Vyhláška č. 108/2011 Sb. o měření plynu, fyzikálních a chemických parametrech určujících kvalitu plynu a o způsobu stanovení náhrady škody při neoprávněném odběru, neoprávněné dodávce, neoprávněném uskladňování, neoprávněné přepravě nebo neoprávněné distribuci plynu

108/2011 Sb.
VYHLÁŠKA
ze dne 14. dubna 2011
o měření plynu, fyzikálních a chemických parametrech určujících kvalitu plynu a o způsobu stanovení náhrady škody při neoprávněném odběru, neoprávněné dodávce, neoprávněném uskladňování, neoprávněné přepravě nebo neoprávněné distribuci plynu
Změna: 289/2013 Sb.
Změna: 236/2017 Sb.
Změna: 78/2021 Sb.
Změna: 413/2025 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., zákona č. 211/2011 Sb., zákona č. 165/2012 Sb., zákona č. 131/2015 Sb., zákona č. 362/2021 Sb., zákona č. 469/2023 Sb. a zákona č. 87/2025 Sb., a podle § 53 odst. 1 písm. s) zákona č. 165/2012 Sb., o podporovaných zdrojích energie a o změně některých zákonů, ve znění zákona č. 382/2021 Sb.:

§ 1

Základní ustanovení
(1) Měření plynu se uskutečňuje v měřicím místě umožňujícím měření množství a případně tlaku plynu, regulaci průtoku plynu, měření fyzikálních a chemických parametrů plynu pro potřeby výpočtu jeho dodávky v kWh nebo MWh a přenos dat do dispečinků. Měřicí místo je zřizováno
a) mezi přepravní soustavou a
1. plynárenskou soustavou jiného státu, pokud již není na území tohoto státu zřízeno,
2. distribuční soustavou,
3. výrobnou plynu,
4. zásobníkem plynu,
5. odběrným místem,
b) mezi distribuční soustavou a
1. plynárenskou soustavou jiného státu, pokud již není na území tohoto státu zřízeno,
2. jinou distribuční soustavou,
3. výrobnou plynu, s výjimkou distribučních soustav, jimiž je distribuován jiný druh plynu než zemní plyn nebo biometan,
4. zásobníkem plynu,
5. odběrným místem,
c) mezi zásobníkem plynu a
1. plynárenskou soustavou jiného státu,
2. výrobnou plynu,
3. jiným zásobníkem plynu,
4. odběrným místem,
d) mezi výrobnou plynu a plynárenským zařízením jiného výrobce plynu nebo odběrným místem pro dodávky biometanu do čerpací stanice nebo výdejní jednotky⁴⁾ .
(2) Součástí činnosti měření plynu je instalace měřicího zařízení, jeho provozování a obsluha, kontrola a údržba měřicích zařízení, odečítání, přenos a uchovávání údajů z měření.
(3) Údaje o množství plynu v m³ se uvádí ve všech měřicích místech s výjimkou měřicích míst mezi přepravní nebo distribuční soustavou nebo zásobníkem plynu a plynárenskou soustavou jiného státu při vztažných podmínkách: teplotě 15 °C a tlaku 101,325 kPa pro suchý plyn (plyn neobsahující vodní páru, relativní vlhkost j = 0). Spalné teplo v kWh/m³ a Wobbeho číslo v kWh/m³ se uvádí při vztažné teplotě spalování 15 °C.

§ 2

Druhy měřicích zařízení
(1) K měření množství plynu a vyhodnocení údajů se používá měřicí zařízení umožňující
a) průběhové měření s přepočtem hodnot na podmínky podle § 1 odst. 3, které provádí průběžný záznam hodnoty množství plynu za měřicí interval, a to
1. s denním přenosem údajů (dále jen „měření typu A“), které se dále dělí na měřicí zařízení s přenosem údajů do 1 hodiny (měření typu A1) a na měřicí zařízení s přenosem údajů do 24 hodin (měření typu A2); o typu měření A1 a A2 rozhoduje příslušný provozovatel soustavy, který je vlastníkem tohoto zařízení,
2. s jiným než denním přenosem údajů (dále jen „měření typu B“),
b) průběhové měření bez přepočtu hodnot, které provádí průběžný záznam hodnoty množství plynu za měřicí interval (dále jen „měření typu S“),
c) neprůběhové měření bez přepočtu hodnot, a to
1. s měsíčním vyčítáním údajů (dále jen „měření typu CM“),
2. s jiným než měsíčním vyčítáním údajů (dále jen „měření typu C“).
(2) K měření spalného tepla se používá měřicí zařízení umožňující měření fyzikálních a chemických parametrů plynu.

§ 3

Přiřazení příslušného typu měření
(1) Měřením typu A se vybavují měřicí místa
a) mezi přepravní soustavou a
1. zahraniční plynárenskou soustavou,
2. distribuční soustavou,
3. výrobnou plynu,
4. zásobníkem plynu,
b) mezi distribuční soustavou a
1. zahraniční plynárenskou soustavou,
2. jinou distribuční soustavou (s výjimkou havarijních propojů distribučních soustav),
3. výrobnou plynu,
4. zásobníkem plynu,
c) u odběrných míst
1. přímo připojených k přepravní soustavě,
2. s ročním odběrem vyšším než 52 500 MWh,
d) mezi zásobníkem plynu a
1. plynárenskou soustavou jiného státu,
2. výrobnou plynu,
3. jiným zásobníkem plynu,
4. odběrným místem,
e) mezi výrobnou plynu a
1. plynárenským zařízením jiného výrobce plynu,
2. odběrným místem pro dodávky biometanu do čerpací stanice nebo výdejní jednotky⁴⁾ .
(2) Měřením typu A nebo B je měřeno množství plynu v odběrném místě
a) přímo připojeném k vysokotlaké části distribuční soustavy s ročním odběrem nad 630 MWh,
b) přímo připojeném k středotlaké nebo nízkotlaké části distribuční soustavy s ročním odběrem vyšším než 2 100 MWh do 52 500 MWh včetně.
(3) Měřením typu S může být měřeno množství plynu v odběrném místě připojeném k distribuční soustavě, kde není technicky nebo ekonomicky vhodné instalovat měření typu A nebo B.
(4) Měřením typu CM je měřeno množství plynu v odběrném místě přímo připojeném k středotlaké nebo nízkotlaké části distribuční soustavy s ročním odběrem od 630 MWh do 2 100 MWh včetně, pokud tato odběrná místa nejsou z technických nebo ekonomických důvodů vybavena měřením typu A, B nebo S.
(5) Měřením typu C je měřeno množství plynu u ostatních odběrných míst.
(6) Měřicí místa u odběrných míst mohou být z technicko-provozních nebo ekonomických důvodů osazena měřicím zařízením typu A nebo B i v případě nižšího ročního odběru plynu, než je tomu podle odstavce 1 písm. c) bodu 2 nebo podle odstavce 2 písm. b). O osazení měřicího zařízení typu A nebo B rozhoduje příslušný provozovatel přepravní soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy, ke které je odběrné místo připojeno.
(7) V případě kombinace průběhového a neprůběhového typu měření v jednom odběrném místě se spotřeba neprůběhových typů měření CM v jednotlivých plynárenských dnech¹⁾ stanoví lineárním výpočtem z měsíční spotřeby a počtu dnů daného měsíce.

