * PME_dDSvi

kde

PME_dDSvi je celkové předpokládané množství elektřiny vyrobené ve zdrojích vyvedených do distribuční sítě držitele licence na distribuci,

Příspěvek k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí dobropisů pro zdroje vyvedené do distribučních sítí c_dDSi je určen vztahem:

c_dDSi = PL_dDsi / RMES_i + K_dDSi

kde

RMES_i je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice, včetně odběru PVE (připojených do REAS) v režimu čerpání, exportu z REAS a salda lokálních držitelů licence na distribuci,

K_dDSi zohledňuje efekt nevhodně nastavených plateb dobropisů pro zdroje vyvedené do distribučních sítí pro minulý rok regulačního odbdobí a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do plateb pro vyrovnání plateb regionálního distributora. K_dDsi zohledňuje rozdíl mezi plánovanými a skutečně dosaženými náklady na hrazení dobropisů pro zdroje vyvedené do distribučních sítí a předpokládanou a skutečnou velikostí plateb konečných zákazníků regionálního distributora prostřednictvím příspěvku na krytí dobropisů v roce i-2. Pro počáteční rok prvního regulačního období je K_dDSi roven nule.

Příloha č. 9 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny přepravy a uskladňování zemního plynu

Cena přepravy a uskladňování zemního plynu od souběžného držitele licence na přepravu plynu a uskladňování plynu je dána cenou za denní výkon a je stanovena vztahem:

c_dvi = s_pi +s_si +s_csi

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

s_pi je průměrná cena za přepravu zemního plynu vztažená k jednotce denního výkonu,

s_si je průměrná cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které jsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu, která se určí podle přílohy č. 13, vztažená k celkovému dennímu výkonu, zajišťovanému na základě uzavřených smluv provozovatelem přepravní soustavy, v roce i-1 regulačního období,

s_csi je cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které nejsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu, přepočtená k celkovému plánovanému dennímu výkonu zajišťovanému na základě uzavřených smluv provozovatelem přepravní soustavy v roce i regulačního období,

Cena za přepravu zemního plynu s_pi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:

s_pi = (PV_p0 *M_psi + NCP_pi*PZT_pi) / PDV_i-1

kde

PV_p0 je výchozí hodnota povolených výnosů, stanovená analyticky úřadem pro první rok regulačního období

PV_p0 = PN_p0 + O_p0 + Z_p0

kde

PN_p0 je výchozí úroveň povolených nákladů nezbytných k zajištění přepravních služeb držitele licence stanovená analyticky úřadem pro první rok regulačního období,

O_p0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění přepravních služeb,

Z_p0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv, jejíž míru určí úřad, a hodnoty provozních aktiv sloužících k zajištění přepravních služeb, pro první rok regulačního období,

M_psi je eskalační faktor, zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu

M_psi = (M_i-1 -X)* M_psi-1

kde

pro první rok regulačního období M_psi-1 = M_i-2,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví úřad,

NCP_pi plánovaná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v přepravní soustavě,

PZT_pije povolené množství ztrát v přepravní soustavě, určené vztahem:

PZT_pi =k_zpP*RPMP_i

kde

k_zpP je povolená míra ztrát v přepravní soustavě, vztažená k vstupujícímu množství energie zemního plynu do přepravní soustavy, stanovená úřadem,

RPMP_i je plánované množství energie zemního plynu vstupující do přepravní soustavy v roce i regulačního období,

PDV_i-1 je celkový plánovaný denní výkon zajišťovaný na základě uzavřených smluv provozovatelem přepravní soustavy v roce i-1 regulačního období,

Cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které nejsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu s_sci se vypočte podle následujícího vzorce:

s_sci = PN_sci/PDV_i-1

kde

PN_sci jsou plánované náklady na skladování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které nejsou provozovány držitelem licence na uskladňování zemního plynu, který je současně držitelem licence na přepravu zemního plynu.

Návrh ceny přepravy a uskladňování zemního plynu, předkládaný úřadu a všechny mezivýsledky získané při jejím výpočtu podle této přílohy, jsou zaokrouhlovány na čtyři desetinná místa.

Příloha č. 10 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny energie zemního plynu od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k přepravní soustavě

Cena energie zemního plynu od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem, přímo připojeným k přepravní soustavě je dána vztahem:

c_kij = s_kij + K_kij

kde

i je pořadové číslo roku regulačního období,

j je pořadové číslo čtvrtletí v příslušném roce regulačního období,

s_kij je cena energie zemního plynu bez započtení korekčního faktoru v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období,

K_kijje korekční faktor průměrné ceny energie zemního plynu pro příslušné čtvrtletí příslušného roku regulačního období. K_kijzohledňuje efekt rozdílu mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu v předminulém čtvrtletí a započítává jej při splnění podmínky uvedené v § 10 odst. 6 do ceny energie zemního plynu v příslušném čtvrtletí.

Cena energie zemního plynu s_kij bez započtení korekčního faktoru k_kij v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:

s_kij = n_sij* (1 + k_zm) + PV_zo0 *M_zoi / RMDP_i

kde

n_sij jsou měrné náklady na nákup zemního plynu, stanovené podle následujícího vzorce:

n_sij = (PNCP_npij + PNCZ_nzij) / (RMDP_ijp + RMDP_ijpz)

kde

PNCP_npij jsou plánované náklady na nákup zemního plynu prodaného obchodníkem s plynem v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období, bez nákladů na nákup zemního plynu uskladňovaného v podzemních zásobnících,

PNCZ_nzij jsou plánované náklady na nákup zemního plynu prodaného obchodníkem s plynem ze zásobníku zemního plynu v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období bez nákladů na skladování v tomto zásobníku,

RMDP_ijp je plánované množství energie zemního plynu prodané obchodníkem s plynem v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období bez plánovaného množství energie zemního plynu prodaného z podzemních zásobníků,

RMDP_ijpz je plánované množství energie zemního plynu prodané obchodníkem s plynem z podzemního zásobníku plynu v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období,

k_zm je výchozí koeficient ziskové marže, stanovený rozhodnutím úřadu,

PV_zo0 je výchozí hodnota povolených výnosů pro zajištění obchodu se zemním plynem, stanovená analyticky pro první rok regulačního období:

PV_zo0 = PN_zo0 + Oz_zo0 + Z_zo0

kde

PN_zo0 je výchozí úroveň povolených nákladů nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem stanovená analyticky úřadem pro první rok období,

O_zo0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se zemním plynem,

Z_zo0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv, jejíž míru určí úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem pro první rok regulačního období,

M_zoi je eskalační faktor, zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu:

M_zoi = (M_i-1 - X)* M_zoi-1

kde

pro první rok regulačního období M_zoi-1 = M_i-2,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu úřad,

RMDP_i je plánované množství energie zemního plynu prodané obchodníkem s plynem v příslušném roce regulačního období.

