Source: https://www.epravo.cz/vyhledavani-aspi/?Id=51897&Section=1&IdPara=1&ParaC=2
Timestamp: 2020-07-02 16:13:49+00:00

Document:
Vyhláška ze dne 4.12.2001, kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice
21.12.2001 | Sbírka: 438/2001 Sb. | Částka: 165/2001
Nadřazené: 458/2000 Sb.
Prováděcí: 11/2007 (ER), 11/2006 (ER), 6/2006 (ER), 4/2006 (ER), 2/2006 (ER), 12/2005 (ER), 5/2005 (ER), 3/2005 (ER), 2/2005 (ER), 8/2003 (ER), 6/2003 (ER), 12/2002 (ER)
Pasivní derogace: 150/2007 Sb., 575/2004 Sb., 13/2003 Sb.
Změna: 13/2003 Sb.
i) mírou výnosnosti provozních aktiv - hodnota stanovená Úřadem vyjádřená podílem povolených zisků před zdaněním k 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) ostatními plyny - plyny podle § 2 odst. 2 písm. b) bodu 12 zákona, kromě zemního plynu,
k) 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,
l) povolenými náklady pro výpočet věcně usměrňované ceny dodávky tepelné energie - náklady nezbytné k zajištění dané činnosti,
m) provozními aktivy - aktiva používaná k příslušné licencované činnosti, u distribuce elektřiny a zemního plynu členěná podle napěťových úrovní nebo typů sítě, představující část stálých aktiv,
n) 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,
o) 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),
p) 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),
r) regionálním distributorem - držitel licence na distribuci elektřiny, jehož distribuční soustava je přímo připojena k přenosové soustavě,
s) rokem "i" - rok, pro který Úřad v daném kalendářním roce stanovuje ceny (dále jen "regulovaný rok"),
t) tarifem - Úřadem stanovená cena elektrické energie nebo cena elektrického výkonu pro různé skupiny odběratelů,
u) 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 § 14 a ve zvláštním právním předpisu.1)
(1) Ceny činností podle § 3 odst. 1 písm. c) až f) jsou individuální pro jednotlivé držitele licence.
(2) Tarify uplatňované v rámci činností uvedených v § 3 jsou stanoveny v souladu se zvláštním právním předpisem.3) Ceny navrhují a předkládají ke schválení Úřadu jednotliví držitelé licencí a operátor trhu.
(3) 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/MW a rok nebo měsíc a ceny za použití zařízení přenosové soustavy nebo distribuční soustavy v Kč/MWh. Poměr ceny za rezervovanou kapacitu zařízení a ceny za použití zařízení zohledňuje poměr stálých nákladů a zisku 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 také složku související s krytím vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla, složku související s příspěvkem pro decentrální výrobu, složku související s příspěvkem na krytí platby za zúčtování odchylek vztažených ke ztrátám placené operátorovi trhu, složku související s příspěvkem za služby regulace napětí a jalového výkonu v distribučních sítích a složku související s příspěvkem pro regionální distributory za zprostředkování plateb.
(4) 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
Suma (Wpn x Cpn) =< Cc,
Wpn je váhový podíl tarifu  n vyjádřený podílem množství elektřiny
dodané za tarif n a celkového množství         dodané elektřiny,
Cc  je průměrná  cena příslušné  činnosti stanovená  podle postupů
uvedených v příloze č. 5.
(5) Ceny činností operátora trhu stanoví Úřad podle postupů uvedených v § 5 odst. 4.
(1) Ceny elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla stanoví Úřad v souladu se způsoby uvedenými ve zvláštním 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 odstavce 5 zůstávají neměnné po celé regulační období, pokud Úřad v odůvodněných případech, zejména v důsledku poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence, nestanoví jinak, kde
(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, a to za poslední účetně ukončený kalendářní rok předcházející počátečnímu roku regulačního období.
(4) Ceny činností operátora trhu stanovuje Úřad pro každý rok regulačního období tak, aby byly pokryty všechny nezbytné náklady související s organizováním krátkodobého trhu s elektřinou, vyhodnocováním, zúčtováním a vypořádáním odchylek a další nezbytné náklady související s rozvojem informačních technologií nutných pro zajištění úplného otevření trhu s elektřinou v České republice. Ceny dále obsahují přiměřený zisk podle zvláštního právního předpisu.4a)
b) míra výnosnosti provozních aktiv pro jednotlivé licencované činnosti podléhající cenové regulaci s výjimkou držitele licence na přenos v prvním regulačním období,
c) 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,
d) zisk za organizování trhu s podpůrnými službami.
b) požádají Úřad o stanovení individuálních tarifů; pro stanovení tarifů se v tomto případě použije postup obdobný s postupem platným pro regionální distributory, přičemž parametry stanovované Úřadem podle odstavce 5 jsou platné i pro příslušné lokální distributory. Vzhledem k odlišnému charakteru lokálních distributorů, v porovnání s regionálními distributory, může Úřad v odůvodněných případech individuálně upravit rozsah nezbytně nutných ekonomických a technických údajů pro stanovení individuální ceny podle specifických vlastností distribučních soustav jednotlivých lokálních distributorů.
(7) Změny výpočtových průměrných cen licencovaných činností a činností operátora trhu v průběhu regulačního období jsou prováděny zpravidla jedenkrát ročně, a to k 1. lednu.
(8) Jednotliví lokální distributoři, výrobci 1. a 2. kategorie včetně samovýrobců podle zvláštního právního předpisu4a) předloží provozovateli soustavy, ke kterému jsou připojeni, výkazy podle § 14 do 15. 3. příslušného kalendářního roku.
(9) Jednotliví regionální distributoři předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku a držitel licence na přenos elektřiny vždy do 15. května kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období průměrné ceny skutečně 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/MW a rok, návrh ceny za použití zařízení přenosové soustavy v Kč/MWh a návrh na změnu cen za systémové služby je držitelem licence na přenos elektřiny předkládán do 30. června kalendářního roku předcházejícího příslušný regulovaný 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. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.
(11) Úřadem ověřený a odsouhlasený návrh ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy v Kč/rok, ceny za použití zařízení přenosové soustavy v Kč/MWh a ceny za systémové služby je Úřadem předán do 31. července kalendářního roku předcházejícího příslušný regulovaný rok provozovateli přenosové soustavy a regionálním distributorům včetně ostatních cen potřebných pro výpočet podle odstavce 12.
(12) Návrhy na změnu kumulativní průměrné ceny za distribuci elektřiny včetně rozdělení na kumulativní cenu za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/MW a rok a kumulativní cenu za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh, 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. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.
(13) Úřadem ověřené a odsouhlasené návrhy ceny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy jednotlivých regionálních distributorů v Kč/MW a rok, ceny za použití zařízení distribuční soustavy jednotlivých regionálních distributorů v Kč/MWh jsou Úřadem předány do 30. září kalendářního roku předcházejícího příslušný regulovaný rok regionálním distributorům a 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/MW a rok a kumulativní cenu za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh, 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. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.
(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. dubna 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. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.
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 distribučních soustav jednotlivých distributorů.
(6) Skutečně dosažené ceny systémových služeb se stanovují pomocí skutečných výnosů a odběrů elektřiny. Skutečné výnosy za systémové služby se porovnají s celkovými skutečnými náklady na podpůrné služby včetně Úřadem povoleného zisku. Zisk stanovený rozhodnutím Úřadu pro rok "i" regulačního období se upraví o zjištěný rozdíl mezi povoleným a skutečně dosaženým ziskem.
Kompenzace vícenákladů spojených s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla
Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství v prvním regulačním období
c) cena zemního plynu prodávaného obchodníky s plynem účastníkům trhu s plynem připojeným na přepravní soustavu,
(4) Ceny podle § 8 písm. c) jsou navrhovány Úřadu způsobem uvedeným v příloze č. 10.
(6) Ceny podle § 8 písm. d) a e) jsou navrhovány Úřadu způsobem uvedeným v příloze č. 11, přičemž pro písmeno e) tak, aby byla dodržena průměrná cena dodávky energie zemního plynu od provozovatele distribuční soustavy, potvrzená Úřadem podle vztahu Suma (Wpkzn x Cpkzn) =< Ckzpij, kde Wpkzn je váhový podíl ceny produktu nebo služby n vyjádřený podílem plánovaného množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem licence na distribuci plynu chráněným zákazníkům za cenu produktu nebo služby n a celkového množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem licence na distribuci plynu chráněným zákazníkům, Cpkzn je navrhovaná cena produktu nebo služby n, Ckzpij je průměrná cena dodávky jednotkového množství energie zemního plynu příslušného držitele licence na distribuci plynu stanovená podle postupu uvedeného v příloze č. 11.
(1) Způsob tvorby cen podle § 8 je stanoven na první 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, pokud Úřad v odůvodněných případech, zejména v důsledku poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence, nestanoví jinak.
(2) 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 regulačních výkazů předkládaných držiteli licence podle § 14, a to za poslední auditovaný účetně ukončený kalendářní rok předcházející počátečnímu roku regulačního období.
(3) Parametry cenového vzorce jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na uskladňování plynu nejpozději 5 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 4 měsíce před začátkem regulačního období a pro držitele licence na distribuci plynu a obchod s plynem nejpozději 3 měsíce před začátkem regulačního období v tomto rozsahu:
d) zisk vztažený k prodanému plynu v Kč/MWh stanovený analyticky (dále jen "zisk v Kč/MWh"),
g) hodnota povolené ztráty, popřípadě zisku podle odstavce 5.
