Source: https://www.zakonyprolidi.cz/cs/2004-575/zneni-20041123
Timestamp: 2019-11-17 11:17:37+00:00
Document Index: 6507693

Matched Legal Cases: ['§ 98', 'zákona č. 458', '§ 17', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 4', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 3', '§ 5', '§ 4', '§ 14', '§ 3', '§ 6', '§ 7', '§ 8', '§ 9', '§ 8', '§ 8', '§ 8', '§ 8', '§ 8', '§ 8', '§ 8', '§ 9', '§ 10', '§ 9', '§ 11', '§ 8', '§ 8', '§ 8', '§ 8', '§ 14', '§ 8', '§ 9', '§ 11', '§ 12', '§ 13', '§ 13', '§ 13', '§ 13', '§ 14', '§ 14', '§ 14', '§ 14', '§ 14', '§ 5', '§ 10', '§ 10', '§ 69', 'zákona č. 513', '§ 69', 'zákona č. 513', '§ 69', 'zákona č. 513', '§ 69', 'zákona č. 513', '§ 5', '§ 5', '§ 3', '§ 10', '§ 10', '§ 10', '§ 8', '§ 8', '§ 8', '§ 8', '§ 8']

575/2004 Sb. Vyhláška, kterou se mění vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a post...
575/2004verze 1
Vyhláška č. 575/2004 Sb.Vyhláška, kterou se mění vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice, ve znění vyhlášky č. 13/2003 Sb.
Částka 195/2004
Platnost od 23.11.2004
Účinnost od 23.11.2004
Zrušeno k 01.07.2007 (150/2007 Sb.)
Minulé znění 23.11.2004 - 30.06.2007 (verze 1)Předpis je již zrušen
ze dne 10. listopadu 2004,
kterou se mění vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice, ve znění vyhlášky č. 13/2003 Sb.
Energetický regulační úřad stanoví podle § 98 odst. 8zákona č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický zákon), k provedení § 17 odst. 7 písm. f) energetického zákona:
Vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice, ve znění vyhlášky č. 13/2003 Sb., se mění takto:
1. V § 2 odst. 1 písmeno a) zní:
"a) celkovými ztrátami v distribučních elektroenergetických soustavách – rozdíl mezi množstvím elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy a množstvím elektrické energie na výstupu z distribuční soustavy snížený o vlastní spotřebu provozovatele distribuční soustavy,".
2. V § 2 odst. 1 písmeno c) zní:
"c) celkovými ztrátami v distribučních plynárenských soustavách – rozdíl mezi množstvím energie zemního plynu na vstupu do distribuční soustavy a množstvím energie zemního plynu na výstupu z distribuční soustavy snížený o vlastní spotřebu provozovatele distribuční soustavy,".
3. V § 2 odst. 1 písm. d) se slova "v hornině" nahrazují slovy "do horniny".
4. V § 2 odst. 1 písmeno e) zní:
"e) celkovými ztrátami v přenosové soustavě – rozdíl mezi množstvím elektrické energie na vstupu do přenosové soustavy a množstvím elektrické energie na výstupu z přenosové soustavy,".
5. V § 2 odst. 1 se na začátku písmene f) vkládá slovo "průmyslovým".
6. V § 2 odst. 1 písmeno g) zní:
"g) faktorem efektivity – Úřadem stanovená hodnota, o níž se upravuje průmyslový eskalační faktor a mzdový eskalační faktor,".
7. V § 2 odst. 1 písmeno h) zní:
"h) lokální distribuční soustavou v plynárenství – distribuční soustava, která není přímo připojena k přepravní soustavě nebo má ke konci kalendářního roku počet připojených konečných zákazníků menší než 90 000,".
8. V § 2 odst. 1 písmeno i) zní:
"i) mírou výnosnosti – vážené průměrné náklady kapitálu vyjádřené v procentech a stanovené analyticky Úřadem,".
9. V § 2 odst. 1 písmeno k) zní:
"k) povolenými náklady – náklady bez odpisů nezbytné k zajištění licencované činnosti, jejichž výchozí hodnota je stanovena analyticky Úřadem,".
10. V § 2 odst. 1 se písmena l) a m) zrušují.
Dosavadní písmena n) až u) se označují jako písmena l) až s).
11. V § 2 odst. 1 písm. l) se slovo "vstupující" nahrazuje slovy "na vstupu".
12. V § 2 odst. 1 písm. m) se slova "podle písmene e)" zrušují.
13. V § 2 odst. 1 písmeno n) zní:
"n) povolenou mírou celkových ztrát v distribučních elektroenergetických soustavách – procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy, přičemž míra celkových ztrát je dána součtem povolené míry technických ztrát v distribuční soustavě a povolené míry obchodních ztrát korigované koeficientem snížení obchodních ztrát,".
14. V § 2 odst. 1 písmeno o) zní:
"o) regionální distribuční soustavou v plynárenství – distribuční soustava připojená k přepravní soustavě,".
15. V § 2 odst. 1 písmeno p) zní:
"p) regulovaným rokem – rok, pro který Úřad v daném kalendářním roce stanovuje ceny,".
16. V § 2 odst. 1 písmeno r) zní:
"r) tarifem – Úřadem stanovená cena dodávky elektrické energie nebo cena elektrického výkonu pro různé skupiny chráněných zákazníků a Úřadem stanovené ceny za distribuci na distribuční úrovni nízkého napětí,".
17. V § 2 odst. 1 písmeno s) zní:
"s) faktorem souvisejícím s otevíráním trhu – faktor zohledňující změnu stanovených povolených výnosů související s otevíráním trhu stanovený analyticky Úřadem,".
18. V § 2 odst. 1 se doplňují písmena t) až z), která znějí:
"t) faktorem odběrných míst – faktor zohledňující změnu počtu odběrných míst,
u) koeficientem faktoru odběrných míst – míra vlivu faktoru odběrných míst stanovená analyticky Úřadem,
v) koeficientem mzdového eskalačního faktoru – míra vlivu mzdového eskalačního faktoru stanovená analyticky Úřadem,
w) koeficientem snížení povolené míry obchodních ztrát – je hodnota, o niž Úřad upravuje povolenou míru obchodních ztrát,
x) korekčním faktorem pro činnost distribuce elektřiny – faktor zohledňující nedodržení Úřadem stanovených povolených výnosů,
y) korekčním faktorem pro činnost dodávky zemního plynu – faktor zohledňující rozdíl mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu,
z) korekčním faktorem pro činnost poskytování systémových služeb – faktor zohledňující skutečné náklady a výnosy za systémové služby.".
19. V § 2 se za odstavec 1 vkládá nový odstavec 2, který zní:
"(2) Pro účely této vyhlášky se dále rozumí
a) korekčním faktorem pro činnost přenosu elektřiny – faktor zohledňující skutečné náklady a výnosy za použití zařízení přenosové soustavy,
b) korekčním faktorem pro činnost přepravy nebo distribuce zemního plynu – faktor zohledňující nedodržení Úřadem stanovených povolených výnosů,
c) mzdovým eskalačním faktorem – faktor zohledňující vývoj indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu,
d) povolenou mírou obchodních ztrát – procentně vyjádřený podíl rozdílu celkových ztrát a technických ztrát v elektroenergetické distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy,
e) povolenou mírou technických ztrát – procentně vyjádřený podíl technických ztrát v elektroenergetické distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy,
f) povoleným výnosem – výnos z licencované činnosti stanovený jako součet povolených nákladů, odpisů a zisku; u distribuce elektřiny členěný podle napěťových úrovní,
g) proměnnými náklady – náklady na krytí celkových ztrát v přenosové soustavě nebo distribučních soustavách,
h) regulační bází aktiv – hodnota majetku nezbytného k zajištění licencované činnosti; výchozí hodnota regulační báze aktiv je stanovena analyticky Úřadem,
i) ziskem pro činnost dodávky elektřiny a zemního plynu – hodnota stanovená analyticky Úřadem,
j) ziskem pro činnost poskytování systémových služeb – hodnota stanovená analyticky Úřadem,
k) ziskem pro činnost přenosu elektřiny, distribuce elektřiny, přepravy zemního plynu a distribuce zemního plynu – hodnota získaná součinem míry výnosnosti a hodnoty regulační báze aktiv,
l) změnou hodnoty odpisů – meziroční změna odpisů, jejíž hodnotu stanoví analyticky Úřad,
m) změnou hodnoty regulační báze aktiv – meziroční změna regulační báze aktiv, jejíž hodnotu stanoví analyticky Úřad.".
20. V § 3 se v nadpisu slova "odvětví elektroenergetiky" nahrazují slovem "elektroenergetice".
21. V § 3 odst. 1 se číslo "2002" nahrazuje číslem "2005".
22. V § 3 písm. a) se slova "odst. 2" zrušují.
23. V § 3 odst. 1 písmeno d) zní:
"d) poskytování systémových služeb;".
24. V § 3 se na konci odstavce 1 tečka nahrazuje čárkou a doplňuje se písmeno g), které zní:
"g) dodávka elektřiny chráněným zákazníkům na distribuční úrovni nízkého napětí.".
25. V § 3 se odstavec 2 zrušuje a zároveň se zrušuje označení odstavce 1.
26. § 4 včetně nadpisu a poznámky pod čarou č. 3 zní:
Způsob regulace v elektroenergetice
(1) Způsoby regulace cen jsou v návaznosti na § 3 stanoveny v souladu se zvláštním právním předpisem3).
(2) Ceny činností podle § 3 písm. c) až g) jsou individuální pro jednotlivé držitele licence.
(3) Ceny podle § 3 písm. c) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 1.
