Source: https://www.zakonyprolidi.cz/cs/2003-13
Timestamp: 2020-03-29 19:30:07+00:00
Document Index: 59911478

Matched Legal Cases: ['§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 2', '§ 15', '§ 14', '§ 3', '§ 4', '§ 5', '§ 6', '§ 6', '§ 8', '§ 8', '§ 9', '§ 9', '§ 8', '§ 10', '§ 11', '§ 12', '§ 12', '§ 13', '§ 14', '§ 10', '§ 10']

13/2003 Sb. Vyhláška, kterou se mění vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a post...
13/2003verze 1
Vyhláška č. 13/2003 Sb.Vyhláška, kterou se mění vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice
Účinnost od 28.01.2003
Minulé znění 28.01.2003 - 30.06.2007 (verze 1)Předpis je již zrušen
kterou se mění vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice
Vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice, se mění takto:
1. V § 2 odst. 1 písm. i) se v úvodní části textu slova "Úřadem povolené zisky před zdaněním, vyjádřené podílem na hodnotě provozních aktiv" nahrazují slovy "hodnota stanovená Úřadem vyjádřená podílem povolených zisků před zdaněním k hodnotě provozních aktiv".
2. V § 2 odst. 1 se písmeno j) zrušuje.
Dosavadní písmena k) až v) se označují jako písmena j) až u).
3. V § 2 odst. 1 písm. m) se slova "podle napěťových nebo dodávkových úrovní" nahrazují slovy "podle napěťových úrovní nebo typů sítě".
4. V § 2 odst. 1 písmeno s) zní:
"s) rokem "i" – rok, pro který Úřad v daném kalendářním roce stanovuje ceny (dále jen "regulovaný rok"),".
5. V § 2 odst. 1 písm. t) se slova "či výkonu" nahrazují slovy "nebo cena elektrického výkonu".
6. V § 2 odst. 2 se slova "v § 15" nahrazují slovy "v § 14".
7. V § 3 odst. 1 písmeno f) včetně poznámky pod čarou č. 2) zní:
"f) činnosti operátora trhu v členění podle zvláštního právního předpisu.2)
2) Vyhláška č. 373/2001 Sb., kterou se stanoví pravidla pro organizování trhu s elektřinou a zásady tvorby cen za činnosti operátora trhu.".
8. § 4 včetně nadpisu a poznámky pod čarou č. 3) zní:
∑ (Wpn x Cpn) ≤ Cc ,
9 . § 5 včetně nadpisu a poznámek pod čarou č. 4) a 4a) zní:
4a) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.".
10. V § 6 odst. 1 se slova "individuálních distributorů" nahrazují slovy "distribučních soustav jednotlivých distributorů".
11. V § 6 se doplňuje odstavec 6, který zní:
"(6) Skutečně dosažené ceny systémových služeb se stanovují pomocí skutečných výnosů a odběrů elektřiny. Skutečné výnosy za systémové služby se porovnají s celkovými skutečnými náklady na podpůrné služby včetně Úřadem povoleného zisku. Zisk stanovený rozhodnutím Úřadu pro rok "i" regulačního období se upraví o zjištěný rozdíl mezi povoleným a skutečně dosaženým ziskem.".
12. Nadpis § 8 zní: "Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství v prvním regulačním období".
13. V § 8 písm. c) se slova "od obchodníků" nahrazují slovem "obchodníky".
14. V § 9 odst. 4 se věta druhá zrušuje.
15. V § 9 odstavec 6 zní:
„(6) Ceny podle § 8 písm. d) a e) jsou navrhovány Úřadu způsobem uvedeným v příloze č. 11, přičemž pro písmeno e) tak, aby byla dodržena průměrná cena dodávky energie zemního plynu od provozovatele distribuční soustavy, potvrzená Úřadem podle vztahu
∑ (Wpkzn x Cpkzn) ≤ Ckzpij ,
Wpkzn je váhový podíl ceny produktu nebo služby n vyjádřený podílem plánovaného množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem licence na distribuci plynu chráněným zákazníkům za cenu produktu nebo služby n a celkového množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem licence na distribuci plynu chráněným zákazníkům,
Ckzpij je průměrná cena dodávky jednotkového množství energie zemního plynu příslušného držitele licence na distribuci plynu stanovená podle postupu uvedeného v příloze č. 11.".
16. § 10 včetně nadpisu zní:
(16) Nové ceny produktů a služeb uplatňovaných v rámci licencovaných činností a podléhajících cenové regulaci jsou s účinností od 1. ledna příslušného roku regulačního období stanoveny rozhodnutím Úřadu, a to nejpozději do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období.".
17. Nadpis § 11 zní: "Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství v druhém regulačním období".
18. V § 12 odst. 1 písm. b) se slova "pro každou samostatnou část rozvodu" zrušují.
"(2) Cena tepelné energie pro odběratele v místě měření je součtem ceny výroby tepelné energie a ceny rozvodu tepelné energie, nebo pouze cena výroby tepelné energie.".
20. V § 12 odst. 3 se za slova "usměrňovaných cen" vkládají slova "podle zvláštního právního předpisu3)".
21. § 13 včetně nadpisu a poznámky pod čarou č. 7) zní:
7) Zákon č. 587/1992 Sb., o spotřebních daních, ve znění pozdějších předpisů.".
22. § 14 včetně nadpisu a poznámky pod čarou č. 8) zní:
23. Příloha č. 1 zní:
„Příloha č. 1 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny cpei je stanovena vztahem
spei je výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,
Kpei je korekční faktor výpočtové průměrné ceny za přenos elektřiny pro příslušný rok regulačního období, který zohledňuje efekt nevhodně nastaveného tarifu proměnné složky ceny za přenos elektřiny v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do výpočtové průměrné ceny za přenos elektřiny v příslušném roce regulačního období. Pro počáteční rok prvního regulačního období je Kpei rovno nule.
Výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny bez započtení korekčního faktoru spei v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:
spei = PVpe0 • Mpei / RPME1i + NCEpei • PZTPei / RPME2i + ckzoti
PNpe0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění přenosových služeb, stanovená analyticky Úřadem,
Ope0 jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění přenosových služeb, stanovené analyticky Úřadem,
Zpe0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv a hodnoty provozních aktiv,
RPME1i je plánované přenesené množství elektřiny (odběr elektřiny z přenosové soustavy), které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samo výrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) a z bilančního salda transformace do nižších distribučních úrovní napětí v roce i regulačního období,
RPME2i je plánované přenesené množství elektřiny (odběr elektřiny z přenosové soustavy), které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez tranzitu, včetně exportu a odběru PVE v čerpadlovém provozu a odběru výrobců, včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla) a z bilančního salda transformace do nižších distribučních úrovní napětí v roce i regulačního období,
Mpei je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:
Mpei = (Mi-1 - X) • Mpei-1
X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví Úřad,
Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1, zaokrouhlený na 5 desetinných míst,
NCEpei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v přenosové soustavě stanovená Úřadem pro rok i,
PZTPei je povolené množství ztrát v přenosové soustavě určené podle následujícího vztahu:
PZTpei = (kzPS / (1-kzPS)) • RPMEzti
kzPS je povolená míra ztrát v přenosové soustavě vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do přenosové soustavy stanovená Úřadem,
RPMEzti je vystupující tok elektřiny z přenosové soustavy, který se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (včetně vlastní spotřeby ze sítě PPS, kontrahovaného tranzitu a exportu) a transformace do nižších distribučních úrovní napětí v roce i regulačního období,
ckzoti je cena příspěvku na krytí plateb provozovatele přenosové soustavy hrazených operátorovi trhu za zúčtování odchylek cenou coti vztaženou ke ztrátám elektřiny v přenosové soustavě:
ckzoti = PZTpei • coti / RPME2i
Ve dvousložkovém tvaru se tato průměrná cena rozděluje do dvou částí, které se vypočtou podle následujících vztahů:
sperci = PVpe0 • Mpei / ∑k=1,n RRK(PS-VVN)ki
spepzi = NCEpei • PZTpei / RPME2i + ckzoti
sperci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy v Kč/MW a rok,
spepzi je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/MWh,
RRK(PS-VVN)ki je plánovaná roční rezervovaná kapacita přenosové soustavy odběratele k. Kapacitu zařízení přenosové soustavy si rezervuje přímý odběratel z přenosové soustavy (bez exportu, bez tranzitu, bez odběru PVE ze sítě PPS v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) a držitelé licence na distribuci elektřiny připojení k přenosové soustavě, v roce i regulačního období. Rezervovaná kapacita je pro držitele licence na distribuci, kteří jsou připojeni k přenosové soustavě, určena z průměrů bilančních sald hodinových maxim 4 zimních měsíců (listopad roku i-2 až únor roku i-1) na rozhraní sítě PPS s PDS. Pro přímý odběr z přenosové soustavy je rezervovaná kapacita určena průměrem hodinových maxim odběru 4 zimních měsíců (listopad roku i-2 až únor roku i-1) na rozhraní ze sítě PPS.
Roční platba RPRK(PS-VVN)ki za rezervaci kapacity přenosové sítě odběratele k se vypočítá podle vztahu:
RPRK(PS-VVN)ki = sperci • RRK(PS-VVN)ki“.