(4) 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 zisku v Kč/MWh plánovaného pro rok 2004 a v roce 2004 plné pokrytí povolených nákladů a plnou míru výnosnosti provozních aktiv a zisku v Kč/MWh.
(5) 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 od 1. dubna, 1. července a 1. října příslušného roku, jestliže 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).
(6) 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)
(7) Jednotliví držitelé licencí na přepravu plynu, uskladňování plynu, distribuci plynu připojeni na přepravní soustavu a obchod s plynem předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období podklady podle § 14.
(8) Držitelé licence na uskladňování plynu nejpozději do 30. 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.
(9) Návrh podle odstavce 8 je Úřadem ověřen z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace, a to nejpozději do 15. července 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. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad. Nejpozději do 31. července kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období jsou ověřené návrhy cen uskladňování zemního plynu Úřadem předány souběžnému držiteli licence na přepravu plynu a uskladňování plynu.
(10) Souběžný držitel licence na přepravu plynu a na uskladňování plynu a držitel licence na obchod předloží Úřadu do 15. srpna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období návrh ceny přepravy a uskladňování zemního plynu a návrh ceny energie zemního plynu, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace.
(11) Návrh cen podle odstavce 10 je Úřadem ověřen z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace, a to nejpozději do 31. 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. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad. Nejpozději do 15. září kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období jsou ověřené ceny přepravy a uskladňování plynu a energie zemního plynu Úřadem předány jednotlivým držitelům licence na distribuci plynu připojeným na přepravní soustavu.
(12) Jednotliví držitelé licence na distribuci plynu připojeni na přepravní soustavu a držitelé licence na obchod s plynem, prodávající plyn ostatním účastníkům trhu připojeným na distribuční soustavu, předloží Úřadu návrhy 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.
(13) Návrh podle odstavce 12 je Úřadem prověřen z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace, a to nejpozději do 15. 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. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.
(14) Úřad je oprávněn provést následné změny ověřené ceny energie zemního plynu v případě zjištěných odchylek od ceny nákupu zemního plynu. Změny ověřené ceny sdělí Úřad souběžnému držiteli licence na přepravu a uskladňování zemního plynu a držitelům licence na distribuci plynu připojeným na přepravní soustavu nejpozději do 30. října kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období.
(15) Návrhy změny ceny energie v zemním plynu předkládá držitel licence na obchod Úřadu nejméně 2 měsíce před termínem změny ceny energie zemního plynu, s výjimkou změny ceny od 1. ledna regulačního roku, kdy je návrh ceny předkládán k 15. říjnu, 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.
Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství v druhém regulačním období
b) rozvodu tepelné energie.
(2) Cena tepelné energie pro odběratele v místě měření je součtem ceny výroby tepelné energie a ceny rozvodu tepelné energie, nebo pouze cena výroby tepelné energie.
(3) Ceny dodávky tepelné energie pro všechny odběratele jsou regulovány formou věcně usměrňovaných cen podle zvláštního právního předpisu3).
(1) 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)
(2) Způsob regulace cen dodávky tepelné energie pro všechny odběratele s meziroční cenovou úpravou o eskalační faktor je stanoven do konce prvního regulačního období, které končí 31. prosincem 2004.
(3) Vymezení pravidel regulace cen podle § 12 odst. 1 pro příslušný regulovaný rok je stanovováno cenovým rozhodnutím Úřadu.
(4) Ve výjimečných případech, vyžaduje-li to spolehlivost dodávek tepelné energie konečnému spotřebiteli, může Úřad povolit odlišný postup stanovení ceny, než je uvedeno v odstavcích 2 a 3, při zachování nediskriminačního přístupu k držitelům licence.
(5) 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.
(6) V příloze č. 17 je uveden jeden z možných postupů pro dělení společných nákladů na tepelnou energii a na elektřinu při kombinované výrobě elektřiny a tepla.
(7) 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.
(1) Držitelé licencí a operátor trhu předkládají Úřadu každoročně 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) Držitelé licencí předkládají Úřadu každoročně ekonomické údaje za uplynulý kalendářní rok zpracované podle zvláštního právního předpisu,1) a to
a) držitel licence na výrobu elektřiny s celkovým instalovaným výkonem nad 500 MW předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku a výkaz plánu investičních výdajů,
b) lokální distributoři, výrobci 1. a 2. kategorie včetně samovýrobců podle zvláštního právního předpisu2) předkládají technické výkazy,
c) držitel licence na přenos elektřiny předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů a technické výkazy,
d) držitel licence na distribuci elektřiny předkládá výkazy provozních aktiv, výkazy nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz výpočtu opravných položek, bilanční a technické výkazy,
e) držitel licence na obchod s elektřinou předkládá výkazy provozních aktiv, výkazy nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz výpočtu opravných položek, bilanční a technické výkazy,
f) držitel licence na přepravu plynu, licence na obchod s plynem a licence na uskladňování plynu předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkazy skutečných a plánovaných nákladů na nákup zemního plynu rozdělených na jednotlivá čtvrtletí roku, výkaz skutečných a plánovaných nákladů na uskladnění plynu v cizích podzemních zásobnících, bilanční a technické výkazy,
g) držitel licence na uskladňování plynu předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz skutečné a plánované bilance zemního plynu,
h) držitel licence na distribuci plynu připojený na přepravní soustavu a držitel licence na obchod s plynem předkládá výkazy provozních aktiv, výkazy nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz výpočtu opravných položek, výkaz nákladů na nákup zemního plynu, výkaz roční skutečné a plánované bilance distribuce zemního plynu s rozdělením na jednotlivá čtvrtletí a výkaz tarifní statistiky,
i) držitel licence na výrobu tepelné energie a držitel licence na rozvod tepelné energie předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů a technický výkaz.
(3) Operátor trhu každoročně vždy do 30. dubna předkládá Úřadu výkazy plánovaných nákladů a výnosů a výkaz plánovaných výdajů na investice strukturovaný do jednotlivých let regulačního období. Výkazy jsou členěny podle činností organizování krátkodobého trhu s elektřinou, vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek a pro ostatní činnosti operátora trhu.
Postup stanovení výpočtové průměrné ceny za přenos elektřiny
Výpočtová  průměrná cena  za  přenos  elektřiny cpei  je stanovena
cpei = spei + Kpei
i    je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,
spei je výpočtová průměrná cena  za přenos elektřiny bez započtení
korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,
Kpei je  korekční   faktor  výpočtové  průměrné   ceny  za  přenos
elektřiny  pro   příslušný  rok  regulačního   období,  který
zohledňuje efekt nevhodně  nastaveného tarifu proměnné složky
ceny  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.  Pro  počáteční  rok prvního regulačního
období je Kpei rovno nule.
Výpočtová  průměrná cena  za přenos  elektřiny bez  započtení
korekčního faktoru  spei v příslušném  roce regulačního období  se
vypočte podle následujícího vztahu:
spei = PVpe0 . Mpei /RPME1i + NCEpei . PTZpei/RPME2i + ckzoti
PVpe0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem,
PVpe0 = PNpe0 + Ope0 + Zpe0
PNpe0   je  výchozí  úroveň  povolených  nákladů držitele licence,
nezbytných  k  zajištění   přenosových  služeb,  stanovená
Ope0    jsou  odpisy  hmotného  a  nehmotného investičního majetku
držitele  licence,  sloužícího   k  zajištění  přenosových
služeb, stanovené analyticky Úřadem,
Zpe0    je zisk  vypočtený jako součin  míry výnosnosti provozních
aktiv a hodnoty provozních aktiv,
RPME1i  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 čerpadlovém provozu,  bez tranzitu a  bez odběru výrobků
1. a  2. kategorie, kromě samovýrobců,  pro krytí spotřeby
v areálu  výrobny) a  z bilančního  salda transformace  do
nižších distribučních  úrovní napětí v  roce i regulačního
RPME2i  je plánované přenesené množství elektřiny (odběr elektřiny
z přenosové   soustavy  (bez   tranzitu,  včetně   exportu
a odběru  PVE  v  čerpadlovém  provozu  a  odběru výrobců,
včetně jejich  odběru na výrobu  elektřiny nebo na  výrobu
elektřiny a  tepla) a z  bilančního salda transformace  do
Mpei    je  eskalační faktor  zohledňující vývoj  cen průmyslových
výrobců vypočítaný podle vztahu:
Mpei = (Mi-1 - X) . Mpei-1
pro první rok regulačního období Mpei-1 = Mi-2,
X      je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví Úřad,
Mi-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,
NCEpei je  průměrná   nákupní  cena  elektřiny   pro  krytí  ztrát
v přenosové soustavě stanovená Úřadem pro rok i,
PZTpei je  povolené  množství  ztrát  v  přenosové soustavě určené
podle následujícího vztahu:
PZTpei = (kzPS/(1-kzPS)) . RPMEzti
kzPS     je povolená  míra ztrát v přenosové  soustavě vztažená ke
vstupujícímu   toku  elektřiny   do  přenosové   soustavy
stanovená Úřadem,
RPMEzti  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,
ckzoti   je cena příspěvku na krytí plateb provozovatele přenosové
soustavy hrazených operátorovi trhu za zúčtování odchylek
cenou  coti vztaženou  ke ztrátám  elektřiny v  přenosové
soustavě:
ckzoti = PZTpei . coti/RPME2i
Ve  dvousložkovém tvaru  se tato  průměrná cena  rozděluje do
dvou částí, které se vypočtou podle následujících vztahů:
sperci = PVpe0 . Mpei/suma k=1,n RRK(PS-VVN)ki
spepzi = NCEpei . PZTpei/RPME2i + ckzoti
sperci        je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční
rezervovanou  kapacitu  přenosové  soustavy  v Kč/MW
spepzi        je  složka  regulované  ceny  přenosu  elektřiny  za
použití přenosové soustavy v Kč/MWh,
RRK(PS-VVN)ki je  plánovaná roční  rezervovaná kapacita  přenosové
soustavy  odběratele k.  Kapacitu zařízení přenosové
soustavy  si rezervuje  přímý odběratel  z přenosové
soustavy (bez exportu, bez  tranzitu, bez odběru PVE
ze  sítě  PPS  v  čerpadlovém  provozu  a bez odběru
výrobců  1. a  2. kategorie,  kromě samovýrobců, pro
krytí spotřeby v areálu  výrobny) a držitele licence
na   distribuci  elektřiny   připojení  k  přenosové
soustavě, v  roce i regulačního  období. Rezervovaná
kapacita  je  pro  držitele  licence  na distribuci,
kteří  jsou připojeni  k přenosové  soustavě, určena
z průměrů bilančních sald hodinových maxim 4 zimních
měsíců  (listopad roku  i- 2  až únor  roku i-1)  na
rozhraní sítě PPS s PDS. Pro přímý odběr z přenosové
soustavy  je  rezervovaná  kapacita  určena průměrem
hodinových maxim  odběru 4 zimních  měsíců (listopad
roku i-2 až únor roku i-1) na rozhraní ze sítě PPS.