§ 4

Interval měření plynu
(1) U měření typu A je
a) základní měřicí interval 1 hodina; u první hodiny je začátek stanoven na čas 06:00:00 a konec na čas 07:00:00 plynárenského dne,
b) základní interval pro zpracování a přenos naměřených údajů v rámci měřicího zařízení 1 plynárenský den.
(2) U měření typu B je
a) základní měřicí interval 1 hodina; u první hodiny je začátek stanoven na čas 06:00:00 a konec na čas 07:00:00 plynárenského dne,
b) základní interval pro zpracování a přenos naměřených údajů v rámci měřicího zařízení 1 plynárenský měsíc¹⁾ .
(3) U měření typu S je
a) základní měřicí interval 1 hodina; u první hodiny je začátek stanoven na čas 06:00:00 a konec na čas 07:00:00 plynárenského dne,
b) zpracování naměřených údajů v rámci měřicího zařízení prováděno zpravidla jedenkrát za 12 kalendářních měsíců po sobě následujících, nejpozději však za 14 kalendářních měsíců po sobě následujících.
(4) U měření typu CM je základní interval pro zpracování naměřených údajů měřicího zařízení 1 měsíc.
(5) U měření typu C je zpracování údajů z měření plynu prováděno zpravidla jedenkrát za 12 kalendářních měsíců po sobě následujících, nejpozději však za 14 kalendářních měsíců po sobě následujících.

§ 5

Údaje z měření plynu
(1) Údaje z měření plynu jsou mezi účastníky trhu s plynem předávány v m³ , kWh.m^-3 , kWh, MWh nebo v m³ .h-1, kW a MW. Přepočet dodávek plynu z objemových jednotek na energetické jednotky se provádí podle přepočtu objemových jednotek množství plynu na energii uvedeného v příloze č. 1 k této vyhlášce.
(2) Údaji z měření plynu jsou
a) údaje zaznamenané měřicím zařízením provozovatele přepravní soustavy nebo provozovatele distribuční soustavy a jím odečtené, popřípadě vypočtené na základě údajů z tohoto měřicího zařízení,
b) údaje odečtené z měřicího zařízení a předané přímo účastníkem trhu s plynem provozovateli distribuční soustavy, nebo údaje vypočtené na základě předaných údajů, pokud výše spotřeby v daném odběrném místě odpovídá charakteru spotřeby a průběhu spotřeby v předcházejících obdobích,
1. u údajů odečtených zákazníkem s měřením typu C pouze v případě, že odečet bude doručen do 5 pracovních dnů od termínu řádného odečtu a u údajů odečtených zákazníkem s typem měření CM pouze v případě, že odečet bude doručen do druhého pracovního dne do 12:00 hodin od termínu řádného odečtu,
2. u odečtu zákazníkem při změně ceny plynu nebo distribuce zohlední provozovatel distribuční soustavy tento odečet k poslednímu dni měsíce, ve kterém ke změně došlo v případě, že byl doručen do 14 kalendářních dnů po provedení změny ceny plynu nebo distribuce,
3. u odečtu zákazníkem při změně dodavatele plynu přijme provozovatel distribuční soustavy tento odečet za podmínek stanovených právním předpisem, kterým se stanoví pravidla trhu s plynem¹⁾ ,
4. u odečtu při změně zákazníka v odběrném místě přijme provozovatel distribuční soustavy tento odečet přednostně od nového zákazníka přímo nebo prostřednictvím jeho obchodníka s plynem k datu této změny,
c) náhradní údaje zaznamenané kontrolním měřicím zařízením, které není ve vlastnictví provozovatele přepravní soustavy nebo provozovatele distribuční soustavy, pokud je takovéto zařízení instalováno, a to za podmínky, že odpovídá jinému právnímu předpisu³⁾ a že spotřeba stanovená tímto zařízením je prokazatelná a odpovídá charakteru spotřeby nebo dodávky plynu a průběhu spotřeb v předcházejících obdobích,
d) náhradní údaje získané výpočtem podle odstavce 3, odhadem podle odstavce 4 nebo vzájemným odsouhlasením mezi dotčenými účastníky trhu s plynem,
e) údaje na základě smluvního vztahu, pokud je dodávka a distribuce uskutečněna bez měření množství plynu měřicím zařízením.
(3) Výpočet náhradních údajů o spotřebě nebo dodávce plynu a o jejím průběhu při prokazatelné závadě nebo poruše měřicího zařízení nebo při opravě chybných nebo doplnění chybějících hodnot provede provozovatel přepravní soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy na základě protokolu autorizované zkušebny nebo zprávy o závadě nebo poruše měřicího zařízení podle výše spotřeby plynu v předcházejícím srovnatelném období při srovnatelném charakteru odběru plynu, v němž byl odběr plynu řádně měřen. Pokud nelze údaje o výši spotřeby nebo dodávky plynu v předchozím období použít, provede se výpočet náhradních údajů o spotřebě nebo dodávce plynu, a to na základě kontrolního odečtu v následujícím srovnatelném období.
(4) Při nedostupnosti údajů zaznamenaných měřicím zařízením stanoví provozovatel přepravní soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy odhad náhradních údajů o spotřebě nebo dodávce plynu v souladu s právním předpisem, kterým se stanoví pravidla trhu s plynem¹⁾ .
(5) V případě dodatečného zjištění chybného údaje o naměřeném množství nebo o hodnotě spalného tepla plynu na měřicích místech podle § 1 odst. 1 s výjimkou odběrných míst lze provést opravu chybného údaje při výpočtu údajů o předaném plynu v následujícím měsíci po určení chybného údaje.