(4) Ceny podle § 3 písm. d) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 2.
(5) Ceny podle § 3 písm. e) jsou stanoveny postupem uvedeným v přílohách č. 3 a 4.
(6) Cena za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny na distribučních napěťových úrovních velmi vysokého napětí a vysokého napětí 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.
(7) Cena za distribuci elektřiny na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí se skládá ze dvou složek: ceny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč vztažené ke jmenovité proudové hodnotě hlavního jističe před elektroměrem a ceny za použití distribuční soustavy v Kč/MWh.
(8) Ceny za distribuci elektřiny jsou kumulativní vzhledem k tomu, že zahrnují také složku související s krytím nákladů za přenos elektřiny a za distribuci elektřiny v sousedních distribučních soustavách na napěťové úrovni velmi vysokého napětí, složku související s krytím části nákladů vyšších napěťových úrovní distribuční soustavy, složku související s příspěvkem pro decentrální výrobu a složku související s příspěvkem za zprostředkování plateb.
(9) Ceny za činnost uvedenou v § 3 písm. g) jsou stanoveny formou tarifů tak, aby byla dodržena průměrná cena příslušné činnosti stanovená Úřadem postupem uvedeným v příloze č. 5 a byl dodržen vztah
∑ (Wpn x Cpn) ≤ Cchze,
Wpn je váhový podíl tarifu n vyjádřený podílem množství elektřiny dodané za tarif n a celkového množství dodané elektřiny,
Cpn je navrhovaná výše tarifu n,
Cchze je průměrná cena dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky.
(10) Cena na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla a postup kompenzace vícenákladů jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 6.
(11) Cena podle § 3 odst. 1 písm. f) je stanovena postupem uvedeným v příloze č. 7.
(12) Cena příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do distribučních sítí a postup kompenzace příspěvků jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 8.
3) Zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.".
27. § 5 včetně nadpisu a poznámek pod čarou č. 4 a 5 zní:
Způsob tvorby a změny cen v elektroenergetice
(1) Způsob tvorby ceny elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla je v souladu se zvláštním právním předpisem4).
(2) Způsob tvorby cen uvedených v § 4 odst. 3 až 5, 9 a 11 je stanoven na regulační období prostřednictvím regulačního vzorce, jehož forma a parametry stanovované Úřadem podle odstavce 4 zůstávají neměnné po celé regulační období, pokud Úřad nestanoví jinak v případě poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence.
(3) Regulační období začíná 1. lednem 2005 a končí 31. prosincem 2009.
(4) Parametry regulačního vzorce, které jsou s výjimkou změny vyplývající z odstavce 2 po celou dobu trvání regulačního období neměnné, jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přenos elektřiny nejpozději 7 měsíců před začátkem regulačního období, pro držitele licence na distribuci elektřiny a pro operátora trhu nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období v rozsahu:
a) výchozí hodnota povolených nákladů a výchozí hodnota odpisů příslušných licencovaných činností; u činnosti distribuce elektřiny v členění podle napěťových úrovní distribuce,
b) výchozí hodnota regulační báze aktiv licencovaných činností; u činnosti distribuce v členění podle napěťových úrovní distribuce,
c) roční hodnota faktoru efektivity,
d) povolený rámec rozptylu míry ztrát pro činnost přenosu elektřiny,
e) povolená míra technických ztrát,
f) povolená míra obchodních ztrát,
g) koeficient snížení povolené míry obchodních ztrát,
h) zisk pro činnost poskytování systémových služeb,
i) část příjmů z aukcí, která je využita pro snížení povolených výnosů přenosu elektřiny,
j) koeficient mzdového eskalačního faktoru,
k) výchozí cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu.
(5) Parametry regulačního vzorce, které jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přenos elektřiny nejpozději 7 měsíců před začátkem každého regulovaného roku a pro držitele licence na distribuci elektřiny nejpozději 5 měsíců před začátkem každého regulovaného roku, jsou stanovovány v rozsahu:
a) míra výnosnosti pro jednotlivé licencované činnosti, přičemž hodnota výnosnosti stanovená s platností pro celé regulační období se v jednotlivých letech upravuje pouze o případné změny sazby daně z příjmů podle zvláštního právního předpisu5),
b) předběžné hodnoty odběru a spotřeby elektřiny pro výpočet cen regulovaného roku,
c) předběžná cena silové elektřiny pro nákup ztrát v přenosové soustavě a v distribučních soustavách,
d) faktor související s otevíráním trhu,
e) korekční faktor pro jednotlivé držitele licence,
f) povolený rámec rozptylu povolených výnosů pro činnost distribuce elektřiny,
g) povolená míra celkových ztrát v přenosové soustavě,
h) změna hodnoty regulační báze aktiv jednotlivých licencovaných činností; u činnosti distribuce v členění podle napěťových úrovní distribuce,
i) změna hodnoty odpisů provozovatele přenosové soustavy.
(6) Provozovatelé lokálních distribučních soustav
a) používají ceny a tarify provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení jsou připojeni, nebo
b) požádají Úřad o stanovení individuálních povolených výnosů a povolených proměnných nákladů; pro stanovení cen a tarifů se v tomto případě použije postup obdobný s postupem platným pro provozovatele regionální distribuční soustavy, přičemž parametry stanovované Úřadem podle odstavců 4 a 5 jsou platné i pro příslušné provozovatele lokální distribuční soustavy. Úřad může v odůvodněných případech individuálně upravit rozsah nezbytně nutných ekonomických a technických údajů pro stanovení individuální ceny podle specifických vlastností distribučních soustav jednotlivých provozovatelů lokálních distribučních soustav.
(7) Úřad na vyžádání provozovatele lokální distribuční soustavy poskytne předběžně stanovené ceny a tarify provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení je připojen.
(8) Jednotliví provozovatelé regionálních distribučních soustav předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku a držitel licence na přenos elektřiny vždy do 15. května kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok údaje o skutečně dosažených výnosech licencované činnosti v posledním účetně ukončeném kalendářním roce, a to včetně podkladů pro jejich ověření, a dále podklady podle § 14.
(9) Návrh na změnu ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy v Kč/MW a rok, návrh na změnu 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 regulovaný rok.
(10) Ceny podle odstavce 9 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 31. července kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok provozovateli přenosové soustavy a provozovatelům regionálních distribučních soustav včetně ostatních cen potřebných pro výpočet.
(11) Návrhy na změnu kumulativní ceny elektřiny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/MW a rok a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh pro úrovně velmi vysokého napětí a vysokého napětí distribuce a dále návrh na změnu tarifů za službu distribuční soustavy na úrovni nízkého napětí pro regulovaný rok, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro první rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty, jsou předkládány provozovateli regionálních distribučních soustav Úřadu vždy nejpozději do 31. srpna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(12) Ceny podle odstavce 11 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 30. září kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok provozovatelům regionálních distribučních soustav, provozovatelům lokálních distribučních soustav podle odstavce 7 na základě jejich žádosti.
(13) Návrhy na změnu kumulativní ceny elektřiny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/MW a rok a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh pro úrovně velmi vysokého napětí a vysokého napětí distribuce a dále návrh na změnu tarifů za službu distribuční soustavy na úrovni nízkého napětí pro regulovaný rok, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro první rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty, jsou předkládány provozovateli lokálních distribučních soustav podle odstavce 6 písm. b) Úřadu nejpozději do 15. října kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(14) Ceny podle odstavce 13 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 15. listopadu kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok provozovatelům lokálních distribučních soustav.
(15) Návrhy na změnu cen za činnosti operátora trhu pro regulovaný rok, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty, jsou předkládány operátorem trhu Úřadu vždy do 30. června kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(16) Ceny podle odstavce 15 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 31. července kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok operátorovi trhu.
(17) Tarify a ceny uplatňované v rámci licencovaných činností podle § 3 jsou s účinností od 1. ledna příslušného regulovaného roku stanoveny cenovými rozhodnutími Úřadu do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
4) Vyhláška č. 252/2001 Sb., o způsobu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla.
5) Zákon č. 586/1992 Sb., o daních z příjmů, ve znění pozdějších předpisů.".
28. § 6 včetně nadpisu zní:
Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v elektroenergetice
Korekční faktory v elektroenergetice jsou stanoveny způsobem uvedeným v příloze č. 9.".
29. § 7 se včetně nadpisu zrušuje.
30. § 8včetně nadpisu zní:
Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství
(1) Od 1. ledna 2005 jsou regulovány ceny těchto činností:
a) přeprava plynu,
b) distribuce plynu
1. provozovatelem regionální distribuční soustavy,
2. provozovatelem lokální distribuční soustavy.
(2) Do doby úplného otevření trhu s plynem je regulována cena dodávky plynu:
a) příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,
b) chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě,
c) chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě,
d) chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k lokální distribuční soustavě.
(3) Od 1. ledna 2005 jsou regulovány ceny ostatních plynů dodávaných konečným zákazníkům.".
31. § 9 včetně nadpisu a poznámky pod čarou č. 6 zní:
Způsob regulace v plynárenství
(1) Způsoby regulace cen jsou v návaznosti na § 8 stanoveny zvláštním právním předpisem3).
(2) Ceny podle § 8jsou stanovovány pro jednotlivé držitele licencí.
(3) Ceny podle § 8odst. 1 písm. a) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 10.
(4) Ceny podle § 8odst. 2 písm. a) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 11.
(5) Ceny podle § 8odst. 1 písm. b) bodu 1 jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 12.