Roční platba  RPRK(PS-VVN)ki za rezervaci  kapacity přenosové sítě
odběratele k se vypočítá podle vztahu:
RPRK(PS-VVN)ki = sperci . RRK(PS-VVN)ki
Regulovaná cena za systémové služby je stanovena vztahem:
cssi = sssi + Kssi
sssi je  regulovaná   cena  za  systémové   služby  bez  započtení
Kssi je korekční  faktor regulované ceny  za systémové služby  pro
příslušný  rok  regulačního  období.  Kssi  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  Úřadem
povolený  rámec  rozptylu  od  regulované  ceny  za systémové
služby,  stanovené  uvedeným  postupem   pro  daný  rok.  Pro
počáteční rok prvního regulačního období je Kssi rovno nule.
Regulovaná cena za systémové  služby bez započtení korekčního
faktoru sssi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle
následujícího vztahu:
sssi = (PNCpsi + Zss + PVosps0 . Mospsi - PNC sapsi)/RMESS1i
PNCpsi   jsou  celkové náklady  na nákup  podpůrných služeb v roce
i regulačního období stanovené analyticky Úřadem,
PVosps0  je  výchozí  hodnota  povolených  výnosů  za organizování
obchodu  se systémovými  a podpůrnými  službami stanovená
analyticky Úřadem:
PVosps0 = PNosps0 + Oosps0 + Zosps0
PNosps0 je  výchozí  úroveň  povolených  nákladů držitele licence,
nezbytných k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými
službami, stanovená analyticky Úřadem,
Oosps0  jsou  odpisy  hmotného  a  nehmotného investičního majetku
držitele   licence,  sloužícího   k zajištění  obchodu  se
systémovými  a podpůrnými  službami, stanovené  analyticky
Zosps0  je zisk  vypočtený jako součin  míry výnosnosti provozních
Zss     je zisk stanovený rozhodnutím Úřadu,
Mi-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
Mospsi  je  eskalační faktor  zohledňující vývoj  cen průmyslových
Mospsi = (Mi-1 - X) . Mospsi-1
X        je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví Úřad,
pro první rok regulačního období Mospsi-1 = Mi-2,
RMESS1i  je   plánované   množství   elektřiny   dodané   konečným
zákazníkům v České republice  v roce i regulačního období
bez   lokální   spotřeby    podle   zvláštního   právního
předpisu1) a bez spotřeby v ostrovních provozech,
PNCsapsi je plánovaný objem nákladů  na podpůrné služby hrazený za
lokální spotřebu v roce i regulačního období,
PNCsapsi = ssassi . PMEsai
PMEsai   je   velikost   plánované   lokální   spotřeby1)   v roce
i regulačního  období  korigovaná  koeficientem nejistoty
velikosti   lokální  spotřeby   ksani;  velikost   tohoto
koeficientu stanoví Úřad,
ssassi  je pevná  regulovaná cena za systémové  služby pro lokální
spotřebu1) výrobců 1. a 2. kategorie stanovená rozhodnutím
Úřadu pro rok i regulačního období.
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   jednosložkové   ceny   za   distribuci
jednotkového  množství  elektřiny  pro  samostatné napěťové úrovně
distribuční soustavy  velmi vysokého napětí,  vysokého napětí nebo
nízkého napětí jsou stanoveny vztahem:
cd(x-x)ei = sd(x-x)ei + Kd(x-x)ei
i          je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,
sd(x-x)ei  jsou   výpočtové   průměrné   jednosložkové   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),
Kd(x-x)ei  je  korekční  faktor   průměrných  výpočtových  cen  za
distribuci pro příslušnou část distribučního systému dx
(úroveň   napětí   x).    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 Úřadem
distribuci  elektřiny na  této úrovni  napětí stanovené
uvedeným  postupem  pro  daný  rok.  Pro  počáteční rok
prvního regulačního období je Kd(x-x)ei rovno nule.
Na napěťových úrovních VVN a VN se používá cena dvousložková,
která  je rozdělena  na složku   ceny za  rezervaci kapacity  a na
složku ceny za použití  sítě příslušné samostatné napěťové úrovně.
Tyto složky se vypočtou podle následujících vztahů:
sdVVNerci = PVdVVNe0 . MdVVNei/((RKKZVVNei + RKDLVVNei) +
TETRVVNei . (RKKZVNei + RKDLVNei)/(RMEKZVNei + RMEDLVNei))
sdVNerci = PVdVNe0 . MdVNei/((RKKZVNei + RKDLVNei) . (1 +
TETRVNei/(RMEKZVNei + RMEDLVNei)))
sdxepzi = NCEdei . PZTdxei/RDME2xi
PVdVVNe0, PVdVNe0 jsou  výchozí  hodnoty   povolených  výnosů  pro
napěťové  úrovně VVN  a VN  stanovené analyticky
PVdxe0 = PNdxe0 + Odxe0 + Zdxe0
PNdxe0    je výchozí  úroveň povolených nákladů  držitele licence,
nezbytných k zajištění distribučních služeb na příslušné
napěťové úrovni, stanovená analyticky Úřadem,
Odxe0     jsou odpisy  hmotného a nehmotného  investičního majetku
příslušné  části distribučního  systému (úrovně  napětí)
držitele  licence, sloužícího  k zajištění distribučních
služeb   na   příslušné   napěťové   úrovni,   stanovené
Zdxe0     je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních
aktiv  příslušné části  distribučního systému  a hodnoty
provozních aktiv této části distribučního systému,
sdVVNerci, sdVNerci je složka regulované ceny distribuce elektřiny
za roční rezervovanou kapacitu napěťové úrovně
VVN  a VN  distribuční soustavy  v Kč/MW a rok
v roce i,
sdxepzi   je  složka  regulované   ceny  distribuce  elektřiny  za
použití napěťové úrovně  x distribuční soustavy v Kč/MWh
RKKZVVNei, RKKZVNei je   plánovaná   roční   rezervovaná  kapacita
(technické  maximum) konečných  zákazníků (bez
exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu,
bez  tranzitu a  bez  odběru  výrobců 1.  a 2.
kategorie,   kromě   samovýrobců,   pro  krytí
spotřeby v areálu výrobny) napěťové úrovně VVN
a VN distribuční soustavy v roce i,
RKDLVVNei, RKDLVNei je bilanční saldo  plánované roční rezervované
kapacity (technické  maximum) držitelů licence
na   distribuci    (kteří   nejsou   připojeni
k přenosové  soustavě) na  napěťové úrovni VVN
TETRVVNei, TETRVNei je   roční    plánované   množství   elektřiny
transformované z napěťové  úrovně VVN a  VN na
nižší  napěťovou  úroveň  distribuční soustavy
RMEKZVVNei, RMEKZVNei je   roční   plánované   množství  elektřiny
odebírané  konečnými  zákazníky  na napěťové
úrovni VVN a  VN distribuční soustavy v roce
RMEDLVVNei, RMEDLVNei je   bilanční   saldo   ročního  plánovaného
množství   elektřiny  držitelů   licence  na
distribuci    (kteří     nejsou    připojeni
k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN
RDME2xi je  plánované množství  elektřiny distribuované příslušnou
částí distribučního systému držitele licence na distribuci
v roce  i  regulačního  období.  Jsou  to odběry elektřiny
z příslušné části distribučního systému, které se skládají
z odběrů 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,
z exportu,  odběru  PVE  v čerpadlovém  provozu a z odběrů
výrobců včetně  jejich odběru na výrobu  elektřiny nebo na
výrobu elektřiny a tepla,
Mdxei   je  eskalační faktor  zohledňující vývoj  cen průmyslových
výrobců  vypočítaný pro  jednotlivé napěťové  úrovně podle
Mdxei = (Mi-1 - Xx) . Mdxei-1
pro první rok regulačního období Mdxei-1 = Mi-2,
Xx     je faktor  efektivity na napěťové  úrovni x, jehož  hodnotu
stanoví Úřad,
průmyslových         výrobců za posledních  12 měsíců a předchozích
NCEdei je  nákupní cena  elektřiny pro  krytí ztrát  v distribuční
soustavě  stanovená  Úřadem  pro  jednotlivé  provozovatele
distribučních soustav v roce i,
PZTdxei je povolené množství ztrát v napěťové úrovni x distribuční
sítě určené vztahem:
PZTdxei = (kzdxei/(1-kzdxei)) . RDMEpzdxi
kzdxei    je povolená míra ztrát  v distribuční soustavě na úrovni
napětí  x   v roce  i  vztažená   ke  vstupujícímu  toku
elektřiny do  této napěťové úrovně  distribuční soustavy
RDMEpzdxi je plánované množství elektřiny distribuované 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 čerpadlovém provozu na dané napěťové úrovni).