§ 5a

Zpracování údajů z měření plynu
Zpracování údajů z měření plynu se provádí za účelem řádného vyúčtování za zúčtovací období a rovněž při
a) změně dodavatele plynu v odběrném místě,
b) zahájení dodávky plynu dodavatelem poslední instance,
c) ukončení dodávky plynu dodavatelem poslední instance,
d) změně provozovatele distribuční soustavy,
e) změně výrobce plynu,
f) změně zákazníka v odběrném místě,
g) ukončení odběru nebo dodávky plynu do odběrného místa,
h) ukončení distribuce do odběrného místa,
i) vzniku a zániku povinnosti distribuce nad rámec licence²⁾ ,
j) změně provedené na měřicím zařízení,
k) vyhlášení stavu nouze²⁾ nebo mimořádného stavu nouze²⁾ ,
l) ukončení stavu nouze²⁾ nebo mimořádného stavu nouze²⁾ ,
m) zavedení nových uzlových bodů kvality.

§ 6

Podmínky pro měření plynu
(1) U nových nebo rekonstruovaných odběrných míst stanoví umístění měřicího zařízení příslušný provozovatel přepravní soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy.Měřicí zařízení je instalováno v měřicím místě co nejblíže k předávacímu místu.
(2) Na základě žádosti účastníka trhu s plynem, a pokud to instalované měřicí zařízení technicky umožňuje, lze poskytovat údaje z měření přímo v měřicím místě nebo způsobem umožňujícím vzdálený přístup.
(3) Měření typu A musí být vybaveno hlavní a záložní měřicí řadou, pokud je hodinový odběr daným odběrným nebo předávacím místem větší nebo roven 1 000 MWh.

§ 7

Měřicí zařízení
(1) Montáž, demontáž nebo výměna měřicího zařízení nebo jeho části v měřicím místě, které nevlastní provozovatel přepravní soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy, musí být předem odsouhlasena příslušným provozovatelem přepravní soustavy nebo provozovatelem distribuční soustavy.
(2) Demontáž nebo výměnu měřicího zařízení lze provést zejména při ukončení odběru nebo dodávky plynu, přerušení odběru nebo dodávky plynu z důvodu neoprávněného odběru nebo dodávky, neoprávněné přepravy, neoprávněné distribuce, zjištění závady nebo poruchy na měřicím zařízení, pravidelném ověřování měřicího zařízení nebo při ověření správnosti měření na žádost dotčeného účastníka trhu s plynem.
(3) Výměna měřicího zařízení se provede rovněž v případech, kdy rozsah stávajícího měřicího zařízení nevyhovuje skutečným odběrům nebo typ měřicího zařízení neodpovídá přiřazení příslušného typu měření. Výměna se provede v projednaném termínu se zákazníkem na místě jím upraveném pro instalaci nového měřicího zařízení ve lhůtě 30 dnů od stanovení nových technických podmínek měření ze strany příslušného provozovatele, pokud se zákazník a příslušný provozovatel nedohodnou jinak.
(4) O demontáži nebo výměně měřicího zařízení nebo jeho části musí být dotčený účastník trhu s plynem informován. O výměně měřicího zařízení nebo jeho části za účelem úředního ověření musí být dotčený účastník trhu s plynem informován nejméně pět dnů předem, a to oznámením informace na adresu nebo jiný kontakt, který dotčený účastník trhu s plynem sdělil vlastníku měřicího zařízení, včetně možnosti použití prostředků komunikace na dálku.
(5) U měřicího zařízení demontovaného k ověření správnosti měření musí být provozovatelem distribuční soustavy bezodkladně proveden záznam konečných stavů a provedena identifikace měřicího zařízení (výrobní číslo, typ měřicího zařízení, rok ověření). Záznam konečného stavu provede provozovatel distribuční soustavy rovněž prostřednictvím fotografie s časovým razítkem nebo prostřednictvím protokolu odsouhlaseného zákazníkem.
(6) Závada nebo porucha měřicího zařízení se prokazuje protokolem autorizovaného metrologického střediska nebo v případě zjevné závady nebo poruchy zprávou vyhotovenou provozovatelem přepravní soustavy nebo provozovatelem distribuční soustavy.

§ 8

Předávání výsledků měření a jejich uchovávání
(1) Naměřené údaje dodávek a odběrů plynu u měření typu A a měření typu B jsou v měřicím zařízení uchovávány nejméně 40 dnů od data naměření.
(2) Údaje z měření nezbytné pro vyúčtování dodávek a odběrů plynu a skutečné hodnoty dodávek a odběrů plynu předávané operátorovi trhu pro vyhodnocení odchylek uchovává držitel licence, který zajišťuje měření, nejméně 36 měsíců od data naměření. Rozsah a termíny předávání údajů z měření nezbytných pro vyúčtování dodávek a odběrů plynu a skutečné hodnoty dodávek a odběrů plynu předávané operátorovi trhu pro vyhodnocení odchylek stanoví právní předpis, kterým se stanoví pravidla trhu s plynem¹⁾ .

