Uradni list

Številka 15
Uradni list RS, št. 15/2018 z dne 7. 3. 2018
Uradni list

Uradni list RS, št. 15/2018 z dne 7. 3. 2018

Kazalo

661. Akt o določitvi metodologije za določanje cen sistemskih storitev, stran 2502.

  
Na podlagi četrtega odstavka 74. člena Energetskega zakona (Uradni list RS, št. 17/14 in 81/15) Agencija za energijo izdaja
A K T 
o določitvi metodologije za določanje cen sistemskih storitev 
I. SPLOŠNE DOLOČBE 
1. člen 
(vsebina in namen) 
(1) Ta akt določa metodologijo za določanje cen posameznih sistemskih storitev, ki jih sistemski operater potrebuje za zagotavljanje zanesljive oskrbe z električno energijo in ki jih lahko zagotavljajo proizvajalci ali odjemalci znotraj regulacijskega območja prenosnega sistema Republike Slovenije.
(2) Z metodologijo iz prejšnjega odstavka se določajo elementi za določitev cene izvajanja sekundarne regulacije, terciarne regulacije, zagona agregata brez omrežnega napajanja ter regulacije napetosti, kadar sistemskemu operaterju na trgu ne uspe zagotoviti zadostnih sistemskih storitev ali če jih ne uspe nabaviti pod konkurenčnimi pogoji. V tem primeru Agencija za energijo (v nadaljnjem besedilu: agencija) na zahtevo sistemskega operaterja brez poseganja v sklenjene pogodbe o dobavi z odločbo naloži enemu ali več proizvajalcem ali odjemalcem elektrike, ki lahko glede na tehnična in ekonomska merila pod najugodnejšimi pogoji ponudijo ustrezne količine sistemskih storitev, naj nemudoma sklenejo pogodbo za zagotavljanje sistemskih storitev s sistemskim operaterjem.
(3) Določitev cen posameznih sistemskih storitev temelji za vsako tehnologijo ločeno na mejnih stroških primerljivega proizvajalca ali odjemalca, ki na najbolj učinkovit način izvaja določene sistemske storitve. V mejne stroške so vključeni stroški na področju letnih stalnih stroškov, ki so posledica investicijskih stroškov, delov stroškov obratovanja in vzdrževanja. Metodologija izhaja iz stroškov zagotavljanja sistemskih storitev za posamezne vrste proizvodnih enot, primerno stopnjo donosnosti naložbe glede na vložena sredstva ter s tem povezana tveganja. Parametri za določitev cen posameznih sistemskih storitev so določeni v Prilogi 1, ki je sestavni del tega akta.
(4) Akt določa tudi način določanja cen sistemskih storitev z upoštevanjem cen primerljivih sistemskih storitev, ki so na voljo pri sistemskih operaterjih v regiji.
(5) Cena sistemske storitve se določi za posamezno tehnologijo glede na njeno zmožnost nastopanja na trgu sistemskih storitev in njeno skupno razpoložljivost.
(6) V metodologiji so obravnavane vse tehnologije, ki lahko zagotavljajo trajno, zanesljivo in kakovostno izvajanje storitev v obdobju, za katero sistemski operater zagotavlja sistemske storitve po tem aktu.
2. člen 
(postopek za določitev cen sistemskih storitev) 
(1) Agencija na podlagi zahteve sistemskega operaterja z odločbo iz drugega odstavka prejšnjega člena določi vrsto, ceno in količino sistemskih storitev, čas trajanja pogodbe ter rok za sklenitev pogodbe.
(2) V zahtevi mora sistemski operater:
– navesti okoliščine, iz katerih izhaja, da mu na trgu ni uspelo zagotoviti zadostnih sistemskih storitev ali da mu jih ni uspelo nabaviti pod konkurenčnimi pogoji glede na kriterije iz drugega odstavka 74. člena EZ-1;
– navesti podatke o proizvajalcih ali odjemalcih in njihovih proizvodnih enotah, ki lahko zagotovijo sistemsko storitev;
– opredeliti za vsako proizvodno enoto posebej vrsto, količino in potrebno trajanje posamezne sistemske storitve, ki je predmet zahtevka, in
– navesti okoliščine, iz katerih izhaja, da so v zahtevku navedeni proizvajalci ali odjemalci najbolj primerni za zagotavljanje sistemskih storitev glede na merila iz tega akta.
(3) Proizvajalci ali odjemalci so agenciji na njeno zahtevo dolžni posredovati podatke in listine, ki so potrebne za ugotovitev v zahtevi sistemskega operaterja zatrjevanih dejstev.
II. DOLOČITEV LETNE CENE ZA KRITJE STROŠKOV ZAGOTAVLJANJA SEKUNDARNE REGULACIJE 
1. Splošne določbe
3. člen 
(opredelitev stroškov in cene za zagotavljanje sekundarne regulacije) 
(1) Za zagotavljanje sekundarne regulacije se zaradi tehnološke ustreznosti prilagajanja proizvodnje uporabljajo:
– parne elektrarne na premog (PE);
– plinsko-parne elektrarne na zemeljski plin (PPE);
– srednjetlačne hidroelektrarne (HEs);
– nizkotlačne hidroelektrarne (HEn) in
– črpalne elektrarne (ČE).
(2) Za posamezno proizvodno tehnologijo iz prejšnjega odstavka se stroški določajo glede na:
– letne stalne stroške, ki so posledica investicijskih stroškov;
– delež stroškov obratovanja in
– delež stroškov vzdrževanja.
(3) Priznani deleži posameznih stroškov iz drugega odstavka tega člena veljajo ne glede na specifične parametre posameznega tehnološko razvrščenega proizvajalca ali odjemalca glede na referenčno določene parametre, kot jih določajo Tabela 1, Tabela 2, Tabela 3 in Tabela 4 v Prilogi 1, ki je kot priloga se stavni del tega akta.
(4) Urna specifična cena za izvajanje sekundarne regulacije (UcSRO) se določi kot zbir posameznih stroškov za posamezno proizvodno tehnologijo, ki se določi za zagotavljanje sekundarne regulacije in velja za obseg (v MW) storitve, ki jo določa naslednja enačba:
Slika 1
kjer oznake pomenijo:
LSinv_SRO
letni stalni strošek tehnologije, ki zagotavlja sekundarno regulacijo (EUR);
LSobr_SRO
delež stroška obratovanja proizvodne tehnologije za zagotavljanje sekundarne regulacije, normiran na obdobje enega leta (EUR);
LSvzd_SRO
delež stroška vzdrževanja proizvodne tehnologije za zagotavljanje sekundarne regulacije (EUR);
PSRO_T
pozitivni del moči sekundarnega regulacijskega obsega posamezne proizvodne tehnologije T (MW).
2. Stalni strošek parnih elektrarn na premog, plinsko-parnih elektrarn, hidroelektrarn in črpalnih elektrarn
4. člen 
(letni stalni strošek za kritje investicijskih stroškov posamezne proizvodne tehnologije) 
(1) Letni stalni strošek za izvajanje sekundarne regulacije posamezne proizvodne enote nastane kot posledica zakupa moči ter predstavlja pokritje dela celotnih investicijskih stroškov posamezne proizvodne enote, tj. parne elektrarne na premog, plinsko-parne elektrarne, hidroelektrarne ali črpalne elektrarne. Celotni stroški so letno razmejeni, upoštevan je donos na sredstva ter upošteva se delež, ki ga obsega sekundarna regulacijska rezerva glede na celotno električno moč proizvodne enote.