Jednosložkový  tvar  výpočtové  průměrné  ceny  pro  chráněné
zákazníky  za  distribuci  elektřiny  sd(x-x)ei  pouze v příslušné
napěťové  úrovni x  bez započtení  korekčního faktoru v příslušném
roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:
sd(x-x)ei = (PVdxe0 . Mdxei - RKOZxei . sdxerci)/RDME1xi +
NCEdei . PZTdxei/RDME2xi
RKOZxei    je  plánovaná  roční  rezervovaná  kapacita  (technické
maximum)  na napěťových  úrovních VVN  a VN distribuční
soustavy  v roce  i  rezervovaná  oprávněnými zákazníky
(bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez
tranzitu a bez odběru výrobců  1. a 2. kategorie, kromě
samovýrobců,  pro  krytí   spotřeby  v areálu  výrobny)
a držiteli  licence  na  distribuci,  kteří  mají podle
zvláštního   právního   předpisu1)   právo   na   volbu
dodavatele elektřiny pro  odběr chráněných zákazníků na
svém vymezeném území,
RDME1xi    je    plánované   množství    elektřiny   distribuované
příslušnou  napěťovou  úrovní  VVN  a  VN distribučního
systému   držitele   licence   na   distribuci   v roce
i regulačního   období  chráněným   zákazníkům  a   tok
transformací elektřiny do  nižších úrovní napětí (kromě
NN) bez exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a bez
odběru  výrobců 1.  a 2.  kategorie, kromě samovýrobců,
pro krytí spotřeby v areálu výrobny.
Pro  napěťovou  úroveň  NN  se  jednosložkový  tvar výpočtové
průměrné  ceny za  distribuci elektřiny  sd(NN-NN)ei vypočte podle
sd(NN-NN)ei = (PVdNNe0 . Mdei)/(RDME1NNi) + NCEdNNei .
PZTdNNei/RDME2NNi
RDME1NNi   je    plánované   množství    elektřiny   distribuované
příslušnou  napěťovou úrovní  NN distribučního  systému
držitele  licence  na  distribuci  v roce i regulačního
období  konečným  zákazníkům  bez  exportu,  odběru PVE
v čerpadlovém  provozu a  bez  odběru  výrobců 1.  a 2.
kategorie,   kromě  samovýrobců,   pro  krytí  spotřeby
v areálu výrobny,
RDME2NNi   je    plánované   množství    elektřiny   distribuované
období. Jsou to odběry  elektřiny z napěťové úrovně NHN
distribučního systému, které se skládají z odběrů všech
konečných zákazníků, z bilančního salda odběru držitelů
licence   na   distribuci,   kteří   nejsou   připojeni
k přenosové    soustavě,    z exportu,    odběru    PVE
v čerpadlovém provozu a  z odběrů výrobců včetně jejich
odběru  na výrobu  elektřiny nebo  na výrobu  elektřiny
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 jsou stanoveny
cdVVNerci = sdVVNerci + Sperci . (RRK(PS-VVN)ei + suma k=1,n
RRK(VVNk-VVN)ei)/((RKKZVVNei + RKDLVVNei)
+ (RKKZVNei + RKDLVNei) . TETRVVNei/(RMEKZVNei
+ RMEDLVNei))
cdVVNepzi = sdVVNepzi + (spepzi + Kpei) . (TE(PS-VVN)ei + suma
k=1,n TE (VVNk-VVN)ei)/RDME2VVNi
Kumulativní    dvousložková    regulovaná    průměrná    cena
jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití
sítě na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí jsou stanoveny
cdVNerci = sdVNerci + cdVVNerci . TETRVVNei/(RMEKZVNei + RMEDLVNei
+ TETRVNe)
cdVNepzi = sdVNepzi + cdVVNepzi . TETRVVNei/RDME2VNi
Na  distribuční  napěťové  úrovni  nízkého  napětí je 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 je stanovena vztahem:
cdVVNei = cd(VVN-VVN)ei + sperci . (RRK(PS-VVN)ei + suma k=1,n
RRK(VVNk-VVN)ei)/RDME1VVNi + (spepzi + Kpei)
. (TE(PS-VVN)ei + suma
vysokého napětí je stanovena vztahem:
cdVNei = cd(VN-VN)ei + (cdVVNei - cdVVNepzi) . TETRVVNei/RDME1VNi +
cdVVNepzi . TETRVVNei/RDME2VNi
nízkého napětí je stanovena vztahem:
cdNNei = cd(NN-NN)ei + (cdVNei - cdVNepzi) . TETRVNei/RDME1NNi +
cdVNepzi . TETRVNei/RDME2NNi
i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,
sdVVNerci,  sdVNerci jsou   složky   regulované   ceny  distribuce
elektřiny  za   roční  rezervovanou  kapacitu
napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy
v Kč/MW a rok v roce i,
sdVVNepzi,  sdVNepzi jsou   složky   regulované   ceny  distribuce
elektřiny za použití napěťové úrovně VVN a VN
distribuční soustavy v Kč/MWh v roce i,
cd(VVN-VVN)ei,
cd(VN-VN)ei,
cd(NN-NN)ei          jsou  regulované průměrné  ceny za distribuci
elektřiny na úrovni VVN, VN nebo NN stanovené
Úřadem pro rok i  postupem uvedeným v příloze
č. 3 této vyhlášky,
TE(PS-VVN)ei,
TETRVVNei,
TETRVNei      jsou  plánované  toky  elektřiny   pro  rok  i  mezi
přenosovou  soustavou  a   distribuční  úrovní  VVN,
popřípadě  plánované   toky  elektřiny  transformací
z napěťové úrovně VVN a VN na nižší napěťovou úroveň
distribuční soustavy držitele  licence na distribuci
v roce  i.  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)ei  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),
RDME1VVNi,  RDME1VNi  jsou     plánovaná     množství    elektřiny
distribuovaná  napěťovou  úrovní  VVN  a  VN
distribučního  systému  držitele  licence na
distribuci  v  roce   i  regulačního  období
chráněným  zákazníkům   a  tok  transformací
elektřiny  do nižších  úrovní napětí  (kromě
NN)  bez exportu,  odběru PVE  v čerpadlovém
provozu  a  bez  odběru   výrobců  1.  a  2.
kategorie,  kromě   samovýrobců,  pro  krytí
spotřeby  v  areálu   výrobny;  na  napěťové
úrovni VVN se jedná pouze o tok transformací
do napěťové úrovně VN vzhledem k tomu, že se
na   VVN  považují   všichni  zákazníci   za
oprávněné,
RDME1NNi je plánované množství  elektřiny distribuované příslušnou
napěťovou   úrovní  NN   distribučního  systému  držitele
licence  na  distribuci  v   roce  i  regulačního  období
konečným zákazníkům bez exportu, odběru PVE v čerpadlovém
provozu  a bez  odběru výrobců  1. a  2. kategorie, kromě
samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny,
RDME2VVNi,
RDME2VNi,
RDME2NNi  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 čerpadlovém
provozu a  odběr výrobců včetně jejich  odběru na výrobu
elektřiny  nebo  na  výrobu  elektřiny  a  tepla na dané
cpei  je  regulovaná průměrná  cena za  přenos elektřiny stanovená
podle přílohy č. 1,
sperci  je  složka  regulované  ceny  přenosu  elektřiny  za roční
rezervovanou  kapacitu přenosové  soustavy v  Kč/MW a  rok
stanovená podle přílohy č. 1,
spepzi  je  složka regulované  ceny přenosu  elektřiny za  použití
přenosové soustavy v Kč/MWh stanovená podle přílohy č. 1,
Kpei    je  korekční  faktor  regulované  průměrné  ceny za přenos
elektřiny pro  příslušný rok regulačního  období stanovené
RRK(PS-VVN)ei je rezervovaná kapacita přenosové soustavy plánovaná
držitelem   licence    na   distribuci   připojeného
k přenosové soustavě stanovená podle přílohy č. 1,
RRK(VVNk-VVN)ei 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
RKKZVVNei,          RKKZVNei je   plánovaná  roční   rezervovaná  kapacita
(technické maximum)  konečných zákazníků (bez
exportu,   bez  odběru   PVE  v   čerpadlovém
provozu,  bez tranzitu  a bez  odběru výrobců
1.  a  2.  kategorie,  kromě samovýrobců, pro
krytí  spotřeby  v  areálu  výrobny) napěťové
úrovně VVN  a VN distribuční  soustavy v roce
RKDLVVNei, RKDLVNei  jsou    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
RMEKZVVNei, RMEKZVNei jsou  roční   plánovaná  množství  elektřiny
odebíraná  konečnými  zákazníky  na napěťové
úrovni VVN a VN  distribuční soustavy v roce
RMEDLVVNei, RMEDLVNei jsou  bilanční   salda  ročního  plánovaného
n       je počet sousedních distribučních soustav.
