82/2011 Sb.
VYHLÁŠKA
ze dne 17. března 2011
o měření elektřiny a o způsobu stanovení náhrady škody při neoprávněném
odběru, neoprávněné dodávce, neoprávněném přenosu nebo neoprávněné
distribuci elektřiny
Změna: 476/2012 Sb.
Ministerstvo průmyslu a obchodu stanoví podle § 98a odst. 1 písm. a)
zákona č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy
v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický
zákon), ve znění zákona č. 158/2009 Sb.:
§ 1
Způsoby měření elektřiny
(1) Zajišťováním měření elektřiny je instalace, provozování, obsluha,
kontrola a údržba měřicích zařízení včetně zařízení hromadného
dálkového ovládání, odečítání, zpracovávání, přenos a uchovávání údajů
měření.
(2) K měření elektřiny a vyhodnocení údajů se používá
a) měření typu A, kterým je průběhové měření s dálkovým denním přenosem
údajů, a průběžný záznam střední hodnoty výkonu za měřicí interval
provádí přímo měřicí zařízení, nebo
b) měření typu B, kterým je průběhové měření s dálkovým jiným než
denním přenosem údajů, a průběžný záznam střední hodnoty výkonu za
měřicí interval provádí přímo měřicí zařízení; pokud není možné
uskutečnit dálkový přenos údajů z technických důvodů, je možné přenos
údajů provést jiným způsobem, nebo
c) měření typu S, kterým je měření s dálkovým přenosem údajů, které
není měřením typu A ani měřením typu B; pokud není možné uskutečnit
dálkový přenos údajů z technických důvodů, je možné přenos údajů
provést jiným způsobem, nebo
d) měření typu C, kterým je ostatní měření.
(3) Měření elektřiny se člení na
a) přímé měření, kdy elektroměrem prochází veškerá měřená elektřina a
nejsou použity měřicí transformátory,
b) nepřímé měření, kdy je elektroměr použit v zapojení s měřicími
transformátory proudu, kterými prochází veškerá měřená elektřina, a
případně i s měřicími transformátory napětí; podle strany
transformátoru, na kterou jsou měřicí transformátory připojeny, je
měření rozděleno na primární (na straně vyššího napětí) nebo sekundární
(na straně nižšího napětí) měření.
§ 2
Umístění měřicích zařízení
(1) Měřením typu A musí být měřena elektřina v
a) předávacích místech mezi přenosovou soustavou a zahraničními
soustavami,
b) předávacích místech mezi přenosovou soustavou a distribuční
soustavou s napětím vyšším než 1 kV,
c) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z přenosové
soustavy,
d) předávacích místech mezi jednotlivými distribučními soustavami s
napětím vyšším než 1 kV,
e) předávacích místech výroben elektřiny s napětím vyšším než 1 kV
přímo připojených k přenosové soustavě nebo k distribuční soustavě,
f) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční
soustavy s napětím vyšším než 52 kV,
g) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční
soustavy s napětím od 1 kV do 52 kV včetně a s rezervovaným příkonem
nad 250 kW,
h) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční
soustavy s napětím od 1 kV do 52 kV včetně a s rezervovaným příkonem
nad 400 kW.
(2) Alespoň měřením typu B musí být měřena elektřina v
a) předávacích místech mezi jednotlivými distribučními soustavami s
napětím do 1 kV s nepřímým měřením,
b) předávacích místech výroben elektřiny s napětím do 1 kV přímo
připojených k distribuční soustavě,
c) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční
soustavy s napětím od 1 kV do 52 kV včetně a s rezervovaným příkonem do
250 kW včetně,
d) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční
soustavy s napětím do 1 kV s nepřímým měřením,
e) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční
soustavy s napětím od 1 kV do 52 kV včetně a s rezervovaným příkonem do
400 kW včetně,
f) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční
soustavy s napětím do 1 kV s rezervovaným příkonem od 100 kW nebo s
hlavním jisticím prvkem o jmenovitém proudu od 200 A, a to od první
změny dodavatele elektřiny,
g) výrobnách elektřiny nebo u každého výrobního zdroje elektřiny
výrobny elektřiny připojené k přenosové soustavě nebo k distribuční
soustavě prostřednictvím jiné výrobny elektřiny.
(3) Elektřina v předávacích místech a v odběrných místech podle
odstavce 2 může být měřena měřením typu A.
(4) Měřením typu S může být měřena elektřina v odběrných místech
zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční soustavy o napětí do 1 kV.
