82

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






      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)

průběhové měření, které provádí průběžný záznam střední hodnoty výkonu za měřicí interval přímo měřicím zařízením, a to

1.  průběhové měření elektřiny s dálkovým denním přenosem údajů (dále jen ˙měření ty-pu A˙),

2.  průběhové měření elektřiny s dálkovým jiným než denním přenosem údajů (dále jen ˙měření typu B˙),

b)

měření elektřiny s dálkovým přenosem údajů, mimo měření typu A a měření typu B (dále jen ˙měření typu S˙),

c)

ostatní měření elektřiny (dále jen ˙měření ty- pu C˙).

      (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 u napětí nad 1 kV 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 výrobců elektřiny připojených do přenosové soustavy nebo distribuční soustavy nebo do odběrného místa zákazníka nebo do předávacího místa jiné výrobny elektřiny, a to s napětím vyšším než 1 kV,

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 výrobců elektřiny s napětím do 1 kV a s instalovaným výkonem výrobny elektřiny nad 30 kW připojených k distribuční soustavě nebo do odběrného místa zákazníka nebo do předávacího místa jiné výrobny elektřiny,

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.

      (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

a)

odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční soustavy, kde není technicky vhodné instalovat měření typu A nebo měření typu B,

b)

předávacích místech výrobců elektřiny s instalovaným výkonem výrobny elektřiny do 30 kW včetně připojených k distribuční soustavě nebo do odběrného místa zákazníka nebo do předávacího místa jiné výrobny elektřiny, kde není technicky vhodné instalovat měření typu A nebo měření typu B.

      (5)  Alespoň měřením typu C, pokud se nejedná o odběr elektřiny podle odstavce 7, musí být měřena elektřina v

a)

odběrných místech zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční soustavy a v předávacích místech výrobců elektřiny, 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)  Elektřina v předávacích místech a v odběrných místech zákazníků podle odstavce 5 písm. a) může být měřena měřením typu S.

      (7)  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.

      (8)  Pro uplatnění podpory elektřiny z obnovitelných zdrojů energie formou zeleného bonusu zajišťuje výrobce elektřiny samostatné měření takto jím vyrobené, dodané a spotřebované elektřiny. Ustanovení odstavců 1 až 5 se použijí obdobně. Výrobce elektřiny v těchto případech umožní Ministerstvu průmyslu a obchodu, Energetickému regulačnímu úřadu nebo Státní energetické inspekci kontrolovat zajišťování měření elektřiny.

§ 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 pla- tí 0°  >; j  >; 180°. Jalová energie je označena jako záporná, když pro fázový úhel mezi proudem a napětím pla- tí 180°  >; j  >; 360°.

      (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 maximál- ně +/-- 5 sekund.

      (7)  Pro měření typu B je mezi měřicím zařízením a odečtovou centrálou povolena odchylka maximál- ně +/- 1 minuta.

      (8)  Pro měření typu S je mezi měřicím zařízením a odečtovou centrálou povolena odchylka maximál- ně +/- 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 umístění měřicího zařízení stanoví příslušný provozovatel soustavy. Za rekonstruovaná odběrná místa se nepovažují odběrná místa, kde došlo pouze k úpravám spojeným se změnou sazby za distribuci elektřiny nebo pouze ke změně rezervovaného příkonu vyjádřené jmenovitou proudovou hodnotou hlavního jističe před elektroměrem.

      (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 pře-dávacích 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, lze poskytovat impulsní výstupy z měření nepřetržitě přímo v předávacím místě nebo v odběrném
místě.
§ 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 dodávek 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 k této vyhlášce.

§ 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 k vyhlášce č. 82/2011 Sb.

Příloha k vyhlášce č. 82/2011 Sb.