(2) Skupni investicijski stroški posamezne proizvodne tehnologije (Sinv_T) zajemajo vse stroške, ki se nanašajo na izvedbo posameznega projekta in so za posamezno tehnologijo določeni v Tabeli 1 Priloge 1. Strošek proizvodne tehnologije (HEn, HEs, PE, PPE, ČE) obsega predvidoma vse komponente (TPC – angl. Total Plant Cost oz. Overnight Investment Cost, ki predstavlja stroške investicije v določenem časovnem trenutku, pri čemer je predpostavljena takojšnja izvedba investicije), ki poleg cene proizvodne tehnologije na trgu in lokalno pogojenih specifičnih stroškov zajema tudi inženiring in nepredvidene stroške, a brez stroškov financiranja in DDV.
(3) Letni investicijski strošek (LSinv) proizvodne tehnologije se izračuna na naslednji način:
Slika 2
kjer oznake pomenijo:
Sinv_T
investicijski strošek posamezne proizvodne tehnologije T, s katero se zagotavlja sekundarna regulacija (EUR);
DS
diskontna stopnja;
LT
ekonomska življenjska doba posamezne proizvodne tehnologije T (leta).
(4) Pri ugotavljanju celotnega letnega stroška investicije za namene zagotavljanja sekundarne regulacije se upošteva le del, ki je v neposredni povezavi z zagotavljanjem moči sekundarne regulacije posamezne proizvodne tehnologije. Letni strošek za zagotavljanje moči za sekundarno regulacijo (LSinv_SRO) iz katere koli proizvodne tehnologije (PE, PPE, HEs, HEn, ČE) se izračuna na naslednji način:
Slika 3
kjer oznake pomenijo:
PSRO_T
pozitivni del moči regulacijskega obsega posamezne proizvodne tehnologije T (MW);
Pinst_T
inštalirana električna moč proizvodne enote (MW);
LSinv
letni investicijski strošek proizvodne tehnologije (EUR).
3. Stroški obratovanja in vzdrževanja
5. člen 
(stroški obratovanja parne elektrarne na premog) 
(1) Variabilni stroški parne elektrarne na premog so zaradi sodelovanja v sekundarni regulaciji višji, kot če bi obratovala pri konstantni obremenitvi. Sodelovanje pri sekundarni regulaciji povzroča višjo porabo primarnega vira in posledično višje emisije CO2.
(2) Za izračun stroška za izvajanje sekundarne regulacije parne elektrarne na premog se upoštevajo izračuni za oba ločena primera, s sekundarno regulacijo in brez nje. Končni izračun stroška obratovanja se izvede na različne letne porabe goriva ob enaki količini proizvedene električne energije.
(3) Zaradi delovanja elektrarne v sekundarni regulaciji se upošteva spremenjena vhodna toplotna moč v turbino (VTMtur_i) za enako električno moč na pragu objekta (Pe_i) v vsaki točki obremenitve (i) elektrarne. Izračuna se s pomočjo spremenjene neto specifične porabe toplote brez kotla (qsp_i), ki je določena v Tabeli 3 Priloge 1, na naslednji način:
Slika 4
in
Slika 5
ter ob upoštevanju:
Slika 6
kjer oznake pomenijo:
VTMtur_SRO_i
vhodna toplotna moč v parno turbino ob delovanju v sekundarni regulaciji pri obremenitvi i (MJ/s);
VTMtur_i
vhodna toplotna moč v parno turbino brez delovanja v sekundarni regulaciji pri obremenitvi i (MJ/s);
qsp_SRO_i
neto specifična poraba toplote brez kotla ob delovanju v sekundarni regulaciji pri obremenitvi i (kJ/kWh), določena v Tabeli 3 Priloge 1;
qsp_i
neto specifična poraba toplote brez kotla, ko ne deluje sekundarna regulacija, pri obremenitvi i (kJ/kWh), določena v Tabeli 3 Priloge 1;
Pe_i
električna moč na pragu pri obremenitvi i (MW), določena v Tabeli 3 Priloge 1.
(4) Proizvedena električna energija We_i (GWh) v času obremenitve ti se izračuna na naslednji način:
Slika 7
oziroma na letnem nivoju:
Slika 8
kjer oznake pomenijo:
WL
letna količina proizvedene električne energije v obdobju izvajanja sekundarne regulacije (GWh);
Pe_i
električna moč na pragu pri obremenitvi i (MW) v Tabeli 2 Priloge 1;
n
število obremenitvenih stopnic od i=1 do n, določeno v Tabeli 2 Priloge 1;
ti
čas trajanja obremenitve (h) v Tabeli 2 Priloge 1.
(5) Delovanje elektrarne v sekundarni regulaciji vpliva tudi na izkoristek kotla. Odvisnost izkoristka kotla od izvajanja regulacije je določena v tabeli 3 iz Priloge 1. Potrebna vhodna toplotna moč goriva se določi glede na to, ali elektrarna deluje v sekundarni regulaciji ali ne. Tako se pri obremenitvi i, v primeru izvajanja sekundarne regulacije vhodna toplotna moč goriva izračuna na naslednji način:
Slika 9
kjer oznake pomenijo:
VTM gor_SRO_i
vhodna toplotna moč goriva ob delovanju v sekundarni regulaciji in ob obremenitvi i (MJ/s);
VTMtur_SRO_i
vhodna toplotna moč v turbino ob delovanju v sekundarni regulaciji ob obremenitvi i (MJ/s);
ɳk_SRO_i
izkoristek obratovanja kotla ob delovanju v sekundarni regulaciji ( %) v Tabeli 3 Priloge 1.
(6) Vhodno toplotno moč goriva v primeru brez delovanja v sekundarni regulaciji določa naslednja enačba:
Slika 10
kjer oznake pomenijo:
VTMgor_i
vhodna toplotna moč goriva v primeru brez sekundarne regulacije in ob obremenitvi i (MJ/s);
VTMtur_i
vhodna toplotna moč v turbino brez sekundarne regulacije (brez SRO) ob obremenitvi i (MJ/s);
ɳk_i
izkoristek obratovanja kotla ( %) v Tabeli 3 Priloge 1.
(7) Izračuni stroška za izvajanje sekundarne regulacije na premogovnem bloku se izvedejo za oba ločena primera, s sekundarno regulacijo in brez nje, in ob upoštevanju različne letne porabe goriva ob enaki količini proizvedene električne energije. Potrebno vhodno toplotno energijo iz goriva v času ti določa naslednja enačba:
Slika 11
kjer oznake pomenijo:
VTEgor_i
vhodna toplotna energija goriva ob obremenitvi i (GJ);
VTMgor_i
vhodna toplotna moč goriva v primeru brez sekundarne regulacije in ob obremenitvi i (MJ/s);
ti
čas obremenitve i (h) v Tabeli 2 Priloge 1.