Příloha č. 11 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení průměrné ceny zemního plynu dodávaného držitelem licence na distribuci plynu připojeného na přepravní soustavu a průměrné ceny zemního plynu prodávaného od obchodníků s plynem účastníkům trhu s plynem připojeným k distribuční soustavě

Průměrná cena zemního plynu od držitele licence na distribuci plynu a průměrná cena zemního plynu od obchodníků s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k distribuční soustavě jsou stanoveny vztahem:

c_kzpij = c_kij + c_dvki + c_dzpi + c_dpi

kde

c_kij je průměrná cena energie zemního plynu od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem, přímo připojeným k přepravní soustavě v příslušném čtvrtletí regulačního období,

c_dvki je cena přepravy a uskladňování zemního plynu, přepočtená na jednotku plánovaného distribuovaného množství energie v roce i regulačního období, vypočtená podle vztahu:

c_dvki = (c_dvi* PDV_i-1)/ RDMP_i

kde

c_dvi je cena přepravy a uskladňování zemního plynu,

PDV_i-1 je plánovaný denní výkon zajišťovaný na základě smluv daného držitele licence na distribuci plynu uzavřených s provozovatelem přepravní soustavy v roce i-1 regulačního období,

RDMP_i je plánované prodané množství energie zemního plynu v roce i regulačního období,

c_dzpij je průměrná cena dodávky/prodeje zemního plynu v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období, vypočtená podle vztahu:

c_dzpij = (PV_ozp0 * k_ozpi * M_ozpi) / RDMP_i

kde

PV_ozp0 je výchozí hodnota povolených výnosů z obchodu se zemním plynem, stanovená analyticky úřadem pro první rok regulačního období:

PV_ozp0 = PN_ozp0 + O_ozp0 + Z_ozp0

kde

PN_ozp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence pro první rok regulačního období, nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem,

O_ozp0 jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se zemním plynem,

Z_ozp0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv, jejíž míru určí úřad, a hodnoty provozních aktiv (používaných k obchodu se zemním plynem) pro první rok regulačního období,

k_ozpi se vypočítá podle vztahu:

k_ozpi = PCZ_dpi/PCZ_dpi-1*k_ozpi-1

kde

k_{ozpi -2} = 1,

PCZ_dpi je plánovaný počet odběrných míst zákazníků, jimž provozovatel distribuční soustavy v roce i zajišťuje dodávku a prodej,

M_ozpi je eskalační faktor, zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu:

M_ozpi = (M_i-1 - X_i) *M_ozpi-1

kde

pro první rok regulačního období M_ozpi-1= M_i-2,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví úřad,

c_dpi je průměrná cena za dopravu jednotkového množství energie zemního plynu distribučním systémem provozovatele distribuční soustavy v příslušném roce regulačního období, vypočtená podle vztahu:

c_dpi = s_dpi + K_dpi

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

s_dpi je průměrná cena za distribuci jednotkového množství energie zemního plynu bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,

K_dpi je korekční faktor průměrné ceny za distribuci pro příslušný rok regulačního období. K_dpi zohledňuje efekt nevhodně nastavené ceny za distribuci energie zemního plynu v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný nebo záporný) do průměrné ceny za distribuci energie zemního plynu v příslušném roce regulačního období. K jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za distribuci jednotkového množství energie zemního plynu, vypočítaná ze skutečného distribuovaného množství energie zemního plynu a ze skutečných výnosů za distribuci energie zemního plynu v předminulém roce regulačního období, přesáhne regulátorem povolený rámec rozptylu od plánované průměrné ceny za distribuci energie zemního plynu pro daný rok.

Průměrná cena za distribuci jednotkového množství energie zemního plynu bez započtení korekčního faktoru s_dpi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle vztahu:

s_dpi = (PV_dp0*k_dpi*M_dpi + NCP_dpi *PZT_dpi) / RDMP_i

kde

PV_dp0 je výchozí hodnota povolených výnosů, stanovená analyticky úřadem pro první rok regulačního období

PV_dp0 = PN_dp0 + O_dp0 + Z_dp0

kde

PN_dp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence pro první rok regulačního období, nezbytných k zajištění distribučních služeb,

O_dp₀ jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb,

Z_dp0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv, jejíž míru určí úřad, a hodnoty provozních aktiv pro první rok regulačního období,

k_dpi se vypočítá podle vztahu:

k_dpi = (PZ_dpi/PZ_dpi-1)*k_dpi-1

kde

k_dp_i-2=1

PZ_dpi je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci, jimž poskytuje distribuční služby v roce i,

M_dpi je eskalační faktor, zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu:

M_dpi = (M_i-1 - X_i) *M_dpi-1

kde

pro první rok regulačního období M_dpi-1 = M_i-2,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví úřad,

NCP_dpi je plánovaná průměrná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v distribuční síti v roce i,

PZT_dpi je povolené množství ztrát v distribuční síti, určené vztahem:

PZT_dpi = (k_zpDS / (1 - k_zpDS)*RDMP_dpi

kde

k_zpDS je povolená míra ztrát v distribuční plynárenské soustavě vztažená ke vstupujícímu množství energie zemního plynu do distribuční soustavy, stanovená úřadem,

RDMP_dpi je plánované distribuované množství energie zemního plynu v roce i regulačního období.

Návrh průměrné ceny zemního plynu od držitele licence na distribuci plynu a průměrné ceny zemního plynu od obchodníků s plynem, ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k distribuční soustavě předkládaný Úřadu a všechny mezivýsledky získané při jejich výpočtu podle této přílohy, jsou zaokrouhlovány na čtyři desetinná místa.

Příloha č. 12 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny zemního plynu dodávaného držitelem licence na přepravu plynu těm chráněným zákazníkům, kteří jsou přímo připojeni na přepravní soustavu

Cenu zemního plynu dodávaného držitelem licence na přepravu plynu těm chráněným zákazníkům, kteří jsou přímo připojeni na přepravní soustavu c_dchzi v příslušném roce určí příslušný držitel licence podle vztahu:

c_dchzi = (PN_dchzi + O_dchzi + Z_dchzi) / PMDP_dchzi

kde

PN_dchzi je úroveň povolených nákladů držitele licence na přepravu plynu, nezbytná k zajištění přepravy, uskladňování a dodávky plynu chráněným zákazníkům přímo připojeným na přepravní soustavu, pro rok i regulačního období,

O_dchzi jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence na přepravu plynu, sloužícího k zajištění přepravy, uskladňování a dodávky plynu chráněným zákazníkům přímo připojeným na přepravní soustavu, pro rok i regulačního období,

Z_dchzi je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštními právními předpisy ⁶),

PMDP_dchzije množství energie zemního plynu dodané v roce i regulačního období držitelem licence na přepravu plynu chráněným zákazníkům, kteří jsou přímo připojeni na přepravní soustavu.

Příloha č. 13 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny za uskladňování zemního plynu

Průměrná cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících držitele licence na uskladňování zemního plynu c_skli se vypočte podle následujícího vzorce:

c_skli = (PV_s0 *M_psi + NCP_si*PZT_si) / PDV_skli

kde

PV_s0 je výchozí hodnota povolených výnosů, stanovena analyticky úřadem pro první rok regulačního období:

PV_s0 = PN_s0 + O_s0 + Z_s0

kde

PN_s₀ je výchozí úroveň povolených nákladů nezbytných k zajištění provozování podzemních zásobníků držitele licence stanovená analyticky úřadem pro první rok regulačního období,

O_ps₀ je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k provozování podzemních zásobníků,

Z_s0 je zisk, vypočtený jako součin výnosnosti provozních aktiv, jejíž míru určí úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění provozování podzemních zásobníků držitele licence, pro první rok regulačního období,

PDV_sk_li je celkový plánovaný denní výkon zajišťovaný držitelem licence na uskladňování zemního plynu v roce i regulačního období,

M_psi je eskalační faktor, zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců, vypočítaný podle vztahu:

M_psi= (M_i-1 - X_i) *M_psi-1

kde

pro první rok regulačního období M_psi-1 = M_i-2,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví úřad,

NCP_si je plánovaná průměrná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v zásobnících plynu v roce i,

PZT_si = k_zpS * RPMS_i

kde

PZT_si je povolené množství ztrát,

k_zp_S povolená míra ztrát v zásobnících plynu stanovená úřadem; je vztažena k ročnímu průměru počátečních měsíčních stavů provozních zásob plynu v roce i-2, vyjádřených v množství energie,

RPMS_i je roční průměr počátečních měsíčních stavů provozních zásob plynu v roce i-2, vyjádřených v množství energie.