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.  Při  tvorbě  ceny  za  službu  sítě  se  na
příslušných smluvních stranách náklady  a výnosy plynoucí z dohody
započítávají do povolených nákladů nebo výnosů.
Přetoky mezi sítěmi VN a  NN jednotlivých držitelů licence na
distribuci mohou být, v  odůvodněných případech, mezi jednotlivými
držiteli licence hrazeny na základě "Dohody o úhradě nákladů". Při
tvorbě ceny  za službu sítě  se na příslušných  smluvních stranách
náklady  a výnosy  plynoucí  z  dohody započítávají  do povolených
nákladů nebo výnosů.
Postup stanovení výpočtové průměrné ceny dodávky elektřiny pro chráněného zákazníka
Výpočtová  průměrná   cena  dodávky  elektřiny   cchzexi  pro
chráněné  zákazníky,  odebírající  elektřinu  z napěťové úrovně x,
v příslušném   roce   regulačního    období   se   vypočte   podle
cchzxei = cnevei + zoe + coti + cssi + cdxei + cvozki + cdDSxi
+ ckzotxi + cdUQi + cdprdsi + cochzxei
cnevei  je   individuální  nákupní   cena  elektřiny  regionálního
distributora   v Kč/MWh   v roce   i   regulačního  období
stanovená rozhodnutím Úřadu,
i       je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,
zoe     je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu,
coti    je  celostátně jednotná  pevná cena  za činnost  zúčtování
operátora  trhu,  která  se  vztahuje  ke skutečné hodnotě
měsíčního odběru subjektu zúčtování, stanovená Úřadem,
cssi    je   regulovaná  cena   systémových  služeb   pro  konečné
zákazníky  v příslušném roce  regulačního období stanovená
rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 2,
cdxei   je  výpočtová  průměrná  cena  za  distribuci jednotkového
množství elektřiny na distribuční  napěťové úrovni VVN, VN
a NN   v příslušném  roce   regulačního  období  stanovená
rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 4,
cvozki  je  celostátně   jednotná  pevná  cena   příspěvku  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.
cdDSxi  jsou   regionální   příspěvky   konečných   zákazníků   na
jednotlivých  napěťových úrovních  distribuční sítě k ceně
distribuce elektřiny  na decentrální výrobu  podle přílohy
ckzotxi je  regionální  pevná   cena  na  jednotlivých  napěťových
úrovních  distribuční   sítě  na  krytí   ztrát  hrazených
operátorovi trhu cenou coti stanovenou Úřadem:
ckzotxi = (PZTdxei . coti + TETRyei . ckzotyi)/RDME2xi
kde   technické  jednotky   PZTdxei  a   RDME2xi  jsou  definovány
v příloze č. 3,
TETRyei je  roční  plánované   množství  elektřiny  transformované
z vyšší  napěťové  úrovně  y  na  nejblíže nižší napěťovou
úroveň  x distribuční  soustavy v roce  i, kromě  napěťové
úrovně VVN,
ckzotyi je  regionální pevná  cena  na  krytí platby  za zúčtování
odchylek vztažených  ke ztrátám placeném  operátorovi trhu
cenou  coti  pro  napěťovou   úroveň  nejblíže  vyšší  než
napěťová úroveň x, kromě napěťové úrovně VVN,
cdUQi   je  regionální  pevná  cena  příspěvku  za služby regulace
napětí  a  jalového  výkonu  zajišťované vybranými výrobci
v jednotlivých regionálních distribučních soustavách. Cena
je určena  z podílu nákladů na regulaci  napětí a jalového
výkonu,  stanovených  rozhodnutím   Úřadu,  a  plánovaného
množství     elektřiny     distribuovaného     regionálním
distributorem  v roce  i  regulačního  období (odběr všech
konečných  zákazníků,  bilanční   saldo  odběru  lokálních
distributorů,  export,  odběr  PVE  v čerpadlovém  provozu
a odběr výrobců  včetně jejich odběru  na výrobu elektřiny
nebo na výrobu elektřiny a tepla),
cdprdsi  celostátní  pevná  cena  pro  regionální  distributory za
zprostředkování  plateb za  systémové služby,  obnovitelné zdroje,
kombinovanou  výrobu elektřiny  a tepla  a za  decentrální výrobu;
cena je stanovená rozhodnutím Úřadu,
cochzxei je  průměrná  cena   obchodu  s elektřinou  pro  chráněné
zákazníky stanovená vztahem:
cochzxei = PVochzxe0 . Mochzxei . PDchzxei/RMECHZxi
PVochzxe0 je          výchozí  hodnota  povolených  výnosů  pro  zajištění
obchodu  s elektřinou pro  chráněné zákazníky  stanovená
PVochzxe0 = PNochzxe0 + Oochzxe0 + Zochzxe0
PNochzxe0 je   výchozí  úroveň   povolených  nákladů,   nezbytných
k zajištění obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky,
Oochzxe0  je   výchozí   úroveň   odpisů   hmotného  a  nehmotného
investičního   majetku   držitele   licence,  sloužícího
Zochzxe0  je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních
Mochzxei  je eskalační faktor  zohledňující vývoj cen průmyslových
výrobců vypočtený podle vztahu:
Mochzxei = (Mi-1 - Xx) . Mochzxei-1
pro první rok regulačního období Mochzxei-1 = Mi-2,
Xx      je faktor  efektivity na napěťové úrovni  x, jehož hodnotu
PDchzxei je podíl dodávky chráněným  zákazníkům na celkové dodávce
elektřiny na příslušné úrovni distribučního napětí, který
se stanoví vztahem:
PDchzxei = RMECHZxi/(RMECHZxi + RMEOZxi)
RMECHZxi je   plánované  množství   elektřiny  dodané   příslušným
držitelem licence na distribuční  napěťové úrovni VVN, VN
a NN chráněným zákazníkům v roce i,
RMEOZxi  je   plánované  množství   elektřiny  dodané   příslušným
a NN  v roce  i  oprávněným  zákazníkům včetně bilančního
salda elektřiny dodané lokálním distributorům, kteří mají
podle  zvláštního  právního  předpisu1)  právo  na  volbu
dodavatele  elektřiny pro  odběr chráněných  zákazníků na
svém vymezeném území.
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 cvozki je určen vztahem:
cvozki = suma j=1,n (VCNvozij + VCNvkij)/RMESi + Kvcni
i        je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,
j        je pořadové číslo držitele licence na distribuci,
n        je počet držitelů licence na distribuci,
VCNvozij jsou  předpokládané celkové  vícenáklady j-tého  držitele
licence   na  distribuci   na  povinný   výkup  elektřiny
z obnovitelných zdrojů,
VCNvozij = suma s=1,t (cmvozis - cneveij) . PMEozijs
t       je počet druhů obnovitelných zdrojů,
cmvozis je  celostátně jednotná  minimální výkupní  cena elektřiny
z s-tého druhu  obnovitelného zdroje stanovená  Úřadem pro
rok i regulačního období,
cneveij je individuální nákupní cena  elektřiny v j-té distribuční
soustavě   stanovená  analyticky   Úřadem  pro  jednotlivé
provozovatele distribučních  soustav v roce  i regulačního
PMEozijs je  předpokládané množství  elektřiny vykoupené  z s-tého
druhu  obnovitelného  zdroje  j-tého  držitele licence na
distribuci v roce i regulačního období,
VCNvkij  jsou  předpokládané celkové  vícenáklady j-tého  držitele
z kombinované výroby elektřiny a tepla,
VCNvkij = (suma s=1,2 (cmvkis - cneveij) . PMEkijs) + cpvki . PMEkij
cmvkis   jsou celostátně jednotné minimální výkupní ceny elektřiny
z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 5 MWe
instalovaného výkonu včetně pro s = 1 a ze zdrojů od 5 do
10 MWe  instalovaného výkonu včetně pro  s = 2, stanovené
Úřadem pro rok i regulačního období,
PMEkijs  jsou    předpokládaná   množství    elektřiny   vykoupená
10  MWe instalovaného  výkonu včetně  pro s  = 2 u j-tého
držitele  licence  na  distribuci  v  roce  i regulačního
cpvki    je  celostátně jednotná  pevná cena  stanovená Úřadem, za
každou  MWh  elektřiny  z  kombinované  výroby  elektřiny
a tepla ze zdrojů nad 10 MWe instalovaného výkonu,
PMEkij   je předpokládané množství  elektřiny z kombinované výroby
elektřiny  a tepla  ze  zdrojů  nad 10  MWe instalovaného
výkonu  j-tého  držitele  licence  na  distribuci  v roce
i regulačního období,
Kvcni    je korekční  faktor v Kč/MWh příspěvku  k ceně distribuce
elektřiny dodané  konečným zákazníkům pro  podporu výkupu
elektřiny    z   obnovitelných    zdrojů   a    elektřiny
z kombinované výroby elektřiny  a tepla. Kvcni zohledňuje
efekt nevhodně  nastaveného příspěvku v  předminulém roce
regulačního  období  a  započítává  jeho  výnosový  efekt
(kladný  i  záporný)  do   příspěvku  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 Kvcni roven nule,
RMESi    je  plánované  množství  elektřiny  v  roce i regulačního
období  dodané  konečným  zákazníkům  v  České  republice
včetně   exportu   ze   sítě   distributora,  odběru  PVE
v čerpadlovém provozu (připojených k sítím distributorů),
salda lokálních  držitelů licence na  distribuci a včetně
odběru výrobců.