24. Příloha č. 2 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:
„Příloha č. 2 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
sssi je regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,
Kssi je korekční faktor regulované ceny za systémové služby pro příslušný rok regulačního období. Kssi zohledňuje efekt nevhodně nastaveného tarifu za systémové služby v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do regulované ceny za systémové služby v příslušném roce regulačního období. K jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za systémové služby, vypočítaná jako podíl skutečných tržeb za systémové služby a skutečného množství elektřiny v předminulém roce regulačního období, přesáhne Úřadem povolený rámec rozptylu od regulované ceny za systémové služby, stanovené uvedeným postupem pro daný rok. Pro počáteční rok prvního regulačního období je Kssi rovno nule.
Regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru sssi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:
sssi = (PNCpsi + Zss + PVosps0 • Mospsi - PNCssapsi) / RMESS1i
PNCpsi jsou celkové náklady na nákup podpůrných služeb v roce i regulačního období stanovené analyticky Úřadem,
PVosps0 je výchozí hodnota povolených výnosů za organizování obchodu se systémovými a podpůrnými službami stanovená analyticky Úřadem:
PNosps0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami, stanovená analyticky Úřadem,
Oosps0 jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami, stanovené analyticky Úřadem,
Zosps0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv a hodnoty provozních aktiv,
Zss je zisk stanovený rozhodnutím Úřadu,
Mospsi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:
Mospsi = (Mi-1 - X) • Mospsi-1
RMESS1i je plánované množství elektřiny dodané konečným zákazníkům v České republice v roce i regulačního období bez lokální spotřeby podle zvláštního právního předpisu1) a bez spotřeby v ostrovních provozech,
PNCsapsi je plánovaný objem nákladů na podpůrné služby hrazený za lokální spotřebu v roce i regulačního období,
PNCsapsi = ssassi • PMEsai
PMEsai je velikost plánované lokální spotřeby1) v roce i regulačního období korigovaná koeficientem nejistoty velikosti lokální spotřeby ksani; velikost tohoto koeficientu stanoví Úřad,
ssassi je pevná regulovaná cena za systémové služby pro lokální spotřebu1) výrobců 1. a 2. kategorie stanovená rozhodnutím Úřadu pro rok i regulačního období.
1) Vyhláška č. 373/2001 Sb., kterou se stanoví pravidla pro organizováni trhu s elektřinou a zásady tvorby cen za činnosti operátora trhu.“.
25. Příloha č. 3 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:
„Příloha č. 3 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Pro účely regulace průměrné ceny za distribuci elektřiny je distribuční systém rozčleněn na následující části:
Výpočtové průměrné jednosložkové ceny za distribuci jednotkového množství elektřiny pro samostatné napěťové úrovně distribuční soustavy velmi vysokého napětí, vysokého napětí nebo nízkého napětí jsou stanoveny vztahem:
sd(x-x)ei jsou výpočtové průměrné jednosložkové ceny za distribuci jednotkového množství elektřiny pro příslušnou x-tou úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období; distribucí elektřiny se v tomto případě rozumí doprava elektřiny přes určitou napěťovou úroveň při vstupu elektřiny do a výstupu elektřiny z uvažované napěťové úrovně (s přiřazením transformací mezi úrovněmi napětí k jednotlivým napětím podle uvedeného rozčlenění),
Kd(x-x)ei korekční faktor průměrných výpočtových cen za distribuci pro příslušnou část distribučního systému dx (úroveň napětí x). Zohledňuje efekt nevhodně nastaveného tarifu za distribuci elektřiny na napěťové úrovni x v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt, tedy vliv rozdílu výpočtových a skutečně dosažených průměrných cen nad povolený rámec rozptylu od výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny (kladný i záporný) do regulovaných průměrných cen za distribuci elektřiny na uvažované úrovni napětí v příslušném roce regulačního období. K jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny, vypočítaná ze skutečně distribuovaného množství elektřiny na příslušné úrovni napětí a ze skutečných tržeb za distribuci elektřiny na této úrovni napětí v předminulém roce regulačního období, přesáhne Úřadem povolený rámec rozptylu od výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny na této úrovni napětí stanovené uvedeným postupem pro daný rok. Pro počáteční rok prvního regulačního období je Kd(x-x)ei rovno nule.
Na napěťových úrovních VVN a VN se používá cena dvousložková, která je rozdělena na složku ceny za rezervaci kapacity a na složku ceny za použití sítě příslušné samostatné napěťové úrovně. Tyto složky se vypočtou podle následujících vztahů:
SdVVNerci == PVdVVNe0 • MdVVNei / ((RKKZVVNei + RKDLVVNei) + TETRVVNei • (RKKZVNei + RKDLVNei) / (RMEKZVNei + RMEDLVNei))
SdVNerci = PVdVNe0 • MdVNei / ((RKKZVNei + RKDLVNei) • (1 + TETRVNei / (RMEKZVNei + RMEDLVNei)))
Sdxepzi = NCEdei • PZTdxei / RDME2xi
PVdVVNe0 , PVdVNe0 jsou výchozí hodnoty povolených výnosů pro napěťové úrovně VVN a VN stanovené analyticky Úřadem,
PNdxe0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni, stanovená analyticky Úřadem,
Odxe0 jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni, stanovené analyticky Úřadem,
Zdxe0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv příslušné části distribučního systému a hodnoty provozních aktiv této části distribučního systému,
SdVVNerci, sdVNerci je složka regulované ceny distribuce elektřiny za roční rezervovanou kapacitu napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MW a rok v roce i,
Sdxepzi je složka regulované ceny distribuce elektřiny za použití napěťové úrovně x distribuční soustavy v Kč/MWh v roce i,
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 samo výrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v roce i,
RKDLVvNei, RKDLVNei je bilanční saldo plánované roční rezervované kapacity (technické maximum) držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,
TETRVVNei, TETRVNei je roční plánované množství elektřiny transformované z napěťové úrovně VVN a VN na nižší napěťovou úroveň distribuční soustavy v roce i,
RMEKZVVNei, RMEKZVNei je roční plánované množství elektřiny odebírané konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,
RMEDLVVNei, RMEDLVNei je bilanční saldo ročního plánovaného množství elektřiny držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,
RDME2xi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou částí distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období. Jsou to odběry elektřiny z příslušné části distribučního systému, které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků z dané napěťové úrovně, transformace elektřiny do nižších úrovní napětí (kromě NN), z bilančního salda odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, z exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla,
Mdxei je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný pro jednotlivé napěťové úrovně podle vztahu:
Mdxei = (Mi-1 - Xx) • Mdxei-1
Xx je faktor efektivity na napěťové úrovni x, jehož hodnotu stanoví Úřad,
NCEdei je nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě stanovená Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v roce i,
PZTdxei je povolené množství ztrát v napěťové úrovni x distribuční sítě určené vztahem:
PZTdxei = (kzdxei / (1-kzdxei)) • RDMEpzdxi
kzdxei je povolená míra ztrát v distribuční soustavě na úrovni napětí x v roce i vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této napěťové úrovně distribuční soustavy stanovená Úřadem,
RDMEpzdxi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou částí distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období (odběr elektřiny z příslušné části distribučního systému, který se skládá z odběru všech konečných zákazníků z dané napěťové úrovně, transformace elektřiny do nižších úrovní napětí (kromě NN), z odběru držitelů licence na distribuci, z odběru držitele licence na přenos, exportu, vlastní spotřeby v příslušné části distribuční soustavy a odběru PVE v čerpadlovém provozu na dané napěťové úrovni).
Jednosložkový tvar výpočtové průměrné ceny pro chráněné zákazníky za distribuci elektřiny sd(x-x)ei pouze v příslušné napěťové úrovni x bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:
sd(x-x)ei = (PVdxe0 • Mdxei - RKOZxei • Sdxerci) / RDME1xi + NCEdei • PZTdxei / RDME2xi
RKOZxei je plánovaná roční rezervovaná kapacita (technické maximum) na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy v roce i rezervovaná oprávněnými zákazníky (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) a držiteli licence na distribuci, kteří mají podle zvláštního právního předpisu1) právo na volbu dodavatele elektřiny pro odběr chráněných zákazníků na svém vymezeném území,
RDME1xi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou napěťovou úrovní VVN a VN distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období chráněným zákazníkům a tok transformací elektřiny do nižších úrovní napětí (kromě NN) bez exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny.
Pro napěťovou úroveň NN se jednosložkový tvar výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny sd(NN-NN)ei vypočte podle následujícího vztahu:
Sd(NN-NN)ei = (PVdNNe0 • Mdei) / (RDME1NNi) + NCEdNNei • PZTdNNei / RDME2NNi
RDME1NNi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou napěťovou úrovní NN distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období konečným zákazníkům bez exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny,
RDME2NNi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou napěťovou úrovní NN distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období. Jsou to odběry elektřiny z napěťové úrovně NN distribučního systému, které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků, z bilančního salda odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, z exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla.
1) Zákon č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický zákon).“.
26. Příloha č. 4 zní:
„Příloha č. 4 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Kumulativní dvousložková regulovaná průměrná cena za distribuci se rozděluje na část za rezervaci kapacity a na část za použití příslušné napěťové úrovně distribuční sítě. Pro distribuční napěťovou úroveň velmi vysokého napětí jsou stanoveny vztahy:
cdVVNerci = sdVVNerci + sperci • (RRK(PS-VVN)ei + ∑k=1,n RRK(VVNk-VVN)ei) / ((RKKZVVNei + RKDLVVNei) + (RKKZVNei + RKDLVNei) • TETRVVNei / (RMEKZVNei + RMEDLVNei))
cdVVNepzi = sdVVNepzi + (spepzi + Kpei) • (TE(PS-VVN)ei + ∑k=1,n TE(VVNk-VVN)ei) / RDME2VVNi
Kumulativní dvousložková regulovaná průměrná cena jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí jsou stanoveny vztahy:
cdVNerci = sdVNerci + cdVVNerci • TETRVVNei / (RMEKZVNei + RMEDLVNei + TETRVNe)
cdVNepzi = sdVNepzi + cdVVNepzi • TETRVVNei / RDME2VNi
Na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je použita kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny.
Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého napětí je stanovena vztahem:
cdVVNei = cd(VVN-VVN)ei + sperci • (RRK(PS-VVN)ei + ∑k=1,n RRK(VVNk-VVN)ei) / RDME1VVNi + (s pepzi + Kpei) • (TE(PS-VVN)ei + ∑k=1,n TE(VVNk-VVN)ei) / RDME2VVNi
Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí je stanovena vztahem:
cdNNei = cd(VN-VN)ei + (cdVVNei - cdVVNepzi) • TETRVVNei / RDME1VNi + cdVVNepzi • TETRVVNei / RDME2VNi
Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je stanovena vztahem:
cdNNei = cd(NN-NN)ei + (cdVNei - cdVNepzi) • TETRVNei / RDME1NNi + cdVNepzi • TETRVNei / RDME2NNi
sdVVNerci, sdVNerci jsou složky regulované ceny distribuce elektřiny za roční rezervovanou kapacitu napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MW a rok v roce i,
sdVVNepzi, sdVNepzi jsou složky regulované ceny distribuce elektřiny za použití napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MWh v roce i,
cd(VVN-VVN)ei, cd(VN-VN)ei, cd(NN-NN)ei jsou regulované průměrné ceny za distribuci elektřiny na úrovni VVN, VN nebo NN stanovené Úřadem pro rok i postupem uvedeným v příloze č. 3 této vyhlášky,
TE(PS-VVN)ei, TETRVVNei, TETRVNei jsou plánované toky elektřiny pro rok i mezi přenosovou soustavou a distribuční úrovní VVN, popřípadě plánované toky elektřiny transformací z napěťové úrovně VVN a VN na nižší napěťovou úroveň distribuční soustavy držitele licence na distribuci v roce i. Je uvažován tok v transformaci mezi úrovněmi napětí (na vstupu do transformace, tedy se započtením ztrát v transformaci mezi úrovněmi distribučních napětí); ztráty v transformaci PS - VVN jsou započteny do ztrát PS, S,
TE(VVNk-VVN)ei je plánované bilanční saldo elektřiny mezi distribuční úrovní VVN k-tého držitele licence na distribuci a držitele licence na distribuci (kteří jsou připojeni k přenosové soustavě),
RDME1VVNi, RDME1VNi jsou plánovaná množství elektřiny distribuovaná napěťovou úrovní VVN a VN distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období chráněným zákazníkům a tok transformací elektřiny do nižších úrovní napětí (kromě NN) bez exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny; na napěťové úrovni VVN se jedná pouze o tok transformací do napěťové úrovně VN vzhledem k tomu, že se na VVN považují všichni zákazníci za oprávněné,
RDME2VVNi, RDME2VNi, RDME2NNi jsou plánované toky elektřiny pro rok i na výstupu z distribuční úrovně VVN, popřípadě VN nebo NN, držitele licence na distribuci. Jsou to odběry konečných zákazníků na dané úrovni napětí, toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané úrovně napětí (kromě NN), bilanční saldo odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, export a odběry PVE v čerpadlovém provozu a odběr výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla na dané napěťové úrovni,
cpei je regulovaná průměrná cena za přenos elektřiny stanovená podle přílohy č. 1,
sperci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy v Kč/MW a rok stanovená podle přílohy č. 1,
spepzi je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/MWh stanovená podle přílohy č. 1,
Kpei je korekční faktor regulované průměrné ceny za přenos elektřiny pro příslušný rok regulačního období stanovené podle přílohy č. 1,
RKKZVVNei, RKKZVNei je plánovaná roční rezervovaná kapacita (technické maximum) konečných zákazníků (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v roce i,
RKDLVVNei, RKDLVNei jsou bilanční salda plánované roční rezervované kapacity (technická maxima) držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,
RMEKZVVNei, RMEKZVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,
RMEDLVVNei, RMEDLVNei jsou bilanční salda ročního plánovaného množství elektřiny držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,
27. Příloha č. 5 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:
„Příloha č. 5 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Výpočtová průměrná cena dodávky elektřiny cchzexi pro chráněné zákazníky, odebírající elektřinu z napěťové úrovně x, v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:
cchzexi = cnevei + zoe + coti + cssi + cdxei + cvozki + cdDSxi + ckzotxi + cdUQi + cprdsi + cochzxei
cnevei je individuální nákupní cena elektřiny regionálního distributora v Kč/MWh v roce i regulačního období stanovená rozhodnutím Úřadu,
zoe je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu,
coti je celostátně jednotná pevná cena za činnost zúčtování operátora trhu, která se vztahuje ke skutečné hodnotě měsíčního odběru subjektu zúčtování, stanovená Úřadem,
cssi je regulovaná cena systémových služeb pro konečné zákazníky v příslušném roce regulačního období stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 2,
cdxei je výpočtová průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni VVN, VN a NN v příslušném roce regulačního období stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 4,
cvozki je celostátně jednotná pevná cena příspěvku k ceně distribuce elektřiny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla podle přílohy č. 6,
cdDSxi jsou regionální příspěvky konečných zákazníků na jednotlivých napěťových úrovních distribuční sítě k ceně distribuce elektřiny na decentrální výrobu podle přílohy č. 8,
ckzotxi je regionální pevná cena na jednotlivých napěťových úrovních distribuční sítě na krytí ztrát hrazených operátorovi trhu cenou coti stanovenou Úřadem:
ckzotxi = (PZTdxei • coti + TETRyei • ckzotyi) / RDME2xi
kde technické jednotky PZTdxei a RDME2xi jsou definovány v příloze č. 3,
TETRyei je roční plánované množství elektřiny transformované z vyšší napěťové úrovně y na nejblíže nižší napěťovou úroveň x distribuční soustavy v roce i, kromě napěťové úrovně VVN,
ckzotyi je regionální pevná cena na krytí platby za zúčtování odchylek vztažených ke ztrátám placené operátorovi trhu cenou coti pro napěťovou úroveň nejblíže vyšší než napěťová úroveň x, kromě napěťové úrovně VVN,
cdUQi je regionální pevná cena příspěvku za služby regulace napětí a jalového výkonu zajišťované vybranými výrobci v jednotlivých regionálních distribučních soustavách. Cena je určena z podílu nákladů na regulaci napětí a jalového výkonu, stanovených rozhodnutím Úřadu, a plánovaného množství elektřiny distribuovaného regionálním distributorem v roce i regulačního období (odběr všech konečných zákazníků, bilanční saldo odběru lokálních distributorů, export, odběr PVE v čerpadlovém provozu a odběr výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla),
cprdsi 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,
cochzxei je průměrná cena obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky stanovená vztahem:
cochzxei = PVochzxe0 • Mochzxei • PDchzxei / RMECHZxi
PVochzxe0 je výchozí hodnota povolených výnosů pro zajištění obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky stanovená analyticky Úřadem,
PNochzxe0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky, stanovená analyticky Úřadem,
Oochzxe0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky, stanovená analyticky Úřadem,
Zochzxe0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv a hodnoty provozních aktiv,
Mochzxei je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočtený podle vztahu:
Mochzxei = (Mi-1 - Xx) • Mochzxei-1
PDchzxei je podíl dodávky chráněným zákazníkům na celkové dodávce elektřiny na příslušné úrovni distribučního napětí, který se stanoví vztahem:
PDchzxei = RMECHZxi / (RMECHZxi + RMEOZxi)
RMECHZxi je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni VVN, VN a NN chráněným zákazníkům v roce i,
RMEOZxi je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni VVN, VN a NN v roce i oprávněným zákazníkům včetně bilančního salda elektřiny dodané lokálním distributorům, kteří mají podle zvláštního právního předpisu1) právo na volbu dodavatele elektřiny pro odběr chráněných zákazníků na svém vymezeném území.
„Příloha č. 6 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Příspěvek k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla cvozki je určen vztahem:
cvozki = ∑j=1,n (VCNvozij + VCNvkij) / RMESi + Kvcni
VCNvozij jsou předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licence na distribuci na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů,
VCNvozij = ∑s=1,t (cmvozis - cneveij) • PMEozijs
t je počet druhů obnovitelných zdrojů,
cmvozis je celostátně jednotná minimální výkupní cena elektřiny z s-tého druhu obnovitelného zdroje stanovená Úřadem pro rok i regulačního období,
cneveij je individuální nákupní cena elektřiny vj-té distribuční soustavě stanovená analyticky Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v roce i regulačního období,
PMEozijs je předpokládané množství elektřiny vykoupené z s-tého druhu obnovitelného zdroje j-tého držitele licence na distribuci v roce i regulačního období,
VCNvkij jsou předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licence na distribuci na povinný výkup elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla,
VCNvkij = (∑s=1,2 (cmvkis - cneveij) • PMEkijs) + cpvki • PMEkij
cmvkis jsou celostátně jednotné minimální výkupní ceny elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 5 MWe instalovaného výkonu včetně pro s = 1 a ze zdrojů od 5 do 10 MWe instalovaného výkonu včetně pro s = 2, stanovené Úřadem pro rok i regulačního období,
PMEkijs jsou předpokládaná množství elektřiny vykoupená z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 5 MWe instalovaného výkonu včetně pro s = 1 a ze zdrojů od 5 do 10 MWe instalovaného výkonu včetně pro s = 2 u j-tého držitele licence na distribuci v roce i regulačního období,
Cpvki je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 10 MWe instalovaného výkonu,
PMEkij je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 10 MWe instalovaného výkonu j-tého držitele licence na distribuci v roce i regulačního období,
Kvcni je korekční faktor v Kč/MWh příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům pro podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla. Kvcni zohledňuje efekt nevhodně nastaveného příspěvku v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům. Určuje se jako rozdíl mezi předpokládanými vícenáklady spojenými s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla na předminulý rok a skutečně dosaženými vícenáklady v předminulém roce regulačního období; pro počáteční rok prvního regulačního období je Kvcni roven nule,
RMESi je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k sítím distributorů), salda lokálních držitelů licence na distribuci a včetně odběru výrobců.