(6) Ceny podle § 8odst. 2 písm. b) jsou stanoveny tak, aby byla dodržena průměrná cena příslušné činnosti stanovená Úřadem postupem uvedeným v příloze č. 13 a byl dodržen vztah
∑ (Wpkzn x Cpkzn) ≤ sdzpij,
Wpkzn je váhový podíl ceny produktu nebo služby n vyjádřený podílem plánovaného množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem licence chráněným zákazníkům za cenu produktu nebo služby n a celkového množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem licence chráněným zákazníkům,
Cpkzn je navrhovaná cena produktu nebo služby n,
sdzpij je průměrná cena dodávky jednotkového množství energie zemního plynu příslušného držitele licence.
(7) Ceny podle § 8odst. 2 písm. c) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 14.
(8) Základní kategorizace chráněných zákazníků ve smyslu § 9 odst. 6 je stanovena zvláštním právním předpisem6). Kategorizace chráněných zákazníků nad rámec tohoto zvláštního právního předpisu podléhá schválení Úřadu.
6) Vyhláška č. 329/2001 Sb., kterou se stanoví podmínky připojení a dodávek plynu pro chráněné zákazníky.".
32. § 10 včetně nadpisu zní:
Způsob tvorby a změny cen v plynárenství
(1) Způsob tvorby cen uvedených v § 9 odst. 3 až 7 je stanoven na regulační období prostřednictvím regulačního vzorce, jehož forma a parametry stanovované Úřadem podle odstavců 3 a 4 zůstávají neměnné po celé regulační období, pokud Úřad v případě poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence nestanoví jinak.
(2) Regulační období začíná 1. lednem 2005 a končí 31. prosincem 2009.
(3) Parametry regulačního vzorce, které jsou s výjimkou změny vyplývající z odstavce 1 po celou dobu trvání regulačního období neměnné, jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přepravu plynu, pro držitele licence na obchod s plynem dodávajícího plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období a pro příslušné držitele licence dodávající plyn chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, nejpozději 15. září kalendářního roku předcházejícího začátek regulačního období v rozsahu:
a) výchozí hodnota povolených nákladů a výchozí hodnota odpisů příslušných licencovaných činností,
b) výchozí hodnota regulační báze aktiv příslušných licencovaných činností,
d) povolená míra celkových ztrát v přepravní soustavě,
e) koeficient faktoru odběrných míst,
f) koeficient mzdového eskalačního faktoru,
g) hodnota povolené ztráty, popřípadě zisku podle § 11,
h) zisk pro činnost podle § 8odst. 2 písm. a).
(4) Parametry regulačního vzorce, které jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přepravu plynu nejpozději 5 měsíců před začátkem každého regulovaného roku a pro držitele licence na distribuci plynu nejpozději 15. září kalendářního roku předcházejícího každý regulovaný rok, jsou stanovovány v rozsahu:
a) míra výnosnosti pro jednotlivé licencované činnosti, přičemž hodnota výnosnosti stanovená s platností pro celé regulační období se v jednotlivých letech upravuje pouze o případné změny sazby daně z příjmů podle zvláštního předpisu5),
b) faktor odběrných míst,
c) korekční faktor pro jednotlivé držitele licence,
d) cena plynu pro krytí ztrát v distribučních soustavách pro jednotlivé držitele licence a nákupní cena pro krytí ztrát v přepravní soustavě,
e) faktor související s otevíráním trhu,
f) povolená míra celkových ztrát v distribučních soustavách připojených na přepravní soustavu, přičemž povolená míra celkových ztrát v distribučních soustavách je pro jednotlivé držitele licence individuální,
g) povolený rámec rozptylu povolených výnosů za činnost podle § 8odst. 1 písm. b) bodu 1,
h) změna hodnoty regulační báze aktiv,
i) změna hodnoty odpisů provozovatele přepravní soustavy,
j) zisk pro činnost podle § 8odst. 2 písm. b).
(5) Provozovatelé lokálních distribučních soustav
a) používají pro konečné zákazníky ceny shodné s cenami provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení jsou připojeni, nebo
b) požádají Úřad o stanovení individuálních povolených výnosů; pro stanovení cen se v tomto případě použije postup obdobný s postupem platným pro provozovatele regionální distribuční soustavy, přičemž parametry stanovované Úřadem podle odstavců 3 a 4 jsou platné i pro příslušné provozovatele lokální distribuční soustavy. Úřad může v odůvodněných případech individuálně upravit rozsah nezbytně nutných ekonomických a technických údajů pro stanovení individuální ceny podle specifických vlastností distribučních soustav jednotlivých provozovatelů lokálních distribučních soustav.
(6) Pro dodávku chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k lokální distribuční soustavě, se používají ceny
a) shodné s cenami dodávky chráněným zákazníkům připojeným ke stejné regionální distribuční soustavě jako daná lokální distribuční soustava, nebo
b) Úřad na základě žádosti příslušného držitele licence stanoví cenu dodávky individuálně, přičemž pro stanovení ceny se použije přiměřeně postup uvedený v příloze č. 13.
(8) Změny cen podle § 8odst. 1 písm. a) a b) bodu 1 jsou v průběhu regulačního období prováděny jednou ročně, a to s účinností od 1. ledna regulovaného roku. Změny spojené se změnou ceny energie lze provádět od 1. dubna, 1. července a 1. října regulovaného roku podle přílohy č. 15.
(9) 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 předpisu6).
(10) Jednotliví držitelé licencí na přepravu plynu, uskladňování plynu, distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, a obchod s plynem předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok podklady podle § 14.
(11) Držitel licence na přepravu plynu předloží Úřadu do 15. srpna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok návrh ceny přepravy, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty.
(12) Držitelé licence na obchod dodávající plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předloží Úřadu do 15. srpna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok návrh ceny energie zemního plynu a návrh ceny za uskladňování zemního plynu pro chráněného zákazníka.
(13) Ceny podle odstavců 11 a 12 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 15. září kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok držiteli licence na přepravu plynu, držitelům licence na obchod dodávajícím plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám a jednotlivým držitelům licence na distribuci, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě.
(14) Jednotliví držitelé licence na distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, předloží Úřadu návrhy cen pro činnost podle § 8odst. 1 písm. b) bodu 1 v souladu s § 9 odst. 8do 30. září kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(15) Ceny podle odstavce 14 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 15. října kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok jednotlivým držitelům licence na distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, provozovatelům lokálních distribučních soustav podle odstavce 5.
(16) Úřad je oprávněn provést následné změny stanovené ceny energie zemního plynu v případě zjištěných odchylek od ceny nákupu zemního plynu. Změny ceny sdělí Úřad držiteli licence na přepravu, příslušným držitelům licence dodávajícím plyn chráněným zákazníkům a držitelům licence na distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, nejpozději do 30. října kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(17) Návrhy změny ceny energie zemního plynu předkládá držitel licence na obchod s plynem dodávající plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, Úřadu nejméně 2 měsíce před termínem změny ceny energie zemního plynu, s výjimkou změny ceny od 1. ledna regulovaného 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. Ceny jsou stanoveny cenovými rozhodnutími Úřadu a zveřejněny nejpozději jeden měsíc před termínem změn cen.
(18) Nové ceny produktů a služeb uplatňovaných v rámci licencovaných činností a podléhajících cenové regulaci jsou s účinností od 1. ledna regulovaného roku stanoveny cenovými rozhodnutími Úřadu, a to nejpozději do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.".
33. § 11 včetně nadpisu zní:
Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v plynárenství
Korekční faktory v plynárenství jsou stanoveny způsobem uvedeným v příloze č. 15.".
34. V § 12 odst. 3 se slovo "dodávky" zrušuje.
35. V § 13 se v nadpisu slovo "dodávky" zrušuje.
36. V § 13 se odstavec 2 zrušuje.
37. V § 13 odst. 3 se slova "odstavcích 2 a 3" nahrazují slovy "odstavci 2".
38. V § 13 se odstavec 6 zrušuje.
39. V § 14 odst. 1 se za slovo "kalendářní" vkládají slova "nebo hospodářský".
40. V § 14 odst. 2 se za slovo "ekonomické" vkládají slova "a technické" a za slovo "kalendářní" vkládají slova "nebo hospodářský".
41. V § 14 odst. 2 se písmena a) a b) zrušují.
Dosavadní písmena c) až i) se označují jako písmena a) až g).
42. Za § 14 se vkládá nový § 14a, který včetně nadpisu a poznámek pod čarou č. 9 až 12 zní:
Postup stanovení ceny při vzniku držitele licence a přeměny stávajících držitelů licence v elektroenergetice a plynárenství
(1) Je-li udělena licence právnické osobě bez právního předchůdce nebo je-li udělena licence fyzické osobě v průběhu daného kalendářního roku a nevykonával-li tento držitel licence licencovanou činnost v předchozím kalendářním roce, použije Úřad při stanovení cen přiměřeně v elektroenergetice ustanovení § 5 a v plynárenství ustanovení § 10.
(2) Je-li v průběhu daného kalendářního roku udělena licence právnímu nástupci v důsledku splynutí9) dvou nebo více držitelů licence na stejnou činnost, platí pro takového držitele licence nadále ceny regulovaných činností stanovené pro právní předchůdce držitele licence pro jejich jednotlivá vymezená území, a to do konce daného kalendářního roku. Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku ke sloučení10) dvou nebo více držitelů licence na stejnou činnost, platí pro držitele licence, na kterého přechází jmění zanikajícího nebo zanikajících držitelů licence, nadále ceny regulovaných činností stanovené pro zanikající držitele licence pro jejich jednotlivá vymezená území, a to do konce daného kalendářního roku.