Příloha č. 14 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny dodávky zemního plynu od výrobce plynu provozovatelům přepravní a distribučních soustav, postup stanovení ceny pro ostatní plyny, postup stanovení ceny plynu dodávaného držitelem licence na distribuci plynu s výjimkou držitele licence na distribuci plynu připojeného na přepravní soustavu

Cenu plynu v příslušném roce stanoví příslušný držitel licence podle vztahu:

C_pi = (PN_pi + O_pi + Z_pi) / PMD_pi

kde

PN_pi je plánovaná úroveň povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění výroby plynu, popřípadě k zajištění dodávky ostatních plynů v roce i,

O_pije plánovaná úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění výroby plynu, popřípadě k zajištění dodávky ostatních plynů v roce i,

Z_pi je přiměřený zisk, stanovený v souladu se zvláštním právním předpisem⁶),

PMDP_i je plánované množství dodaného plynu v roce i.

Příloha č. 15 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení průměrné ceny za dodávku tepelné energie domácnostem předchozího roku jako základny pro určení ceny za dodávku tepelné energie příslušného roku regulačního období

Průměrná cena za dodávku jednotkového množství tepelné energie pro domácnosti za rok předcházející danému roku regulačního období je stanovena vztahem

CTED_i-1 = ((TTED_i-1 - NPAL_i-1) / MTED_i) + (NPAL_i-1 / MTED_i-1)

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

CTED_i-1 je průměrná cena za dodávku jednotkového množství tepelné energie pro domácnosti v roce i-1,

TTED_i-1 tržby za dodávky tepelné energie pro domácnosti v roce i-1 podle pravidel věcného usměrňování cen platných v roce i-1; u vícesložkových cen jsou tržby součtem tržeb ze všech složek cen,

NPAL_i-1 náklady výrobce na palivo pro výrobu tepelné energie pro domácnosti podle skutečné spotřeby paliva v roce nebo skutečné náklady na nákup tepelné energie pro domácnosti v roce i-1,

MTED_i skutečný objem dodávek tepelné energie pro domácnosti v roce i,

MTED_i-1 skutečný objem dodávek tepelné energie pro domácnosti v roce i-1.

Eskalační faktor v příslušném roce regulačního období stanoví úřad podle vztahu:

EF_TEDi = K_TEDi * M_rti

kde

K_TEDi je konstanta stanovená úřadem pro daný rok regulačního období v Kč/GJ,

M_rt_i je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1.

Příloha č. 16 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny za tepelnou energii v případech, kdy není instalováno měřidlo spotřeby tepelné energie

V případech, kdy provozovatel tepelného zdroje umístěného v obytném domě neinstaloval v odůvodněných případech měřidlo spotřeby tepelné energie, zjistí se spotřeba za účtované období podle vztahu

spotřeba tepelné energie v GJ

= spotřeba paliva v tunách x výhřevnost paliva v GJ/t x směrná účinnost kotle v % / 100

kde

- spotřeba tepelné energie a spotřeba paliv se uvádí v objemech za příslušné účtované období,

- výhřevnost paliva se zaokrouhluje na 2 desetinná místa,

- směrnou účinnost kotle v % udává u nových zařízení projektant, respektive je uvedena v technické dokumentaci výrobce kotle, přičemž nesmí být nižší, než je uvedeno v následující tabulce; v ostatních případech se dosadí z následující tabulky.

U kotlů na zemní plyn se skutečná spotřeba tepelné energie na výstupu z kotle zjišťuje z energie plynu fakturovaného dodavatelem v kWh podle vztahu:

spotřeba tepelné energie v GJ

= spotřeba plynu v kWh: 277,78 kWh/GJ * k * směrná účinnost kotle v % /100

přičemž

1 GJ = 277,78 kWh

koeficient k_is vyjadřuje poměr mezi výhřevností a spalným teplem zemního plynu (tento koeficient sdělí na vyžádání dodavatel zemního plynu)

k_is=Q_i/ Q_s [ - ]

směrnou účinnost kotle v % udává u nových zařízení projektant, respektive je uvedena v technické dokumentaci kotle, v ostatních případech se dosadí z následující tabulky

Příloha č. 17 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup pro dělení sdružených nákladů výroby elektřiny a tepla

1. Postup se použije pro energetické výrobny, v nichž se vyrábí současně tepelná energie a elektřina, tj. pro kotelny vybavené kogeneračními jednotkami s pístovým motorem, pro teplárny s parními i plynovými turbinami a pro tepelné elektrárny s dodávkou tepla, provozované výrobci, kteří mají licenci na výrobu tepelné energie - skupina 31 (dále jen držitel licence) a vyrábějí elektřinu a tepelnou energii pro prodej, popř. též pro účelovou spotřebu, tj. spotřebu objektů, které slouží jiné činnosti držitele licence, např. průmyslových, administrativních a obchodních budov, sportovní haly či bazénu.

2. Postup se nevztahuje na energetické výrobny, které dodávají jen tepelnou energii a veškerá v nich vyráběná elektřina slouží jen ke krytí vlastní spotřeby zdroje tepelné energie a není dodávána do veřejné sítě ani přímo cizím subjektům, ani pro účelovou spotřebu držitele licence. V těchto zdrojích vlastní výroba elektřiny snižuje nebo eliminuje náklady na odběr ze sítě pro výrobu tepelné energie, která je jediným finálním produktem.

3. Celkové výrobní náklady se dělí na elektřinu a tepelnou energii, popř. tlakový vzduch po jednotlivých položkách, formou tabulky podle vzoru:

		náklad.	na elektřinu		na teplo		na tlak.vzduch
Položka	specifikace	pol.N_i	koef.	nákl.N_ei	koef.	nákl.N_ti	koef.	nákl.N_vzi
		tis. Kč	β_ei	tis. Kč	β_ti	tis. Kč	β_vzi	tis. Kč
Palivo
Energie (vlast, spotř. elektřiny)
Voda technol.
Ekologie
Popeloviny
Ostat.proměn.
Mzdy+soc.poj.
Údržba,opravy
Odpisy
Výrobní režie
Správní režie
Ostatní stálé
ÚVN	∑ N_i		∑ N_ei		∑ N_ti		∑ N_vzi
Jednotkové náklady	na výrobu	Kč/kW h	JNE
	na dodávku	Kč/GJ			JNT		JNVZ

4. Podíl připadající na elektřinu N_ei a na tepelnou energiii N_ti, popř. na tlakový vzduch N_vz_i se stanoví v každé položce podle vztahů:

na elektřinu	N_ei = N_i x β_ei
na tepelnou energii	N_ti = N_i x β_ti
na tlakový vzduch	N_vzi = N_i x β_vzi
přitom vždy	β_ei+β_ti+β_vzi= 1

kde

N_i	nákladová položka před dělením	[tis.Kč]
β_ei	rozdělovací koeficient pro dělení položky na elektřinu	[-]
β_ti	rozdělovací koeficient pro dělení položky na tepelnou energii	[-]
β_vzi	rozdělovací koeficient pro dělení položky na tlakový vzduch	[-]

5. Výroba tlakového vzduchu se týká jen dmychadel nebo kompresorů poháněných parní turbinou, obvykle v hutních teplárnách. V ostatních případech se náklady dělí jen mezi elektřinu a tepelnou energii a pro rozdělovači koeficienty platí vztah:

β_ei + β_ti= 1

6. Koeficienty β_ei, β_ti, β_vzi mají hodnotu menší nebo rovnou 1. Určí se podle vztahů uvedených v částech A až D.

7. Jednotkové výrobní náklady (Kč/kWh, Kč/GJ) se stanoví v závislosti na skladbě výrobního zařízení a provozního režimu podle vztahů uvedených v částech A až D.