Platba pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla j-tého regionálního distributora:
Zvozkij jsou předpokládané platby konečných zákazníků regionálnímu distributorovi prostřednictvím příplatku k ceně elektřiny v roce i,
Zvozkij = cvozki • RMESij
RMESij je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané konečným zákazníkům regionálního distributora, včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k síti distributora), salda lokálních držitelů licence na distribuci a odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla,
Kplki zohledňuje efekt nevhodně nastavených plateb pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do plateb pro vyrovnání vícenákladů regionálního distributora. Kplki zohledňuje rozdíl mezi plánovanými a skutečně dosaženými vícenáklady na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla a předpokládanou a skutečnou velikostí plateb konečných zákazníků regionálního distributora prostřednictvím příspěvku na krytí vícenákladů v roce i-2. Pro počáteční rok prvního regulačního období je Kplki roven nule.
Platba PLvozkij se s ohledem na znaménko přičítá k platbě regionálních držitelů licence na distribuci za rezervaci kapacity přenosové sítě spolu s příspěvkem za zprostředkování plateb PLvozki pro provozovatele přenosové soustavy v celkové výši stanovené Úřadem a rozdělené úměrně absolutním hodnotám PLvozkij jednotlivých regionálních držitelů licence na distribuci.“.
29. Příloha č. 7 se zrušuje.
30. Příloha č. 8 zní:
„Příloha č. 8 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
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 a je hrazen držitelem licence na distribuci příslušnému držiteli licence na výrobu elektřiny.
Cena příspěvků se stanoví pro zdroje vyvedené do jednotlivých napěťových úrovní (VVN, VN a NN) sítí držitelů licence na distribuci podle následujících vztahů:
cdVVNdvi = spepzi • kdvi + KdVVNdvi
cdVNdvi = sdVVNepzi + ∑k=1,n ZTTRVVNeik • NCEDSei / ∑k=1,n RDME2VNik + KdVNdvi
cdNNdvi = sdVNepzi + ∑k=1,n ZTTRVNeik • NCEDSei / ∑k=1,n RDME2NNik + KdNNdvi
n je počet regionálních distributorů,
kdvi je koeficient zvýhodnění decentrální výroby na napěťové úrovni VVN za snížení ztrát v distribuční síti; velikost koeficientu stanoví Úřad,
sdWNepzi, sdVNepzi jsou celostátní průměrné kumulativní pevné ceny za použití distribučních sítí VVN a VN vypočtené z průměrných kumulativních pevných cen jednotlivých regionálních distributorů,
ZTTRVVNeik, ZTTRVNeik jsou předpokládané ztráty v transformaci VVN/VN nebo VN/NN k-tého regionálního distributora v roce i regulačního období,
NCEDSei je celostátní průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v distribučních soustavách vypočtená z průměrných nákupních cen elektřiny pro krytí ztrát v distribučních soustavách stanovených Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v roce i,
RDME2VNik, RDME2NNikk jsou plánované toky elektřiny pro rok i na výstupu z distribuční úrovně VN nebo NN k-tého regionálního držitele licence na distribuci. Jsou to odběry konečných zákazníků na dané úrovni napětí, toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané úrovně napětí (kromě NN), bilanční saldo odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, export a odběry PVE v čerpadlovém provozu a odběr výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla na dané napěťové úrovni,
KdVVNdvi, KdVNdvi, KdNNNdvi jsou korekční faktory k ceně příspěvku pro držitele licence na výrobu elektřiny připojené k jednotlivým napěťovým úrovním VVN, VN a NN distribuční sítě příslušného provozovatele zohledňující efekt nevhodně nastavené ceny příspěvku v předminulém roce regulačního období. Pro počáteční rok prvního regulačního období jsou korekční faktory rovny nule.
Předpokládaný roční objem příspěvků v Kč/rok zaplacený na jednotlivých napěťových úrovních VVN, VN a NN držitelem licence na distribuci držitelům licence na výrobu je dán vztahem:
PLdDSxi = cdxdvi • PMEdDSxvi
PMEdDSxvi je celkové předpokládané množství elektřiny vyrobené ve zdrojích a vyvedené do napěťové hladiny x distribuční sítě držitele licence na distribuci,
Individuální příspěvek cdDSxi k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby pro zdroje vyvedené do napěťové úrovně x distribuční sítě je určen vztahem:
cdDSxi = PLdDSxi / RMESxi + cdDSyi + KdDSxi
RMESxi je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané na napěťové úrovni x a na všech nižších napěťových úrovních konečným zákazníkům v České republice včetně exportu ze sítí držitele licence na distribuci, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených do sítí držitele licence na distribuci), salda lokálních držitelů licence na distribuci a odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla,
cdDSyi je příspěvek k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby na vyšší napěťové úrovni kromě napěťové úrovně VVN,
KdDSxi zohledňuje efekt nevhodně nastavených plateb za decentrální výrobu pro zdroje vyvedené do napěťové úrovně x distribučních sítí pro předminulý rok regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do plateb pro vyrovnání plateb regionálního distributora. KdDSxi zohledňuje rozdíl mezi plánovanými a skutečně dosaženými náklady na hrazení příspěvku pro zdroje vyvedené do distribučních sítí a předpokládanou a skutečnou velikostí plateb konečných zákazníků regionálního distributora prostřednictvím příspěvku na krytí decentrální výroby v roce i-2. Pro počáteční rok prvního regulačního období je KdDSxi roven nule.“.
„Příloha č. 9 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Cena přepravy a uskladňování zemního plynu od souběžného držitele licence na přepravu plynu a uskladňování plynuje dána cenou za denní výkon a je stanovena vztahem:
spi je průměrná cena za přepravu zemního plynu,
ssi je průměrná cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které jsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu,
scsi je cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které nejsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu,
Cena za přepravu zemního plynu spi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:
spi = (PVp0 • Mpsi + NCPpi • PZTpi) / PDVi
PVp0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období:
PNp0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění přepravních služeb držitele licence, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,
Op0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění přepravních služeb, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,
Zp0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv sloužících k zajištění přepravních služeb pro první rok regulačního období,
Mpsi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:
Mpsi = (Mi-1 - Xi) • Mpsi-1
Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1,
Xi je faktor efektivity, jehož hodnotu pro rok i regulačního období stanoví Úřad,
NCPpi je plánovaná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v přepravní soustavě,
PZTpi je povolené množství ztrát v přepravní soustavě určené vztahem:
PZTpi = kzpP • RPMPi
kzpP je povolená míra ztrát v přepravní soustavě vztažená ke vstupujícímu množství energie zemního plynu do přepravní soustavy stanovená Úřadem,
RPMPi je plánované množství energie zemního plynu vstupující do přepravní soustavy v roce i regulačního období,
PDVi je celkový plánovaný denní výkon stanovený pro rok i regulačního období na základě smluv uzavřených provozovatelem přepravní soustavy; pokud nejsou smluvní hodnoty plánovaného denního výkonu předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky.
Cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které jsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu ssi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:
ssi = (PVs0 • Mpsi + NCPsi • PZTsi) / PDVi
PVs0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období:
PNs0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění provozování podzemních zásobníků držitele licence, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,
Ops0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k provozování podzemních zásobníků, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,
Zs0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění provozování podzemních zásobníků držitele licence, pro první rok regulačního období,
Mpsi = (Mi-1 - Xi)• Mpsi-1
NCPsi je plánovaná průměrná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v zásobnících plynu v roce i,
PZTsi = kzpS • RPMSi
kzpS je povolená míra ztrát v zásobnících plynu stanovená Úřadem vztažená k ročnímu průměru počátečních měsíčních stavů provozních zásob plynu v roce i-2 vyjádřených v množství energie,
RPMSi je roční průměr počátečních měsíčních stavů provozních zásob plynu v roce i-2 vyjádřených v množství energie.
Cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které nejsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu, ssci se vypočte podle následujícího vzorce:
scsi = PNsci / PDVi
PNsci jsou plánované náklady na skladování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které nejsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu plynu a uskladňování plynu.
Návrh ceny přepravy a uskladňování zemního plynu v Kč/MWh předkládaný Úřadu je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin Mpsi, Mi-1 použité při jejím výpočtu podle této přílohy jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.
32. Příloha č. 10 zní:
„Příloha č. 10 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Cena energie zemního plynu od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem přímo připojeným k přepravní soustavě je dána vztahem:
j je pořadové číslo čtvrtletí v příslušném roce regulačního období,
skij je cena energie zemního plynu bez započtení korekčního faktoru v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období,
Kkij je korekční faktor ceny energie zemního plynu pro příslušné čtvrtletí příslušného roku regulačního období. Kkij zohledňuje efekt rozdílu mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu v předminulém čtvrtletí a započítává jej při splnění podmínky uvedené v § 10 odst. 5 do ceny energie zemního plynu v příslušném čtvrtletí.