(5) Alespoň měřením typu C, pokud se nejedná o odběr elektřiny podle
odstavce 6, musí být měřena elektřina v
a) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční
soustavy, která nejsou uvedena v odstavcích 1 až 4,
b) odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční
soustavy, předávacích místech mezi distribučními soustavami a
předávacích místech výrobců elektřiny připojených k distribuční
soustavě nebo do odběrného místa zákazníka nebo do předávacího místa
jiné výrobny elektřiny, kde není technicky a ekonomicky možné
instalovat měření podle odstavců 1 až 4.
(6) V případě, že je ve smlouvě o připojení stanoven odběr elektřiny
bez měřicího zařízení, může zákazník odebírat elektřinu bez měřicího
zařízení, nejvýše však do rezervovaného příkonu 1 kW v jednom odběrném
místě; poplachové sirény a zabezpečovací zařízení železniční dopravní
cesty mohou mít vyšší rezervovaný příkon.
(7) Pro uplatnění podpory elektřiny z obnovitelných zdrojů energie nebo
z druhotných energetických zdrojů formou ročního zeleného bonusu
zajišťuje výrobce elektřiny u výrobny elektřiny s instalovaným výkonem
do 5 kW včetně samostatné měření vyrobené elektřiny alespoň měřením
typu C. V případě uplatnění hodinového zeleného bonusu zajišťuje
výrobce elektřiny měření vyrobené elektřiny měřením typu B.
§ 3
Měření elektřiny
(1) U měření typu A je
a) základní měřicí interval 1 čtvrthodina; u první čtvrthodiny je
začátek stanoven na čas 00:00:00 a konec na čas 00:15:00,
b) základní vyhodnocovací interval 1 hodina; u první hodiny je začátek
stanoven na čas 00:00:00 a konec na čas 01:00:00 kalendářního dne,
c) základní interval pro zpracování a přenos naměřených údajů v rámci
měřicího zařízení 1 kalendářní den.
(2) U měření typu B je
a) základní měřicí interval 1 čtvrthodina; u první čtvrthodiny je
začátek stanoven na čas 00:00:00 a konec na čas 00:15:00,
b) základní vyhodnocovací interval 1 hodina; u první hodiny je začátek
stanoven na čas 00:00:00 a konec na čas 01:00:00 kalendářního dne,
c) základní interval pro zpracování a přenos naměřených údajů v rámci
měřicího zařízení 1 měsíc.
(3) U měření typu S je základní interval pro zpracování a přenos
naměřených údajů pro měřicí zařízení 1 měsíc.
(4) U měření typu C je zpracování a přenos údajů prováděn nejméně
jedenkrát za rok.
Údaje z měření elektřiny
§ 4
(1) Údaje z měření elektřiny účastníci trhu s elektřinou předávají v
kWh, kW, kVArh, kVAr nebo v MWh, MW, MVArh, MVAr s rozdělením podle
tarifů.
(2) Údaji z měření elektřiny jsou
a) údaje zaznamenané měřicím zařízením, popřípadě vypočtené na základě
údajů z měřicího zařízení,
b) údaje předané zákazníkem nebo výrobcem elektřiny provozovateli
přenosové soustavy nebo provozovateli distribuční soustavy, pokud výše
spotřeby nebo dodávky elektřiny v daném odběrném místě nebo předávacím
místě odpovídá charakteru spotřeby nebo dodávky elektřiny a průběhu
spotřeby předcházejících období (dále jen „samoodečty“),
c) náhradní údaje získané výpočtem, odhadem nebo vzájemným
odsouhlasením provozovatelem přenosové soustavy nebo provozovatelem
distribuční soustavy se zákazníkem, výrobcem elektřiny nebo
provozovatelem jiné distribuční soustavy.
(3) Výpočet náhradních údajů o spotřebě nebo dodávce elektřiny a o
jejím průběhu při prokazatelné závadě měřicího zařízení, při opravě
chybných nebo doplnění chybějících hodnot provede provozovatel
přenosové soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy na základě
protokolu autorizované zkušebny nebo zprávy o závadě měřicího zařízení
podle výše spotřeby elektřiny v předcházejícím srovnatelném období při
srovnatelném charakteru odběru elektřiny, v němž byl odběr elektřiny
řádně měřen, nebo dodatečně podle výše spotřeby nebo dodávky elektřiny
zjištěné na základě kontrolního odečtu v následujícím období.
(4) Náhradní údaje o spotřebě nebo dodávce elektřiny při nedostupnosti
údajů zaznamenaných měřicím zařízením stanoví provozovatel přenosové
soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy odhadem na základě
údajů získaných z měření v předcházejícím srovnatelném období nebo ze
samoodečtu nebo dodatečně podle výše spotřeby nebo dodávky elektřiny
zjištěné v následujícím srovnatelném období na základě kontrolního
odečtu.