§ 9

Způsob stanovení výše náhrady škody při neoprávněném odběru, dodávce, přepravě, uskladňování, anebo distribuci plynu
(1) Při neoprávněném odběru plynu určí množství neoprávněně odebraného plynu provozovatel přepravní soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy na základě změřených nebo jinak zjištěných prokazatelných údajů o neoprávněném odběru plynu, a to nejvýše za 36 měsíců předcházejících zjištění neoprávněného odběru.
(2) V případech, kdy nelze zjistit skutečné množství neoprávněně odebraného plynu podle odstavce 1, stanoví provozovatel přepravní soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy množství neoprávněně odebraného plynu pro stanovení výše náhrady škody výpočtem podle odstavců 3 až 8.
(3) Množství neoprávněně odebraného plynu se v případě znalosti štítkových příkonů a počtu jednotlivých plynových spotřebičů instalovaných v místě neoprávněného odběru vypočítá podle vzorce uvedeného v příloze č. 2 k této vyhlášce. V případě, že štítkový příkon plynového spotřebiče není znám, použije se výrobcem udávaný příkon takového plynového spotřebiče.
(4) V případě, že množství neoprávněně odebraného plynu nelze stanovit podle vzorce uvedeného v příloze č. 2 k této vyhlášce a místo neoprávněného odběru je vybaveno měřicím zařízením, vypočte se množství neoprávněně odebraného plynu podle výpočtu uvedeného v příloze č. 3 k této vyhlášce.
(5) V případě, že množství neoprávněně odebraného plynu nelze stanovit podle odstavce 3 nebo 4 a místo neoprávněného odběru je vybaveno regulátorem tlaku plynu, stanoví se množství neoprávněně odebraného plynu obdobně jako v odstavci 4, namísto jmenovitého hodinového průtoku měřicího zařízení se dosadí jmenovitý hodinový průtok regulátorem tlaku plynu.
(6) V případě, že nelze postupovat podle předchozích odstavců, stanoví se množství neoprávněně odebraného plynu na základě vnitřního průměru potrubí plynovodu na začátku odběrného plynového zařízení za hlavním uzávěrem plynu a hodnoty tlaku v tomto potrubí. Množství neoprávněně odebraného plynu se stanoví obdobně jako v odstavci 4. Místo jmenovitého hodinového průtoku měřicího zařízení se pro výpočet maximálního technicky dosažitelného ročního odběru plynu dosadí maximální technicky dosažitelná hodinová dodávka plynu plynovodem, vypočtená podle vzorce uvedeného v příloze č. 4 k této vyhlášce. V případě, že není možné zjistit vnitřní průměr potrubí plynovodu na začátku odběrného plynového zařízení, nahradí se vnitřním průměrem plynovodní přípojky.
(7) Pokud provozovatel přepravní soustavy nebo provozovatel distribuční soustavy nezjistí dobu trvání neoprávněného odběru plynu, má se za to, že neoprávněný odběr plynu trval
a) u měření typu C a S po celou dobu od posledního odečtu v případě, že při odečtu bylo možné neoprávněný odběr zjistit, nejdéle však po dobu 36 měsíců,
b) ve všech ostatních případech od poslední fyzické kontroly místa zjištění neoprávněného odběru provedené provozovatelem distribuční soustavy, nejdéle však po dobu 36 měsíců.
(8) V případě, že došlo k zásahu do měřicího zařízení nebo je plyn, byť částečně, odebírán z té části zařízení, kterou prochází neměřený plyn, se od množství neoprávněně odebraného plynu vypočteného podle odstavců 3 až 6 odečte množství plynu naměřené provozovatelem přepravní soustavy nebo provozovatelem distribuční soustavy na měřicím zařízení. V ostatních případech neoprávněného odběru plynu s výjimkou neoprávněného odběru plynu, kde byl celý objem neoprávněného odběru plynu změřen měřicím zařízením, se množství plynu naměřené provozovatelem přepravní soustavy nebo provozovatelem distribuční soustavy nezohledňuje.
(9) Množství neoprávněně odebraného plynu zjištěné podle odstavce 1 nebo vypočtené podle odstavců 3 až 6 je přepočteno na energetické jednotky (kWh nebo MWh) pomocí spalného tepla uplatňovaného provozovatelem přepravní soustavy nebo provozovatelem distribuční soustavy pro srovnatelný případ smluvně oprávněného odběru.
(10) Výše náhrady škody při neoprávněném odběru plynu se stanoví oceněním množství neoprávněně odebraného plynu zjištěného podle odstavce 1 nebo vypočteného podle odstavců 3 až 6 a přepočteného na energetické jednotky podle odstavce 9 složkami ceny podle cenového rozhodnutí Energetického regulačního úřadu účinného v době zjištění neoprávněného odběru plynu, přičemž cena neoprávněně odebraného plynu je složena z
a) průměru denních hodnot z hodnot indexu krátkodobého trhu POTE zveřejněných operátorem trhu podle právního předpisu, kterým se stanoví pravidla trhu s plynem¹⁾ , za poslední 3 měsíce předcházející měsíci, ve kterém došlo ke zjištění neoprávněného odběru; cena v EUR/MWh se převádí na Kč/MWh denním kurzem EUR/CZK vyhlašovaným Českou národní bankou v aktuálním plynárenském dni D; není-li denní kurz k dispozici, použije se hodnota denního kurzu v nejbližším bezprostředně předcházejícím dni D-n, kdy byla hodnota denního kurzu publikována,
b) dodatečných nákladů, rizikových přirážek a přiměřeného zisku ve výši 335 Kč bez daně z přidané hodnoty/MWh,
c) stálého měsíčního platu ve výši 224 Kč bez daně z přidané hodnoty/odběrné místo/měsíc,
d) ceny za distribuci plynu podle kategorie zákazníků a ročního odběru plynu,
e) ceny za přepravu plynu do domácí zóny¹⁾ , pokud je samostatně stanovena, nebo odběrného místa zákazníka přímo připojeného k přepravní soustavě,
f) ceny za činnost zúčtování operátora trhu,
g) daně z přidané hodnoty a daně z plynu.
(11) Výši náhrady škody za neoprávněný odběr plynu lze rovněž stanovit písemnou dohodou mezi provozovatelem přepravní soustavy nebo provozovatelem distribuční soustavy a zákazníkem nebo osobou, která měla z neoprávněného odběru plynu prospěch nebo se na takovém prospěchu podílela. Náhrada škody stanovená tímto způsobem nesmí být vyšší než náhrada vypočtená podle předchozích odstavců.
(12) Pro stanovení výše náhrady škody při neoprávněné dodávce plynu, při neoprávněné přepravě plynu nebo při neoprávněné distribuci plynu se použije ustanovení odstavců 1 až 10 obdobně.
(13) Součástí náhrady škody je úhrada prokazatelných nezbytně nutných nákladů vynaložených na zjišťování neoprávněného odběru plynu, neoprávněné dodávky plynu, neoprávněné přepravy plynu nebo neoprávněné distribuce plynu, jejich přerušení a přezkoušení měřicího zařízení a případný znalecký posudek, které nejsou zahrnuty do regulovaných cen za přepravu plynu nebo distribuci plynu.