(8) Potrebno količino goriva pri obremenitvi i (Kgor_i) ob upoštevanju spodnje kurilne vrednosti goriva (Hi_gor) določa naslednja enačba:
Slika 12
kjer oznake pomenijo:
Kgor_i
količina porabljenega goriva ob obremenitvi i (t);
VTEgor_i
vhodna toplotna energija ob obremenitvi i (GJ);
Hi_gor
spodnja kurilna vrednost goriva – premoga (MJ/kg), določena z oznako Hi_premog v Tabeli 8 Priloge 1.
(9) Porabljeno gorivo za letno delovanje elektrarne skupaj znaša:
Slika 13
kjer oznaki pomenita:
Kgor
letna količina porabljenega goriva (t);
Kgor_i
količina porabljenega goriva ob obremenitvi i (t).
(10) Potrebna vhodna toplotna energija za letno delovanje elektrarne skupaj znaša:
Slika 14
kjer oznaki pomenita:
VTEgor
letna vhodna toplotna energija porabljenega goriva (GJ);
VTEgor_i
vhodna toplotna energija porabljenega goriva ob obremenitvi i (GJ).
(11) Letni strošek za gorivo se izračuna na naslednji način:
Slika 15
kjer oznake pomenijo:
Sgor
letni strošek goriva (EUR);
VTEgor
letna vhodna toplotna energija (GJ);
Cgor
cena goriva na vneseni GJ energije za parno elektrarno na premog (EUR/GJ), določena z oznako cpremog v Tabeli 8 Priloge 1.
(12) Zaradi različnih količin goriva so različne tudi letne emisije odpadnih plinov. Količina emitiranega CO2 se izračuna na naslednji način:
Slika 16
kjer oznake pomenijo:
KCO2
letna količina emitiranega CO2 (t);
Kgor
letna količina goriva – premoga (t);
EFgor
emisijski faktor goriva za parno elektrarno na premog (t CO2/t), določen z oznako EFpremog v Tabeli 8 Priloge 1.
(13) Strošek emisijskih kuponov za CO2 določa naslednja enačba:
Slika 17
kjer oznake pomenijo:
SCO2
strošek emisijskih kuponov (EUR);
KCO2
emisije CO2 (t);
cCO2
cena emisijskih kuponov (EUR/t CO2), določena v Tabeli 8 Priloge 1.
(14) Izračuni iz dvanajstega in trinajstega odstavka tega člena se izvedejo za primera, ko objekt deluje v sekundarni regulaciji in ko ne deluje. Dobljeni rezultat podaja:
– povečan obseg porabe goriva v analizirani periodi oziroma kot povečanje stroška zanj in
– povečan obseg emisij CO2 ter stroške zanj.
(15) Strošek za izvajanje sekundarne regulacije (Sobr_SRO) je sestavljen iz naslednjih razlik komponent stroškov za gorivo in stroškov za emisijske kupone:
Slika 18
Slika 19
Slika 20
kjer oznake pomenijo:
Sobr_SRO
strošek obratovanja zaradi delovanja v sekundarni regulaciji (EUR); 
Sgor
strošek goriva (EUR); 
Sgor_SRO
strošek goriva ob delovanju v sekundarni regulaciji (EUR); 
SCO2
strošek emisijskih kuponov (EUR/t CO2);
SCO2_SRO
strošek emisijskih kuponov ob delovanju v sekundarni regulaciji (EUR/t CO2).
(16) Izračuni variabilnega dela stroškov za izvajanje sekundarne regulacije veljajo za elektrarno v obratovanju, za obdobje, ki je krajše od enega leta zaradi načrtovane, nenačrtovane ali tržne nerazpoložljivosti. Izračuni variabilnega dela stroškov iz prejšnjega odstavka se urno povprečijo in preračunajo na letni nivo:
Slika 21
kjer oznake pomenijo:
LSobr_SRO
letni strošek obratovanja ob izvajanju sekundarne regulacije, normiran na obdobje celega leta (EUR); 
Sobr_SRO
strošek obratovanja ob izvajanju sekundarne regulacije za čas tSRO (EUR);
tSRO
letno število obratovalnih ur elektrarne, ko elektrarna sodeluje v sekundarni regulaciji (h).
6. člen 
(stroški obratovanja plinsko-parne termoelektrarne na zemeljski plin) 
(1) Zaradi delovanja elektrarne v sekundarni regulaciji se upošteva spremenjena vhodna toplotna moč goriva (VTMgor_i) za enako električno moč na pragu objekta Pe_i – v vsaki točki obremenitve (i) elektrarne. Izračuna se s pomočjo povečane neto specifične porabe toplote (qsp_i), na naslednji način:
Slika 22
in
Slika 23
ob upoštevanju:
Slika 24
kjer oznake pomenijo:
VTMgor_SRO_i
vhodna toplotna moč goriva ob delovanju v sekundarni regulaciji pri obremenitvi i (MJ/s);
VTMgor_i
vhodna toplotna moč goriva brez delovanja v sekundarni regulaciji pri obremenitvi i (MJ/s);
qsp_SRO_i
neto specifična poraba toplote ob delovanju v sekundarni regulaciji pri obremenitvi i (kJ/kWh), določena v Tabeli 4 Priloge 1;
qsp_i
neto specifična poraba toplote brez delovanja v sekundarni regulaciji pri obremenitvi i (kJ/kWh) v Tabeli 4 Priloge 1;
Pe_i
električna moč na pragu pri obremenitvi i (MW).
(2) Proizvedena električna energija (GWh) se v času obremenitve ti izračuna na naslednji način:
Slika 25
oziroma na letnem nivoju:
Slika 26
kjer oznake pomenijo:
WL
letna količina proizvedene električne energije v obdobju izvajanja sekundarne regulacije (GWh);
Pe_i
električna moč na pragu pri obremenitvi i (MW);
n
število obremenitvenih stopnic od i=1 do n, določeno v Tabeli 2 Priloge 1;
ti
čas obremenitve (h), določen v Tabeli 2 Priloge 1.
(3) Izračuni stroška za izvajanje sekundarne regulacije na plinsko-parnem bloku se izvedejo za oba ločena primera, s sekundarno regulacijo in brez nje, in ob upoštevanju različne letne porabe goriva ob enaki količini proizvedene električne energije.
(4) Potrebno vhodno toplotno energijo iz goriva v času ti določa naslednja enačba:
Slika 27
kjer oznake pomenijo:
VTEgor_i
vhodna toplotna energija goriva ob obremenitvi i (GJ);
VTMgor_i
vhodna toplotna moč goriva v primeru brez delovanja v sekundarni regulaciji in ob obremenitvi i (MJ/s);
ti
čas obremenitve (h), določen v Tabeli 2 Priloge 1;
pri čemer potrebno količino premoga pri obremenitvi i ob upoštevanju spodnje kurilne vrednosti Hi_gor goriva določa naslednja enačba:
Slika 28
kjer oznake pomenijo:
Kgoriva_i
količina goriva ob obremenitvi i (Sm3);
VTEgoriva_i
vhodna toplotna energija ob obremenitvi i (GJ);
Hi_gor
kurilna vrednost goriva – zemeljski plin (MJ/Sm3), določena z oznako Hi_ZP v Tabeli 8 Priloge 1.