Část A

Postup při dělení nákladů ve zdrojích tepla s kogeneračními jednotkami

Postup platí pro soubor tvořený kogeneračními jednotkami s pístovým motorem (dále jen KJ) a teplovodními nebo výtopenskými parními či horkovodními kotli. Provozní režim zahrnuje špičkový provoz (obvykle s akumulací tepla) nebo celodenní provoz KJ, a to samostatně, střídavě nebo současně s kotli, popř. též výrobu elektřiny s omezeným využitím nebo bez využití tepla.

1.Podrobný výpočet

1.1 Použije se tam, kde lze rozlišit podíl KJ a kotlů na spotřebě paliva, popř. též na údržbě a servisu a na odpisech nebo na úroku z úvěru. Rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

βekj=3,6×EkjQdkj+3,6×Ekj

na tepelnou energii

βtkj=QdkjQdkj+3,6×Ekj

na elektřinu

βer=3,6×EkjQvyt+3,6×Ekj

na tepelnou energii

βtr=QvytQvyt+3,6×Ekj

na elektřinu

βeo=0,95×βer+0,05>βer

na tepelnou energii

βto=0,95×βtr

kde

E^kj	svorková výroba elektřiny v KJ	[MWh]
Q^kj_d	užitečná dodávka tepelné energie z KJ	[GJ]
Q_vyt	užitečná dodávka tepelné energie na prahu zdroje (kotelny)	[GJ]

1.2 Koeficienty β_ei, β_ti se použijí k dělení položky palivo. Dále se použijí k dělení položek údržba a opravy, odpisy, pokud lze v nich spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle.

1.3 Koeficienty βeo,βto se použijí k alternativnímu dělení položek údržba a opravy, odpisy, pokud nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle.

1.4 Koeficienty βer,βtr se použijí k dělení ostatních položek, kde nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle.

1.5 V položce energie se rozdělí spotřeba elektřiny z výroby v KJ s použitím koeficientů βer,βtr a elektřina odebraná ze sítě se započítá jen na teplo s koeficientem 1. Elektřina z vlastní výroby se oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), odběr ze sítě nákupní cenou, vždy bez DPH.

1.6 Vzor podrobného dělení položek

položka	Specifikace	rozdělovací koef.
položka	Specifikace	na elekt.	na teplo
Palivo	spálené v KJ	βekj	βtkj
Palivo	spálené v kotlích		1
energie	elektřina z vlastní výroby	βer	βtr
energie	elektřina ze sítě		1
opravy údržba Servis	podíl údržby a oprav KJ	βekj	βtkj
	podíl údržby a oprav kotlů		1
	servis KJ	βekj	βtkj
odpisy	odpisy KJ	βekj	βtkj
odpisy	odpisy kotlů		1
ostatní položky	KJ + kotle	βer	βtr

alternativní dělení

opravy, údržba	KJ + kotle	βe o	βto
odpisy	KJ + kotle	βe o	βto

2. Zjednodušený výpočet pro jednotky středního výkonu - varianta a

Použije se pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem do 300 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ do 142 kW v případě, že na straně tepelné energie je měřena jen celková dodávka z kotelny a není znám podíl KJ a kotlů.

2.1 Pro dělení dílčí položky palivo spálené v KJ se použijí koeficienty βe kj, βt kjv závislosti na jednotkovém elektrickém výkonu

jednotkový elektrický výkon KJ	rozdělovací koef.
jednotkový elektrický výkon KJ	na el. βe kj	na teplo βt kj
menší než 45 kW	0,35	0,65
45 až 142 kW	0,4	0,6

2.2 Pro dělení položek odpisy, údržba a opravy se použije alternativní způsob s koeficienty βeo, βto, ostatní položky mimo palivo a energii se dělí pomocí koeficientů βer,βtr.

3. Zjednodušený výpočet pro jednotky středního výkonu - varianta b

Použije se pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem do 300 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ do 142 kW v případě, že je měřena jen celková výroba elektřiny, dodávka tepla z kotelny a součtová spotřeba paliva pro KJ a kotle.

3.1 Pro položky odpisy, údržba a opravy se použije alternativní způsob dělení s koeficienty βeo, βto, ostatní položky včetně paliva se dělí pomocí koeficientů βer,βtr.

4. Zjednodušený výpočet pro jednotky malého výkonu

Lze ho použít pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem KJ do 100 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ 22 až 63 kW. Všechny položky včetně paliva se dělí pomocí koeficientů βez, βtzstanovených podle vztahů:

na elektřinu

βez=ee+ket

na tepelnou energii

βtz=kete+ket

teplárenský modul

e=3,6×EkjQvyt

kde

k_et Koeficient vyjadřující poměr jednotkových nákladů na tepelnou energii JNT a na elektřinu JNE vztažených na stejnou jednotku (Kč/kWh); nestanoví-li Energetický regulační úřad jinak, dosadí se k_et = 0,97

5. Výpočet jednotkových nákladů

Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE a na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

JNE=∑NeiEkj [Kč/kWh]

na tepelnou energii

JNT=∑Nti×1000Qvyt [Kč/GJ]

kde

∑N_ei	součet nákladových položek na elektřinu	[tis.Kč]
∑N_ti	součet nákladových položek na tepelnou energii	[tis.Kč]

Část B

Postup při dělení nákladů sdružené výroby v teplárnách a elektrárnách s parními turbínami

Postup platí pro soubor tvořený teplárenskými parními kotli a parními protitlakými či kondenzačními odběrovými, popř. též čistě kondenzačními turbinami. Může být doplněn výtopenskými parními nebo horkovodními kotli, v hutních teplárnách parními turbinami pro pohon turbodmychadel či turbokompresorů (dále jen TD).

Provozní režim zahrnuje provoz teplárenské části celoročně samostatně nebo po část roku souběžně s výtopnou, střídavý provoz teplárenské a výtopenské části nebo provoz teplárny střídavě s turbinou a bez turbiny, s dodávkou tepla přes redukční stanice.

1. Výpočet základních rozdělovacích koeficientů

1.1 Základní rozdělovací koeficienty slouží jen jako pomocné veličiny pro výpočet rozdělovacích koeficientů určených k dělení nákladů tepláren a elektráren. Stanoví se podle vztahů:

na elektřinu

βe=QelQel+Qtep

na tepelnou energii

βt=QtepQel+Qtep

kde

Q_el	teplo spotřebované v parní turbině k výrobě elektřiny	[GJ]
Q_tep	užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny	[GJ]

1.2 Spotřeba tepla v páře k výrobě elektřiny Q_el v parních turbinách teplárny se stanoví podle vztahu:

Q_el = ∑M_ad × i_ad - ∑M_o× i_o- ∑M_pt×i_pt - ∑M_k × i_k - ∑M_u × i_u [GJ]

kde

M_ad	průtok admisní páry (na vstupu do turbin)	[t]
M_k	průtok turbinového kondenzátu	[t]
M_o	průtok páry do odběrů turbin	[t]
M_pt	průtok páry do protitlaku turbin	[t]
M_u	množství ucpávkové páry (je-li využíváno její teplo)	[t]
i_ad	entalpie páry na vstupu do turbiny (admisní, ostré páry)	[GJ/t]
i_k	entalpie turbinového kondenzátu	[GJ/t]
i_o	entalpie páry do jednotlivých odběrů	[GJ/t]
i_pt	entalpie páry do protitlaku turbin	[GJ/t]
i_u	entalpie ucpávkové páry	[GJ/t]

Pokud není teplo ucpávkové páry využíváno, neodečítá se.