Měření fyzikálních a chemických vlastností plynu a způsob měření množství a kvality biometanu

§ 10

nadpis vypuštěn
(1) Provozovatel přepravní soustavy zodpovídá za měření předepsaných hodnot fyzikálních a chemických parametrů plynu na vstupních bodech do přepravní soustavy a výstupních bodech z přepravní soustavy. Naměřené hodnoty na výstupních bodech z přepravní soustavy do distribuční soustavy předává provozovatel přepravní soustavy formou měsíčního protokolu s denním členěním na jednotlivých předávacích bodech provozovatelům distribučních soustav.
(2) V případě výrobny plynu zodpovídá za měření předepsaných hodnot fyzikálních a chemických parametrů plynu na výstupním bodě z výrobny plynu výrobce.
(3) V případě hraniční předávací stanice mezi distribuční soustavou a zahraniční přepravní soustavou nebo distribuční soustavou zodpovídá za měření předepsaných hodnot fyzikálních a chemických parametrů plynu na vstupu do distribuční soustavy provozovatel dané distribuční soustavy.
(4) Provozovatel distribuční soustavy zodpovídá za správné stanovení hodnoty spalného tepla plynu v jednotlivých částech distribuční soustavy na základě hodnot předávaných provozovatelem přepravní soustavy a výrobců plynu.
(5) Fyzikální a chemické parametry plynu se měří především v uzlových bodech jakosti a v místech stanovených provozovatelem přepravní soustavy a provozovatelem distribuční soustavy. Uzlovým bodem jakosti je
a) hraniční předávací stanice tvořící předávací místo mezi zahraniční plynárenskou soustavou a přepravní soustavou nebo distribuční soustavou; v hraniční předávací stanici se vždy měří fyzikální a chemické parametry plynu v rozsahu minimálně
1. složení plynu (pro výpočet spalného tepla, hustoty a Wobbeho čísla),
2. rosný bod vody a rosný bod vyšších uhlovodíků,
3. obsah síry a jednotlivých sirných sloučenin,
4. obsah kyslíku,
5. popřípadě i další složky, jejichž přesnou specifikaci stanoví provozovatel přepravní nebo distribuční soustavy,
b) předávací místo mezi výrobnou plynu a přepravní soustavou nebo distribuční soustavou nebo těžebním plynovodem jiné výrobny plynu; v tomto předávacím místě se vždy měří fyzikální a chemické parametry plynu v rozsahu minimálně jako v písmenu a); v případě připojení výrobny biometanu k těžebnímu plynovodu jiného výrobce plynu musí fyzikální a chemické parametry biometanu vyrobeného v takové výrobně odpovídat hodnotám, které stanovil provozovatel soustavy, k níž je připojen těžební plynovod jiného výrobce plynu,
c) předávací místo mezi zásobníkem plynu a přepravní soustavou nebo distribuční soustavou nebo zahraniční plynárenskou soustavou; v tomto předávacím místě se vždy měří fyzikální a chemické parametry plynu v rozsahu minimálně
1. složení plynu (pro výpočet spalného tepla, hustoty a Wobbeho čísla),
2. rosný bod vody a rosný bod vyšších uhlovodíků,
d) předávací místo mezi přepravní soustavou a distribuční soustavou, pokud je určeným uzlovým bodem jakosti; v tomto předávacím místě se vždy měří fyzikální a chemické parametry plynu v rozsahu minimálně složení plynu (pro výpočet spalného tepla, hustoty a Wobbeho čísla).
(6) Předepsané hodnoty fyzikálních a chemických parametrů plynu, způsoby měření kvalitativních parametrů biometanu a v případě biometanu vyráběného z biomasy četnost jejich měření dle skupin biomasy jsou uvedeny v příloze č. 5 k této vyhlášce.

§ 10a
(1) Výrobce biometanu předkládá před zahájením dodávky biometanu z nové výrobny biometanu nebo při změně parametrů technologického zařízení výrobny biometanu příslušnému provozovateli, k jehož zařízení je výrobna biometanu připojena, výsledky měření kvalitativních parametrů biometanu nebo bioplynu, ze kterého je biometan vyráběn, a to pouze v případě jednorázově měřených parametrů.
(2) Výrobce biometanu zajistí nejpozději 10. pracovní den od změny skupiny biomasy používané na výrobu biometanu na vyšší skupinu biomasy podle odstavce 5 přílohy č. 5 k této vyhlášce, než byla doposud používaná biomasa, provedení všech předepsaných jednorázových měření a předá jejich výsledky neodkladně příslušnému provozovateli.
(3) Výrobce biometanu oznámí v elektronické podobě příslušnému provozovateli termín měření jednorázových měření kvalitativních parametrů biometanu, a to nejméně 5 kalendářních dnů před jejich provedením. Hodnoty jednorázově měřených kvalitativních parametrů biometanu předává výrobce biometanu příslušnému provozovateli nejpozději do 10 kalendářních dnů od obdržení protokolu o měření.
(4) Držitel licence, k jehož zařízení je výrobna biometanu připojena, předává příslušnému provozovateli minimálně jednou za hodinu hodnoty z průběžného měření a údaje o množství biometanu dodaného do přepravní soustavy, distribuční soustavy, nebo zásobníku plynu nebo těžebního plynovodu.
(5) Výrobce biometanu zajišťuje měření jednorázově měřených kvalitativních parametrů biometanu.