(3) Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku k převodu jmění držitele licence na jednoho společníka nebo akcionáře11), který je držitelem licence na stejnou činnost jako zanikající držitel licence nebo o takovou licenci žádá, platí pro něj nadále ceny regulovaných činností zanikajícího držitele licence, a to do konce daného kalendářního roku. Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku k rozdělení držitele licence jako právnické osoby12), platí pro právního nástupce nebo právní nástupce, pokud jsou držiteli licencí na stejnou činnost jako zanikající držitel licence, nadále ceny regulovaných činností zanikajícího držitele licence, a to do konce daného kalendářního roku.
(4) Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku k převodu nebo nájmu podniku či jeho části, který zahrnuje energetické zařízení sloužící výkonu licencované činnosti, platí pro nabyvatele nebo nájemce podniku nebo jeho části do konce daného kalendářního roku ceny regulovaných činností uplatňované převodcem nebo pronajímatelem na vymezeném území, kde je energetické zařízení umístěno.
(5) Pokud k účinkům splynutí nebo sloučení podle odstavce 2, rozdělení držitele licence či převodu jmění na společníka nebo akcionáře podle odstavce 3, nebo k převodu nebo nájmu podniku či jeho části podle odstavce 4, dojde po 30. listopadu daného kalendářního roku, vychází Úřad při stanovení regulovaných cen pro regulovaný rok z údajů poskytnutých právními předchůdci držitele licence, převodci nebo pronajímateli podniku nebo jeho části, a ceny stanovené pro tyto subjekty a jejich vymezená území pro následující regulovaný rok platí pro jejich právního nástupce, společníka nebo akcionáře, nebo nabyvatele nebo nájemce podniku nebo jeho části na celý regulovaný rok, případně pro jeho část při uplatnění postupu podle § 10 odst. 8. Stejně se postupuje i tehdy, pokud by právní účinky procesu sloučení, splynutí, rozdělení, převodu jmění na jednoho společníka nebo akcionáře nebo převodu nebo nájmu podniku či jeho části podle tohoto odstavce, zahájené v průběhu daného kalendářního roku, nastaly až k prvnímu dni regulovaného roku.
9) § 69a odst. 2 zákona č. 513/1991 Sb., obchodní zákoník, ve znění pozdějších předpisů.
10) § 69a odst. 1 zákona č. 513/1991 Sb., ve znění pozdějších předpisů.
11) § 69b zákona č. 513/1991 Sb., ve znění pozdějších předpisů.
12) § 69c zákona č. 513/1991 Sb., ve znění pozdějších předpisů.".
43. Příloha č. 1 zní:
"Příloha č. 1 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení cen za přenos elektřiny
Jednotková cena za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy cperci je stanovena vztahem
i je pořadové číslo regulovaného roku,
PVpei je hodnota povolených výnosů za činnost přenosu elektřiny pro regulovaný rok a je stanovena vztahem
PVpei = PNpei + Opei + Zpei
PNpei jsou povolené náklady za činnost přenosu elektřiny pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu
PNpe0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence,
Xpe je faktor efektivity přenosu,
l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období,
pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru,
MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1,
Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100,
Opei jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužícího k zajištění přenosových služeb, vypočítané podle vztahu
Ope0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužících k zajištění přenosových služeb,
ZHOpet je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHOpet = 0,
Zpei je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti a hodnoty regulační báze aktiv držitele licence na přenos podle vztahu
Zpei = RABpei x MVpei
RABpei je hodnota regulační báze aktiv držitele licence na přenos pro regulovaný rok vypočítaná podle vztahu
RABpe0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv držitele licence,
ZHApet je roční změna hodnoty regulační báze provozních aktiv držitele licence v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHApet= 0,
MVpei je míra výnosnosti přenosu,
PAPP je část příjmů z aukcí na přeshraničních profilech přenosové sítě ČR, jejíž hodnotu stanoví Úřad na celé regulační období,
RRK(PS-VVN)ki je roční rezervovaná kapacita přenosové soustavy odběratele k. Kapacita zařízení přenosové soustavy je rezervována pro přímého odběratele 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 pro držitele licence na distribuci elektřiny připojené k přenosové soustavě, v regulovaném roce. Rezervovaná kapacita je pro držitele licence na distribuci, kteří jsou připojeni k přenosové soustavě, určena průměrem bilančních sald hodinových maxim 4 zimních měsíců (listopad až únor) za poslední tří zimní období před regulovaným rokem na rozhraní sítě PPS s PDS. Pro přímý odběr z přenosové soustavy je rezervovaná kapacita určena průměrem hodinových maxim odběru za 4 zimní měsíce (listopad až únor) v posledním zimním období před regulovaným rokem ve směru ze sítě PPS,
Jednotková cena za použití přenosové soustavy cpepzi je stanovena vztahem
PRNpei jsou proměnné náklady za činnost přenosu elektřiny bez započtení korekčního faktoru vypočítané v regulovaném roce podle vztahu
PRNpei = NCEpei × PZTpei
NCEpei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v přenosové soustavě stanovená Úřadem pro regulovaný rok,
PZTpei je povolené množství ztrát v přenosové soustavě určené podle vztahu
PZTpei = ————— × RPMEzti
100 - kzPS
kzPS je povolená míra ztrát v přenosové soustavě vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do přenosové soustavy bez systémového tranzitu 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 regulovaném roce,
Kpei-2 je korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 9,
pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1,
pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2,
RPME2i je plánované přenesené množství elektřiny v regulovaném roce (odběr elektřiny z přenosové soustavy), na který se vztahuje cena za použití přenosové soustavy, které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez tranzitu, bez 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 nižších distribučních úrovní napětí v regulovaném roce.
Roční platba RPRK(PS-VVN)ki za rezervaci kapacity přenosové sítě odběratele k se vypočítá podle vztahu
RPRK(PS-VVN)ki = cperci x RRK(PS-VVN)ki
Jako informativní se určí výpočtová průměrná jednosložková cena za přenos elektřiny cpei v Kč/MWh včetně korekčního faktoru podle vztahu
PVpei - PAPP
cpei = ———————— + cpepzi
RPME1i
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 výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) a z bilančního salda transformace do nižších distribučních úrovní napětí v regulovaném roce.“.
44. Příloha č. 2 zní:
"Příloha č. 2 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení regulované ceny za systémové služby
Regulovaná cena za systémové služby je stanovena vztahem
sssi je regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru za systémové služby v regulovaném roce vypočítaná podle vztahu
PNCpsi + PNospsi + Oospsi + Zss - PNCsapsi
sssi = ————————————————————
kki × RMESS1i
PNCpsi jsou celkové náklady na nákup podpůrných služeb v regulovaném roce stanovené analyticky Úřadem,
Zss je zisk za organizování trhu s podpůrnými službami stanovený rozhodnutím Úřadu,
PNospsi jsou povolené náklady držitele licence vypočítané podle vztahu
PNosps0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence nezbytných k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami,
Xosps je faktor efektivity,
Oosps0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami,
ZHOospst je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHOospst = 0,
PNCsapsi je plánovaný objem nákladů na podpůrné služby hrazený za lokální spotřebu v regulovaném roce,
PNCsapsi = ssassi × PMEsai
ssassi je pevná regulovaná cena za systémové služby pro lokální spotřebu2) výrobců 1. a 2. kategorie stanovená Úřadem pro regulovaný rok,
PMEsai je velikost plánované vykázané lokální spotřeby2) v regulovaném roce stanovená Úřadem,
kki je koeficient korekce spotřeby podle očekávaného vývoje spotřeby v regulovaném roce, jehož hodnotu stanoví Úřad,
RMESS1i je plánované vykázané množství elektřiny dodané konečným zákazníkům v České republice v regulovaném roce bez lokální spotřeby podle zvláštního právního předpisu2) a bez spotřeby v ostrovních provozech,
Kssi-2 je korekční faktor za systémové služby pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 9,
pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2.“.
45. Příloha č. 3 včetně poznámky pod čarou č. 13 zní:
"Příloha č. 3 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení cen za distribuci elektřiny
Pro účely regulace cen distribuce 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.
Jednotková cena za roční rezervovanou kapacitu na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy sdxerci je stanovena vztahem
PVUdxei je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro příslušnou x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem
PVUdxei = PVdxei + Udxei
PVdxei je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro příslušnou x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) stanovena vztahem
PVdxei = PNdxei + Odxei + Zdxei
PNdxei jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok, nezbytné k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni distribuce, vypočítané podle vztahu
PNdxe0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni,
Xde je faktor efektivity činnosti distribuce elektřiny,
Odxei jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni, vypočítané podle vztahu
Odxe0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni,
Zdxei je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti a hodnoty regulační báze aktiv příslušné distribuční úrovně napětí držitele licence
Zdxei = RABdxei × MVdei
RABdxei je hodnota regulační báze aktiv držitele licence příslušné distribuční úrovně napětí pro regulovaný rok vypočítaná podle vztahu
RABdxeo je výchozí hodnota regulační báze aktiv příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužící k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni,
ZHAdxet je změna hodnoty regulační báze aktiv příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence v roce t;
MVdei je míra výnosnosti distribuce,
Udxei je faktor související s otevíráním trhu,
kpvxi je koeficient korekce povolených výnosů x-té distribuční napěťové úrovně analyticky stanovený Úřadem za účelem stabilizace cen v regulačním období, přičemž pro distribuční napěťovou úroveň NN je roven jedné,
PVUd(x+1)ei je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro distribuční napěťovou úroveň o jednu vyšší než je x-tá distribuční úroveň napětí, kromě distribuční napěťové úrovně VVN, po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu,
kpv(x+1)i je koeficient korekce povolených výnosů o jednu distribuční napěťovou úroveň vyšší než je x-tá distribuční napěťová úroveň distribuční soustavy, kromě distribuční napěťové úrovně VVN,
Kdxei-2 je korekční faktor pro činnost distribuce elektřiny pro regulovaný rok přiřazený k x-té distribuční napěťové úrovni vypočtený podle přílohy č. 9,
RKKZxei je plánovaná roční rezervovaná kapacita v MW 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) v regulovaném roce pro distribuční napěťovou úroveň VVN nebo VN,
TMTRxi jsou technická maxima v MW transformace z napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy na nižší distribuční napěťovou úroveň v regulovaném roce, která se stanoví podle vztahů
RKKZVNei × TETRVVNei
TMTRVVNi = ————————————
RMEKZVNei
RKKZVNei × TETRVNei
TMTRVNi = ———————————
TETRVVNei, TETRVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny transformovaná z napěťové úrovně VVN a VN na nižší distribuční napěťovou úroveň distribuční soustavy v regulovaném roce,
RMEKZVVNei, RMEKZVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce.