1.3 Užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny se stanoví podle vztahu:

Q_tep = ∑M_hv × (i_vy - i_vs)₊ ∑(M_p × i_p - M_vk × i_vk )

kde

M_hv	průtok horké vody na prahu kotelny	[t]
M_vk	průtok vratného kondezátu na prahu kotelny	[t]
M_p	Průtok páry určitých parametrů na prahu kotelny	[t]
i_p	entalpie páry určitých patrametrů v místě měření průtoku	[GJ/t]
i_vk	entalpie vratného kondenzátu v místě měření průtoku	[GJ/t]
i_vs	entalpie vratné horké vody v místě měření průtoku	[GJ/t]
i_vy	entalpie výstupní horké vody v místě měření průtoku	[GJ/t]

Stejným způsobem se stanoví užitečné teplo na prahu výtopny Q_vyt.

2. VÝPOČET ROZDĚLOVACÍCH KOEFICIENTŮ PRO TEPLÁRNY VYBAVENÉ JEN TEPLÁRENSKÝMI KOTLI, S CELOROČNÍM PROVOZEM TURBÍN

2.1 Rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

βea=βe×iadired>βe

na tepelnou energii

βta=ired-βe×iadired=ired-iad+βt×iadired<βt

kde

i_red

entalpie páry redukovaná pro dodávku tepla

[GJ/t]

2.2 Je-li do turbin dodávána pára o různých parametrech, stanoví se její průměrná entalpie pro výpočet rozdělovacích koeficientů βea,βta podle vztahu:

iad=∑MTGnt×iTGnt+∑MTGvt×iTGvt∑MTGnt+∑MTGvt [GJ/t]

2.3 Redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla i_red se stanoví podle vztahu:

ired=∑Mo×io+∑Mpt×ipt+∑Mrs×irs∑Mo+∑Mpt+∑Mrs [GJ/t]

M_rs	průtok páry přes hlavní redukční stanici (z ostré páry)	[t]
M^nt_TG	průtok páry do TG na nižší tlakové úrovni	[t]
M^vt_TG	průtok páry do TG na vyšší tlakové úrovni	[t]
i_rs	entalpie páry za hlavní redukční stanicí	[GJ/t]
i^nt_TG	entalpie páry na vstupu do TG na nižší tlakové úrovni	[GJ/t]
i^vt_TG	entalpie páry na vstupu do TG na vyšší tlakové úrovni	[GJ/t]

3. Dělení nákladových položek v teplárnách

3.1 Pokud lze u položek energie, voda, opravy a údržba spolehlivě určit společné náklady a specifické náklady strojovny a kotelny, provede se to podle vzoru:

Položka	specifikace	na elektř.	na teplo
energie, voda, opravy a údržba	společné náklady	βea	βta
	specifické náklady strojovny	1
	specifické náklady kotelny		1
palivo a ostatní	teplárna	βea	βta

Do specifických nákladů strojovny se zahrnují např. náklady soustrojí TG včetně kondenzátorů, čerpadla turbinového kondenzátu, chladicí čerpadla, vývěvy, chladicí věže a potrubí, k nákladům kotelny čerpadla kondenzátu a topné vody, ohříváky a redukční stanice. Náklady na kotle, jejich příslušenství a pomocná zařízení patří do společných nákladů.

3.2 Nelze-li spolehlivě stanovit společné a specifické náklady uvedených položek, použijí se rozdělovací koeficienty βea,βta pro všechny položky včetně paliva.

3.3 Nestačí-li vlastní výroba elektřiny pro krytí vlastní spotřeby teplárny a část se dokupuje ze sítě, použijí se rozdělovací koeficienty βea,βta pro všechny položky včetně elektřiny z vlastní výroby. Pouze náklady na elektřinu odebranou ze sítě se přičtou k teplu s koeficientem 1. Přitom se elektřina z vlastní výroby oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), odběr ze sítě nákupní cenou, obojí bez DPH.

4. Výpočet rozdělovacích koeficientů při kombinaci teplárenské a výtopenské výroby

Postup platí pro teplárnu doplněnou výtopenskými kotli, které jsou provozovány v souběžném nebo střídavém režimu a pro teplárnu provozovanou po část roku výtopenským způsobem, např. při letním provozu s odstavenou turbinou.

Rozdělovací koeficienty pro položky, u nichž nelze spolehlivě oddělit podíl teplárenského a výtopenského souboru nebo podíl teplárenského a výtopenského provozního režimu, se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

βer=Mpalk×βeaMpalk×Mpalv

na tepelnou energii

βtr=Mpalk×βtaMpalk×Mpalv

kde

Mpalk	spotřeba paliva v teplárenských kotlích	[GJ]
Mpalv	spotřeba paliva ve výtopenských kotlích	[GJ]

5. Dělení nákladových položek v teplárnách doplněných výtopenskými kotli

5.1 Pokud lze u položek palivo, spotřeba elektřiny z vlastní výroby, ekologie, popeloviny, opravy a údržba, odpisy spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru, použijí se pro dělení teplárenského podílu rozdělovací koeficienty βea,βta. Výtopenský podíl se přičte k tepelné energii s koeficientem 1. Ostatní položky se dělí pomocí koeficientů βer,βtr podle vzoru:

položka	specifikace	na elektř.	na teplo
palivo	teplárenské	βea	βta
palivo	výtopenské		1
energie (vlastní spotřeba elektřiny)	z vlastní výroby	βea	βta
energie (vlastní spotřeba elektřiny)	odběr ze sítě		1
ekologie, popeloviny, opravy a údržba, odpisy	teplárenské	βea	βta
ekologie, popeloviny, opravy a údržba, odpisy	výtopenské		1
ostatní položky	tepláren.+výtope n.	βer	βtr

5.2 Nelze-li spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru nebo provozního režimu, použijí se koeficienty βea,βta jen pro dělení položek palivo a energie, ostatní položky se rozdělí pomocí koeficientů βer,βtr.

6. Výpočet rozdělovacích koeficientů u elektráren s dodávkou tepla

Postup platí pro elektrárny s dodávkou tepla mimo areál zdroje (obvykle TG od 50 MW výš) a pro energetické tepelné výrobny, v nichž převažuje výroba elektřiny (β_e > 0,5).

Rozdělovací koeficienty βea,βta se stanoví podle vztahů:

na tepelnou energii

βta=βt×irediad˂βt

na elektřinu

βea=iad-βt×irediad=iad-ired+βe×irediad˃βe

Pro stanovení entalpie i_ad, i_red platí stejná pravidla jako u tepláren (viz b.2.2 a 2.3).