(5) Porabljeno gorivo za letno delovanje elektrarne skupaj znaša:
Slika 29
kjer oznaki pomenita:
Kgor
letna količina goriva (Sm3);
Kgor_i
količina goriva ob obremenitvi i (Sm3).
(6) Letni strošek za gorivo iz četrtega odstavka tega člena se izračuna na naslednji način:
Slika 30
kjer oznake pomenijo:
Sgor
letni strošek goriva (EUR); 
VTEgor
letna vhodna toplotna energija goriva (GJ);
cgor
cena zemeljskega plina (EUR/GJ), določena z oznako cZP v Tabeli 8 Priloge 1.
(7) Zaradi različnih količin goriva so različne tudi letne emisije odpadnih plinov. Količina emitiranega CO2 se izračuna na naslednji način:
Slika 31
kjer oznaki pomenita:
Kgor
letna količina goriva (Sm3);
EFgor
emisijski faktor goriva za plinsko-parno elektrarno na zemeljski plin (t CO2/Sm3), določen z oznako EFZP v Tabeli 8 Priloge 1.
(8) Strošek za CO2 določa naslednja enačba:
Slika 32
kjer oznake pomenijo:
SCO2
strošek emisijskih kuponov (EUR); 
KCO2
emisije CO2 (t);
cCO2
cena emisijskih kuponov (EUR/t CO2), določena v Tabeli 8 Priloge 1.
(9) Izračun se izvede za primera, ko objekt deluje v sekundarni regulaciji in ko ne deluje, in sicer po enačbah iz sedmega in osmega odstavka 6. člena tega akta.
Dobljeni rezultat podaja:
– povečan obseg porabe goriva v analizirani periodi oziroma kot povečanje stroška zanj in
– povečan obseg emisij CO2 ter stroške zanj.
7. člen 
(stroški obratovanja srednjetlačne hidroelektrarne in črpalne elektrarne) 
(1) Zaradi sodelovanja pri sekundarni regulaciji, kjer izhodna moč variira, se pri srednjetlačni hidroelektrarni (HB ≥ 25 m) in črpalni elektrarni priznajo izgube, ki so posledica dodatne izgube padca in s tem zmanjšanja moči na pragu elektrarne ter nižje letne proizvodnje.
(2) Letni nivo dodatnih linijskih izgub (Wizg_lin_SRO) se zaradi sodelovanja v sekundarni regulaciji izračuna na naslednji način:
Slika 33
kjer oznake pomenijo:
WL
pri HEs se upošteva letna proizvodnja električne energije, če elektrarna ne deluje v sekundarni regulaciji; pri ČE se upoštevata proizvedena električna energija in porabljena energija za črpalni režim, če elektrarna ne deluje v sekundarni regulaciji (GWh);
WL_SRO
pri HEs se upošteva letna proizvodnja električne energije, če elektrarna deluje v sekundarni regulaciji; pri ČE se upoštevata proizvedena električna energija in porabljena energija za črpalni režim, če elektrarna deluje v sekundarni regulaciji (GWh);
fizg_lin_SRO
faktor linijskih izgub zaradi sodelovanja HEs in ČE v sekundarni regulaciji, določen v Tabeli 1 Priloge 1;
HB
bruto padec (m), določen v Tabeli 1 Priloge 1;
Hizg
izgube padca (m), določen v Tabeli 1 Priloge 1.
(3)Sodelovanje srednjetlačne hidroelektrarne in črpalne elektrarne v sekundarni regulaciji znižuje turbinski izkoristek za faktor fizg_tur_SRO, kar vpliva na nižjo letno proizvodnjo Wizg_tur_SRO zaradi delovanja v regulaciji, kot določa naslednja enačba:
  
Slika 34
kjer oznaki pomenita:
WL
pri HEs se upošteva letna proizvodnja električne energije, če elektrarna ne deluje v sekundarni regulaciji; pri ČE se upoštevata proizvedena električna energija in porabljena energija za črpalni režim, če elektrarna ne deluje v sekundarni regulaciji (GWh);
fizg_tur_SRO
faktor izgub na turbini zaradi sodelovanja HEs in ČE v sekundarni regulaciji.
(4) Letni strošek zaradi dodatnih izgub srednjetlačne hidroelektrarne in črpalne elektrarne pri delovanju v sekundarni regulaciji (LSobr_SRO) se vrednoti v cenovnem režimu, ki ga izvaja elektrarna, kot določa naslednja enačba:
Slika 35
kjer oznake pomenijo:
Wizg_lin_SRO
letne dodatne linijske izgube, ki nastanejo pri delovanju v sekundarni regulaciji (GWh);
Wizg_tur_SRO
letne dodatne izgube na turbini, ki nastanejo pri delovanju v sekundarni regulaciji (GWh);
cEE_SRO_T
priznana cena za dodatne izgube, ki nastanejo pri delovanju v sekundarni regulaciji (EUR/MWh), določena v Tabeli 1 Priloge 1.
8. člen 
(stroški vzdrževanja) 
Pri vseh tipih elektrarn je postopek določitve stroškov vzdrževanja opreme zaradi sodelovanja v sekundarni regulaciji opredeljen kot del letnih stroškov vzdrževanja ter deleža sekundarne regulacije v skupni inštalirani moči elektrarne. Letni stroški vzdrževanja elektrarne so odvisni od deleža (dvzd) investicijskih stroškov elektrarne. Za vse tipe elektrarn je določeno, da je delež letnih stroškov vzdrževanja opredeljen kot 1,5-odstotni delež skupnih investicijskih stroškov posamezne elektrarne (Sinv_T). V letnem strošku vzdrževanja za sekundarno regulacijo (LSvzd_SRO) se upošteva tudi razmerje med pozitivnim delom moči sekundarnega regulacijskega obsega in inštalirano močjo, kot določa naslednja enačba:
Slika 36
kjer oznake pomenijo:
LSvzd_SRO
letni stroški vzdrževanja opreme zaradi sodelovanja v sekundarni regulaciji (EUR na leto);
Sinv_T
investicijski strošek posamezne proizvodne tehnologije, s katero se zagotavlja sekundarna regulacija (EUR);
dvzd
delež letnih stroškov vzdrževanja ( %), določen v Tabeli 1 Priloge 1;
PSRO_T
samo pozitivni del moči regulacijskega obsega – moč za sekundarno regulacijsko rezervo, ki jo zagotavlja proizvodna tehnologija T (MW);
Pinst_T
inštalirana električna moč proizvodne tehnologije T (MW).
9. člen 
(opredelitev utežnih faktorjev za določitev deleža posamezne proizvodne tehnologije) 
(1) Za določitev delitvenega ključa stroškov zagotavljanja sekundarne regulacije posamezne proizvodne tehnologije v skupnem naboru storitev pri enem ponudniku se upoštevajo utežni faktorji posameznih proizvodnih tehnologij, ki temeljijo na skupni letni proizvodnji električne energije.
(2) Urna specifična cena za izvajanje sekundarne regulacije za primer uporabe več tehnologij (UcSRO_MIX) se izračuna na naslednji način:
Slika 37
kjer oznake pomenijo:
WT
letna proizvodnja električne energije iz tehnologije T (GWh);
UcSRO_T
urna specifična cena za izvajanje sekundarne regulacije s posamezno tehnologijo T (EUR/MW/h);
T
proizvodna tehnologija T (PE, PPE, HEs, HEn, ČE).