Jednotková cena za použití sítě distribuční napěťové úrovně sdxepzi, je stanovena vztahem
PRNdxei
sdxepzi = ——————
RDME2xi
PRNdxei proměnné náklady na distribuci elektřiny pro příslušnou x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) bez započtení korekčního faktoru za činnost distribuce v regulovaném roce jsou stanoveny vztahem
PRNdxei =NCEdei × PZTdxei
NCEdei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě stanovená Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v regulovaném roce,
PZTdxei je povolené množství ztrát v napěťové úrovni x distribuční sítě určené podle vztahu
PZTdxei = kzxi × PZTdei
kzxi je koeficient podílu ztrát x-té napěťové úrovně distribuční soustavy na celkových ztrátách PZTdei v regulovaném roce stanovený analyticky Úřadem, přičemž , kde
PZTdei = kzdei × RDMEpzdi
kzdei je povolená míra celkových ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této distribuční soustavy v procentech,
ktde je povolená míra technických ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této distribuční soustavy, stanovená analyticky Úřadem v procentech, výše technických ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce je stanovena provozovatelem distribuční soustavy v souladu se zvláštním právním předpisem13),
kode je povolená míra obchodních ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této distribuční soustavy, stanovená analyticky Úřadem v procentech,
ksode je koeficient snížení povolené míry obchodních ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce, stanovený analyticky Úřadem v procentech,
RDMEpzdi je plánované množství elektřiny na vstupu do distribuční soustavy držitele licence na distribuci v regulovaném roce (dodávka ze zdrojů připojených k distribuční soustavě, dodávka z přenosové soustavy a dodávka ze sousedních distribučních soustav včetně dovozu ze zahraničí),
RDME2xi je plánované množství elektřiny distribuované x-tou napěťovou úrovní distribučního systému držitele licence v regulovaném roce. Jsou to odběry elektřiny z příslušné části distribučního systému, které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků z dané distribuční napěťové úrovně (včetně odběru lokálních distributorů), z exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla, odběru samovýrobců do areálu výrobny a elektřiny transformované na nižší distribuční úroveň napětí (kromě NN).
Jednotková cena za měsíční rezervovanou kapacitu na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy smdxerci včetně korekčního faktoru za distribuci elektřiny se stanoví podle následujícího vztahu
sdxerci × kzni
smdxerci = ———————
kzni je koeficient znevýhodnění roční rezervované kapacity na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce určený podle vztahu
kzni = knri + ————
knri je koeficient nerovnoměrnosti ročního technického maxima zatížení vztaženého k součtu měsíčních technických maxim zatížení odběrů konečných zákazníků na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce, stanovený analyticky Úřadem v poměrných jednotkách,
kpri je procentní přirážka ke koeficientu nerovnoměrnosti v regulovaném roce, analyticky stanovená Úřadem.
Jako informativní se určí výpočtová průměrná jednosložková cena distribuce elektřiny sdxei v Kč/MWh pro samostatné distribuční napěťové úrovně včetně korekčního faktoru za distribuci elektřiny. Pro napěťovou úroveň NN distribuční soustavy je použita ke stanovení dvousložkových tarifů za distribuci pro konečné zákazníky. Výpočtová průměrná jednosložková cena distribuce elektřiny sdxei se stanoví podle vztahu
RDME1xi je plánované množství elektřiny distribuované x-tou napěťovou úrovní distribučního systému držitele licence na distribuci v regulovaném roce konečným zákazníkům a tok transformací elektřiny do nižších distribučních 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.
13) Vyhláška č. 153/2001 Sb., kterou se stanoví podrobnosti určení účinnosti užití energie při přenosu, distribuci a vnitřním rozvodu elektrické energie.“.
46. Příloha č. 4 zní:
"Příloha č. 4 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení kumulativní ceny za distribuci elektřiny
Kumulativní dvousložková cena za distribuci se rozděluje na část za rezervaci kapacity a na část za použití příslušné napěťové úrovně distribuční sítě.
Regulované průměrné ceny jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého napětí jsou stanoveny vztahy
Regulované průměrné ceny jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí jsou stanoveny vztahy
TMTRVVNei
cdVNerci = sdVNerci + cdVVNerci × ———————————
RKKZVNei + TMTRVNei
TETRVVNei
cdVNepzi = sdVNepzi + cdVVNepzi × ———————
RDME2VNi
Regulovaná průměrná cena jednotkového množství elektřiny za použití sítě na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je stanovena vztahem
TETRVNei
cdNNepzi = sdNNepzi + cdVNepzi × ———————
RDME2NNi
Na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je vypočtena kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny, která slouží ke stanovení dvousložkových tarifu za distribuci na napěťové úrovni NN pro konečné zákazníky. První složka tarifu je odvozena od plánované roční rezervované kapacity v A hlavního jističe před elektroměrem (technické maximum) konečných zákazníků v regulovaném roce, druhá složka tarifu, která zahrnuje i kumulativní cenu cdNNepzi za použití sítě na distribuční napěťové úrovni NN, je vztažena k odebranému množství elektřiny v kWh v regulovaném roce, přičemž může být rozdělena na cenu vysokého a nízkého tarifu. Cena vysokého tarifu platí v době blokování elektrického zařízení odběratele.
Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého napětí je stanovena vztahem
Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí je stanovena vztahem
Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je stanovena vztahem
sdVVNerci, sdVNerci jsou složky ceny distribuce elektřiny za roční rezervovanou kapacitu napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MW a rok v regulovaném roce,
sdVVNepzi, sdVNepzi jsou složky ceny distribuce elektřiny za použití napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MWh v regulovaném roce,
sdVNei, sdNNei, jsouceny za distribuci elektřiny na úrovni VN a NN stanovené podle přílohy č. 3,
cperci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy v Kč/MW a rok stanovená podle přílohy č. 1,
cpepzi je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/MWh stanovená podle přílohy č. 1,
PVUdVVNei je hodnota povolených výnosů držitele licence v regulovaném roce pro distribuční úroveň napětí VVN stanovená podle přílohy č. 3,
kpvVVNi je koeficient korekce povolených výnosů PVdVVNei držitele licence pro napěťovou úroveň VVN distribuční soustavy v regulovaném roce, stanovená Úřadem za účelem stabilizace cen v regulačním období,
KdVVNei-2 je korekční faktor za činnost distribuce elektřiny přiřazený k distribuční napěťové úrovni VVN pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 9,
TE(PS-VVN)ei, TETRVVNei, TETRVNei jsou plánované toky elektřiny pro regulovaný rok mezi přenosovou soustavou a distribuční úrovní VVN, popřípadě plánované toky elektřiny transformací z distribuční napěťové úrovně VVN a VN na nižší napěťovou úroveň distribuční soustavy v regulovaném roce. 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 ostatními držiteli licence na distribuci, jejichž distribuční soustavy jsou připojeny k přenosové soustavě,
RDME1VNi, RDME1NNi jsou plánovaná množství elektřiny distribuovaná napěťovou úrovní VN a NN distribučního systému držitele licence v regulovaném roce konečným zákazníkům a tok elektřiny transformací do nižší distribuční úrovně napětí (kromě NN) bez exportu, bez 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 regulovaný rok na výstupu z distribuční úrovně VVN, popřípadě VN nebo NN držitele licence. Jsou to odběry konečných zákazníků na dané distribuční úrovni napětí, toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané distribuční 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 napěťové úrovni,
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 soustavě,
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 regulovaném roce,
RMEKZVVNei, RMEKZVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce,
TMTRVVNi, TMTRVNi jsou technická maxima v MW transformace z napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy na nižší napěťovou úroveň v regulovaném roce, která se stanoví podle vztahů
TMTRVVNi = RKKZVNei × ——————
TMTRVNi = RKKZVNei × ———————
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.“.