Cena energie zemního plynu skij bez započtení korekčního faktoru Kkij v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:
skij = (nsij + PVzo0 • Mzoi / RMDPi) + ze
nsij jsou měrné náklady na nákup zemního plynu stanovené podle následujícího vzorce:
nsij = (PNCPnpij + PNCZnzij) / (RMDPijp + RMDPijpz)
PNCPnpij jsou plánované náklady na nákup zemního plynu prodaného obchodníkem s plynem v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období, bez nákladů na nákup zemního plynu uskladňovaného v podzemních zásobnících,
PNCZnzij jsou plánované náklady na nákup zemního plynu prodaného obchodníkem s plynem ze zásobníku zemního plynu v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období bez nákladů na skladování v tomto zásobníku,
RMDPijp je plánované množství energie zemního plynu prodané obchodníkem s plynem v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období bez plánovaného množství energie zemního plynu prodaného z podzemních zásobníků,
RMDPijpz je plánované množství energie zemního plynu prodané obchodníkem s plynem z podzemního zásobníku plynu v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období,
ze je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu,
PVzo0 je výchozí hodnota povolených výnosů pro zajištění obchodu se zemním plynem stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období:
PNzo0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,
Ozo0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se zemním plynem, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,
Zzo0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem pro první rok regulačního období,
Mzoi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:
Mzoi = (Mi-1 - Xi) • Mzoi-1
RMDPi je plánované množství energie zemního plynu prodané obchodníkem s plynem v příslušném roce regulačního období.
Návrh ceny energie zemního plynu v Kč/MWh od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k přepravní soustavě předkládaný Úřadu je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin Mzoi, Mi-1 použité při jejím výpočtu podle této přílohy jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.
33. Příloha č. 11 zní:
„Příloha č. 11 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Postup stanovení průměrné ceny zemního plynu dodávaného držitelem licence na distribuci plynu připojeného na přepravní soustavu a průměrné ceny zemního plynu prodávaného obchodníky s plynem účastníkům trhu s plynem připojeným k distribuční soustavě
Průměrná cena zemního plynu od držitele licence na distribuci plynu a průměrná cena zemního plynu od obchodníků s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k distribuční soustavě jsou stanoveny vztahem:
ckij je průměrná cena energie zemního plynu od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem přímo připojeným k přepravní soustavě v příslušném čtvrtletí regulačního období,
cdvki je cena přepravy a uskladňování zemního plynu přepočtená na jednotku plánovaného distribuovaného množství energie v roce i regulačního období vypočtená podle vztahu:
cdvki = (cdvi • PDVi) / RDMPi
cdvi je cena přepravy a uskladňování zemního plynu,
PDVi je plánovaný denní výkon stanovený pro rok i regulačního období na základě smluv daného držitele licence na distribuci plynu uzavřených s provozovatelem přepravní soustavy nebo analyticky Úřadem,
RDMPi je plánované prodané množství energie zemního plynu v roce i regulačního období,
cdzpi je průměrná cena dodávky/prodeje zemního plynu v roce i regulačního období vypočtená podle vztahu:
cdzpi = (PVozp0 • kozpi • Mozpi) / RDMPi
PVozp0 je výchozí hodnota povolených výnosů z obchodu se zemním plynem stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,
PNozp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence pro první rok regulačního období, nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,
Oozp0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se zemním plynem, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,
Zozp0 je vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem pro první rok regulačního období,
kozpi = PCZozpi / PCZozpi-1 • kozpi-1
PCZozpi je plánovaný počet odběrných míst zákazníků, jimž provozovatel distribuční soustavy v roce i zajišťuje dodávku a prodej,
Mozpi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:
Mozpi = (Mi-1 - Xi) • Mozpi-1
pro první rok regulačního období Mozpi = 1,
cdpi je průměrná cena za dopravu jednotkového množství energie zemního plynu distribučním systémem provozovatele distribuční soustavy v příslušném roce regulačního období vypočtená podle vztahu:
sdpi je průměrná cena za distribuci jednotkového množství energie zemního plynu bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,
Kdpi je korekční faktor průměrné ceny za distribuci pro příslušný rok regulačního období. Kdpi zohledňuje efekt nevhodně nastavené ceny za distribuci energie zemního plynu v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný nebo záporný) do průměrné ceny za distribuci energie zemního plynu v příslušném roce regulačního období; k jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za distribuci jednotkového množství energie zemního plynu, vypočítaná ze skutečného distribuovaného množství energie zemního plynu a ze skutečných výnosů za distribuci energie zemního plynu v předminulém roce regulačního období, přesáhne Úřadem povolený rámec rozptylu od plánované průměrné ceny za distribuci energie zemního plynu pro daný rok.
Průměrná cena za distribuci jednotkového množství energie zemního plynu sdpi bez započtení korekčního faktoru Kdpi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle vztahu:
sdpi = (PVdp0 • kdpi • Mdpi + NCPdpi • PZTdpi) / RDMPi
PVdp0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období:
PNdp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence pro první rok regulačního období, nezbytných k zajištění distribučních služeb, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,
Odp0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,
Zdp0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv pro první rok regulačního období,
kdpi = (PZdpi / PZdpi-1) • kdpi-1
PZdpi je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci, jimž poskytuje distribuční služby v roce i,
Mdpi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:
Mdpi = (Mi-1 - Xi) • Mdpi-1
NCPdpi je plánovaná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v distribuční síti k 1. 1. roku i,
PZTdpi je povolené množství ztrát v distribuční síti, určené vztahem:
PZTdpi = (kzpDS / (1 - kzpDS)) • RDMPdpi
kzpDS je povolená míra ztrát v distribuční plynárenské soustavě vztažená ke vstupujícímu množství energie zemního plynu do distribuční soustavy, stanovená Úřadem,
RDMPdpi je plánované distribuované množství energie zemního plynu v roce i regulačního období.
Návrh průměrné ceny zemního plynu v Kč/MWh od držitele licence na distribuci plynu a průměrné ceny zemního plynu v Kč/MWh od obchodníků s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k distribuční soustavě předkládaný Úřaduje zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin Mozpi, Mdpi, Mi-1, kozpi, kdpi použité při jejím výpočtu podle této přílohy jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.
34. Příloha č. 12 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:
„Příloha č. 12 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Cenu zemního plynu dodávaného držitelem licence na přepravu plynu těm chráněným zákazníkům, kteří jsou přímo připojeni na přepravní soustavu, cdchzi v příslušném roce určí příslušný držitel licence podle vztahu:
cdchzi = (PNdchzi + Odchzi + Zdchzi) / PMDPdchzi
PNdchzi je úroveň ekonomicky oprávněných nákladů držitele licence na přepravu plynu, nezbytná k zajištění přepravy, uskladňování a dodávky plynu chráněným zákazníkům přímo připojeným na přepravní soustavu pro rok i regulačního období, stanovená v souladu se zvláštním právním předpisem1),
Odchzi jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence na přepravu plynu sloužícího k zajištění přepravy, uskladňování a dodávky plynu chráněným zákazníkům přímo připojeným na přepravní soustavu, pro rok i regulačního období,
Zdchzi je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštním právním předpisem1),
PMDPdchzi je plánované množství energie zemního plynu dodané v roce i regulačního období držitelem licence na přepravu plynu chráněným zákazníkům, kteří jsou přímo připojeni na přepravní soustavu.
1) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.“.
„Příloha č. 13 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Průměrná cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících držitele licence na uskladňování zemního plynu cskli se vypočte podle následujícího vzorce:
cskli = (PVs0 • Mpsi + NCPsi • PZTsi) / PDVskli
PVs0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období :
PDVskli je celkový plánovaný denní výkon zajišťovaný držitelem licence na uskladňování zemního plynu v roce i regulačního období stanovený pro rok i regulačního období na základě smluv uzavřených provozovatelem přepravní soustavy nebo analyticky Úřadem,
kde kzpS povolená míra ztrát v zásobnících plynu stanovená Úřadem; je vztažená k ročnímu průměru počátečních měsíčních stavů provozních zásob plynu v roce i-2 vyjádřených v množství energie,
Návrh ceny za uskladňování zemního plynu v Kč/MWh předkládaný Úřaduje zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin Mpsi, Mi-1 použité při jejím výpočtu podle této přílohy jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.
36. Příloha č. 14 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:
„Příloha č. 14 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
Cenu plynu v příslušném roce stanoví příslušný držitel licence podle vztahu:
Cpi = (PNpi + Opi + Zpi) / PMDpi
PNpi je plánovaná úroveň ekonomicky oprávněných nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění výroby plynu, popřípadě k zajištění dodávky ostatních plynů v roce i, stanovená v souladu se zvláštním právním předpisem1),
Opi je plánovaná úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění výroby plynu, popřípadě k zajištění dodávky ostatních plynů, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,
Zpi je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštním právním předpisem1),
PMDPi je plánované množství dodaného plynu v roce i regulačního období.
37. Příloha č. 15 se zrušuje.
38. Příloha č. 16 zní:
„Příloha č. 16 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
V případech, kdy provozovatel tepelného zdroje umístěného v obytném domě neinstaloval v odůvodněných případech měřidlo spotřeby tepelné energie, zjistí se v případě spalování tuhých paliv spotřeba za účtované období podle vztahu:
m · v · η
Qv = ————
Qv je množství vyrobené tepelné energie v [GJ],
m je množství spotřebovaného paliva v [t],
v je výhřevnost paliva v [GJ/t],
η je směrná účinnost kotle (účinnost výroby tepla v kotli) v [%] v závislosti na výkonu.