10. člen 
(obračun električne energije za sekundarno regulacijo) 
V obdobju izvajanja storitve se pri obračunu električne energije za sekundarno regulacijo priznajo ločeni stroški električne energije v pozitivni in negativni smeri (SEE_SRO+ in SEE_SRO-), kot določata naslednji enačbi:
Slika 38
Slika 39
kjer oznake pomenijo:
WEE_SRO+_i
električna energija za pozitivno sekundarno regulacijo (MWh);
WEE_SRO-_i
električna energija za negativno sekundarno regulacijo (MWh);
cEE_i
cena električne energije (EUR/MWh), določena v Tabeli 1 Priloge 1;
m
število ur izvajanja sekundarne regulacije v obdobju zakupa.
III. DOLOČITEV LETNE CENE ZA KRITJE STROŠKOV ZAGOTAVLJANJA TERCIARNE REGULACIJE 
1. Splošne določbe
11. člen 
(opredelitev stroškov in cene za zagotavljanje terciarne regulacije) 
(1) Za zagotavljanje terciarne regulacije se zaradi trajnosti in kakovosti storitve dolgoročne tehnološke ustreznosti prilaganja proizvodnje uporabljajo:
– plinska turbina v odprtem ciklu (PT);
– črpalna elektrarna (ČE);
– prilagajanje odjema in proizvodnje razpršenih virov (DR) in
– rotirajoče rezerve iz obratujočih elektrarn (ROT).
(2) Za posamezno proizvodno tehnologijo iz prejšnjega odstavka, razen za prilagajanje odjema in proizvodnje razpršenih virov ter uporabo rotirajočih rezerv iz obratujočih elektrarn, se stroški določajo glede:
– na letne stalne stroške, ki so posledica investicijskih stroškov;
– na dele stroškov obratovanja in vzdrževanja in
– na stroške električne energije črpalne elektrarne.
(3) Cena za izvajanje terciarne regulacije se določi kot zbir posameznih stroškov za posamezno tehnologijo: plinske turbine (UcTRR_PT) in črpalne elektrarne (UcTRR_ČE), kot določata naslednji enačbi:
Slika 40
Slika 41
kjer oznake pomenijo:
LSinv_TRR_PT
letni investicijski strošek za plinsko turbino (EUR);
LSinv_TRR_ČE
letni investicijski strošek za črpalno elektrarno (EUR);
LSvzd_PT
letni stroški vzdrževanja plinske turbine za zagotavljanje terciarne regulacije (EUR);
LSvzd_ČE
letni stroški vzdrževanja črpalne elektrarne za zagotavljanje terciarne regulacije (EUR);
Pinst_PT
inštalirana moč plinske turbine (MW);
PTRR_ČE
delovna moč za terciarno regulacijo (MW);
Sobr_sta_TRR_PT
stalni letni strošek obratovanja plinske turbine (EUR).
2. Stalni strošek za plinsko turbino v odprtem ciklu in črpalno elektrarno
12. člen 
(letni stalni strošek za kritje investicijskih stroškov posamezne proizvodne tehnologije) 
(1) Letni stalni strošek za izvajanje terciarne regulacije posamezne proizvodne enote nastane kot posledica zakupa moči ter predstavlja pokritje celote ali dela celotnih investicijskih stroškov posameznega objekta plinske turbine ali črpalne elektrarne. Celotni stroški so letno razmejeni, upoštevan je donos na sredstva za celotni objekt plinske turbine in donos na sredstva črpalne elektrarne v obsegu nudenja terciarne regulacijske rezerve glede na celotno električno moč proizvodne enote.
(2) Skupni investicijski stroški posamezne proizvodne tehnologije (Sinv_T) zajemajo vse stroške, ki se nanašajo na izvedbo posameznega projekta. Strošek proizvodne tehnologije (PT, ČE) obsega predvidoma vse komponente (TPC – angl. Total Plant Cost oz. Overnight Investment Cost, ki predstavlja stroške investicije v določenem časovnem trenutku, pri čemer je predpostavljena takojšnja izvedba investicije), ki poleg cene proizvodne tehnologije na trgu in lokalno pogojenih specifičnih stroškov (gradbena dela, strojna in elektro oprema ter delo) zajema tudi inženiring in nepredvidene stroške, a brez stroškov financiranja in DDV.
(3) Letni investicijski strošek (LSinv_TRR_PT) plinske turbine se določi po naslednji enačbi:
Slika 42
kjer oznake pomenijo:
Sinv_PT
skupni investicijski strošek plinske turbine, s katero se zagotavlja terciarna regulacija (EUR);
DS
diskontna stopnja;
LPT
ekonomska življenjska doba plinske turbine (leta).
(4) Za črpalno elektrarno (ČE) se upošteva, da ta poleg nudenja terciarne rezerve komercialno obratuje tudi na trgu z električno energijo in je moč, ki jo nameni za terciarne rezerve, manjša od nazivne inštalirane moči. Pri letnem investicijskem strošku (LSinv_TRR_ČE) je zajet delež celotnega stroška, ki je sorazmeren moči za nudenje terciarne rezerve.
(5) Investicijski strošek črpalne elektrarne (Sinv_ČE) obsega vse komponente (TPC – angl. Total Plant Cost oz. Overnight Investment Cost, ki predstavlja stroške investicije v določenem časovnem trenutku, pri čemer je predpostavljena takojšnja izvedba investicije), ki poleg cene tehnologije na trgu in lokalno pogojenih specifičnih stroškov (gradbena dela, strojna in elektro oprema ter delo) zajemajo stroške inženiringa in druge stroške, a brez stroškov financiranja in DDV, kot določa naslednja enačba:
Slika 43
kjer oznake pomenijo:
Sinv_ČE
investicijski strošek črpalne elektrarne (EUR);
DS
diskontna stopnja;
LČE
ekonomska življenjska doba črpalne elektrarne (leta);
PTRR_ČE
delovna moč za terciarno regulacijo (MW);
Pinst_ČE
inštalirana moč črpalne elektrarne (ČE) v turbinskem obratovalnem režimu (MW).
3. Stroški obratovanja
13. člen 
(stroški obratovanja plinske turbine) 
Delovanje plinske turbine v terciarni regulaciji povzroča elektrarni stalne stroške zaradi angažiranja obratovalnega osebja. Stroški obratovanja (LSobr_sta_TRR_PT) se določijo glede na delež letnih investicijskih stroškov za plinsko turbino in se določijo z naslednjo enačbo:
Slika 44
kjer oznaki pomenita:
LSobr_sta_TRR_PT
stalni letni strošek obratovanja plinske turbine (EUR);
LSinv_TRR_PT
letni investicijski strošek plinske turbine, s katero se zagotavlja terciarna regulacija (EUR);
4. Stroški vzdrževanja
14. člen 
(stroški vzdrževanja pri plinski turbini) 
(1) Stroški vzdrževanja so vezani na število obratovalnih ur, ki jih plinske turbine opravijo letno, in vrednosti investicije Sinv_PT. Letni stroški vzdrževanja se izračunajo za naslednje razpone obratovalnih ur na naslednje načine:
– vzdrževalni stroški pri manj ali enako kot 100 obratovalnih ur letno (LSvzd_PT_t≤100):
Slika 45
– vzdrževalni stroški pri več kot 100 in manj ali enako kot 500 obratovalnih ur letno (LSvzd_PT_100<t≤500):
Slika 46
– in vzdrževalni stroški pri več kot 500 obratovalnih ur letno (LSvzd_PT_t>500):
Slika 47
kjer oznaka pomeni:
Sinv_PT
skupni investicijski strošek plinske turbine (EUR).