7. Dělení nákladových položek v elektrárnách s dodávkou tepla

7.1 K dělení nákladových položek se použijí rozdělovací koeficienty βea,βta stejně jako u tepláren v b. 3.1 nebo 3.2.

7.2 Pokud je elektrárna doplněna např. horkovodním kotlem, který zajišťuje krytí zimních špiček v odběru tepla, pak se k dělení nákladových položek, u nichž nelze spolehlivě oddělit elektrárenský a výtopenský provoz, použijí rozdělovací koeficienty βer,βtr stanovené podle vztahů v b. 4, podle vzoru v b. 5.1.

8. Výpočet rozdělovacích koeficientů u tepláren s výrobou elektřiny, tepelné energie a tlakového vzduchu

8.1 Rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

βe=QelQel+Qtep+Qvz

na tepelnou energii

βt=QtepQel+Qtep+Qvz

na tlakový vzduch

βvz=QvzQel+Qtep+Qvz

na elektřinu

βea=βe×iad×βvz+βtβvz×ivz+βt×ired˃βe

na tepelnou energii

βta=1-βea×βt×iredβvz×ivz+βt×ired˂βt

na tlakový vzduch

βvza=1-βea×βvz×ivzβvz×ivz+βt×ired˂βvz

kde

Q_el	teplo spotřebované v parní turbině k výrobě elektřiny	[GJ]
Q_tep	užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny	[GJ]
Q_vz	teplo spotřebované k výrobě tlakového vzduchu v TD	[GJ]
i_ad	entalpie páry na vstupu do turbin (admisní)	[GJ/t]
i_red	entalpie páry redukovaná na dodávku tepla (průměr)	[GJ/t]
i_vz	entalpie páry na vstupu do TD tlakového vzduchu	[GJ/t]

8.2 Je-li do turbin dodávána pára o různých parametrech, stanoví se vážený průměr její entalpie i_ad podle vztahu uvedeného v b.2.2.

8.3 Redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla i_red se stanoví podle vztahu uvedeného v b. 2.3.

9. Dělení nákladových položek v teplárnách s výrobou elektřiny, tepelné energie a tlakového vzduchu

9.1 Pokud lze u položek energie, voda, opravy a údržba spolehlivě určit společné náklady a specifické náklady strojovny a kotelny, provede se to podle vzoru:

položka	specifikace	na elektř.	na teplo	na tlak.vzd.
položka	specifikace	β_ei	β_t	β_vzi
palivo	teplárna	βea	βta	βvza
energie, voda, opravy, údržba, odpisy	společné náklady	βea	βta	βvza
	specif.náklady kotelny		1
	specif.náklady strojovny	1
	specif.náklady tlak.vzd.			1
ostatní položky	teplárna	βea	βta	βvza

Specifické náklady strojovny a kotelny jsou popsány v b. 3.1. Ke specifickým nákladům na tlakový vzduch patří náklady na soustrojí TD včetně kondenzátorů, příslušenství a potrubí.

9.2 Nelze-li u položek energie, voda, opravy a údržba, odpisy oddělit spolehlivě společné a specifické náklady, použijí se rozdělovací koeficienty βea,βta,βvza pro všechny položky.

10. Výpočet jednotkových nákladů

10.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny se ve všech případech stanoví podle vztahu:

JNE=∑Nei∑Esv [Kč/kWh]

kde

E_sv	celková výroba elektřiny v teplárně měřená na svorkách TG	[MWh]
∑N_ei	součet nákladových položek připadajících na elektřinu	[tis.Kč]

10.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie se stanoví podle vztahů:

teplárna bez výtopenských kotlů podle b. 2 a 5, elektrárna podle b.4

JNT=∑Nti×1000Qtep [Kč/GJ]

teplárna s výtopnou podle b. 3

JNT=∑Nti×1000Qtep+Qvyt [Kč/GJ]

10.3 Jednotkové náklady na dodávku tlakového vzduchu se stanoví podle vztahů:

JNVZ=∑Nvzi×1000W=∑Nvzi×3600Vvz×ivy-ivs [Kč/MWh]

JNVZ=∑NvziVvz×1000 [Kč/m³]

kde

∑N_vzi	součet nákladových položek připadajících na tlakový vzduch	[tis.Kč]
V_vz	celkové množství tlakového vzduchu dodaného z TD	[mil.m³]
W	energie dodaná tlakovému vzduchu (nto)	[GJ]
i_vs	entalpie vzduchu na vstupu do TD	[kJ/m³]
i_vy	entalpie dodávaného tlakového vzduchu z TD	[kJ/m³]

Část C

Postup při dělení nákladů sdružené výroby v teplárnách s plynovými turbinami

Postup platí pro soubor tvořený plynovou turbinou nebo spalovací turbinou na kapalné palivo (dále jen plynová turbina) a spalinovým kotlem, obvykle s přitápěním, popř. doplněný o další palivové parní nebo horkovodní kotle.

Provozní režim zahrnuje jak teplárenský provoz turbiny se spalinovým kotlem, tak výrobu elektřiny bez využití tepla, popř. střídavý provoz teplárenský a výtopenský (bez plynové turbiny).

1. Výpočet základních rozdělovacích koeficientů

1.1 Základní rozdělovací koeficienty platí pro všechny varianty provozních souborů a provozního režimu Slouží k dělení dílčí nákladové položky palivo spálené v plynové turbině při plném využití tepla. Dále se používají k výpočtu souhrnných rozdělovacích koeficientů pro dělení ostatních položek. Stanoví se podle vztahů:

na elektřinu

βes=3,6×Esvs3,6×Esvs+Qvs

na tepelnou energii

βts=Qvs3,6×Esvs+Qvs

kde

Esvs	svorková výroba elektřiny při provozu se spalinovým kotlem	[MWh]
Qvs	teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbinou	[GJ]

1.2 Teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbinou Qvs se stanoví jako součin měřeného průtoku teplonosné látky a rozdílu její výstupní a vstupní entalpie. U kotle s přitápěním se z měřených údajů stanoví celkové teplo vyrobené ve spalinovém kotli Qvsd, pro které platí vztahy:

Qvs=Qvsd-Qvd [GJ]

Qvd=Mpald×ηd100 [GJ]

kde

Mpald	spotřeba paliva k přitápění spalinového kotle	[GJ]
Qvd	teplo vyrobené ve spalinovém kotli z přitápěcího paliva	[GJ]
ηd	porovnávací účinnost přitápění ve spalinovém kotli	[%]

Při teplotě spalin za kotlem (do komína) nad 180 °C lze dosadit η_d = 88 %, při nižší teplotě

η_d = 90 %, u kotle s nízkoteplotním ohřívákem η_d = 92 %.

Alternativně lze s využitím dokumentace dodavatele zařízení nebo provozních záznamů stanovit hodnotu Qvsze závislosti tepelného výkonu kotle bez přitápění na elektrickém výkonu turbiny a z výroby elektřiny podle vztahu:

Qvs=3,6×PtPe×Esvs [GJ]

kde

P_e	elektrický výkon soustrojí s plynovou turbinou	[MW]
P_t	tepelný výkon spalinového kotle bez přitápění	[MW]

2. Dělení nákladových položek palivo, energie, technologická voda

2.1 Náklady na přitápěcí palivo se přičtou celé k tepelné energii s koeficientem 1.

2.2 Náklady na palivo spálené v turbině při provozu do obchozu (bez využití tepla spalin) se přičtou celé k elektřině s koeficientem 1.