47. Příloha č. 5 zní:
"Příloha č. 5 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení průměrné ceny dodávky elektřiny pro chráněného zákazníka
Průměrná cena dodávky elektřiny cchze pro chráněné zákazníky odebírající elektřinu z distribuční napěťové úrovně NN se v prvním regulovaném roce regulačního období stanoví podle následujícího vztahu
cchze = cdneve + cot + css + cdNNe + cvozk + cdDS + cprds + cochzNNe
cdneve je individuální nákupní cena elektřiny provozovatele regionální distribuční soustavy v Kč/MWh v prvním regulovaném roce regulačního období stanovená rozhodnutím Úřadu,
cot je celostátně jednotná pevná cena za činnost zúčtování operátora trhu, která se vztahuje ke skutečné hodnotě měsíčního odběru subjektu zúčtování, stanovená Úřadem pro první regulovaný rok regulačního období,
css je regulovaná cena systémových služeb pro konečné zákazníky v prvním regulovaném roce regulačního období, stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 2,
cdNNe je jednosložková průměrná kumulativní cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni NN v prvním regulovaném roce regulačního období, stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 4,
cvozk je celostátně jednotná pevná cena vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla placená konečnými zákazníky v prvním regulovaném roce regulačního období, stanovená podle přílohy č. 6,
cdDS je regionální příspěvek konečných zákazníků distribuční sítě k ceně distribuce elektřiny na decentrální výrobu podle přílohy č. 8,
cprds je 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,
cochzNNe je průměrná cena obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky na napěťové úrovni NN distribuční soustavy stanovená vztahem
PNochzNNe0 + OochzNNe0 + ZochzNNe0
cochzNNe = —————————————————— + zochzNNe0
RMECHZNN + RMEOZNN
PNochzNNe0 je výchozí hodnota povolených nákladů,
OochzNNe0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence,
ZochzNNe0 je zisk pro činnost dodávky elektřiny chráněným zákazníkům,
zoechzNNe0 je zisková marže pro činnost dodávky elektřiny chráněným zákazníkům, stanovená analyticky Úřadem v Kč/MWh,
RMECHZNN je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni NN chráněným zákazníkům v prvním regulovaném roce regulačního období,
RMEOZNN je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni NN v prvním regulovaném roce regulačního období oprávněným zákazníkům.“.
48. Příloha č. 6 zní:
"Příloha č. 6 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení ceny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla a postup kompenzace těchto vícenákladů
Cena na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla placená konečnými zákazníky a lokální spotřebou2) cvozki je určena vztahem
j je pořadové číslo držitele licence na distribuci,
n je počet držitelů licence na distribuci,
VCNvozij předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licence na distribuci na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů jsou stanoveny vztahem
m je počet druhů obnovitelných zdrojů,
cmvozis je celostátně jednotná minimální výkupní cena elektřiny z s-tého druhu obnovitelného zdroje, stanovená Úřadem pro regulovaný rok,
cdvozis je celostátně jednotná pevná cena elektřiny z s-tého druhu obnovitelného zdroje hrazená regionálním distributorem, kterou Úřad stanoví pro rok i regulačního období pro elektřinu, která není dodána do regionální distribuční soustavy a je spotřebována fyzickou nebo právnickou osobou bez použití regionální distribuční soustavy,
cneveij je individuální nákupní cena elektřiny v j-té distribuční soustavě stanovená analyticky Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v regulovaném roce,
PMEozijs je předpokládané množství elektřiny vykoupené z s-tého druhu obnovitelného zdroje j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce,
PMEdozijs je předpokládané množství elektřiny vyrobené z s-tého druhu obnovitelného zdroje, které není dodáno do regionální distribuční soustavy a je spotřebováno stejnou právnickou osobou nebo prodáno jiné právnické osobě bez použití regionální distribuční soustavy, přičemž u j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy na příslušném území je uplatněna minimální snížená cena v regulovaném roce,
VCNvkij předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licence na distribuci na povinný výkup elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla jsou stanoveny vztahem
VCNvkij = ∑ (cmvki + cneveij) × PMEkij + cpvkiM × PMEkijM + cpvkiV × PMEkijV
cmvki jsou celostátně jednotné minimální výkupní ceny elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 1 MWe instalovaného výkonu včetně, stanovené Úřadem pro regulovaný rok,
PMEkij jsou předpokládaná množství elektřiny vykoupená z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 1 MWe instalovaného výkonu včetně u j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce,
cpvkiM je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů od 1 MWe do 5 MWe instalovaného výkonu včetně,
PMEkijM je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 5 MWe instalovaného výkonu včetně j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce,
cpvkiV je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 5 MWe instalovaného výkonu,
PMEkijV je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 5 MWe instalovaného výkonu j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce,
Kvcni je korekční faktor v Kč s uvážením časové hodnoty peněz, pro podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla. Určuje se podle vztahu
Kvcni-2j je korekční faktor v Kč spojený s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi skutečnými vícenáklady spojenými s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla včetně platby pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla provozovatele regionální distribuční soustavy stanovené pro rok i-2 a skutečnými výnosy j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy plynoucími z ceny pro konečné zákazníky a lokální spotřebu na krytí těchto vícenákladů za rok i-2. V případě, že vícenáklady v roce i-2 přesáhly výnosy, je korekční faktor kladný. V případě, že vícenáklady v roce i-2 byly menší než výnosy, je korekční faktor záporný. Způsob výpočtu korekčního faktoru Kvcni-2j je popsán v příloze č. 9,
KvPSi-2 je korekční faktor v Kč spojený s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla provozovatele přenosové soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi skutečnými a plánovanými výnosy z podpory obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla v roce i-2; korekční faktor je kladný nebo záporný,
RMESi je plánované množství elektřiny v regulovaném roce regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k sítím distributorů), salda provozovatelů lokálních distribučních soustav, odběru výrobců a včetně lokální spotřeby2) v přenosové a jednotlivých distribučních soustavách.
Platba pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy nebo provozovatele přenosové soustavy je stanovena podle vztahu
PLvozkij = Zvozkij - (VCNvozij + VCNvkij)
Zvozkij jsou předpokládané platby konečných zákazníků a lokální spotřeby j-tému provozovateli regionální distribuční soustavy nebo provozovateli přenosové sítě prostřednictvím ceny na krytí vícenákladů včetně korekčního faktoru v regulovaném roce; provozovatel přenosové soustavy nemá vícenáklady spojené s výkupem z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla podle zvláštního právního předpisu4),
Zvozkij = cvozkij x RMESij
RMESij je plánované množství elektřiny v regulovaném roce dodané konečným zákazníkům j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy, včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k síti distributora), včetně provozovatelů lokálních distribučních soustav, odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla a lokální spotřeby. U provozovatele přenosové soustavy se jedná o plánované množství elektřiny dodané konečnému zákazníkovi a lokální spotřebě2)v regulovaném roce.
Pro držitele licence na přenos se platba PLvozkij rovná platbě konečných zákazníků a lokální spotřeby Zvozkij vzhledem k tomu, že vícenáklady na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla u tohoto držitele licence nevznikají.
Platby PLvozkij jsou s ohledem na znaménko vyrovnány přímo mezi jednotlivými provozovateli regionálních distribučních soustav a držitelem licence na přenos v celkové výši stanovené Úřadem a rozdělené úměrně absolutním hodnotám PLvozkij jednotlivých provozovatelů regionálních distribučních soustav a držitele licence na přenos.“.
49. Příloha č. 7 včetně poznámky pod čarou č. 14 zní:
"Příloha č. 7 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení ceny za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu
Cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu czoi je stanovena vztahem
czo0 je výchozí cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek stanovená analyticky Úřadem,
PVzo0
czo0 = ———
PVzo0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem tak, aby v průběhu regulačního období 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 fungování trhu s elektřinou v České republice včetně přiměřeného zisku podle zvláštního právního předpisu14),
SME1 je plánované množství elektřiny dodané všem konečným zákazníkům v České republice v roce 1 včetně lokální spotřeby podle zvláštního právního předpisu2),
kzoi je složka ceny respektující změnu nákladů operátora trhu v důsledku změny rozsahu regulované činnosti operátora trhu v průběhu regulačního období,
Xzo je faktor efektivity,
Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100.
14) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.“.
50. Příloha č. 8 zní:
"Příloha č. 8 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení ceny příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do distribučních sítí a postup kompenzace příspěvků
Cena příspěvku pro zdroje vyvedené 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 distribuce a je hrazen držitelem licence na distribuci příslušnému držiteli licence na výrobu elektřiny.
Cenu příspěvků cdVVNdvi, cdVNdvi a cdNNdvi v příslušných letech regulovaného období pro zdroje vyvedené do úrovně VVN, VN a NN stanoví Úřad.
Předpokládaný roční objem příspěvků v Kč/rok zaplacený na jednotlivých distribučních napěťových úrovních VVN, VN a NN držitelem licence na distribuci držitelům licence na výrobu je dán vztahem
PLdDSxi = cdxdvi x PMEdDSxvi
x je distribuční napěťová úroveň VVN, VN nebo NN,
PMEdDSxvi je celkové předpokládané množství elektřiny vyrobené ve zdrojích a vyvedené do napěťové úrovně distribuce x distribuční sítě držitele licence na distribuci.
Individuální příspěvek cdDSi k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby pro zdroje vyvedené do distribuční sítě jednotný pro všechny napěťové úrovně distribuční soustavy je určen vztahem
RMESi je plánované množství elektřiny v regulovaném roce dodané na všech distribučních napěťových úrovních konečným zákazníkům v dané distribuční soustavě včetně exportu ze sítí držitele licence na distribuci, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených do sítí držitele licence na distribuci), provozovatelům lokálních distribučních soustav a odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla,
KdDSi je korekční faktor za decentrální výrobu pro regulovaný rok v Kč s uvážením časové hodnoty peněz. Určuje se podle vztahu
pi-2 pi-1
KdDSi = KdDSi-2 × —— × ——
KdDSi-2 je korekční faktor v Kč spojený s krytím decentrální výroby provozovatele regionální distribuční soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi skutečnými náklady provozovatele distribuční soustavy spojenými s placením příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí v roce i-2 a skutečnými výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy z individuálního příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby elektřiny dosažené v roce i-2. Způsob výpočtu korekčního faktoru KdDSi-2 je popsán v příloze č. 9,
51. Příloha č. 9 zní:
"Příloha č. 9 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
(1) Pro činnost přenosu elektřiny se výnosy z ceny za rezervaci kapacity nekorigují, koriguje se pouze dosažená míra ztrát v přenosové soustavě.