U kotlů na zemní plyn se skutečná spotřeba tepelné energie na výstupu z kotle zjišťuje z energie plynu fakturovaného dodavatelem v MWh podle vztahu:
q · k · η
q je spotřeba plynu v [MWh] (1 GJ = 0,27778 MWh),
k je koeficient vyjadřující poměr mezi výhřevností [GJ/m3] a spalným teplem zemního plynu (podle údajů dodavatele zemního plynu),
η je směrná účinnost kotle v [%] v závislosti na výkonu kotle.
Směrnou účinnost kotle v % udává u nových zařízení projektant, respektive je uvedena v technické dokumentaci kotle, v ostatních případech se dosadí z následující tabulky:
Kategorie zdroje Výkon kotle na zdroji Účinnost při použití paliva (%)
koks černé uhlí brikety hnědé uhlí tříděné hnědé uhlí netříděné topný olej LTO topný olej TTO plyn ZP elektr. akumulační elektr. přímotopné
A do 0,5 MW 69 68 67 66 62 80 - 85 96 98
B 0,5-3 MW 70 69 68 63 83 - 86 97 99
C 3,1-6 MW - 75 - 72 65 84 - 87 - -
D 6,1-20 MW - 77 - - 70 85 82 90 - -
E 20,1-50 MW - 80 - - 77 87 85 92 - -
F nad 50 MW - 82 - - 82 89 86 93 - -
39. Příloha č. 17 zní:
„Příloha č. 17 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.
1. Postup se použije pro energetické výrobny, v nichž se vyrábí současně tepelná energie a elektřina, tj. pro kotelny vybavené kogeneračními jednotkami s pístovým motorem, pro teplárny s parními i plynovými turbínami a pro tepelné elektrárny s dodávkou tepla provozované výrobci, kteří mají licenci na výrobu tepelné energie - skupina 31 (dále jen držitel licence) a vyrábějí elektřinu a tepelnou energii pro prodej, popř. též pro účelovou spotřebu, tj. spotřebu objektů, které slouží jiné činnosti držitele licence, např. průmyslových, administrativních a obchodních budov, sportovní haly či bazénu.
2. Postup se nevztahuje na energetické výrobny, které dodávají jen tepelnou energii a veškerá v nich vyráběná elektřina slouží jen ke krytí vlastní spotřeby zdroje tepelné energie a není dodávána do veřejné sítě ani přímo cizím subjektům, ani pro účelovou spotřebu držitele licence. V těchto zdrojích vlastní výroba elektřiny snižuje nebo eliminuje náklady na odběr ze sítě pro výrobu tepelné energie, která je jediným finálním produktem.
3. Celkové výrobní náklady se dělí na elektřinu a tepelnou energii, popř. tlakový vzduch po jednotlivých položkách, formou tabulky podle vzoru:
Položka náklad. na elektřinu na teplo na tlak. vzduch
Specifikace pol.Ni koef. nákl.Nei koef. nákl.Nti koef. nákl.Nvzi
tis. Kč βei tis. Kč βti tis. Kč βvzi tis. Kč
Energie (vlastní spotř. elektřiny)
Voda technol.
Ostat, proměn.
Mzdy + soc. poj.
Ostatní stálé
ÚVN ∑ Ni ∑ Nei ∑ Nti ∑ Nvzi
Jednotkové náklady na výrobu Kč/kWh JNE
na dodávku Kč/GJ JNT JNVZ
4. Podíl připadající na elektřinu Nei a na tepelnou energii Nti, popř. na tlakový vzduch Nvzi se stanoví v každé položce podle vztahů:
na elektřinu Nei = Ni · βei
na tepelnou energii Nti = Ni · βti
na tlakový vzduch Nvzi = Ni · βvzi
přitom vždy βei +βti +βvzi = 1
5. Výroba tlakového vzduchu se týká jen dmychadel nebo kompresorů poháněných parní turbínou, obvykle v hutních teplárnách. V ostatních případech se náklady dělí jen mezi elektřinu a tepelnou energii, pro rozdělovači koeficienty platí vztah:
6. Koeficienty βei, βti, βvzi mají hodnotu menší nebo rovnou 1. Určí se podle vztahů uvedených v částech A až D.
7. Jednotkové výrobní náklady (Kč/kWh, Kč/GJ) se stanoví v závislosti na skladbě výrobního zařízení a provozního režimu podle vztahů uvedených v částech A až D.
Postup platí pro soubor tvořený kogeneračními jednotkami s pístovým motorem (dále jen KJ) a teplovodními nebo výtopenskými parními či horkovodními kotli. Provozní režim zahrnuje špičkový provoz (obvykle s akumulací tepla) nebo celodenní provoz KJ, a to samostatně, střídavě nebo současně s kotli, popř. též výrobu elektřiny s omezeným využitím nebo bez využití tepla.
1.1 Použije se tam, kde lze rozlišit podíl KJ a kotlů na spotřebě paliva, popř. též na údržbě a servisu a na odpisech nebo na úroku z úvěru. Rozdělovači koeficienty se stanoví podle vztahů:
3,6 · Ekj
βkje= ———————
Qkjd + 3,6 · Ekj
βkjt= ———————
βre= ———————
Qvyt + 3,6 · Ekj
βrt = ———————
βoe = 0,95 · βre + 0,05 · βre
βot = 0,95 · βrt
1.2 Koeficienty βei, βti se použijí k dělení položky palivo. Dále se použijí k dělení položek údržba a opravy, odpisy, pokud v nich lze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle.
1.3 Koeficienty βoe, βot se použijí k alternativnímu dělení položek údržba a opravy, odpisy, pokud nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle.
1.4 Koeficienty βre, βrt se použijí k dělení ostatních položek, kde nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle.
1.5 V položce energie se rozdělí spotřeba elektřiny z výroby v KJ s použitím koeficientů βre, βrt a elektřina odebraná ze sítě se započítá jen na teplo s koeficientem 1. Elektřina z vlastní výroby se oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), odběr ze sítě nákupní cenou, vždy bez DPH.
1.6 Vzor podrobného dělení položek
Položka Specifikace Rozdělovači koef.
na elekt. na teplo
energie elektřina z vlastní výroby βre βrt
opravy údržba podíl údržby a oprav KJ βkje βkjt
ostatní položky KJ+ kotle βre βrt
opravy, údržba KJ+ kotle βoe βot
odpisy KJ+ kotle βoe βot
Použije se pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem do 300 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ do 142 kW v případě, že na straně tepelné energie je měřena jen celková dodávka z kotelny a není znám podíl KJ a kotlů.
2.1 Pro dělení dílčí položky palivo spálené v KJ se použijí koeficienty βkje,βkjt v závislosti na jednotkovém elektrickém výkonu
Jednotkový elektrický Rozdělovači koef.
výkon KJ na el. βkje na teplo βkjt
2.2 Pro dělení položek odpisy, údržba a opravy se použije alternativní způsob s koeficienty βoe, βot, ostatní položky mimo palivo a energii se dělí pomocí koeficientů βre,βrt.
3.1 Pro položky odpisy, údržba a opravy se použije alternativní způsob dělení s koeficienty βoe, βot, ostatní položky včetně paliva se dělí pomocí koeficientů βre,βrt .
Lze ho použít pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem KJ do 100 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ 22 až 63 kW. Všechny položky včetně paliva se dělí pomocí koeficientů βze, βzt stanovených podle vztahů:
βze = ———
βzt = ———
ket koeficient vyjadřující poměr jednotkových nákladů na tepelnou energii JNT a na elektřinu JNE vztažených na stejnou jednotku (Kč/kWh); nestanoví-li Úřad jinak, dosadí se ket = 0,97
Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE a na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahů:
JNE = ——— [Kč/kWh]
∑Nei · 100
Postup platí pro soubor tvořený teplárenskými parními kotli a parními protitlakými či kondenzačními odběrovými, popř. též čistě kondenzačními turbínami. Může být doplněn výtopenskými parními nebo horkovodními kotli, v hutních teplárnách parními turbínami pro pohon turbodmychadel či turbokompresorů (dále jen TD).
Provozní režim zahrnuje provoz teplárenské části celoročně samostatně nebo po část roku souběžně s výtopnou, střídavý provoz teplárenské a výtopenské části nebo provoz teplárny střídavě s turbinou a bez turbíny, s dodávkou tepla přes redukční stanice.
1. Výpočet základních rozdělovačích koeficientů
1.1 Základní rozdělovači koeficienty slouží jen jako pomocné veličiny pro výpočet rozdělovačích koeficientů určených k dělení nákladů tepláren a elektráren. Stanoví se podle vztahů:
βe = —————
βt = —————
1.2 Spotřeba tepla v páře k výrobě elektřiny Qei v parních turbínách teplárny se stanoví podle vztahu:
Qel = ∑Mad · iad - ∑Mo · io - ∑Mpt· ipt - ∑Mk · ik - ∑Mu · iu [GJ]
Mpt průtok páry do protitlaku turbin [t]
Pokud není teplo ucpávkové páry využíváno, neodečítá se.
1.3 Užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny se stanoví podle vztahu:
Qtep = ∑Mhv · (iyy - ivs) + ∑(Mp · ip - Mvk · ivk )
Mvk průtok vratného kondenzátu na prahu kotelny [t]
Stejným způsobem se stanoví užitečné teplo na prahu výtopny Qvyt.