2.3 Náklady na palivo spálené ve výtopenských kotlích se přičtou celé k tepelné energii s koeficientem 1.

2.4 Nákladová položka energie se přičte celá k tepelné energii s koeficietem 1, přitom se elektřina z vlastní výroby oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), elektřina odebraná ze sítě nákupní cenou, obojí bez DPH. Ve výjimečném případě může být chladicí ventilátor turbiny poháněn elektromotorem. V tom případě by se náklady na spotřebu energie k jeho pohonu rozdělily pomocí koeficientů βe, sβts.

2.5 Nákladová položka technologická voda se přičte celá k tepelné energii s koeficientem 1 za teplárenský i výtopenský soubor či provozní režim.

2.6 Vzor dělení položek palivo, energie a technologická voda:

položka	specifikace	na elektř.	na teplo
palivo	spálené v turbině - provoz s kotlem	βes	βts
	spálené v turbině - provoz do obchozu	1
	přítápěcí spálené ve spalinovém kotli		1
	spálené v palivových kotlích (ve výtopně)		1
energie (vlast. spotř.elektřiny)	z vlastní výroby		1
energie (vlast. spotř.elektřiny)	odběr ze sítě		1
voda technolog.	teplárna + výtopna		1

V nákladové položce palivo se vyskytuje vždy dílčí položka odpovídající provozu s kotlem, ostatní dílčí položky podle skladby provozního souboru a podle provozního režimu.

3. Výpočet rozdělovacích koeficientů u souboru plynová turbina - spalinový kotel s přitápěním, střídavý provoz turbiny s využitím tepla a do obchozu

3.1 K dělení položek mimo palivo, energii a vodu se použijí souhrnné rozdělovací koeficienty podle vztahů:

na elektřinu

βex=Mpals×βes+MpaloMpals+Mpalo+Mpald

na tepelnou energii

βtx=Mpals×βts+MpaldMpals+Mpalo+Mpald

na elektřinu

βer=Mpals×βes+MpaloMpals+Mpalo+Mpald+Mpalv

na tepelnou energii

βtr=Mpals×βts+Mpald+MpalvMpals+Mpalo+Mpald+Mpalv

kde

Mpald	spotřeba paliva k přitápění spalinového kotle	[GJ]
Mpalo	spotřeba paliva v plynové turbině při provozu do obchozu	[GJ]
Mpals	spotřeba paliva v plynové turbině při provozu s kotlem	[GJ]
Mpalv	spotřeba paliva ve výtopenských palivových kotlích	[GJ]

U souboru bez přitápění odpadá veličina Mpald, u provozního režimu s trvalým využitím tepla veličina Mpalo, u souboru bez výtopenských kotlů veličina Mpalv.

3.2 Souhrnné rozdělovací koeficienty βex,βtx slouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii, vodu.

3.3 Souhrnné rozdělovací koeficienty βer, βtr slouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských kotlů.

4. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru bez výtopenských palivových kotlů

4.1 U souboru s plným využitím tepla, bez přitápění a bez výtopenských palivových kotlů se pro dělení všech ostatních nákladových položek mimo energii a vodu použijí základní rozdělovací koeficienty βes, βts.

4.2 U souborů s přitápěním nebo střídavým provozem turbiny s kotlem a do obchozu, popř. s jejich kombinací se pro dělení všech ostatních nákladových položek mimo energii a vodu použijí souhrnné rozdělovací koeficienty βex,βtx.

5. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru s výtopenskými palivovými kotli

5.1 Pokud lze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru (plynová turbina - spalinový kotel) a výtopenského souboru (palivové kotle), dělí se nákladové položky ekologie, opravy a údržba, odpisy podle vzoru:

položka	specifikace	na elektř.	na teplo
ekologie, odpisy,	teplárna	βex	βtx
opravy a údržba	výtopna		1
ostatní položky	teplárna + výtopna	βer	βtr

5.2 Pokud nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenského souboru, použijí se k dělení všech nákladových položek mimo palivo, energii a vodu souhrnné rozdělovací koeficienty βer, βtr.

6. Výpočet jednotkových nákladů

6.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE se ve všech případech stanoví podle vztahů:

Při trvalém provozu turbiny s kotlem

JNE=∑NeiEsvs [Kč/kWh]

při střídavém provozu turbiny s kotlem a do obchozu

JNE=∑NeiEsvs+Esvo [Kč/kWh]

6.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahu:

teplárna bez palivových výtopenských kotlů

JNT=∑Nti×1000Qtep [Kč/GJ]

teplárna s palivovými výtopenskými kotli

JNT=∑Nti×1000Qtep+Qvyt [Kč/GJ]

kde

Esvo	svorková výroba elektřiny z plynové turbiny - provoz do obchozu	[MWh]
Esvs	svorková výroba elektřiny z plynové turbiny - provoz s kotlem	[MWh]
Qtep	užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny	[GJ]
Qvyt	užitečné dodávkové teplo na prahu výtopny	[GJ]
ΣNei	součet nákladových položek připadajících na elektřinu	[tis.Kč]
ΣNti	součet nákladových položek připadajících na tepelnou energii	[tis.Kč]

Část D

Postup při dělení nákladů sdružené výroby v teplárnách s paroplynovým cyklem (PPC)

Postup platí pro paroplynový cyklus (dále jen PPC), tj. soubor tvořený plynovou turbinou (nebo spalovací turbinou na kapalné palivo, dále jen plynová turbina), spalinovým kotlem a parní protitlakou nebo kondenzační odběrovou turbinou, popř. doplněný o další palivové parní nebo horkovodní kotle. Spalinový kotel bývá vybaven přitápěním a intenzivním vychlazením spalin pomocí koncového nízkoteplotního ohříváku vody pro otopné nebo jiné účely.

Provozní režim zahrnuje jak provoz úplného PPC, tak i občasný provoz jeho částí (plynové turbiny se spalinovým kotlem nebo palivových kotlů s parní turbinou), popř. střídavý provoz PPC a výtopenských kotlů.

1. Výpočet základních rozdělovacích koeficientů pro plynovou část cyklu

1.1 Základní rozdělovací koeficienty platí pro všechny varianty provozních souborů a provozního režimu. Slouží k dělení dílčí nákladové položky palivo spálené v plynové turbině při plném využití tepla. Dále se používají k výpočtu souhrnných rozdělovacích koeficientů pro dělení ostatních položek. Stanoví se podle vztahů:

na elektřinu

βes=3,6×Esvs3,6×Esvs+Qvs+Qvov

na tepelnou energii

βms=Qvs+Qvov3,6×Esvs+Qvs+Qvov

kde

Esvs	svorková výroba elektřiny při provozu se spalinovým kotlem	[MWh]
Qvs	teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbinou	[GJ]
Qvov	teplo vyrobené v nízkoteplotním ohříváku vody spalinového kotle	[GJ]

1.2 Teplo Qvov se stanoví jako součin měřeného průtoku teplonosné látky a rozdílu její výstupní a vstupní entalpie. Není-li kotel vybaven nízkoteplotním ohřívákem vody, člen Qvov ve vzorcích odpadá.

1.3 Teplo Qvsse stanoví podle části C, b. 1.2.

2. Výpočet rozdělovacích koeficientů pro parní část cyklu

2.1 Základní rozdělovací koeficienty β_e, β_t sloužící jako pomocné veličiny k dalšímu výpočtu se stanoví podle části B, b. 1.1, spotřeba tepla k výrobě elektřiny v parní turbině Q_el podle části B, b. 1.2.

2.2 Rozdělovací koeficienty pro dělení v soustrojí s parní turbinou βe, aβta se stanoví podle části B, b. 2.1, redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla i_red podle části B, b. 2.3.