Platba    pro   vyrovnání    vícenákladů   výkupu   elektřiny
z obnovitelných  zdrojů  a  kombinované  výroby  elektřiny a tepla
j-tého regionálního distributora:
PLvozkij = Zvozkij - (VCNvozij + VCNvkij) + Kplkij
Zvozkij jsou předpokládané platby konečných zákazníků regionálnímu
distributorovi prostřednictvím příplatku  k ceně elektřiny
Zvozkij = cvozki . RMESij
RMESij je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období
dodané   konečným  zákazníkům   regionálního  distributora,
včetně   exportu   ze   sítě   distributora,   odběru   PVE
v čerpadlovém  provozu (připojených  k síti  distributora),
salda  lokálních držitelů  licence na  distribuci a  odběru
výrobců včetně  jejich odběru na  výrobu elektřiny nebo  na
Kplki  zohledňuje efekt nevhodně  nastavených plateb pro vyrovnání
vícenákladů   výkupu  elektřiny   z  obnovitelných   zdrojů
a elektřiny   z  kombinované   výroby  elektřiny   a  tepla
v předminulém  roce  regulačního  období  a započítává jeho
výnosový efekt  (kladný i záporný) do  plateb pro vyrovnání
vícenákladů  regionálního  distributora.  Kplki  zohledňuje
rozdíl mezi  plánovanými a skutečně  dosaženými vícenáklady
na   účinný   výkup   elektřiny   z   obnovitelných  zdrojů
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 Kplki roven nule.
Platba  PLvozkij se  s ohledem  na znaménko  přičítá k platbě
regionálních držitelů licence na  distribuci za rezervaci kapacity
přenosové  sítě  spolu  s  příspěvkem  za  zprostředkování  plateb
PLvozki  pro  provozovatele  přenosové  soustavy  v  celkové  výši
stanovené Úřadem  a rozdělené úměrně  absolutním hodnotám PLvozkij
jednotlivých regionálních držitelů licence na distribuci.
Postup stanovení ceny příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do distribučních sítí a postup kompenzace těchto příspěvků
Cena  příspěvku  pro  zdroje  vybavené  do  napěťových úrovní
distribučních  sítí  zohledňuje  příznivý  vliv  těchto  zdrojů na
snížení  ztrát v  přenosové a  distribučních sítích.  Příspěvek je
celostátně jednotný, rozlišený po  napěťových úrovních a je hrazen
držitelem  licence na  distribuci příslušnému  držiteli licence na
Cena příspěvků se stanoví pro zdroje vybavené do jednotlivých
napěťových  úrovní  (VVN,  VN  a  NN)  sítí  držitelů  licence  na
distribuci podle následujících vztahů:
cdVVNdvi = spepzi . kdvi + KdVVNdvi
cdVNdvi = sdVVNepzi + suma k=1,n ZTTRVVNeik
. NCEDSei/suma k=1,n RMDE2VNik + KdVNdvi
cdNNdvi = sdVNepzi + suma k=1,n ZTTRVNeik . NCEDSei/suma k=1,n
RDME2NNik + KdNNdvi
i      je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,
n      je počet regionálních distributorů,
spepzi je  složka  regulované  ceny  přenosu  elektřiny za použití
přenosové soustavy v Kč/MWh,
kdvi   je  koeficient  zvýhodněně  decentrální  výroby na napěťové
úrovni VVN  za snížení ztrát  v distribuční síti;  velikost
sdVVNepzi,
sdVNepzi jsou  celostátní  průměrné   kumulativní  pevné  ceny  za
použití   distribučních   sítí   VVN   a   VN   vypočtené
z průměrných   kumulativních  pevných   cen  jednotlivých
regionálních distributorů,
ZTTRVNeik,
ZTTRVNeik jsou  předpokládané  ztráty  v  transformaci VVN/VN nebo
VN/NN   k-tého   regionálního    distributora   v   roce
NCEDSei   je celostátní průměrná nákupní  cena elektřiny pro krytí
ztrát v distribučních  soustavách vypočtená z průměrných
nákupních cen elektřiny pro  krytí ztrát v distribučních
soustavách    stanovených    Úřadem    pro    jednotlivé
provozovatele distribučních soustav v roce i,
RDME2Vnik,
RDME2NNik jsou  plánované  toky  elektřiny  pro  rok  i  na výstup
z distribuční  úrovně  VN  nebo  NN  k-tého regionálního
držitele licence na distribuci. Jsou to odběry konečných
KdVVNdvi,
KdVNdvi,
KdNNdvi korekční faktory k ceně  příspěvku pro držitele licence na
výrobu elektřiny připojené k jednotlivým napěťovým úrovním VVN, VN
a NN distribuční sítě příslušného provozovatele zohledňující efekt
nevhodně nastavené  ceny příspěvku v  předminulém roce regulačního
období. Pro počáteční rok prvního regulačního období jsou korekční
faktory rovny nule.
Předpokládaný  roční objem  příspěvků v  Kč/rok zaplacený  na
jednotlivých napěťových úrovních VVN, VN a NN držitelem licence na
distribuci držitelům licence na výrobu je dán vztahem:
PLdDSxi = cdxdvi . PMEdDSxvi
x je napěťová úroveň VVN, VN nebo NN,
PMEdDSxvi je celkové předpokládané  množství elektřiny vyrobené ve
zdrojích  a  vyvedené  do  napěťové  hladiny  x  distribuční  sítě
držitele licence na distribuci,
Individuální  příspěvek  cdDSxi  k  ceně distribuce elektřiny
dodané konečným zákazníkům na  krytí decentrální výroby pro zdroje
vyvedené do napěťové úrovně x distribuční sítě je určen vztahem:
cdDSxi = PLdDSxi/RMESxi + cdDSyi + KdDSxi
RMESxi je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období
dodané na  napěťové úrovni x a  na všech nižších napěťových
úrovních  konečným  zákazníkům  v  České  republice  včetně
exportu ze sítí držitele  licence na distribuci, odběru PVE
v čerpadlovém provozu (připojených do sítí držitele licence
na  distribuci),   salda  lokálních  držitelů   licence  na
distribuci a odběru výrobců  včetně jejich odběru na výrobu
elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla,
cdDSyi je  příspěvek k  ceně distribuce  elektřiny dodané konečným
zákazníkům  na krytí  decentrální výroby  na vyšší napěťové
úrovni kromě napěťové úrovně VVN,
KdDSxi zohledňuje efekt nevhodně nastavených plateb za decentrální
výrobu   pro    zdroje   vyvedené   do    napěťové   úrovně
x distribučních sítí pro  předminulý rok regulačního období
a započítává  jeho  výnosový  efekt  (kladný  i záporný) do
plateb  pro  vyrovnání  plateb  regionálního  distributora.
KdDSxi  zohledňuje  rozdíl   mezi  plánovanými  a  skutečně
dosaženými náklady na hrazení příspěvku pro zdroje vybavené
do   distribučních  sítí   a  předpokládanou   a  skutečnou
velikostí    plateb   konečných    zákazníků   regionálního
distributora prostřednictvím příspěvku na krytí decentrální
výroby v  roce i-2. Pro  počáteční rok prvního  regulačního
období je KdDSxi roven nule.
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:
Cdvi = spi + ssi + scsi
spi  je průměrná cena za přepravu zemního plynu,
ssi  průměrná  cena  za  uskladňování  zemního plynu v zásobnících
zemního  plynu,  které  jsou  provozovány souběžným držitelem
licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu,
scsi je cena  za uskladňování zemního  plynu v zásobnících zemního
plynu, které  nejsou provozovány souběžným  držitelem licence
na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu,
Cena  za   přepravu  zemního  plynu   spi  v příslušném  roce
regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:
spi = (PVp0 . Mpsi + NCPpi . PZTpi)/PDVi
PVp0 je  výchozí  hodnota  povolených  výnosů stanovená analyticky
Úřadem pro první rok regulačního období:
PVp0 = PNp0 + Op0 + Zp0
PNp0 je výchozí úroveň  povolených nákladů, nezbytných k zajištění
přepravních  služeb  držitele  licence,  stanovená analyticky
Úřadem pro první rok regulačního období,
Op0  je výchozí  úroveň odpisů hmotného  a nehmotného investičního
majetku držitele licence,  sloužícího k zajištění přepravních
služeb, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,
Zp0  je  zisk  vypočtený  jako  součin  míry výnosnosti provozních
aktiv, jejíž  hodnotu určí Úřad,  a hodnoty provozních  aktiv
sloužících  k zajištění  přepravních  služeb  pro  první  rok
regulačního         období,
Mpsi je  eskalační  faktor  zohledňující  vývoj  cen  průmyslových
Mpsi = (Mi-1 - Xi) . Mpsi-1
pro první rok regulačního období Mpsi-1 = Mi-2,
Mi-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
Xi   je  faktor efektivity,  jehož hodnotu  pro rok  i regulačního
období stanoví Úřad,
NCPpi je plánovaná  nákupní cena energie  zemního plynu pro  krytí
ztrát v přepravní soustavě,
PZTpi je  povolené  množství  ztrát  v přepravní  soustavě  určené
PZTpi = kzpP . RPMPi
kzpP je  povolená  míra  ztrát  v přepravní  soustavě  vztažená ke
vstupujícímu  množství  energie  zemního  plynu  do přepravní
soustavy stanovená Úřadem,
RPMPi je  plánované množství  energie zemního  plynu vstupující do
přepravní soustavy v roce i regulačního období,
PDVi  je   celkový  plánovaný   denní  výkon   stanovený  pro  rok
i regulačního    období   na    základě   smluv   uzavřených
provozovatelem  přepravní  soustavy;  pokud  nejsou  smluvní
hodnoty plánovaného  denního výkonu předány  Úřadu v termínu
podle § 10, stanoví je Úřad analyticky.