(2) Z hodnoty povoleného rámce rozptylu míry ztrát licencované činnosti přenos elektřiny definované v § 5 odst. 4 d) a skutečného množství elektřiny dodaného na vstupu do přenosové soustavy včetně smluvního tranzitu v roce i-2 je stanovena horní a dolní mez povoleného množství ztrát.
(3) Kontrolní ztráty se rovnají velikosti skutečně naměřených ztrát v přenosové soustavě, pokud se skutečně naměřené ztráty nachází uvnitř pásma daného horní a dolní mezí povoleného množství ztrát. Pokud se skutečně naměřené ztráty nachází vně tohoto pásma, rovnají se kontrolní ztráty příslušné bližší mezi povoleného množství ztrát stanovené podle odstavce 2.
(4) Korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny je dán rozdílem skutečně vynaložených nákladů na ztráty v přenosové soustavě a součinu kontrolních ztrát a ceny elektřiny pro nákup ztrát stanovené Úřadem pro rok i-2.
(5) Korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny podle odstavce 4 se přičítá k proměnným nákladům povoleným na nákup ztrát v přenosové soustavě v regulovaném roce.
(6) Korekční faktor pro činnost poskytování systémových služeb se stanoví jako rozdíl celkových skutečných nákladů a skutečných výnosů za systémové služby v roce i-2. Celkové skutečné náklady se stanoví jako součet skutečných nákladů na nákup podpůrných služeb, Úřadem povolených výnosů za organizování obchodu s podpůrnými a systémovými službami a Úřadem povoleného zisku v roce i-2. Korekční faktor se přičítá k povoleným nákladům na podpůrné služby stanoveným Úřadem pro regulovaný rok.
(7) Pro regulovanou činnost distribuce elektřiny se stanovují výpočtové výnosy na jednotlivých napěťových úrovních distribuce a celkové výpočtové výnosy v součtu za všechny napěťové úrovně distribuce v roce i-2. Výpočtové výnosy se stanovují pomocí uplatněných kumulativních cen za rezervovanou kapacitu a skutečných hodnot rezervovaných kapacit oprávněných zákazníků na distribučních úrovních velmi vysokého napětí a vysokého napětí a z tržeb za licencovanou činnost distribuce na distribuční úrovni nízkého napětí vypočtených pomocí skutečných hodnot příslušných technických jednotek z tarifní statistiky a cen za distribuci na distribuční úrovni nízkého napětí stanovených Úřadem pro rok i-2, od kterých se odečítají tržby stanovené z ceny za použití distribuční soustavy na distribuční úrovni nízkého napětí a ze skutečných hodnot odběrů oprávněných zákazníků na distribuční úrovni nízkého napětí. Při stanovení výpočtových výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy pro rok i-2 se zohledňují toky elektřiny transformacemi mezi napěťovými úrovněmi.
(8) Jestliže nejsou pro chráněné zákazníky na distribuční úrovni vysokého napětí nebo nízkého napětí v tarifu samostatně definovány kumulativní ceny za rezervovanou kapacitu a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy, zjistí se pro ně výpočtové výnosy za licencovanou činnost distribuce na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí výpočtem tak, že se pomocí skutečných hodnot příslušných technických jednotek z tarifní statistiky a cen dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky, stanovené Úřadem pro rok i-2, určí tržby, od kterých se odečítají tržby stanovené jako součet součinů skutečných hodnot odběrů chráněných zákazníků na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí a cen za silovou elektřinu, za činnost zúčtování operátora trhu, za systémové služby, za služby regulace napětí a jalového výkonu, za zprostředkování plateb pro držitele licence na distribuci, za krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla, za podporu decentrální výroby, za krytí ztrát hrazených operátorovi trhu, za obchod s elektřinou pro chráněné zákazníky a za použití distribuční sítě na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí.
(9) Z celkových výpočtových výnosů za distribuci elektřiny stanovených podle odstavců 7 a 8 se vypočtou kontrolní výnosy za všechny úrovně napětí distribuční soustavy tak, že se od celkových výpočtových výnosů odečítají platby za rezervaci kapacity přenosové soustavy a platby za rezervaci kapacity sousedních distribučních soustav na distribuční úrovni velmi vysokého napětí.
(10) Z hodnoty povoleného rámce rozptylu povolených výnosů licencované činnosti distribuce elektřiny definované v § 5 odst. 5 písm. f) a hodnoty povolených výnosů distribuční soustavy v roce i-2 se stanoví horní a dolní mez povolených výnosů.
(11) Pokud je hodnota kontrolních výnosů menší než dolní mez povolených výnosů, převede se rozdíl kontrolních výnosů a dolní meze povolených výnosů na kladný korekční faktor za distribuci elektřiny.
(12) Pokud je hodnota kontrolních výnosů větší než horní mez povolených výnosů, převede se rozdíl kontrolních výnosů a horní meze povolených výnosů na záporný korekční faktor za distribuci elektřiny.
(13) Korekční faktor pro činnost distribuce elektřiny definovaný v odstavcích 11 a 12 se rozdělí v poměru velikosti rozdílu kontrolních výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy a povolených výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy stanovených pro rok i-2 podle odstavce 7 a přičte se k povoleným výnosům příslušných distribučních napěťových úrovní pro regulovaný rok.
(14) Pro činnost distribuce elektřiny bude v korekčním faktoru zohledněn rozdíl mezi hodnotou změny regulační báze aktiv a mezi skutečnou změnou zůstatkových hodnot majetku za účetně ukončený kalendářní rok.
(15) Pro činnost distribuce elektřiny se tržby za použití sítě nekorigují.
(16) Skutečné vícenáklady každého provozovatele regionální distribuční soustavy, spojené s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla v roce i-2, jsou stanoveny ze skutečného množství vykoupené elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla, z regulovaných pevných cen pro podporu kombinované výroby elektřiny a tepla, z minimálních výkupních cen podle § 3 odst. 1 a) pro rok i-2 a z průměrných cen silové elektřiny stanovených Úřadem pro rok i-2.
(17) Skutečné výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy spojené s podporou výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích a ve zdrojích s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla se stanoví z výše ceny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla, hrazené konečnými zákazníky a lokální spotřebou v roce i-2 a ze skutečných hodnot odběrů konečných zákazníků a lokální spotřeby v roce i-2.
(18) Skutečné vícenáklady provozovatele regionální distribuční soustavy definované v odstavci 16, včetně platby pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla regionálního distributora stanovené pro rok i-2, se porovnají se skutečnými výnosy tohoto provozovatele definovanými v odstavci 17. Rozdíl se jako kladný nebo záporný korekční faktor přičítá k plánovaným vícenákladům provozovatele regionální distribuční soustavy spojeným s povinným výkupem v regulovaném roce.
(19) Skutečné náklady provozovatele distribuční soustavy spojené s placením příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí se stanoví z ceny těchto příspěvků a ze skutečných hodnot dodávky elektřiny ze zdrojů připojených do napěťových úrovní distribučních sítí v roce i-2.
(20) Skutečné výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy spojené s decentrální výrobou se stanoví součinem individuálního příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby elektřiny dosažené v roce i-2 a skutečných hodnot odběrů konečných zákazníků v roce i-2.
(21) Skutečné náklady spojené s decentrální výrobou definované v odstavci 19 se porovnají se skutečnými výnosy definovanými v odstavci 20. Rozdíl se jako kladný nebo záporný korekční faktor uplatní podle postupu uvedeného v příloze č. 8.“.
52. Příloha č. 10 zní:
"Příloha č. 10 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení ceny přepravy zemního plynu držitele licence na přepravu plynu
Cena přepravy zemního plynu od držitele licence na přepravu plynu v regulovaném roce je stanovena vztahem
PVUpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem
PVUpi = PVpi + Upi
PVpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok a je stanovena vztahem
PVpi = PNpi + Opi + Zpi
PNpi jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu
PNp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence na přepravu zahrnující náklady na vnitrostátní přepravu a příslušnou část nákladů tranzitu vyvolaných vnitrostátní přepravou,
Xp je faktor efektivity přepravy,
Opi jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence pro regulovaný rok, vypočítané podle vztahu
Op0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence na přepravu zahrnující odpisy na vnitrostátní přepravu a příslušnou část odpisů tranzitu vyvolaných vnitrostátní přepravou,
ZHOpt je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok je ZHOpt = 0,
Zpi je zisk držitele licence pro regulovaný rok, vypočítaný podle vztahu
Zpi = RABpi x MVpi
MVpi je míra výnosnosti přepravy,
RABpi je hodnota regulační báze aktiv pro regulovaný rok vypočítaná podle vzorce
RABp0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv držitele licence na přepravu zahrnující aktiva vnitrostátní přepravy a příslušnou část aktiv tranzitu používaných pro vnitrostátní přepravu,
ZHApt je změna regulační báze aktiv v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHApt = 0,
Upi je faktor související s otevíráním trhu,
Kpi je korekční faktor pro činnost přepravy pro regulovaný rok,
NCPpi je plánovaná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v přepravní soustavě pro regulovaný rok,
PZTpi je povolené množství ztrát v přepravní soustavě pro vnitrostátní přepravu pro regulovaný rok, určené vztahem
PZTpi = kzpP x RPMPi
kzpP je povolená míra ztrát v přepravní soustavě,
RPMPi je plánované množství energie zemního plynu vstupující do přepravní soustavy v regulovaném roce,
PDKpi je celková plánovaná denní kapacita stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených držitelem licence na přepravu; pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky.