(5) Pro odhad spotřeby elektřiny u měření typu C se využívá přiřazeného
přepočteného typového diagramu dodávky, počtu vyhodnocovaných
kalendářních dní a výše poslední roční spotřeby elektřiny. Maximální
počet odhadů pro vyúčtování odběru nebo dodávky elektřiny jsou 2 po
sobě jdoucí odhady.
(6) Samoodečty a odhady spotřeby elektřiny pro vyúčtování lze provést
nejvýše třikrát po sobě.
(7) Stanovení údajů o spotřebě elektřiny u měření typu C k datu změny
regulovaných cen elektřiny provádí
a) provozovatel distribuční soustavy
1. na základě předcházejících známých stavů odečtu měřicího zařízení a
průběhu spotřeby elektřiny podle přiřazeného typového diagramu dodávky,
nebo
2. rovnoměrně na části úměrné délce období od data předchozího
fakturačního odečtu do 31. prosince a od 1. ledna do data dalšího
fakturačního odečtu, nebo
b) účastník trhu s elektřinou samoodečtem.
(8) Při změně dodavatele elektřiny, provozovatele distribuční soustavy,
subjektu zúčtování, výrobce elektřiny nebo zákazníka, při změně tarifu
a při změně provedené na měřicím zařízení musí být vždy provedeno
zpracování údajů z měření elektřiny.
§ 5
(1) Směr toku elektřiny do příslušného odběrného nebo předávacího místa
hodnoceného účastníka trhu s elektřinou je považován za kladný. Směr
toku elektřiny z příslušného odběrného nebo předávacího místa
hodnoceného účastníka trhu s elektřinou je považován za záporný.
(2) Při asymetrickém toku elektrické energie v třífázové soustavě se
vyhodnocují směry toku energie v jednotlivých fázích u nově zřizovaných
nebo rekonstruovaných odběrných míst.
(3) Jalová energie je označena jako kladná, když pro fázový úhel mezi
proudem a napětím platí 08 < j < 1808. Jalová energie je označena jako
záporná, když pro fázový úhel mezi proudem a napětím platí 1808 < j <
3608.
(4) Měření a předávání skutečných a náhradních hodnot se provádí v
zimním nebo v letním čase. Posledním dnem při změně zimního času na
letní je 23hodinový den, prvním dnem při změně letního času na zimní je
25hodinový den.
(5) Povolená odchylka mezi odečtovou centrálou a reálným časem je
maximálně +/- 5 sekund.
(6) Pro měření typu A je mezi měřicím zařízením a odečtovou centrálou
povolena odchylka maximálně +/- 5 sekund.
(7) Pro měření typu B je mezi měřicím zařízením a odečtovou centrálou
povolena odchylka maximálně +/- 1 minuta.
(8) Pro měření typu S je mezi měřicím zařízením a odečtovou centrálou
povolena odchylka maximálně +/- 3 minuty.
(9) Pro měření typu C se odchylka nestanovuje.
§ 6
Podmínky měření elektřiny
(1) Část měřicího zařízení, která je instalována v měřicím místě, je
umístěna v odběrném místě zákazníka nebo ve výrobně elektřiny nebo u
provozovatele distribuční soustavy co nejblíže k předávacímu místu
provozovatele přenosové soustavy nebo provozovatele distribuční
soustavy. U nových nebo rekonstruovaných odběrných míst nebo
předávacích míst umístění měřicího zařízení stanoví příslušný
provozovatel soustavy. Za rekonstrukci se pro tyto účely považuje
výměna elektroměrového rozvaděče nebo výměna přívodního vedení.
(2) V případě rozdílného umístění předávacího místa a měřicího místa se
za údaje z měření považují naměřené údaje snížené nebo zvýšené o
hodnoty uvedené ve smlouvě o připojení nebo ve smlouvě o distribuci
elektřiny. Jestliže jsou odběr nebo dodávka elektřiny měřeny na
sekundární straně výkonového transformátoru a není smlouvou o připojení
nebo smlouvou o distribuci elektřiny stanoveno jinak, jsou za údaje z
měření považovány naměřené údaje zvýšené v případě odběru nebo snížené
v případě dodávky elektřiny o hodnoty podle příslušného cenového
rozhodnutí Energetického regulačního úřadu.
(3) U průběhového měření se měří odebíraná i dodávaná jalová elektřina.