Cena  za  uskladňování  zemního  plynu  v zásobnících zemního
plynu,  které  jsou  provozovány  souběžným  držitelem  licence na
přepravu a licence na  uskladňování zemního plynu ssi v příslušném
roce regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:
ssi = (PVs0 . Mpsi + NCPsi . PZTsi)/PDVi
I     je pořadové číslo roku regulačního období,
PVs0  je  výchozí hodnota  povolených výnosů  stanovená analyticky
PVs0 = PNs0 + Os0 + Zs0
PNs0  je    výchozí   úroveň    povolených   nákladů,   nezbytných
k zajištění   provozování   podzemních   zásobníků  držitele
licence,   stanovená   analyticky   Úřadem   pro  první  rok
regulačního období,
Ops0  je výchozí úroveň odpisů  hmotného a nehmotného investičního
majetku    držitele   licence,    sloužícího   k provozování
podzemních  zásobníků,   stanovená  Úřadem  pro   první  rok
Zs0   je  zisk vypočtený  jako součin  míry výnosnosti  provozních
aktiv, jejíž  hodnotu určí Úřad, a  hodnoty provozních aktiv
nezbytných  k zajištění   provozování  podzemních  zásobníků
držitele licence, pro první rok regulačního období,
Mpsi  je  eskalační  faktor  zohledňující  vývoj  cen průmyslových
Mpsi = (Mi-1 + Xi) . Mpsi-1
NCPsi je plánovaná průměrná nákupní cena energie zemního plynu pro
krytí ztrát v zásobnících plynu v roce i,
PZTsi je povolené množství ztrát,
PZTsi = kzpS . RPMSi
kzpS  je povolená míra ztrát  v zásobnících plynu stanovená Úřadem
vztažená  k ročnímu  průměru   počátečních  měsíčních  stavů
provozních  zásob  plynu  v roce  i-2 vyjádřených v množství
RPMSi je roční průměr počátečních měsíčních stavů provozních zásob
plynu v roce i-2 vyjádřených v množství energie.
plynu,  které nejsou  provozovány souběžným  držitelem licence  na
přepravu a licence na uskladňování  zemního plynu, ssci se vypočte
ssci = PNsci/PDVi
PNsci jsou   plánované   náklady   na   skladování  zemního  plynu
v zásobnících   zemního  plynu,   které  nejsou  provozovány
souběžným držitelem licence na přepravu plynu a uskladňování
Návrh  ceny přepravy  a uskladňování  zemního plynu  v Kč/MWh
předkládaný  Úřadu   je  zaokrouhlován  na   dvě  desetinná  místa
a hodnoty veličin Mpsi, Mi-1 použité  při jejím výpočtu podle této
přílohy jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.
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
ckij = skij + Kkij
i    je pořadové číslo roku regulačního období,
j    je  pořadové číslo  čtvrtletí v  příslušném roce  regulačního
skij je  cena  energie  zemního  plynu  bez  započtení  korekčního
faktoru v  příslušném čtvrtletí příslušného  roku regulačního
Kkij je korekční  faktor ceny energie zemního  plynu pro příslušné
čtvrtletí   příslušného   roku   regulačního   období.   Kkij
zohledňuje  efekt  rozdílu   mezi  skutečnými  a  plánovanými
náklady  na  nákup  zemního  plynu  v  předminulém  čtvrtletí
a započítává jej  při splnění podmínky  uvedené v §  10 odst.
5 do ceny energie zemního plynu v příslušném čtvrtletí.
Cena  energie  zemního  plynu  skij  bez započtení korekčního
faktoru Kkij  v příslušném čtvrtletí  příslušného roku regulačního
období se vypočte podle následujícího vzorce:
skij = (nsij + PVzo0 . Mzoi/RMDPi) + ze
nsij jsou  měrné náklady  na nákup  zemního plynu  stanovené podle
nsij = (NPCPnpij + PNCZnzij)/(RMDPijp + RMDPijpz)
PNCPnpij 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,
PNCZnzij 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,
RMDPijp  je  plánované  množství  energie  zemního  plynu  prodané
roku regulačního období  bez plánovaného množství energie
zemního plynu prodaného z podzemních zásobníků,
RMDPijpz je  plánované  množství  energie  zemního  plynu  prodané
obchodníkem  s   plynem  z  podzemního   zásobníku  plynu
ze       je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu,
PVzo0    je  výchozí  hodnota   povolených  výnosů  pro  zajištění
obchodu se zemním plynem  stanovená analyticky Úřadem pro
první rok regulačního období:
PVzo0 = PNzo0 + Ozzo0 + Zzo0
PNzo0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění
obchodu  se zemním  plynem, stanovená  analyticky Úřadem pro
první rok regulačního období,
Ozzo0 je výchozí úroveň odpisů  hmotného a nehmotného investičního
majetku držitele licence, sloužícího  k zajištění obchodu se
zemním  plynem, stanovená  Úřadem pro  první rok regulačního
Zzo0  je  zisk vypočtený  jako součin  míry výnosnosti  provozních
nezbytných k  zajištění obchodu se  zemním plynem pro  první
rok regulačního období,
Mzoi  je  eskalační  faktor  zohledňující  vývoj  cen průmyslových
Mzoi = (Mi-1 - Xi) . Mzoi-1
pro první rok regulačního období Mzoi-1 = Mi-2,
cen 7004 za měsíc duben roku i- 1,
Xi     je faktor  efektivity, jehož hodnotu pro  rok i regulačního
RMDPi  je  plánované   množství  energie  zemního   plynu  prodané
obchodníkem s plynem v příslušném roce regulačního období.
Návrh  ceny  energie  zemního  plynu  v  Kč/MWh od obchodníka
s plynem ostatním účastníkům trhu  s plynem připojeným k přepravní
soustavě předkládaný Úřadu je zaokrouhlován na dvě desetinná místa
a hodnoty veličin Mzoi, Mi-1 použité  při jejím výpočtu podle této
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:
ckzpij = ckij + cdvki + cdzpi + cdpi
j    je  pořadové  číslo  čtvrtletí  v příslušném roce regulačního
ckij je  průměrná   cena  energie  zemního   plynu  od  obchodníka
s plynem ostatním  účastníkům trhu s plynem  přímo připojeným
k přepravní   soustavě  v příslušném   čtvrtletí  regulačního
cdvki je cena přepravy a  uskladňování zemního plynu přepočtená na
jednotku   plánovaného   distribuovaného   množství  energie
v roce i regulačního období vypočtená podle vztahu:
cdvki = (cdvi . PDVi)/RDMPi
cdvi   je cena přepravy a uskladňování zemního plynu,
PDVi   je plánovaný  denní výkon stanovený  pro rok i  regulačního
období  na   základě  smluv  daného   držitele  licence  na
distribuci  plynu   uzavřených  s provozovatelem  přepravní
soustavy nebo analyticky Úřadem,
RDMPi  je plánované prodané množství  energie zemního plynu v roce
cdzpi  je  průměrná  cena  dodávky/prodeje  zemního  plynu  v roce
i regulačního období vypočtená podle vztahu:
cdzpi = (PVozp0 . kozpi . Mozpi)/RDMPi
PVozp0 je  výchozí hodnota  povolených výnosů  z obchodu se zemním
plynem   stanovená   analyticky   Úřadem   pro   první  rok
PVozp0 = PNozp0 + Oozp0 + Zozp0
PNozp0 je výchozí  úroveň povolených nákladů  držitele licence pro
první   rok  regulačního   období,  nezbytných  k zajištění
obchodu se  zemním plynem, stanovená  analyticky Úřadem pro
Oozp0  je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního
majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se
zemním  plynem, stanovená  Úřadem pro  první rok  regulační
Zozp0  je  zisk vypočtený  jako součin  míry výnosnosti provozních
aktiv, jejíž hodnotu určí  Úřad, a hodnoty provozních aktiv
nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem pro proviní
kozpi se vypočítá podle vztahu:
kozpi = PCZozpi/PCZozpi-1 . kozpi-1
pro první rok regulačního období je kozpi = 1,
PCZozpi je   plánovaný  počet   odběrných  míst   zákazníků,  jimž
provozovatel  distribuční  soustavy   v roce  i  zajišťuje
dodávku a prodej,
Mozpi   je  eskalační faktor  zohledňující vývoj  cen průmyslových
Mozpi = (Mi-1 - Xi) . Mozpi-1
kde pro první rok regulačního období Mozpi = 1,
cen 7004 za měsíc duben roku i-1,
Xi      je faktor efektivity, jehož  hodnotu pro rok i regulačního
cdpi    je průměrná cena za  dopravu jednotkového množství energie
zemního   plynu    distribučním   systémem   provozovatele
distribuční soustavy v příslušném  roce regulačního období
vypočtená podle vztahu:
cdpi = sdpi + Kdpi
sdpi    je  průměrná  cena  za  distribuci  jednotkového  množství
energie  zemního  plynu  bez  započtení korekčního faktoru
v příslušném roce regulačního období,
Kdpi    je  korekční  faktor  průměrné   ceny  za  distribuci  pro
příslušný  rok regulačního  období. Kdpi  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 Úřadem
povolený  rámec  rozptylu  od  plánované  průměrné ceny za
distribuci energie zemního plynu pro daný rok.