(2) Število obratovalnih ur se za posamezno plinsko turbino določi na podlagi preteklih podatkov, če je le-ta že obratovala. V primeru nove plinske turbine se pri določitvi letnega stroška vzdrževanja upošteva najmanjše število obratovalnih ur (100).
15. člen 
(stroški vzdrževanja pri črpalni elektrarni) 
Stroški vzdrževanja pri črpalni elektrarni (LSvzd_ČE) so odvisni od vrednosti investicije ter razmerja zagotovljenega obsega terciarne regulacijske rezerve in inštalirane moči elektrarne. Letni stroški vzdrževanja so določeni z naslednjo enačbo:
Slika 48
kjer oznake pomenijo:
Sinv_ČE
skupni investicijski strošek črpalne elektrarne (EUR);
PTRR_ČE
obseg moči črpalne elektrarne za terciarno regulacijo (MW);
Pinst_ČE
inštalirana moč črpalne elektrarne (ČE) v turbinskem obratovalnem režimu (MW).
16. člen 
(zagotavljanje terciarne regulacije s prilagajanjem odjema in proizvodnje razpršenih virov ter zagotavljanje terciarne regulacije iz rotirajočih rezerv obratujočih elektrarn) 
Za zagotavljanje terciarne regulacije s prilagajanjem odjema in proizvodnje razpršenih virov (DR) ter z rotirajočimi rezervami iz obratujočih elektrarn (ROT) se priznata ceni (LcTRR_ROT) in (LcTRR_DR), ki sta določeni v Tabeli 5 Priloge 1.
17. člen 
(določitev cene terciarne regulacije pri proizvodnih enotah inštaliranih moči, ki niso definirane v aktu) 
Proizvodnim enotam, katerih inštalirane moči niso določene v tabelah Priloge 1, se investicijski strošek določi s pomočjo linearne interpolacije, pri čemer se v izračunu upoštevajo podane investicijske vrednosti za dano tehnologijo, določene v Tabeli 5 Priloge 1.
5. Stroški obratovanja – cena proizvedene električne energije iz terciarne regulacije
18. člen 
(stroški obratovanja plinske turbine za proizvodnjo električne energije) 
Delovanje plinske turbine v terciarni regulaciji povzroča elektrarni dodatne obratovalne stroške, povezane s stroški goriva, okoljskih dajatev, stroški demineralizirane vode in drugih stroškov, odvisnih od obratovanja, ki so potrebni za proizvodnjo električne energije v obdobju zagotavljanja terciarne regulacije. Variabilni stroški obratovanja (Sobr_var_TRR_PT) se določijo kot faktor na ceno primarnega vira, kot določa naslednja enačba:
Slika 49
kjer oznaki pomenita:
Sobr_var_TRR_PT
variabilni strošek obratovanja plinske turbine (EUR/MWh);
fstr_obr_PT
faktor, ki določa stroške obratovanja plinske turbine glede na ceno goriva (l/MWh), določen v Tabeli 8 Priloge 1;
Cgor
cena goriva – KOEL (EUR/l), določena z oznako cKOEL v Tabeli 8 Priloge 1.
19. člen 
(strošek proizvodnje električne energije pri obratovanju črpalne elektrarne, prilagajanju odjema in proizvodnje iz razpršenih virov ter zagotavljanju terciarne regulacije iz rotirajočih rezerv obratujočih elektrarn) 
Za obdobje izvajanja terciarne regulacije se črpalni elektrarni oziroma subjektu, ki zagotavlja prilagajanje odjema, proizvodnjo iz razpršenih virov ali obratujoči elektrarni, ki zagotavlja terciarno regulacijo s svojo rotirajočo rezervo, prizna strošek za proizvodnjo električne energije v obeh režimih obratovanja. Strošek proizvedene električne energije (SEE_TRR) se obračuna, kot določa naslednja enačba:
Slika 50
kjer oznake pomenijo:
WEE_TRR_i
proizvedena električna energija v obdobju izvajanja potrebnega obsega terciarne regulacije (MWh);
cEE_i
cena električne energije (EUR/MWh), določena v Tabeli 5 Priloge 1;
m
število ur izvajanja terciarne regulacije v obdobju zakupa.
IV. DOLOČITEV LETNE CENE ZA KRITJE STROŠKOV ZAGONA AGREGATA BREZ ZUNANJEGA NAPAJANJA 
1. Splošne določbe
20. člen 
(opredelitev stroškov in cene za zagon agregata brez zunanjega napajanja) 
(1) Za zagotavljanje zagona agregata brez zunanjega napajanja (v nadaljnjem besedilu: temni zagon oziroma TZ) se zaradi tehnološke ustreznosti uporabljajo:
– plinske turbine v odprtem ciklu (PT) in
– hidroelektrarne (HE).
(2) Za posamezno proizvodno tehnologijo iz prejšnjega odstavka se stroški določajo glede na:
– letne stalne stroške, ki so posledica investicijskih stroškov;
– stroške obratovanja in vzdrževanja;
– stroške nakupa in hranjenja goriva in
– stroške periodičnih preizkusov.
(3) Letna cena izvajanja zagona agregata brez zunanjega napajanja (LcTZ) se določi kot zbir posameznih stroškov za posamezno proizvodno tehnologijo, opredeljeno za zagon agregata brez zunanjega napajanja, kot določa naslednja enačba:
Slika 51
kjer oznake pomenijo:
LSinv_TZ
letni investicijski strošek proizvodne tehnologije (EUR);
LSO&V_TZ
letni stroški obratovanja in vzdrževanja proizvodne tehnologije (EUR);
LSgor_TZ
letni stroški nakupa in hranjenja goriva (EUR);
LSPP_TZ_T
letni stroški periodičnih preizkusov za potrebe zagona iz teme za tehnologijo T (EUR).
(4) Cena zagona agregata brez zunanjega napajanja je enaka priznanim stroškom na letni ravni in je izražena v EUR/agregat. V primeru obdobja obveznega izvajanja, ki je drugačno od leta, se določi sorazmerno.
2. Stalni strošek plinske turbine in dodatne opreme v hidroelektrarni
21. člen 
(letni stalni strošek za kritje investicijskih stroškov posamezne proizvodne tehnologije) 
(1) Letni stalni strošek za izvajanje zagona agregata brez zunanjega napajanja posamezne proizvodne enote nastane kot posledica zakupa celotne moči pri plinski turbini, ki je primarno namenjena temnemu zagonu, za pokritje celotnih investicijskih stroškov plinske turbine. Pri hidroelektrarni se upoštevajo le investicijski stroški za dodatno opremo, ki je poleg ostalega namenjena tudi izvajanju storitev zagona agregata brez zunanjega napajanja.