U průběhového měření v předávacích místech mezi distribuční soustavou a
výrobcem elektřiny se měří odebíraná i dodávaná jalová elektřina v
závislosti na směru toku činné elektřiny.
(4) V případě použití elektroměru s více tarify se pro jejich přepínání
používá spínacího prvku nebo vnitřní časové základny elektroměru.
(5) Na základě žádosti výrobce elektřiny nebo zákazníka, a pokud to
měření umožňuje, poskytne provozovatel přenosové soustavy nebo
provozovatel distribuční soustavy výrobci elektřiny nebo zákazníkovi
impulsní výstupy z měření nepřetržitě přímo v předávacím místě nebo v
odběrném místě. Poskytování naměřených hodnot provozovatelem
distribuční soustavy pomocí jiných komunikačních rozhraní elektroměru
není výrobci elektřiny ani zákazníkovi bez souhlasu provozovatele
přenosové soustavy nebo provozovatele distribuční soustavy umožněno.
(6) V předávacím místě výrobny elektřiny s napětím do 1 kV připojené k
distribuční soustavě se u nově instalovaných nebo měněných měřicích
zařízeních vyhodnocuje směr toku elektřiny v jednotlivých fázích.
§ 7
Instalace měřicího zařízení
(1) Montáž, demontáž nebo výměna části měřicího zařízení v předávacím
místě nebo v odběrném místě, kterou nevlastní provozovatel přenosové
soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy, musí být předem
odsouhlasena provozovatelem přenosové soustavy nebo provozovatelem
distribuční soustavy.
(2) Demontáž nebo výměna měřicího zařízení se provádí při ukončení
odběru elektřiny, přerušení dodávky elektřiny z důvodu neoprávněného
odběru nebo neoprávněné distribuce elektřiny, zjištění závady na
měřicím zařízení, pravidelném ověřování měřicího zařízení, při změně
tarifu nebo při ověření správnosti měření na žádost dotčeného účastníka
trhu s elektřinou.
(3) O demontáži nebo výměně měřicího zařízení musí být dotčený účastník
trhu s elektřinou informován. O výměně měřicího zařízení pro měření
typu C nebo měření typu S za účelem úředního ověření musí být dotčený
účastník trhu s elektřinou informován předem.
(4) U měřicího zařízení pro měření typu C nebo měření typu S
demontovaného k ověření správnosti měření nebo při závadě měřicího
zařízení musí být proveden prokazatelný záznam konečných stavů tarifů a
provedena jednoznačná a prokazatelná identifikace měřicího zařízení, a
to do 60 dnů od výměny nebo demontáže měřicího zařízení.
(5) Závada měřicího zařízení se prokazuje protokolem autorizované
zkušebny nebo protokolem o závadě měřicího zařízení vyhotoveným
provozovatelem přenosové soustavy nebo provozovatelem distribuční
soustavy.
(6) Provozovatel přenosové soustavy nebo provozovatel distribuční
soustavy provede na základě písemné žádosti zákazníka nebo výrobce
elektřiny a za jejich účasti kontrolu měřicího zařízení a jeho
nastavení v odběrném nebo předávacím místě.
§ 8
Předávání výsledků měření elektřiny a jejich uchovávání
(1) Naměřené údaje dodávek a odběrů elektřiny u měření typu A a měření
typu B jsou v měřicím zařízení v odběrném a předávacím místě uchovávány
nejméně 40 dnů od data naměření.
(2) Údaje z měření nezbytné pro zúčtování dodá- vek a odběrů elektřiny
a skutečné hodnoty dodávek a odběrů elektřiny předávané operátorovi
trhu pro vyhodnocení odchylek uchovává provozovatel přenosové soustavy
nebo provozovatel distribuční soustavy, který zajišťuje měření, nejméně
36 měsíců od data naměření. Způsoby a termíny předávání údajů z měření
nezbytných pro zúčtování dodávek a odběrů elektřiny a skutečné hodnoty
dodávek a odběrů elektřiny předávané operátorovi trhu pro vyhodnocení
odchylek stanoví jiný právní předpis.
(3) Provozovatel přenosové soustavy nebo provozovatel distribuční
soustavy bezplatně poskytuje na vyžádání oprávněnému žadateli jeho
údaje podle odstavce 4, a to do 6 pracovních dnů následujícího měsíce,
způsobem umožňujícím dálkový přístup. Provozovatel přenosové soustavy
nebo provozovatel distribuční soustavy takto poskytuje údaje za
posledních 12 měsíců.