Návrh ceny přepravy plynu předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3/den/rok zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh/den/rok je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.
53. Příloha č. 11 zní:
"Příloha č. 11 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení ceny dodávky plynu od obchodníka se zemním plynem příslušnému držiteli licence, který dodává plyn chráněnému zákazníkovi připojenému k regionální distribuční soustavě
A) Kapacitní složka
Kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce, je dána vztahem
ckai = cpi + ssi
cpi je cena přepravy zemního plynu od držitele licence na přepravu plynu v regulovaném roce,
ssi je cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce.
Cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu dodávek zemního plynu chráněným zákazníkům pro regulovaný rok ssi se vypočte podle následujícího vzorce
PNsi
ssi = ———
PDKsi
PNsi jsou plánované náklady na skladování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům držitele licence na obchod pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce,
PDKsi je celková plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených držitelem licence na obchod pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám; pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky.
B) Komoditní složka
Komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce, je rovna ceně energie zemního plynu skij v příslušném čtvrtletí regulovaného roku a je dána vztahem
PNzo0 + Ozo0
skij = nsij + ——————— + ze
RMDPoi
j je pořadové číslo čtvrtletí v příslušném regulovaném roce,
nsij jsou měrné náklady na nákup energie zemního plynu stanovené podle následujícího vzorce
PNCPnpijp + PNCZnzijp + Kkij
nsij = ——————————————
RMDPijp + RMDPijpz
PNCPnpijp jsou plánované náklady na nákup energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v příslušném čtvrtletí regulovaného roku, bez nákladů na nákup zemního plynu uskladňovaného v podzemních zásobnících,
PNCZnzijp jsou plánované náklady na nákup energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, ze zásobníků zemního plynu v příslušném čtvrtletí regulovaného roku bez nákladů na skladování v těchto podzemních zásobnících,
Kkij je korekční faktor pro činnost dodávky zemního plynu pro příslušné čtvrtletí regulovaného roku vypočtený podle přílohy č. 15,
RMDPijp je plánované množství energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v příslušném čtvrtletí regulovaného roku bez plánovaného množství energie zemního plynu prodaného z podzemních zásobníků,
RMDPijpz je plánované množství energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, z podzemních zásobníků plynu v příslušném čtvrtletí regulovaného roku,
PNzo0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence,
Ozo0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence,
RMDPoi je plánované množství energie zemního plynu prodané držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce,
ze je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu.
Návrh kapacitní složky ceny dodávky plynu od obchodníka s plynem dodávajícího plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3/den/rok zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh/den/rok je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.
Návrh komoditní složky ceny dodávky plynu od obchodníka s plynem dodávajícího plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3 zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.
54. Příloha č. 12 zní:
"Příloha č. 12 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení průměrné ceny distribuce plynu provozovatelem regionální distribuční soustavy
Průměrná cena za distribuci plynu v regulovaném roce se stanoví podle vztahu
PVUdpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem
PVUdpi =PVdpi + Udpi
PVdpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok stanovena vztahem
PVdpi = PNdpi + Odpi + Zdpi
PNdpi jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu
PNdp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence,
Xd je faktor efektivity distribuce,
p je koeficient faktoru odběrných míst,
rdpi je faktor odběrných míst pro regulovaný rok a vypočítá se podle vztahu
PZdpi
rdpi = ———
PZdp0
PZdpi je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci, jimž poskytuje distribuční služby pro regulovaný rok,
PZdp0 je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci v roce l,
l je letopočet roku předcházejícího prvnímu roku regulačního období,
Odpi jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu
Odp0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence,
Zdpi je zisk držitele licence pro regulovaný rok vypočítaný podle vztahu
Zdpi = RABdpi × MVdpi
MVdpi je míra výnosnosti distribuce plynu,
RABdpi je hodnota regulační báze aktiv v regulovaném roce vypočítaná podle vzorce
RABdp0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv,
ZHAdpt je změna regulační báze aktiv v roce t,
Udpi je faktor související s otevíráním trhu,
Kdpi je korekční faktor pro činnost distribuce plynu pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 15,
NCPdpi je plánovaná průměrná nákupní cena přepravy, uskladňování a energie zemního plynu pro krytí ztrát v distribuční síti k 1. lednu regulovaného roku,
PZTdpi je povolené množství ztrát v distribuční síti pro regulovaný rok, určené vztahem
kzpDSi
PZTdpi = —————— × RMDPdpi
100 - kzpDSi
kzpDSi je povolená míra ztrát v distribuční plynárenské soustavě pro regulovaný rok,
RMDPdpi je plánované množství energie zemního plynu distribuované příslušným držitelem licence v regulovaném roce.
Na základě stanovené průměrné ceny distribuce předloží jednotliví provozovatelé regionálních distribučních soustav návrhy cen distribuce v podobě dvou cenových průkazů, jeden pro jednotlivá odběrová pásma zákazníků, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, jeden pro jednotlivá odběrná místa chráněných zákazníků, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě.
Návrh ceny distribuce plynu předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3 zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.
55. Příloha č. 13 zní:
"Příloha č. 13 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení průměrné ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejíchž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě
Průměrná cena dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, je v příslušném čtvrtletí regulovaného roku dána vztahem
PNdo0 + Odo0
sdzpij = skai + skij + ———————— + zd + cdpi
RMDPdi
j je pořadové číslo čtvrtletí v regulovaném roce,
skai je kapacitní část průměrné ceny dodávky plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce vypočtená dle vztahu
ckai × PDKdi
skai = ——————
RMDPci
ckai je kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce,
PDKdi je celková plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených příslušným držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě; pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky,
RMDPci je plánované množství energie zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům prodané příslušným držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě,
skij je komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,
PNdo0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence,
Odo0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence,
RMDPdi je plánované množství energie zemního plynu prodané příslušným držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě,
zd je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu,
cdpi je průměrná cena za distribuci v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům stanovená na základě schválených cen distribuce podle cenového průkazu příslušného provozovatele regionální distribuční soustavy.
Návrh ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.
56. Příloha č. 14 zní:
"Příloha č. 14 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě
Cena chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, je dána vztahem
PNdchzi + Odchzi + Zdchzi
cdchzi = skai + skij + —————————————
RMDPdchzi
skai je kapacitní složka ceny dodávky plynu chráněnému zákazníkovi, který je připojen na přepravní soustavu v regulovaném roce vypočtená podle vztahu
ckai × PDKzi
skai = ————————
PMDPdchzi
ckai je kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce,
PDKzi je plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek příslušnému chráněnému zákazníkovi,
PNdchzi je úroveň ekonomicky oprávněných nákladů držitele licence na přepravu plynu, kromě nákladů zahrnutých v skai a skij, nezbytná k zajištění přepravy plynu chráněnému zákazníkovi, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, stanovená v souladu se zvláštním právním předpisem14),
Odchzi jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence na přepravu plynu, kromě odpisů zahrnutých v skai a skij, sloužící k zajištění přepravy plynu chráněnému zákazníkovi, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě,
Zdchzi je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštním právním předpisem14),
PMDPdchzi je plánované množství energie zemního plynu dodané v regulovaném roce chráněnému zákazníkovi, který je připojen na přepravní soustavu.“.
57. Příloha č. 15 zní:
"Příloha č. 15 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
(1) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 se stanovují kontrolní výnosy dosažené v roce i-2. Kontrolní výnosy jsou rovny tržbám z licencované činnosti v roce i-2 po odečtení nákladů na nákup zemního plynu v roce i-2 a po přičtení skutečných nákladů na ztráty v roce i-2 a skutečných nákladů na vlastní spotřebu v roce i-2.
(2) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 se stanovují náklady na povolené množství ztrát v roce i-2. , které jsou rovny součinu povolené míry ztrát v roce i-2 a skutečného množství plynu na vstupu do přepravní nebo distribuční soustavy v roce i-2 a průměrné nákupní ceny v roce i-2.
(3) Pro první dva roky regulačního období se korekční faktor vypočte následujícím postupem:
a) z hodnoty povoleného rámce rozptylu regulované činnosti podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 a hodnoty povolených výnosů regulované činnosti podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 v roce i-2 se stanoví horní a dolní mez povolených výnosů;
b) pokud je hodnota kontrolních výnosů menší než dolní mez povolených výnosů navýšená o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2, převede se rozdíl kontrolních výnosů a dolní meze povolených výnosů navýšené o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2 na kladný korekční faktor pro činnost distribuce zemního plynu;
c) pokud je hodnota kontrolních výnosů větší než horní mez povolených výnosů navýšena o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2, převede se rozdíl kontrolních výnosů a horní meze povolených výnosů navýšené o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2 na záporný korekční faktor pro činnost distribuce zemního plynu.
(4) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 2 písm. a) je korekční faktor uplatněn, jestliže rozdíl mezi plánovanými náklady na nákup zemního plynu, jež byly podkladem pro stanovení ceny obsažené v cenovém rozhodnutí platném pro dané čtvrtletí a skutečně vyvolanými náklady na nákup zemního plynu vykázanými v obdobích od poslední změny ceny, dosáhne hodnoty stanovené Úřadem. Korekční faktor je pak roven rozdílu mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu za období od poslední změny ceny plynu a je promítnut do ceny dodávky příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám.
(5) Pro činnost distribuce plynu bude v korekčním faktoru zohledněn rozdíl mezi hodnotou změny regulační báze aktiv a mezi skutečnou změnou zůstatkových hodnot majetku za účetně ukončený kalendářní rok.“.
Ing. Fiřt v. r.