Průměrná  cena  za  distribuci  jednotkového množství energie
zemního   plynu  sdpi   bez  započtení   korekčního  faktoru  Kdpi
v příslušném roce regulačního období se vypočte podle vztahu:
sdpi = (PVdp0 . kdpi . Mdpi + NCPdpi . PZTdpi)/RDMPi
PVdp0 je  výchozí hodnota  povolených výnosů  stanovená analyticky
PVdp0 = PNdp0 + Odp0 + Zdp0
PNdp0 je  výchozí úroveň  povolených nákladů  držitele licence pro
první   rok  regulačního   období,  nezbytných   k zajištění
distribučních služeb, stanovená  analyticky Úřadem pro první
Odp0  je výchozí úroveň odpisů  hmotného a nehmotného investičního
majetku    držitele    licence,    sloužícího    k zajištění
distribučních  služeb,   stanovená  Úřadem  pro   první  rok
Zdp0 je  zisk  vypočtený  jako  součin  míry výnosnosti provozních
pro první rok regulačního období,
kdpi se vypočítá podle vztahu:
kdpi = (PZdpi/PZdpi-1) . kdpi-1
pro první rok regulačního období je kdpi = 1,
PZdpi je  plánovaný  počet  odběrných  míst  držitele  licence  na
distribuci, jimž poskytuje distribuční služby v roce i,
Mdpi  je  eskalační  faktor  zohledňující  vývoj  cen průmyslových
Mdpi = (Mi-1 - Xi) . Mdpi-1
pro první rok regulačního období Mdpi = 1,
NCPdpi je plánovaná  nákupní cena energie zemního  plynu pro krytí
ztrát v distribuční síti k 1. 1. roku i,
PZTdpi je  povolené  množství  ztrát  v distribuční  síti,  určené
PZTdpi = (kzpDS/(1-kzpDS)) . RDMPdpi
kzpDS  je povolená  míra ztrát v distribuční  plynárenské soustavě
vztažená ke vstupujícímu množství  energie zemního plynu do
distribuční soustavy, stanovená Úřadem,
RDMPdpi je plánované distribuované  množství energie zemního plynu
v roce i regulačního období.
Návrh  průměrné  ceny  zemního  plynu  v  Kč/MWh  od držitele
licence  na  distribuci  plynu   a  průměrné  ceny  zemního  plynu
v Kč/MWh od obchodníků s plynem  ostatním účastníkům trhu s plynem
připojeným    k distribuční   soustavě    předkládaný   Úřadu   je
zaokrouhlován  na dvě  desetinná  místa  a hodnoty  veličin Mozpi,
Mdpi,  Mi-1,  kozpi,  kdpi  použité  při  jejím výpočtu podle této
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,  cdchzi   v příslušném  roce  určí  příslušný
držitel licence podle vztahu:
cdchzi = (PNdchzi + Odchzi + Zdchzi)/PMDPdchzi
i       je pořadové číslo roku regulačního období,
PNdchzi je úroveň ekonomicky  oprávněných 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,   stanovená   v souladu   se   zvláštním   právním
předpisem1),
Odchzi  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
Zdchzi  je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštním právním
PMDPdchzi je  plánované  množství  energie  zemního  plynu  dodané
v roce  i   regulačního  období  držitelem   licence  na
přepravu  plynu chráněným  zákazníkům, kteří  jsou přímo
připojeni na přepravní soustavu.
Postup stanovení ceny za uskladňování zemního plynu
Průměrná  cena  za  uskladňování  zemního plynu v zásobnících
držitele licence  na uskladňování zemního  plynu cskli se  vypočte
cskli = (PVs0 . Mpsi + NCPsi . PZTsi)/PDVskli
PDVskli je  celkový  plánovaný  denní  výkon zajišťovaný držitelem
licence na uskladňování zemního plynu v roce i regulačního
období stanovený  pro rok i regulačního  období na základě
smluv  uzavřených provozovatelem  přepravní soustavy  nebo
kzpS  povolená míra ztrát v zásobnících plynu stanovená Úřadem; je
Návrh ceny za uskladňování zemního plynu v Kč/MWh předkládaný
Úřadu je  zaokrouhlován na dvě  desetinná místa a  hodnoty veličin
Mpsi,  Mi-1  použité  při  jejím  výpočtu  podle této přílohy jsou
zaokrouhlovány na pět desetinných míst.
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:
Cpi = (PNpi + Opi + Zpi)/PMDPi
i je pořadové číslo roku regulačního období,
PNpi je plánovaná  úroveň ekonomicky oprávněných  nákladů držitele
licence,  nezbytných  k zajištění   výroby  plynu,  popřípadě
k zajištění  dodávky  ostatních  plynů  v roce  i,  stanovená
v souladu se zvláštním právním předpisem1),
Opi  je plánovaná úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního
majetku  držitele  licence,   sloužícího  k zajištění  výroby
plynu,   popřípadě  k zajištění   dodávky  ostatních   plynů,
stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,
Zpi  je  přiměřený zisk  stanovený v souladu  se zvláštním právním
PMDPi je  plánované množství  dodaného plynu  v roce i regulačního
Příl.15
Příl.16
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  v případě  spalování tuhých
paliv spotřeba za účtované období podle vztahu:
m x ný x éta
Qv = ----------------
Qv  je množství vyrobené tepelné v [GJ],
m   je množství spotřebovaného paliva v [t],
ný  je  výhřevnost paliva v [GJ/t],
éta je směrná účinnost kotle (účinnost  výroby tepla v kotli) v [%]
v závislosti na výkonu.
U kotlů na zemní plyn se skutečná spotřeba tepelné energie na
výstupu z kotle zjišťuje z energie plynu fakturovaného dodavatelem
v MWh podle vztahu:
q x k x éta
Qv = ------------
Qv je množství vyrobené tepelné energie v kotli [GJ],
q  je spotřeba plynu v [MWh] (1 GJ = 0,27778 MWh),
k  je  koeficient  vyjadřující   poměr  mezi  výhřevností  [GJ/m3]
a spalným teplem zemního plynu  (podle údajů dodavatele zemního
éta je směrná účinnost kotle v [%] v závislosti na výkonu kotle.
Směrnou  účinnost   kotle  v  %   udává  u  nových   zařízení
projektant, respektive  je uvedena v  technické dokumentaci kotle,
v ostatních případě se dosadí z následující tabulky:
+---------+------------+----------------------------------------------------------------------------------------+
|Kategorie|Výkon kotle |             Účinnost při použití paliva (%)                                            |
|zdroje   |na zdroji   +------+-------+--------+-------+-----------+-------+-------+-----+-----------+----------+
|         |            | koks |  černé|brikety |hnědé  | hnědé uhlí| topný | topný | plyn| elektr.   |elektr.   |
|         |            |      |  uhlí |        |uhlí   | netříděné | olej  | olej  | ZP  | akumulační|přímotopné|
|         |            |      |       |        |tříděné|           | LTO   | TTO   |     |           |          |
+---------+------------+------+-------+--------+-------+-----------+-------+-------+-----+-----------+----------+
|A        |do 0,5 MW   | 69   |  68   |67      |66     | 62        | 80    | -     | 85  | 96        |98        |
|B        |0,5 - 3 MW  | -    |  70   |69      |68     | 63        | 83    | -     | 86  | 97        |99        |
|C        |3,1 - 6 MW  | -    |  75   |-       |72     | 65        | 84    | -     | 87  | -         |-         |
|D        |6,1 - 20 MW | -    |  77   |-       |-      | 70        | 85    | 82    | 90  | -         |-         |
|E        |20,1 - 50 MW| -    |  80   |-       |-      | 77        | 87    | 85    | 92  | -         |-         |
|F        |nad 50 MW   | -    |  82   |-       |-      | 82        | 89    | 86    | 93  | -         |-         |
Příl.17
Postup pro dělení sdružených nákladů výroby elektřiny a tepla
*) Pozn. ASPI:  Text příohy nebyl  z technických důvodů  do ASPI
zařazen.   Je   k   dispozici   ve   formátu   Word  na  adrese
http://ftp.aspi.cz/aspi v souboru 13-2003.doc.
1) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.
4a) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.

References: § 2
 § 14
 § 3
 § 3
 § 3
 § 5
 § 4
 § 14
 § 14
 § 14
 § 8
 § 8
 § 8
 § 14
 § 8
 § 8
 § 8
 § 14
 § 12
 § 10
 §  10