(4) Poskytované údaje z měření elektřiny
a) provozovatelem distribuční soustavy jsou
1. pro měření typu A, měření typu B hodnoty činného výkonu v kW,
jalového induktivního výkonu v kVAr a jalového kapacitního výkonu v
kVAr za měřicí interval,
2. pro měření typu S hodnoty činné energie v kWh,
b) provozovatelem přenosové soustavy jsou pro měření typu A hodnoty
činného výkonu v MW za vyhodnocovací interval, rozlišení hodnot je na 3
desetinná místa.
§ 9
Způsob stanovení náhrady škody při neoprávněném odběru, dodávce,
přenosu a nebo distribuci elektřiny
(1) Při neoprávněném odběru elektřiny určí množství skutečně
neoprávněně odebrané elektřiny provozovatel přenosové soustavy nebo
provozovatel distribuční soustavy na základě změřených nebo jinak
zjištěných prokazatelných údajů o neoprávněném odběru elektřiny.
(2) V případech, kdy nelze zjistit množství skutečně neoprávněně
odebrané elektřiny podle odstavce 1, stanoví provozovatel přenosové
soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy množství neoprávněně
odebrané elektřiny pro stanovení výše náhrady škody výpočtem podle
odstavců 3 až 8.
(3) U neoprávněného odběru elektřiny ze sítě zvlášť vysokého napětí,
velmi vysokého napětí nebo vysokého napětí se pro stanovení
elektrického příkonu použije hodnota rezervovaného příkonu sjednaná ve
smlouvě o připojení; pokud nelze použít tuto hodnotu rezervovaného
příkonu, hodnotou elektrického příkonu je součet jmenovitých výkonů
všech využívaných transformátorů v dotčeném odběrném místě.
(4) U neoprávněného odběru elektřiny ze sítě nízkého napětí se pro
stanovení technicky dosažitelného elektrického příkonu hodnota
jmenovitého napětí 230 V vynásobí počtem fází, z nichž se neoprávněný
odběr elektřiny uskutečnil, a takto vypočítaná hodnota se vynásobí
a) jmenovitým proudem hlavního jističe před elektroměrem, nebo
b) jmenovitým proudem jištění umístěného v hlavní domovní pojistkové
skříni nebo v hlavní domovní kabelové skříni sníženým o jednu úroveň
typové řady jmenovitých proudových hodnot v případě neoprávněného
připojení před hlavním jističem, nebo
c) jmenovitým proudem odpovídajícím průřezu nejslabšího vodiče
umožňujícího neoprávněný odběr elektřiny, a to pouze v případě, že není
možné stanovit hodnotu elektrického příkonu podle písmene a) nebo b).
(5) Výše technicky dosažitelné spotřeby elektřiny za den při
neoprávněném odběru elektřiny se vypočítá tak, že se výše elektrického
příkonu vypočítaná podle odstavce 3 nebo 4 vynásobí dobou využití 24
hodin a použije se hodnota účiníku rovna jedné.
(6) Hodnota technicky dosažitelné spotřeby elektřiny za dobu trvání
neoprávněného odběru se stanoví tak, že výše technicky dosažitelné
spotřeby elektřiny za den, vypočítaná podle odstavce 5, se vynásobí
počtem dnů, po které neoprávněný odběr elektřiny trval. Pokud
provozovatel přenosové soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy
nezjistí dobu trvání neoprávněného odběru elektřiny, má se za to, že
neoprávněný odběr elektřiny trval
a) od předposledního pravidelného odečtu provedeného za účelem
zúčtování spotřeby elektřiny, maximálně však 24 měsíců, u odběru
elektřiny ze sítě nízkého napětí; samoodečet spotřeby elektřiny není v
takovém případě považován za pravidelný odečet,
b) 24 měsíců u odběru elektřiny ze sítí zvlášť vysokého napětí, velmi
vysokého napětí nebo vysokého napětí.
(7) V případě, že došlo k neoprávněnému zásahu do elektroměru, se od
spotřeby elektřiny vypočítané podle odstavce 6 odečte spotřeba
elektřiny naměřená provozovatelem přenosové soustavy nebo
provozovatelem distribuční soustavy.
(8) Množství neoprávněně odebrané elektřiny pro účely výpočtu náhrady
škody za neoprávněný odběr se vypočte jako rozdíl mezi hodnotou
technicky dosažitelné spotřeby elektřiny za dobu trvání neoprávněného
odběru elektřiny stanovenou podle odstavce 6 a hodnotou zjištěnou podle
odstavce 7 v případě neoprávněného zásahu do elektroměru vynásobený
a) součinitelem 0,2 pro odběry elektřiny ze sítí nízkého napětí,
b) součinitelem 0,5 pro odběry elektřiny ze sítí zvlášť vysokého
napětí, velmi vysokého napětí nebo vysokého napětí.