3. Výpočet kombinovaných rozdělovacích koeficientů

Kombinované rozdělovací koeficienty βec,βtc se použijí k dělení dílčích položek palivo spálené v plynové turbině, opravy a údržba plynové turbiny. Stanoví se podle vztahů:

na elektřinu	βec=βes+βms×βea=βes+βea-βes×βea
na tepelnou energii	βtc=βms×βta=βta-βes×βta

4. Dělení nákladových položek palivo, energie, technologická voda

4.1 Pro dělení nákladů na palivo spálené v turbině se použijí rozdělovací koeficienty βec,βtc_t.

4.2 Náklady na palivo spálené v turbině při provozu do obchozu (bez využití tepla) se přičtou celé k elektřině s koeficientem 1.

4.3 Náklady na přitápěcí palivo a na palivo spálené v teplárenských palivových kotlích se dělí pomocí koeficientů βea,βta.

4.4 Náklady na palivo spálené ve výtopenských palivových kotlích se přičtou celé k tepelné energii s koeficientem 1.

4.5 Dílčí nákladová položka vlastní spotřeba elektřiny z vlastní výroby se dělí pomocí koeficientů βea,βta, oceňuje se výkupní cenou (jako dodávka do sítě), bez DPH. Dílčí nákladová položka elektřina odebraná ze sítě se přičte celá k tepelné energii s koeficientem 1, oceňuje se nákupní cenou, bez DPH.

4.6 Náklady na technologickou vodu a na ekologii se u teplárenského souboru dělí pomocí koeficientů βea,βta, u výtopenských kotlů se přičtou celé k teplu s koeficientem 1.

4.7 Vzor dělení nákladových položek:

položka	specifikace	na elektř.	na teplo
palivo	spálené v turbině - provoz s kotlem	βec	βtc
	spálené v turbině - provoz do obchozu	1
	přitápěcí spálené ve spalinovém kotli	βea	βta
	spálené v teplárenských paliv, kotlích	βea	βta
	spálené ve výtopenských kotlích		1
energie (vlast. spotř. elektřiny )	z vlastní výroby	βea	βta
energie (vlast. spotř. elektřiny )	odběr ze sítě		1
voda technolog.	teplárna	βea	βta
voda technolog.	výtopna		1
ekologie	teplárna	βex	βtx
ekologie	výtopna		1

Palivové kotle se instalují buď v teplárenském nebo výtopenském provedení. Provoz plynové turbiny do obchozu je výjimečným případem.

Alternativní dělení položky ekologie:

ekologie

teplárna + výtopna

βer

βtr

5. Výpočet souhrnných rozdělovacích koeficientů souboru bez výtopenských kotlů

5.1 Souhrnné rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

βex=Mpals×βec+Mpalo+Mpald+Mpalk×βeaMpals+Mpalo+Mpald+Mpalk

na tepelnou energii

βtx=Mpals×βtc+Mpald+Mpalk×βtaMpals+Mpalo+Mpald+Mpalk

na elektřinu

βer=Mpals×βec+Mpalo+Mpald×βeaMpals+Mpalo+Mpald+Mpalv

na tepelnou energii

βtr=Mpals×βtc+Mpald×βta+MpalvMpals+Mpalo+Mpalkd+Mpalv

kde

Mpald	spotřeba paliva k přitápění spalinového kotle	[GJ]
Mpalk	spotřeba paliva v palivových teplárenských kotlích	[GJ]
Mpalo	spotřeba paliva v plynové turbině při provozu do obchozu	[GJ]
Mpals	spotřeba paliva v plynové turbině při provozu s kotlem	[GJ]
Mpalv	spotřeba paliva ve výtopenských palivových kotlích	[GJ]

U souboru bez přitápění odpadá veličina Mpald, u souboru bez palivových teplárenských kotlů veličina Mpalk, u provozního režimu s trvalým využitím tepla veličina Mpalo, u souboru bez výtopenských kotlů veličina Mpalv.

5.2 Souhrnné rozdělovací koeficienty βex,βtxslouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii, vodu.

5.3 Souhrnné rozdělovací koeficienty βer, βtrslouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských kotlů.

6. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru bez výtopenských palivových kotlů

6.1 U souboru s plným využitím tepla, bez přitápění a palivových teplárenských kotlů se pro dělení všech ostatních položek použijí kombinované rozdělovací koeficienty βec, βtc.

6.2 U souborů s přitápěním, s palivovými teplárenskými kotli nebo střídavým provozem turbiny s kotlem a do obchozu, popř. s jejich kombinací se pro dělení všech ostatních položek použijí souhrnné rozdělovací koeficienty βex,βtx.

7. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru s výtopenskými palivovými kotli

7.1 Pokud lze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských palivových kotlů, dělí se nákladové položky opravy a údržba, odpisy a ostatní položky podle vzoru:

položka	specifikace	na elektř.	na teplo
opravy a údržba odpisy	teplárna	βex	βtx
opravy a údržba odpisy	výtopna		1
ostatní položky	teplárna + výtopna	βer	βtr

7.2 Pokud nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských palivových kotlů, dělí se všechny nákladové položky kromě paliva, energie, ekologie a vody pomocí souhrnných rozdělovacích koeficientů βer,βtr.

8. Výpočet jednotkových nákladů

8.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE se stanoví podle vztahů:

při trvalém provozu PPC

JNE=∑NeiEsvs+Esv [Kč/kWh]

při střídavém provozu plynové turbiny s využitím tepla a do obchozu

JNE=∑NeiEsvs+Esvo+Esv [Kč/kWh]

8.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahů:

teplárna s PPC bez výtopenských kotlů

JNT=∑Nti×1000Qtep+Qvov [Kč/GJ]

teplárna s PPC a s výtopenskými kotli

JNT=∑Nti×1000Qtep+Qvov+Qvyt [Kč/GJ

kde

Esv	svorková výroba elektřiny z parní turbiny	[MWh]
Esvo	svorková výroba elektřiny z plynové turbiny - provoz do obchozu	[MWh]
Esvs	svorková výroba elektřiny z plynové turbiny - provoz s kotlem	[MWh]
Qtep	užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny	[GJ]
Qvov	teplo vyrobené v nízkoteplotním ohříváku vody spalinového kotle	[GJ]
Qvyt	užitečné dodávkové teplo na prahu výtopny	[GJ]
ΣNei	součet nákladových položek připadajících na elektřinu	[tis.Kč]
ΣNti	součet nákladových položek připadajících na tepelnou energii	[tis.Kč]

¹) Vyhláška č. 439/2001 Sb., kterou se stanoví pravidla pro vedení oddělené evidence tržeb, nákladů a výnosů pro účely regulace a pravidla pro rozdělení nákladů, tržeb a výnosů z vloženého kapitálu v energetice.

²) Vyhláška č. 373/2001 Sb., kterou se stanoví pravidla pro organizování trhu s elektřinou.

³) Zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.

⁴) Vyhláška č. 252/2001 Sb., o způsobu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla.

⁵) Vyhláška č. 329/2001 Sb., kterou se stanoví podmínky připojení a dodávek plynu pro chráněné zákazníky.

⁶) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění vyhlášky č. 580/1992 Sb. a vyhlášky č. 231/1997 Sb.

⁷) Zákon č. 587/1992 Sb., o spotřebních daních, ve znění pozdějších předpisů.

⁸) Zákon č. 563/1991 Sb., o účetnictví, ve znění pozdějších předpisů.