2. Výpočet rozdělovačích koeficientů pro teplárny vybavené jen teplárenskými kotli s celoročním provozem turbín
2.1 Rozdělovači koeficienty se stanoví podle vztahů:
βae = βe · —— > βe
ired - βe · iad ired - iad + βt · iad
βat = ——————— = ———————— < βt
ired ired
ired entalpie páry redukovaná pro dodávku tepla [GJ/t]
2.2 Je-li do turbín dodávána pára o různých parametrech, stanoví se její průměrná entalpie pro výpočet rozdělovačích koeficientů βae, βat podle vztahu:
∑MntTG · intTG + ∑MvtTG · ivtTG
iad = ——————————————— [GJ/t]
∑MntTG + ∑MvtTG
2.3 Redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired se stanoví podle vztahu:
∑M o · io + ∑M pt · ipt + ∑M rs · irs
ired= ——————————————— [GJ/t]
∑M o + ∑M pt + ∑M rs
M rs průtok páry přes hlavní redukční stanici (z ostré páry) [t]
MntTG průtok páry do TG na nižší tlakové úrovni [t]
MvtTG průtok páry do TG na vyšší tlakové úrovni [t]
irs entalpie páry za hlavní redukční stanicí [GJ/t]
intTG entalpie páry na vstupu do TG na nižší tlakové úrovni [GJ/t]
ivtTG entalpie páry na vstupu do TG na vyšší tlakové úrovni [GJ/t]
3. Dělení nákladových položek v teplárnách
3.1 Pokud lze u položek energie, voda, opravy a údržba spolehlivě určit společné náklady a specifické náklady strojovny a kotelny, provede se to podle vzoru:
Položka Specifikace na elektř. na teplo
energie, voda,opravy a údržba společné náklady βae βat
palivo a ostatní teplárna βae βat
Do specifických nákladů strojovny se zahrnují např. náklady soustrojí TG včetně kondenzátorů, čerpadla turbínového kondenzátu, chladicí čerpadla, vývěvy, chladicí věže a potrubí, k nákladům kotelny čerpadla kondenzátu a topné vody, ohříváky a redukční stanice. Náklady na kotle, jejich příslušenství a pomocná zařízení patří do společných nákladů.
3.2 Nelze-li spolehlivě stanovit společné a specifické náklady uvedených položek, použijí se rozdělovači koeficienty βae, βat pro všechny položky včetně paliva.
3.3 Nestačí-li vlastní výroba elektřiny pro krytí vlastní spotřeby teplárny a část se dokupuje ze sítě, použijí se rozdělovači koeficienty βae, βat pro všechny položky včetně elektřiny z vlastní výroby. Pouze náklady na elektřinu odebranou ze sítě se přičtou k teplu s koeficientem 1. Přitom se elektřina z vlastní výroby oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), odběr ze sítě nákupní cenou, obojí bez DPH.
4. Výpočet rozdělovačích koeficientů při kombinaci teplárenské a výtopenské výroby
Postup platí pro teplárnu doplněnou výtopenskými kotli, které jsou provozovány v souběžném nebo střídavém režimu a pro teplárnu provozovanou po část roku výtopenským způsobem, např. při letním provozu s odstavenou turbinou.
Rozdělovači koeficienty pro položky, u nichž nelze spolehlivě oddělit podíl teplárenského a výtopenského souboru nebo podíl teplárenského a výtopenského provozního režimu se stanoví podle vztahů:
Mkpal · βae
βre = ——————
Mkpal · βat
βrt = ——————
Mkpal spotřeba paliva v teplárenských kotlích [GJ]
Mvpal spotřeba paliva ve výtopenských kotlích [GJ]
5. Dělení nákladových položek v teplárnách doplněných výtopenskými kotli
5.1 Pokud lze u položek palivo, spotřeba elektřiny z vlastní výroby, ekologie, popělo viny, opravy a údržba, odpisy spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru, použijí se pro dělení teplárenského podílu rozdělovači koeficienty βae, βat . Výtopenský podíl se přičte k tepelné energii s koeficientem 1. Ostatní položky se dělí pomocí koeficientů βre, βrt podle vzoru:
palivo teplárenské βae βat
energie (vlastní spotřeba elektřiny) z vlastní výroby βae βat
ekologie, popeloviny, opravy a údržba, odpisy teplárenské βae βat
ostatní položky tepláren. + výtopen. βre βrt
5.2 Nelze-li spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru nebo provozního režimu, použijí se koeficienty βae, βat jen pro dělení položek palivo a energie, ostatní položky se rozdělí pomocí koeficientů βre, βrt .
6. Výpočet rozdělovačích koeficientů u elektráren s dodávkou tepla
Postup platí pro elektrárny s dodávkou tepla mimo areál zdroje (obvykle TG od 50 MW výše) a pro energetické tepelné výrobny, v nichž převažuje výroba elektřiny (βe > 0,5).
Rozdělovači koeficienty βae, βat se stanoví podle vztahů:
βat = βt · —— < βt
iad - βt · ired iad - ired + βe · ired
βae = ——————— = ———————— > βe
Pro stanovení entalpie iad , ired platí stejná pravidla jako u tepláren (viz odst. 2.2 a 2.3).
7. Dělení nákladových položek v elektrárnách s dodávkou tepla
7.1 K dělení nákladových položek se použijí rozdělovači koeficienty βae, βat, stejně jako u tepláren v odst. 3.1 nebo 3.2.
7.2 Pokud je elektrárna doplněna např. horkovodním kotlem, který zajišťuje krytí zimních špiček v odběru tepla, pak se k dělení nákladových položek, u nichž nelze spolehlivě oddělit elektrárenský a výtopenský provoz, použijí rozdělovači koeficienty βre, βrt stanovené podle vztahů v odst. 4, podle vzoru v odst. 5.1.
8. Výpočet rozdělovačích koeficientů u tepláren s výrobou elektřiny, tepelné energie a tlakového vzduchu
8.1 Rozdělovači koeficienty se stanoví podle vztahů:
βe = ————————
βt = ————————
βvz = ————————
βvz · βt
βae = βe · iad ———————— > βe
βvz · ivz + βt · ired
βt · ired
βat = (1 - βae) · ———————— < βt
βvz · ivz
βavz = (1 - βae) · ———————— < βvz
Qel teplo spotřebované v parní turbině k výrobě elektřiny [GJ]
iad entalpie páry na vstupu do turbín (admisní) [GJ/t]
ired entalpie páry redukovaná na dodávku tepla (průměr) [GJ/t]
ivz entalpie páry na vstupu do TD tlakového vzduchu [GJ/t]
8.2 Je-li do turbín dodávána pára o různých parametrech, stanoví se vážený průměr její entalpie iad podle vztahu uvedeného v odst. 2.2.
8.3 Redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired se stanoví podle vztahu uvedeného v odst. 2.3.
9. Dělení nákladových položek v teplárnách s výrobou elektřiny, tepelné energie a tlakového vzduchu
9.1 Pokud lze u položek energie, voda, opravy a údržba spolehlivě určit společné náklady a specifické náklady strojovny a kotelny, provede se to podle vzoru:
Položka Specifikace na elektř. na teplo na tlak. vzd.
βei βt βvzi
palivo teplárna βae βat βavz
energie společné náklady βae βat βavz
voda specif. náklady kotelny 1
opravy, údržba specif. náklady strojovny 1
odpisy specif. náklady tlak. vzd. 1
ostatní položky teplárna βae βat βavz
Specifické náklady strojovny a kotelny jsou popsány v odst. 3.1. Ke specifickým nákladům na tlakový vzduch patří náklady na soustrojí TD včetně kondenzátorů, příslušenství a potrubí.
9.2 Nelze-li u položek energie, voda, opravy a údržba, odpisy oddělit spolehlivě společné a specifické náklady, použijí se rozdělovači koeficienty βae, βat, βavz pro všechny položky.
10. Výpočet jednotkových nákladů
10.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny se ve všech případech stanoví podle vztahu:
∑N ei
∑E sv
Esv celková výroba elektřiny v teplárně měřená na svorkách TG [MWh]
∑Nei součet nákladových položek připadajících na elektřinu [tis. Kč]
10.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie se stanoví podle vztahů:
teplárna bez výtopenských kotlů podle odst. 2 a 5, elektrárna podle odst. 4
∑N ti · 1000
teplárna s výtopnou podle odst. 3
∑Nti · 1000
10.3 Jednotkové náklady na dodávku tlakového vzduchu se stanoví podle vztahů:
∑N vzi · 1000 ∑N vzi · 3600
JNVZ = —————— = ——————— [Kč/MWh]
W Vvz · (ivy - ivs)
∑N vzi
Vvz · 1000
∑N vzi součet nákladových položek připadajících na tlakový vzduch [tis. Kč]
Postup platí pro soubor tvořený plynovou turbínou nebo spalovací turbínou na kapalné palivo (dále jen plynová turbína) a spalinovým kotlem, obvykle s přitápěním, popř. doplněný o další palivové parní nebo horkovodní kotle.