(9) Výše náhrady škody se stanoví oceněním množství neoprávněně
odebrané elektřiny zjištěné podle odstavce 1 nebo vypočtené podle
odstavce 8 cenami podle cenového rozhodnutí Energetického regulačního
úřadu platného v době zjištění neoprávněného odběru elektřiny, přičemž
cena neoprávněně odebrané elektřiny je složena z
a) ceny za silovou elektřinu, která se ocení pevnou cenou stanovenou
pro zúčtování odchylky za dodávku kladné regulační energie,
b) ceny za distribuci elektřiny; v síti nízkého napětí v sazbě C 02d
nebo D 02d podle kategorie odběru elektřiny,
c) ceny za systémové služby,
d) ceny na podporu elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby
elektřiny a tepla a druhotných zdrojů,
e) ceny za činnost zúčtování operátora trhu,
f) daně z přidané hodnoty a daně z elektřiny.
(10) Výši náhrady škody za neoprávněný odběr elektřiny lze rovněž
stanovit písemnou dohodou mezi provozovatelem přenosové soustavy nebo
provozovatelem distribuční soustavy a zákazníkem nebo osobou, která
měla z neoprávněného odběru elektřiny prospěch, nebo se na takovém
prospěchu podílela. Náhrada škody stanovená tímto způsobem nesmí být
vyšší než náhrada vypočtená podle předchozích odstavců.
(11) Pro stanovení výše náhrady škody při neoprávněné dodávce elektřiny
do elektrizační soustavy, při neoprávněném přenosu elektřiny nebo při
neoprávněné distribuci elektřiny se použije ustanovení odstavců 1 až 9
obdobně. V případě neoprávněné dodávky elektřiny se pro ocenění ceny za
silovou elektřinu použije pevná cena za dodávku záporné regulační
energie.
(12) Součástí náhrady škody vzniklé provozovateli přenosové soustavy
nebo provozovateli distribuční soustavy je i právo na úhradu
prokazatelných nezbytně nutných nákladů vynaložených na zjišťování
neoprávněného odběru elektřiny, neoprávněné dodávky elektřiny,
neoprávněného přenosu elektřiny nebo neoprávněné distribuce elektřiny,
jejich přerušení a přezkoušení měřicího zařízení a případné znalecké
posudky, které nejsou zahrnuty do regulovaných cen za přenos elektřiny
nebo za distribuci elektřiny.
§ 10
Minimální požadavky na třídy přesnosti elektroměrů a měřicích
transformátorů
Minimální požadavky na třídy přesnosti elektroměrů a měřicích
transformátorů jsou uvedeny v příloze č. 1 k této vyhlášce.
Rozsah a termíny předávání údajů operátorovi trhu
§ 10a
Provozovatel přenosové soustavy, provozovatel přepravní soustavy a
provozovatelé distribučních soustav předávají operátorovi trhu pro
zpracovávání a evidenci údaje o výrobnách elektřiny, pro něž byla
uzavřena smlouva o smlouvě budoucí o připojení nebo smlouva o připojení
a stanoven termín a podmínky připojení pro
a) vyjádření k vydávání státních autorizací na výstavbu výroben
elektřiny ministerstvu a
b) zpracování zprávy o budoucí očekávané spotřebě elektřiny a plynu a
způsobu zabezpečení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a
plynu.
§ 10b
(1) Provozovatel přenosové soustavy nebo provozovatel distribuční
soustavy předává operátorovi trhu
a) údaje o výrobně elektřiny v rozsahu podle přílohy č. 2 k této
vyhlášce a
b) údaje o výrobnách elektřiny, které mají být operátorem trhu z
evidence vyřazeny.
(2) Provozovatel přepravní soustavy nebo provozovatel plynárenské
distribuční soustavy předává operátorovi trhu údaje o výrobně elektřiny
v rozsahu podle přílohy č. 3 k této vyhlášce, pokud výrobna elektřiny
bude připojena k plynárenské soustavě.
§ 10c
(2) Provozovatel přenosové soustavy, provozovatel přepravní soustavy a
provozovatelé distribučních soustav aktualizují údaje podle přílohy č.
2 a přílohy č. 3 k této vyhlášce k poslednímu dni příslušného čtvrtletí
a předávají je operátorovi trhu vždy do 15. dne následujícího měsíce.