§ 11

Přechodné ustanovení
Náhrada škody za neoprávněný odběr, distribuci, přepravu nebo dodávku plynu, ke kterým došlo před nabytím účinnosti této vyhlášky, se posuzuje podle dosavadních právních předpisů.

§ 12

Zrušovací ustanovení
Vyhláška č. 251/2001 Sb., kterou se stanoví Pravidla provozu přepravní soustavy a distribučních soustav v plynárenství, se zrušuje.

§ 13

Účinnost
Tato vyhláška nabývá účinnosti dnem 1. května 2011.
Ministr:
Ing. Kocourek v. r.

Příloha 1

Přepočet objemových jednotek množství plynu na energii
(1) Základem pro účtování dodávky plynu účastníkům trhu s plynem je dodané množství energie v plynu.
(2) Dodané množství energie plynu se stanoví podle vztahu

Q = V_p • k • H_o
Kde je:
Q - dodané množství energie v kWh
V_p - provozní objem plynu v m³ naměřený plynoměrem za provozního tlaku a teploty
za účtovací období zaokrouhlený na celé jednotky
k - objemový přepočtový koeficient, jedná se o poměr mezi objemem plynu při vztažných
podmínkách a objemem provozním, zaokrouhlený na čtyři desetinná místa.
H_o - průměrná hodnota spalného tepla objemového v kWh/m³ za zúčtovací
období, zaokrouhlená na čtyři desetinná místa.

(3) Objemový přepočtový koeficient se pro suchý plyn vypočte ze vztahu

	Tv		pp + pb		zv
k =	—	×	————	×	—
	Tp		pv		zp

kde je:
T_v - vztažná teplota vyjádřená v Kelvinově stupnici ve výši 288,15 K (tv = 15 °C),
kde tv je vztažná teplota v °C
T_p - teplota plynu v plynoměru vyjádřená v Kelvinově stupnici, zaokrouhlená
na dvě desetinná místa
p_p - provozní přetlak plynu vyjádřený v kPa naměřený v plynoměru nebo
nastavená hodnota výstupního přetlaku plynu za regulátorem tlaku
umístěným před plynoměrem nebo stanovená průměrná hodnota zaokrouhlená
na jedno desetinné místo
p_b - průměrná roční hodnota atmosférického tlaku vzduchu v místě odběru plynu
v kPa;zaokrouhlená na jedno desetinné místo; za zjištění této hodnoty
je zodpovědný provozovatel přepravní soustavy, nebo distribuční soustavy,
ze které je plyn dodáván
p_v - vztažný tlak ve výši 101,325 kPa,
z_v - kompresibilní faktor při vztažných podmínkách
z_p - kompresibilní faktor při provozních podmínkách

(4) Dochází-li v odběrném místě k časovým změnám hodnot spalného tepla objemového, stanoví se jeho průměrná hodnota jako střední hodnota dodávaného spalného tepla objemového za zúčtovací období. Střední hodnota dodávaného spalného tepla objemového se stanoví váženým průměrem. Pokud je zúčtovací období delší než 1 měsíc, použije se jako střední hodnota spalného tepla objemového za zúčtovací období vážený průměr za předešlých 12 měsíců.
(5) Je-li do oblasti odběru plynu dodáván plyn z jednoho bodu s kolísavou energetickou hodnotou, stanoví se časové průměry spalných tepel objemových, dodané objemy plynu a součiny objemů a spalných tepel objemových (dodané množství energie plynu). Vážený průměr spalného tepla objemového za celé zúčtovací období je součet časových součinů objemů a spalných tepel objemových dělený celkovým objemem dodaného plynu za zúčtovací období.
(6) V případě, že do oblasti odběru plynu je dodáván plyn z různých zdrojů, které se liší spalnými teply objemovými, je vážený průměr spalného tepla objemového za zúčtovací období stanoven podílem součtu dodaného množství energie za zúčtovací období z těchto zdrojů, a součtu celkových objemů dodaného plynu za rok z těchto zdrojů.

Příloha 2

Výpočet množství neoprávněně odebraného plynu

QNOP =	∑	(	ti•	∑ (	pj • dij	)	)
	i			j

kde:
Q_NOP množství neoprávněně odebraného plynu v kWh, resp. m³ ,
i index pro příslušný kalendářní měsíc,
j index pro příslušný spotřebič,
p_j štítkový příkon spotřebiče v kW, resp. m³ .h^-1,
t_i doba trvání neoprávněného odběru plynu v příslušném kalendářním měsíci v d,
d_ij doba užívání j-tého spotřebiče pro i-tý měsíc v h.d^-1.

Doba užívání vybraných druhů spotřebičů
(1) Vybrané druhy spotřebičů zákazníků kategorie domácnost:
-plynové vařiče, plynové sporáky, plynové varné desky, kombinované sporáky - 2 hodiny denně,
-průtokové ohřívače vody - 2 hodiny denně,
-akumulační ohřívače vody - 5 hodin denně
-kombinovaný kotel s ohřevem TUV - počet hodin dle následující tabulky:

Měsíc	1.	2.	3.	4.	5.	6.	7.	8.	9.	10.	11.	12.
hodin za den	11,00	9,21	7,94	4,76	2,18	1,54	1,46	1,49	2,08	4,82	8,13	10,08

(2) Spotřebiče otopového charakteru:

Měsíc	1.	2.	3.	4.	5.	6.	7.	8.	9.	10.	11.	12.
hodin za den	10,00	8,21	6,94	3,76	1,18	0,54	0,46	0,49	1,08	3,82	7,13	9,08

(3) Spotřebiče technologického charakteru:
- u jednosměnného provozu 8 hodin denně,
- u dvousměnného provozu 16 hodin denně,
- u nepřetržitého provozu 24 hodin denně,
- jiný režim - provozní doba dle prokázaných podkladů zákazníkem.