(2) Skupni investicijski stroški posamezne proizvodne tehnologije (Sinv_T) zajemajo vse stroške, ki se nanašajo na izvedbo posameznega projekta. Investicijski strošek proizvodne tehnologije (HE-TZ, PT-TZ) je opredeljen na enak način kot pri obravnavi ostalih storitev.
(3) Letni investicijski strošek (LSinv_TZ) posamezne proizvodne tehnologije določa naslednja enačba:
Slika 52
kjer oznake pomenijo:
Sinv_T
investicijski strošek objekta (PT-TZ) oziroma dodatne tehnološke opreme (HE-TZ), potrebne za temni zagon (EUR);
DS
diskontna stopnja;
LT-TZ
ekonomska življenjska doba objekta oziroma tehnološke opreme, potrebne za temni zagon (leta).
3. Stroški obratovanja in vzdrževanja
22. člen 
(stroški obratovanja in vzdrževanja plinskih turbin in dodatne opreme v hidroelektrarni) 
(1) Zagotavljanje stanja pripravljenosti proizvodne naprave za namene zagona agregata brez zunanjega napajanja povzroča elektrarni s plinsko turbino obratovalne stroške, povezane s stroški osebja, stroški vzdrževanja in drugimi stroški, odvisnimi od obratovanja agregata. Stroški obratovanja in vzdrževanja (LSO&V_PT-TZ) se določijo kot določen delež od investicijske vrednosti (Sinv_PT-TZ) in se izračunajo na naslednji način:
Slika 53
kjer oznaka pomeni:
Sinv_PT-TZ
investicijski strošek objekta oziroma opreme, s katero se zagotavlja temni zagon (EUR).
(2) Za zagotavljanje stanja pripravljenosti dodatne opreme v hidroelektrarni, ki je poleg ostalega namenjena tudi zagonu agregata brez zunanjega napajanja, so priznani stroški, povezani s stroški osebja, stroški vzdrževanja in drugimi stroški, odvisnimi od obratovanja agregata. Stroški obratovanja in vzdrževanja (LSO&V_HE-TZ) se določijo kot določen delež investicijske vrednosti (Sinv_HE-TZ) in se izračunajo na naslednji način:
Slika 54
kjer oznaka pomeni:
Sinv_HE-TZ
letni investicijski strošek (EUR), določen v Tabeli 6 Priloge 1.
23. člen 
(stroški nakupa in hranjenja goriva pri proizvodni enoti s plinsko turbino in pri dizel agregatih v hidroelektrarni) 
(1) Strošek nabave in hranjenja goriva se določi na način, da se zadosti zahtevani zmožnosti otočnega obratovanja med 16 in 40 urami, ki jo podrobno določi sistemski operater.
(2) Strošek nakupa zaloge goriva (LSgor_nak_TZ) za potrebe zagona agregata brez zunanjega napajanja je razmejen na daljše obdobje (OR) in se izračuna na naslednji način:
Slika 55
kjer oznake pomenijo:
Kgor_TZ_T
količina goriva, ki ga mora imeti proizvodna enota posamezne tehnologije T na zalogi za potrebe zagona agregata brez zunanjega napajanja (l), določena v Tabeli 6 Priloge 1;
cgor_nak
cena nakupa goriva (EUR/l), določena v Tabeli 8 Priloge 1;
OR
obdobje razmejitve stroška (leta).
(3) Potrebna količina goriva (Kgor_TZ) je določena na podlagi tehničnih karakteristik posamezne tehnologije in ocene potrebnega časa obratovanja do ponovne vzpostavitve sistema.
(4) Strošek hranjenja goriva (LSgor_hra_TZ) je enakovreden stroškom hranjenja goriva v večjih rezervoarjih in se izračuna, kot določa naslednja enačba:
Slika 56
kjer oznaki pomenita:
Kgor_TZ_T
količina goriva, ki ga mora imeti proizvodna enota posamezne tehnologije T na zalogi za potrebe zagona agregata brez zunanjega napajanja (l), določena v Tabeli 6 Priloge 1;
ckap_TZ
letna cena kapacitet za hranjenje tekočega goriva (EUR/l).
(5) Cena kapacitet za hranjenje tekočega goriva (ckap_TZ) je določena na podlagi uredbe, ki ureja določitev in način obračunavanja posebnega nadomestila za izvrševanje gospodarske javne službe oblikovanja obveznih rezerv nafte in njenih derivatov (članarina za KOEL).
(6) Celotni letni strošek nabave in hranjenja zalog goriva (LSgor_TZ) za potrebe zagotavljanja zagona agregata brez zunanjega napajanja se izračuna na naslednji način:
Slika 57
kjer oznaki pomenita:
LSgor_nak_TZ
letni strošek nakupa goriva za potrebe temnega zagona (EUR);
LSgor_hra_TZ
letni strošek hranjenja goriva za potrebe temnega zagona (EUR).
24. člen 
(stroški periodičnih preizkusov pri plinski turbini) 
(1) Strošek periodičnih preizkusov zajema stroške porabljenega goriva in stroške emisijskih kuponov. Letna količina porabljenega goriva (Kgor_PP_PT) se za plinsko turbino določi z naslednjo enačbo:
Slika 58
kjer oznake pomenijo:
tobr_PP_PT
letni čas obratovanja plinske turbine do sinhronizacije z omrežjem med periodičnimi preizkusi (h);
Pinst_PT
inštalirana moč plinske turbine (MW), določena v Tabeli 6 Priloge 1;
qsp_pov
povprečna specifična poraba toplote med angažiranjem zagona agregata (kJ/kWh);
Hi_gor
spodnja kurilna vrednost goriva za plinsko turbino z zagonom na KOEL (MJ/l), določena z oznako Hi_KOEL v Tabeli 8 Priloge 1;
fdeg_PT
degradacijski faktor plinske turbine, določen v Tabeli 6 Priloge 1.
(2) Strošek goriva za periodične preizkuse (LSgor_PP_PT) se izračuna na naslednji način:
Slika 59
kjer oznaki pomenita:
Kgor_PP_PT
letna količina porabljenega goriva za periodične preizkuse (l);
cgor
nabavna cena goriva (EUR/l), določena z oznako cKOEL v Tabeli 8 Priloge 1.
(3) Količina emisij CO2 (KCO2_PP_PT) se za plinsko turbino izračuna z enačbo:
Slika 60
kjer oznaki pomenita:
Kgor_PP_PT
količina porabljenega goriva za periodične preizkuse (l);
EFgor
emisijski faktor goriva za plinsko turbino (t CO2/l), določen z oznako EFKOEL v Tabeli 8 Priloge 1.
(4) Z upoštevanjem cene emisijskih kuponov za CO2 se letni strošek med periodičnimi preizkusi (LSCO2_PP_PT) izračuna na naslednji način:
Slika 61
kjer oznaki pomenita:
KCO2_PP_PT
količina emisij CO2 med periodičnimi preizkusi (t);
cCO2
cena emisijskih kuponov (EUR/t), določena v Tabeli 8 Priloge 1. 
(5) Skupni letni strošek goriva in emisijskih kuponov za periodične preizkuse pri plinskih turbinah se izračuna na naslednji način:
Slika 62
kjer oznaki pomenita:
LSCO2_PP_PT
strošek emisijskih kuponov za CO2 med periodičnimi preizkusi (EUR);
LSgor_PP_PT
strošek goriva za periodične preizkuse (EUR).