§ 11
Přechodné ustanovení
Náhrada škody za neoprávněný odběr, dodávku, přenos nebo distribuci
elektřiny, ke kterým došlo před nabytím účinnosti této vyhlášky, se
posuzuje podle dosavadních předpisů.
§ 12
Zrušovací ustanovení
Zrušují se:
1. Vyhláška č. 218/2001 Sb., kterou se stanoví podrobnosti měření
elektřiny a předávání technických údajů.
2. Vyhláška č. 450/2003 Sb., kterou se mění vyhláška č. 218/2001 Sb.,
kterou se stanoví podrobnosti měření elektřiny a předávání technických
údajů.
3. Vyhláška č. 326/2005 Sb., kterou se mění vyhláška č. 218/2001 Sb.,
kterou se stanoví podrobnosti měření elektřiny a předávání technických
údajů, ve znění vyhlášky č. 450/2003 Sb.
4. § 13 až 15, § 16 odst. 1 a 3 vyhlášky č. 51/2006 Sb., o podmínkách
připojení k elektrizační soustavě.
§ 13
Účinnost
1. Tato vyhláška nabývá účinnosti dnem 1. dubna 2011, s výjimkou
ustanovení § 2 odst. 1 písm. g) a odst. 2 písm. c) a d) a § 5 odst. 2,
která nabývají účinnosti dnem 1. ledna 2015.
2. Ustanovení § 2 odst. 1 písm. h) a ustanovení § 2 odst. 2 písm. e) a
f) pozbývají platnosti dnem 31. prosince 2014.
Ministr:
Ing. Kocourek v. r.
Příloha 1
Minimální požadavky na třídy přesnosti elektroměrů a měřicích
transformátorů
------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------
Měřicí místo Měřicí transformátory Měřicí Elektroměr Elektroměr podle nařízení
proudu transformátory vlády č. 464/2005 Sb.
napětí
------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------
Napětí do 1kV činná energie činná energie
přímé měření - - třída přesnosti 2 třída A
jalová energie
třída přesnosti 3
------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------
Napětí do 1kV - činná energie činná energie
nepřímé měření 0,5 S třída přesnosti 1 třída B
jalová energie
třída přesnosti 2
------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------
Napětí činná energie činná energie
od 1kV do 52kV 0,5 S 0,5 třída přesnosti 1 třída B
nepřímé měření jalová energie
třída přesnosti 2
------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------
Napětí vyšší než 52kV činná energie činná energie
0,2 S 0,2 třída přesnosti 0,5 třída C
jalová energie
třída přesnoti 1
------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------
Příloha 2
Údaje o výrobně elektřiny předávané provozovatelem přenosové soustavy
nebo provozovatelemelektroenergetické distribuční soustavy
Část A - údaje o výrobně elektřiny
(1) Identifikační údaje výrobny elektřiny
a) Název výrobny elektřiny
b) Identifikační číslo výrobny elektřiny
(2) Údaje o provozovateli přenosové soustavy nebo provozovateli
distribuční soustavy
a) Identifikace provozovatele přenosové soustavy nebo provozovatele
distribuční soustavy
b) Identifikační číslovýrobny elektřiny v databázi provozovatele
soustavy
c) Číslo sítě, do které se předpokládá připojení výrobny elektřiny
(3) Další údaje o výrobně elektřiny
a) Rezervovaný výkon výrobny elektřiny
b) Palivo
c) Číslo katastrálního území, ve kterém se předpokládá realizace
výrobny elektřiny
d) Čísla parcel, na kterých se předpokládá realizace výrobny elektřiny
e) Údaje o rozvodně přenosové soustavy nebo distribuční soustavy, do
které se předpokládá vyvedení výkonu výrobny elektřiny
f) V případě fotovoltaické elektrárny údaj u umístění výrobny na
střešní konstrukci nebo na volné ploše
g) EAN odběrného a předávacího místa
(4) Předpokládané termíny v přípravě a realizaci výrobny elektřiny
a) Datum podpisu smlouvy o budoucí smlouvě o připojení
b) Datum podpisu smlouvy o připojení
c) Termín prvního paralelního připojení k elektrizační soustavě
d) Termín plánovaného ukončení provozu, pokud je znám
e) Termíny přerušení a obnovení provozu, pokud je znám
f) U výroben s instalovaným výkonem od 30 kW datum vydání územně
plánovací informace o podmínkách vydání územního rozhodnutí
g) U výroben s instalovaným výkonem nad 0,5 MW
1. Termín vydání stanoviska EIA