Příloha 3

Výpočet množství neoprávněně odebraného plynu, pokud nejsou známy štítkové příkony a počty plynových spotřebičů
(1) U odběrů s převažujícím otopovým charakterem spotřeby se množství neoprávněně odebraného plynu vypočítá podle následujícího vzorce:

			ki
		QRo •	——
			100
QNOP =	∑	———————		• ti
	i	Ti

kde:
Q_NOP množství neoprávněně odebraného plynu v m³ ,
i index pro příslušný kalendářní měsíc,
k_i procentuální podíl z maximálního technicky dosažitelného ročního
odběru plynu připadající na příslušný kalendářní měsíc v %,

Měsíc	1.	2.	3.	4.	5.	6.	7.	8.	9.	10.	11.	12.
%	18,98	15,58	13,18	7,13	2,24	1,02	0,87	0,93	2,05	7,25	13,54	17,23

T_i počet dní v příslušném kalendářním měsíci ve dnech,
t_i doba trvání NOP v příslušném kalendářním měsíci
ve dnech,
Q_Ro maximální technicky dosažitelný roční neoprávněný odběru
plynu v m³ je dán jako:

Q_Ro = Q_n • 8760 • 0,3


kde:
Q_n jmenovitý hodinový průtok měřícího zařízení v m³ .h^-1,
8760 počet hodin v (nepřestupném) kalendářním roce,
0,3 koeficient využití.
(2) U odběrů s převažujícím technologickým charakterem spotřeby se množství neoprávněně odebraného plynu vypočítá podle vzorce:

	QRt
QNOP =	—— • tcelk
	365

kde:
Q_NOP množství neoprávněně odebraného plynu v m³ ,
t_celk počet dní trvání neoprávněného odběru ve dnech,
365 počet dní v (nepřestupném) kalendářním roce.
Q_RT maximální technicky dosažitelný roční neoprávněný odběr
plynu v m³ , je dán jako:

Q_Rt = Q_n • 8760 • 0,5 ,

Q_n jmenovitý hodinový průtok měřícího zařízení v m³ .h^-1,
8760 počet hodin v (nepřestupném) kalendářním roce,
0,5 koeficient využití.
(3) Pokud nelze stanovit, zda se jedná o odběr s převažujícím otopovým charakterem spotřeby nebo o odběr s převažujícím technologickým charakterem spotřeby, provede se výpočet dle odstavce (2).

Příloha 4

Vzorec pro výpočet maximální technicky dosažitelné hodinové dodávky plynu plynovodem

	π			p + 96.5
Qn =	—	•	D2 • w •	————	• 3600 ,
	4			101,325

kde:
Q_n maximální technicky dosažitelná hodinová dodávka plynu
plynovodem při vztažných podmínkách v m³ .h^-1,
D vnitřní průměr potrubí plynovodu v m,
w maximální rychlost plynu v potrubí v m.s^-1,
- pro plynovody do 200 kPa včetně w = 2 m.s^-1,
- pro středotlaké plynovody nad 200 kPa do 400 kPa včetně w = 1 m.s^-1,
p přetlak v plynovodu v kPa,
96,5 střední barometrický tlak v kPa,
101,325 vztažný tlak v kPa,
3600 přepočet ze sekund na hodiny

Příloha 5

Předepsané hodnoty fyzikálních a chemických parametrů plynu, způsoby měření kvalitativních parametrů biometanu a v případě biometanu vyráběného z biomasy četnost jejich měření dle skupin biomasy
(1) Charakteristické veličiny pro spalování plynných paliv
(hodnoty jsou uvedeny při vztažných podmínkách podle § 1 odst.3)

PARAMETR	JEDNOTKA	ROZSAH
Wobbeho číslo	kWh.m-3	12,7 ÷ 14,91)
	MJ.m-3	45,7 ÷ 53,61)
Spalné teplo	kWh.m-3	9,4 ÷ 12,41), 2)
	MJ.m-3	33,8 ÷ 44,61)
Relativní hustota	-	0,555 ÷ 0,71)

Vysvětlivky:
1. Hodnoty jsou uvedeny při vztažných podmínkách podle § 1 odst. 3.
2. U biometanu jsou hodnoty omezené v souladu s tabulkou č. 3 část Plynovody s přetlakem do 0,4 MPa.
3. Výhřevnosti budou počítány na základě složení plynu.
4. Při obsahu vodíku nad 5 % je na základě spalovacích charakteristik dané směsi plynu nezbytné ověřovat, jak vysoký může být skutečný procentuální objem vodíku. Aby bylo možné překročit nebo nedodržet relativní hustotu, musí být ověřena bezpečnost a spolehlivost dotčené plynárenské infrastruktury a odběrných plynových zařízení.

(2) Parametry plynu v přepravní a distribuční soustavě

PARAMETR	JEDNOTKA	PŘEPRAVNÍ SOUSTAVA	DISTRIBUČNÍ SOUSTAVA
Kyslík	% mol	≤ 0,001	≤ 0,5
Oxid uhličitý	% mol	≤ 2,5	≤ 4
Celková síra (bez odorantů)	mg.m-3	≤ 20	≤ 20
Merkaptanová síra (bez odorantů)	mg.m-3	≤ 5	≤ 5
Suma sulfanu a karbonylsulfidů (bez odorantů)	mg.m-3	≤ 5	≤ 5
Rosný bod vody	°C	≤ -7 při 4MPa	≤ -7 při 4MPa
Rosný bod uhlovodíků	°C	≤ 0 v rozsahu tlaku 0,1÷7 MPa	≤ 0 v rozsahu tlaku 0,1÷7 MPa
Metanové číslo	-	≥ 65	≥ 65
Mlha, prach, kondenzáty		Nepřítomny1)	Nepřítomny1)

Vysvětlivky:
1. Pod pojmem nepřítomny se rozumí odstranění mlhy, prachu a kondenzátů do té míry, aby byl zajištěn bezpečný a spolehlivý provoz plynárenských zařízení a odběrných plynových zařízení.
(3) Parametry biometanu⁷⁾