1.1 Základní rozdělovači koeficienty platí pro všechny varianty provozních souborů a provozního režimu. Slouží k dělení dílčí nákladové položky palivo, spálené v plynové turbíně při plném využití tepla. Dále se používají k výpočtu souhrnných rozdělovačích koeficientů pro dělení ostatních položek. Stanoví se podle vztahů:
3,6 · Essv
βse = ————————
3,6 · Essv + Qsv
βst = ————————
Qsv teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbinou [GJ]
1.2 Teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbínou Qsv se stanoví jako součin měřeného průtoku teplonosné látky a rozdílu její výstupní a vstupní entalpie. U kotle s přitápěním se z měřených údajů stanoví celkové teplo vyrobené ve spalinovém kotli Qsdv, pro které platí vztahy:
Qdv = Mdpal · ——— [GJ]
Qsv = 3,6 · —— · Essv [GJ]
2.1 Náklady na přitápěcí palivo se celé přičtou k tepelné energii s koeficientem 1.
2.2 Náklady na palivo spálené v turbině při provozu do obchozu (bez využití tepla spalin) se přičtou celé k elektřině s koeficientem 1.
2.3 Náklady na palivo spálené ve výtopenských kotlích se přičtou celé k tepelné energii s koeficientem 1.
2.4 Nákladová položka energie se přičte celá k tepelné energii s koeficietem 1, přitom se elektřina z vlastní výroby oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), elektřina odebraná ze sítě nákupní cenou, obojí bez DPH. Ve výjimečném případě může být chladicí ventilátor turbíny poháněn elektromotorem. V tom případě by se náklady na spotřebu energie k jeho pohonu rozdělily pomocí koeficientů βse, βst .
2.5 Nákladová položka technologická voda se přičte celá k tepelné energii s koeficientem 1 za teplárenský i výtopenský soubor či provozní režim.
2.6 Vzor dělení položek palivo, energie a technologická voda:
přitápěcí spálené ve spalinovém kotli 1
energie (vlast. z vlastní výroby 1
spotř. elektřiny) odběr ze sítě 1
voda technolog. teplárna + výtopna 1
3. Výpočet rozdělovačích koeficientů u souboru plynová turbína - spalinový kotel s přitápěním, střídavý provoz turbíny s využitím tepla a do obchozu
3.1 K dělení položek mimo palivo, energii a vodu se použijí souhrnné rozdělovači koeficienty podle vztahů:
Mspal · βse + Mopal
βxe = ——————————
Mspal · βst + Mdpal
βxt = ——————————
βre = —————————————
Mspal + Mopal +Mdpal +Mvpal
Mspal · βst + Mdpal +Mvpal
βrt = —————————————
Mopal spotřeba paliva v plynové turbíně při provozu do obchozu [GJ]
U souboru bez přitápění odpadá veličina Mdpal, u provozního režimu s trvalým využitím tepla veličina Mopal, u souboru bez výtopenských kotlů veličina Mvpal.
3.2 Souhrnné rozdělovači koeficienty βxe , βxt slouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii a vodu.
3.3 Souhrnné rozdělovači koeficienty βre , βrt slouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských kotlů.
4.1 U souboru s plným využitím tepla, bez přitápění a bez výtopenských palivových kotlů, se pro dělení všech ostatních nákladových položek, mimo energii a vodu, použijí základní rozdělovači koeficienty βse , βst .
4.2 U souborů s přitápěním nebo střídavým provozem turbíny s kotlem a do obchozu, popř. s jejich kombinací se pro dělení všech ostatních nákladových položek mimo energii a vodu použijí souhrnné rozdělovači koeficienty βxe , βxt.
5.1 Pokud lze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru (plynová turbína - spalinový kotel) a výtopenského souboru (palivové kotle), dělí se nákladové položky ekologie, opravy a údržba, odpisy podle vzoru:
Položka Specifikace na elektř. na teploplo
ekologie, odpisy, opravy a údržba teplárna βxe βxt
ostatní položky teplárna + výtopna βre βrt
5.2 Pokud nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenského souboru, použijí se k dělení všech nákladových položek mimo palivo, energii a vodu souhrnné rozdělovači koeficienty βre , βrt .
6.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE se ve všech případech stanoví podle vztahů:
JNE = —————— [Kč/kWh]
Essv + Eosv
6.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahu:
∑Nei · 1000
Postup při dělení nákladů sdružené výroby v teplárnách s paroplynovým cyklem (PPC)
Postup platí pro paroplynový cyklus (dále jen PPC), tj. soubor tvořený plynovou turbínou (nebo spalovací turbínou na kapalné palivo, dále jen plynová turbína), spalinovým kotlem a parní protitlakou nebo kondenzační odběrovou turbínou, popř. doplněný o další palivové parní nebo horkovodní kotle. Spalinový kotel bývá vybaven přitápěním a intenzivním vychlazením spalin pomocí koncového nízkoteplotního ohříváku vody pro otopné nebo jiné účely.
1. Výpočet základních rozdělovačích koeficientů pro plynovou část cyklu
3,6 · Esv
βse = ——————————
3,6 · Esv +Qsv +Qovv
Qsv +Qovv
βsm = ——————————
Esv svorková výroba elektřiny při provozu se spalinovým kotlem [MWh]
1.2 Teplo Qovv se stanoví jako součin měřeného průtoku teplonosné látky a rozdílu její výstupní a vstupní entalpie. Není-li kotel vybaven nízkoteplotním ohřívákem vody, člen Qovv ve vzorcích odpadá.
1.3 Teplo Qsv se stanoví podle části C, odst. 1.2.
2. Výpočet rozdělovačích koeficientů pro parní část cyklu
2.1 Základní rozdělovači koeficienty βe, βt podle části B, odst. 1.1 slouží jako pomocné veličiny, k dalšímu výpočtu se stanoví spotřeba tepla k výrobě elektřiny v parní turbíně Qel podle části B, odst. 1.2.
2.2 Rozdělovači koeficienty pro dělení v soustrojí s parní turbínou βae, βat se stanoví podle části B, odst. 2.1, redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired podle části B, odst. 2.3.
3. Výpočet kombinovaných rozdělovačích koeficientů
Kombinované rozdělovači koeficienty βce, βct se použijí k dělení dílčích položek: palivo spálené v plynové turbíně, opravy a údržba plynové turbíny. Stanoví se podle vztahů:
na elektřinu βce = βse+ βsm ·βae = βse + βae - βse· βae
na tepelnou energii βct = βsm · βat = βat - βse· βat
4.1 Pro dělení nákladů na palivo spálené v turbíně se použijí rozdělovači koeficienty βce, βct.
4.2 Náklady na palivo spálené v turbíně při provozu do obchozu (bez využití tepla) se celé přičtou k elektřině s koeficientem 1.
4.3 Náklady na přitápěcí palivo a na palivo spálené v teplárenských palivových kotlích se dělí pomocí koeficientů βae, βat.
4.4 Náklady na palivo spálené ve výtopenských palivových kotlích se celé přičtou k tepelné energii s koeficientem 1.
4.5 Dílčí nákladová položka vlastní spotřeba elektřiny z vlastní výroby se dělí pomocí koeficientů βae, βat oceňuje se výkupní cenou (jako dodávka do sítě), bez DPH. Dílčí nákladová položka elektřina odebraná ze sítě se celá přičte k tepelné energii s koeficientem 1, oceňuje se nákupní cenou, bez DPH.
4.6 Náklady na technologickou vodu a na ekologii se u teplárenského souboru dělí pomocí koeficientů βae, βat , u výtopenských kotlů se celé přičtou k teplu s koeficientem 1.
4.7 Vzor dělení nákladových položek:
přitápěcí spálené ve spalinovém kotli βae βat
spálené v teplárenských paliv, kotlích βae βat
energie (vlast. spotř. elektřiny) z vlastní výroby βae βat
voda technolog. teplárna βae βat
ekologie teplárna + výtopna βre βrt
5. Výpočet souhrnných rozdělovačích koeficientů souboru bez výtopenských kotlů
5.1 Souhrnné rozdělovači koeficienty se stanoví podle vztahů:
Mspal · βce + Mopal +(Mdpal + Mkpal )· βae
βxe = ———————————————————
Mspal + Mopal +Mdpal +Mkpal
Mspal · βct + (Mdpal + Mkpal )· βat
βxt = ———————————————
Mspal · βce + Mopal + Mdpal · βae
βre = ———————————————
Mspal · βct + Mdpal · βat + Mvpal
βrt = ———————————————
5.2 Souhrnné rozdělovači koeficienty βxe, βxt slouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii a vodu.
5.3 Souhrnné rozdělovači koeficienty βre, βrt slouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských kotlů.
6.1 U souboru s plným využitím tepla bez přitápění a palivových teplárenských kotlů se pro dělení všech ostatních položek použijí kombinované rozdělovači koeficienty βce, βct .
6.2 U souborů s přitápěním, s palivovými teplárenskými kotli nebo střídavým provozem turbíny s kotlem a do obchozu, popř. s jejich kombinací se pro dělení všech ostatních položek použijí souhrnné rozdělovači koeficienty βxe, βxt.
7.1 Pokud lze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských palivových kotlů, dělí se nákladové položky opravy a údržba, odpisy a ostatní položky podle vzoru:
Položka Specifikace na elektř. na teplolo
opravy a údržba teplárna βxe βxt
odpisysy výtopna 1
7.2 Pokud nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských palivových kotlů, dělí se všechny nákladové položky kromě paliva, energie, ekologie a vody pomocí souhrnných rozdělovačích koeficientů βre, βrt .
8.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE se stanoví podle vztahů:
při trvalém provozu
Essv +Esv
Essv + Eosv +Esv
8.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahů:
Qtep + Qov
JNT = ————————— [Kč/GJ
∑Nti součet nákladových položek připadajících na tepelnou energii [tis.Kč]“