2. Termín udělení státní autorizace na výstavbu výrobny elektřiny
3. Termín vydání územního rozhodnutí
4. Termín vydání integrovaného povolení
5. Termín vydání stavebního povolení
6. Termín zahájení výstavby
7. Termín zahájení zkušebního provozu
8. Termín vydání kolaudačního souhlasu
Část B - údaje o investorovi výrobny elektřiny
(1) Identifikační údaje
a) Typ investora - fyzická osoba nepodnikající nebo fyzická osoba
podnikající nebo právnická osoba
b) Identifikační číslo v případě, že se jedná o fyzickou osobu
podnikající nebo právnickou osobu
c) Datum narození v případě, že se jedná o fyzickou osobu
d) Obchodní firmav případě, že se jedná o právnickou osobu
e) Jméno a příjmení v případě, že se jedná o fyzickou osobu
nepodnikající nebo fyzickou osobu podnikající
f) Statutární orgán v případě, že se jedná o právnickou osobu
(2) Sídlo nebo adresa místa pobytu
a) Kraj
b) Obec
c) Ulice
d) Číslo popisné a číslo orientační
e) PSČ
(3) Adresa pro doručování
a) Obec
b) Ulice
c) Číslo popisné a číslo orientační
d) PSČ
e) Email
f) Telefon
g) Datová schránka
Část C - údaje o síťových stavbách souvisejících s připojením výrobny
elektřiny k elektrizační soustavě
(1) Informace o stavbě
a) Identifikační označení síťové stavby
b) Název síťové stavby
c) Popis síťové stavby
(2) Předpokládané termíny v přípravě a realizaci síťových staveb
a) Termín vydání územně plánovací informace o podmínkách vydání
územního rozhodnutí
b) Termín vydání stanoviska EIA
c) Termín vydání územního rozhodnutí
d) Termín vydání stavebního povolení
e) Termín zahájení výstavby
f) Termín připojení výrobny elektřiny pro zkušební provoz
g) Termín zahájení zkušebního provozu
h) Termín vydání kolaudačního souhlasu
Příloha 3
Údaje o výrobně elektřiny předávané provozovatelem přepravní soustavy
nebo provozovatelem plynárenské distribuční soustavy
Část A - údaje o výrobně elektřiny
(1) Údaje o provozovateli přepravní soustavy nebo provozovateli
distribuční soustavy a údaje o spotřebě plynu
a) Identifikace provozovatele přepravní soustavy nebo provozovatele
distribuční soustavy
b) Identifikační číslo výrobny elektřiny v databázi provozovatele
přepravní soustavy nebo provozovatele distribuční soustavy
c) Číslo sítě,ke které se předpokládá připojení výrobny elektřiny
d) Předpokládaná spotřeba zemního plynu
(2) Termíny v přípravě a realizaci výrobny elektřiny
a) Datum podpisu smlouvy o budoucí smlouvě o připojení do plynárenské
soustavy
b) Datum podpisu smlouvy o připojení do plynárenské soustavy
c) Předpokládaný termín připojení k plynárenské soustavě
Část B - údaje o síťových stavbách souvisejících s připojením výrobny
elektřiny k plynárenské soustavě
(1) Informace o stavbě
a) Identifikační označení síťové stavby
b) Název síťové stavby
c) Popis síťové stavby
(2) Předpokládané termíny v přípravě a realizaci síťových staveb
a) Termín vydání územně plánovací informace o podmínkách vydání
územního rozhodnutí
b) Termín udělení státní autorizace vybraných plynových zařízení
c) Termín vydání stanoviska EIA
d) Termín vydání územního rozhodnutí
e) Termín vydání stavebního povolení
f) Termín zahájení výstavby
g) Termín připojení výrobny elektřiny pro zkušební provoz
h) Termín zahájení zkušebního provozu
i) Termín vydání kolaudačního souhlasu.
Vybraná ustanovení novel
Čl. II vyhlášky č. 476/2012 Sb.
Přechodné ustanovení
(1) Výrobce elektřiny, jehož výrobna elektřiny byla uvedena do provozu
do 31. prosince 2012, vybaví výrobnu elektřiny měřením elektřiny podle
§ 2 odst. 2 písm. g) do 31. března 2013.
(2) Provozovatel přenosové soustavy a provozovatelé distribučních
soustav v elektroenergetice poprvé předají operátorovi trhu údaje podle
§ 10b odst. 1 o stavu k 31. prosinci 2012 nejpozději do 15. ledna 2013.
(3) Provozovatel přepravní soustavy a provozovatelé distribučních
soustav v plynárenství poprvé předají operátorovi trhu údaje podle §
10b odst. 2 o stavu k 31. prosinci 2012 nejpozději do 15. ledna 2013.