25. člen 
(stroški periodičnih preizkusov v hidroelektrarni) 
(1) V strošek periodičnih preizkusov v hidroelektrarni se prizna le strošek porabljenega goriva dizel agregata (DEA), ki je potreben za periodične preizkuse. Količina porabljenega goriva določa naslednja enačba:
Slika 63
kjer oznaki pomenita:
tobr_PP_DEA
povprečno letno trajanje periodičnih preizkusov temnega zagona pri dizel agregatu (h);
kgor_DEA
urna poraba goriva DEA (l/h).
(2) Letni strošek periodičnih preizkusov je:
Slika 64
kjer oznaki pomenita:
cgor
nabavna cena goriva (EUR/l), določena z oznako cKOEL v Tabeli 8 Priloge 1;
Kgor_PP_DEA
letna količina porabljenega goriva za periodične preizkuse (l), določena v Tabeli 8 Priloge 1. 
V. DOLOČITEV LETNE CENE ZA KRITJE STROŠKOV REGULACIJE NAPETOSTI 
26. člen 
(opredelitev stroškov in cene pri regulaciji napetosti) 
(1) Za zagotavljanje regulacije napetosti v elektroenergetskem omrežju, ki je potrebna zaradi sprememb porabe in proizvodnje električne energije, se zaradi tehnološke ustreznosti uporablja električni sklop generatorja in transformatorja, ki prilagaja proizvodnjo jalove moči v:
– termoelektrarnah (vključuje tudi jedrsko elektrarno) in
– hidroelektrarnah.
(2) Pri posamezni proizvodni tehnologiji se priznajo naslednji stroški:
– strošek investicije zmogljivosti za regulacijo napetosti;
– strošek dodatnih izgub pri regulaciji napetosti in
– strošek vzdrževanja zaradi regulacije napetosti.
(3) Specifična letna cena regulacije napetosti za posamezno tehnologijo (LcRN) je določena kot vsota priznanih stroškov, normirana na zmogljivost referenčnega agregata za posamezno tehnologijo, in velja za obseg nazivne jalove moči generatorja (v Mvar), ki zagotavlja regulacijo napetosti ter se izračuna na naslednji način:
Slika 65
kjer oznake pomenijo:
LcRN
specifična letna cena proizvodnje jalove moči za posamezno tehnologijo (EUR/Mvar);
LSinv_RN
letni investicijski strošek zmogljivosti za regulacijo napetosti (EUR);
LSizg_RN
letni strošek dodatnih izgub zaradi regulacije napetosti (EUR);
LSvzd_RN
letni strošek vzdrževanja zaradi regulacije napetosti (EUR);
Qn_ref_T
nazivna jalova moč referenčnega generatorja za tehnologijo T (Mvar).
(4) Strošek deleža investicije zmogljivosti za regulacijo napetosti se izračuna, kot določata naslednji enačbi:
Slika 66
kjer oznake pomenijo:
Sinv_RN
delež investicijskega stroška, ki se nanaša na zmogljivost regulacije napetosti (EUR);
Sinv_cel_RN_T
celotni investicijski strošek referenčnega električnega sklopa generatorja in transformatorja (EUR);
finv_RN_T
faktor za določanje deleža investicijskega stroška, ki se nanaša na zmogljivost regulacije napetosti, določen v Tabeli 7 Priloge 1;
Slika 67
kjer oznake pomenijo:
LSinv_RN
letni investicijski strošek zmogljivosti za regulacijo napetosti (EUR);
Sinv_RN
delež investicijskega stroška zmogljivosti za regulacijo napetosti referenčnega električnega sklopa generatorja in transformatorja (EUR);
DS
diskontna stopnja;
LT
ekonomska življenjska doba posamezne proizvodne tehnologije T (leta).
(5) Strošek dodatnih izgub pri regulaciji napetosti se izračuna, kot določa naslednja enačba:
Slika 68
kjer oznake pomenijo:
LSizg_RN
letni strošek dodatnih izgub zaradi regulacije napetosti (EUR);
qizg_RN_T
specifične izgube pri nazivni jalovi moči (kW/Mvar);
tRN_T
povprečne letne obratovalne ure referenčne elektrarne (h);
cEE_RN
priznana cena izgub električne energije pri regulaciji napetosti (EUR/MWh);
Qn_ref_T
nazivna jalova moč referenčnega generatorja za tehnologijo T (Mvar).
(6) Strošek vzdrževanja zaradi regulacije napetosti se izračuna, kot določa naslednja enačba:
Slika 69
kjer oznake pomenijo:
LSvzd_RN
letni strošek vzdrževanja zaradi regulacije napetosti (EUR);
Sinv_RN
delež investicijskega stroška zmogljivosti za regulacijo napetosti referenčnega agregata (EUR);
fvzd_RN
faktor, ki določa delež stroškov vzdrževanja zaradi regulacije napetosti glede na strošek investicije.
(7) Cena izvajanja regulacije napetosti je enaka priznanim stroškom na letni ravni in je izražena v EUR/Mvar. V primeru obdobja obveznega izvajanja, ki je drugačno od leta, se določi sorazmerno.
VI. PRIMERJALNA UPORABA CEN SISTEMSKIH STORITEV IZ REGIJE
27. člen 
(upoštevanje cen sistemskih storitev v regiji) 
(1) Primerjalna uporaba cen sistemskih storitev v regiji se ugotavlja na območju držav, ki mejijo na Slovenijo.
(2) Cene za primerljive sistemske storitve, ki so na voljo pri sistemskih operaterjih v regiji, se upoštevajo le iz javno dostopnih virov (na primer spletne strani sistemskih operaterjev, če le-ti zagotavljajo vpogled v letno evidenco doseženih tržnih cen posameznih sistemskih storitev).
(3) Za zagotavljanje primerljivosti med določenimi cenami iz 3., 11., 20. ali 26. člena tega akta in cenami posameznih sistemskih storitev v regiji se cene posameznih sistemskih storitev v regiji uravnajo na enako časovno enoto tako, da se upošteva povprečje doseženih cen v preteklem četrtletju leta na najmanj dveh sosednjih trgovalnih območjih, ki mejita na trgovalno območje Slovenije. Če se posamezna sistemska storitev na ravni več sistemskih operaterjev ne more primerjati, se lahko upoštevajo tržne cene, ki so bile dosežene pri enem od sistemskih operaterjev, katerega regulacijsko območje meji na regulacijsko območje Slovenije.
(4) Agencija lahko cene za posamezno sistemsko storitev določi tudi tako, da upošteva primerljive cene sistemskih storitev v regiji, če so le-te nižje za več kot 10 % od cen, določenih na podlagi 3., 11., 20. ali 26. člena tega akta.
VII. KONČNA DOLOČBA 
28. člen 
(uveljavitev akta) 
Ta akt začne veljati osmi dan po objavi v Uradnem listu Republike Slovenije.
Št. 71-1/2017-36/206
Maribor, dne 23. januarja 2018
EVA 2017-2430-0075
Predsednica sveta
Agencije za energijo
Ivana Nedižavec Korada l.r.