PARAMETR	JEDNOTKA	PLYNOVODY S PŘETLAKEM
		≤ 0,4 MPa	> 0,4 MPa
Spalné teplo	kWh.m-3	Hodnota v rozmezí ±1 ÷ 3 %2) průměrné hodnoty spalného tepla1) v daném místě připojení za předchozí měsíc3)	9,4 ÷ 12,41)
Obsah metanu	% mol	≥ 954)	≥ 95
Obsah propanu	% mol	5,55) ≤ 5denní průměr	-
Obsah sumy butanů	% mol	≤ 1,5	-
Rosný bod vody	°C	≤ -7 °C při 4 MPa
Rosný bod uhlovodíků	°C	≤ v rozsahu tlaku 0,1 - 7 MPa
Obsah kyslíku	% mol	≤ 0,5
Obsah oxidu uhličitého	% mol	≤ 4
Celkový obsah síry	mg.m-3	≤20 1)
Obsah sulfanu a karbonylsulfidu (jako síra)	mg.m-3	≤ 5 1)
Obsah merkaptanové síry (jako síra)	mg.m-3	≤ 5 1)
Obsah amoniaku	mg.m-3	≤ 10 1)
Obsah halogenů (fluor, chlor)	mg.m-3	≤ 1,5 1)
Obsah organických sloučenin křemíku	mg.m-3	≤ 0,3 ÷ 1 1), 6)
Obsah vybraných těkavých aromatických uhlovodíků - benzen, toluen, etylbenzen, xylen	mg.m-3	≤ 10 1)
Obsah pevných částic/ prach, rez		Nepřítomny8)
Obsah škodlivých živých mikroorganismů		Nepřítomny8)
Teplota	°C	Od 0 °C do 20 °C pro <0,4 MPa a od 0 °C do 40 °C pro >0,4 MPa

Vysvětlivky:
1. Hodnoty při vztažných podmínkách (§ 1 odst. 3).
2. Konkrétní hodnota v rozmezí ±1 ÷ 3 % je uvedena ve smlouvě o připojení.
3. Průměrnou hodnotu spalného tepla v místě připojení nebo v jednotlivých zónách kvality za předcházející měsíc zveřejňuje příslušný provozovatel způsobem umožňujícím dálkový přístup; označení zóny kvality, k níž bude výrobna biometanu připojena, se uvádí ve smlouvě o připojení.
4. Obsah metanu může být nižší než 95 % mol. v případě, že bude dodržena hodnota spalného tepla stanovená provozovatelem nadřazené plynárenské infrastruktury.
5. Obsah propanu až do výše 5,5 mol % denního průměru stanoví provozovatel ve smlouvě o připojení.
6. Konkrétní hodnota obsahu organických sloučenin křemíku bude uvedena ve smlouvě o připojení.
7. U výroben biometanu ze skládkového nebo kalového plynu si mohou provozovatel distribuční soustavy a výrobce biometanu na základě analýzy vzorku biometanu dohodnout ve smlouvě o připojení další kvalitativní parametry včetně četnosti jejich měření pro zajištění bezpečného a spolehlivého provozu plynárenské soustavy.
8. Pod pojmem nepřítomny se rozumí odstranění pevných částic, prachu, rezu nebo škodlivých živých mikroorganismů do té míry, aby byl zajištěn bezpečný a spolehlivý provoz plynárenských zařízení a odběrných plynových zařízení.

(4) Způsoby měření kvalitativních parametrů biometanu

NÁZEV	METODA
metan	plynová chromatografie
etan	plynová chromatografie
propan	plynová chromatografie
suma butanů	plynová chromatografie
suma pentanů a vyšších uhlovodíků	plynová chromatografie
rosný bod vody	kalibrovaný provozní vlhkoměr
rosný bod uhlovodíků	kalibrovaný analyzátor rosného bodu uhlovodíků
kyslík	elektrochemicky
oxid uhličitý	plynová chromatografie
dusík	plynová chromatografie
vodík	elektrochemicky
celkový obsah síry	Lingenerova spalovací metoda
sulfan	elektrochemicky
merkaptanová síry	plynová chromatografie
amoniak	elektrochemicky, indolfenolová metoda
halogeny (F, Cl)	absorpce, potenciometricky
organické sloučeniny křemíku	plynová chromatografie, hmotnostní spektrometrický detektor
velikost pevných částic/prach, rez	gravimetricky
škodlivé živé mikroorganismy	měření bakteriálního růstu na agarové plotně
spalné teplo	výpočet na základě složení biometanu dle ČSN EN ISO 69761)
teplota	odporový teploměr, termočlánek
zápach/možnost jeho překrytí odorantem	olfaktometrické měření dle EU EN 13 7252)
vybrané těkavé organické látky (benzen, toluen, etylbenzen, xylen)	plynová chromatografie

Vysvětlivky:
1. ČSN EN ISO 6976 zemní plyn - Výpočet spalného tepla, výhřevnosti, hustoty, relativní hustoty a Wobbeho čísla.
2. ČSN EN 13725 Stacionární zdroje emisí - Stanovení koncentrace pachových látek dynamickou olfaktometrií a míry emise zápachu ze stacionárních zdrojů.

(5) Minimální četnost měření kvalitativních parametrů biometanu vyráběného z biomasy

NÁZEV	ČETNOST MÉŘENÍ4), 5)
	SKUPINA BIOMASY Č. 11)	SKUPINA BIOMASY Č. 22)
metan	průběžně	průběžně
etan	průběžně	průběžně
propan	průběžně	průběžně
suma butanů	průběžně	průběžně
suma pentanů a vyšších uhlovodíků	průběžně	průběžně
rosný bod vody	průběžně	průběžně
rosný bod uhlovodíků	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 12 měsíců	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 12 měsíců
kyslík	průběžně	průběžně
oxid uhličitý	průběžně	průběžně
dusík	průběžně	průběžně
vodík	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 12 měsíců	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 12 měsíců
celkový obsah síry	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 12 měsíců
sulfan	průběžně	průběžně
merkaptanová síra	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 12 měsíců
obsah amoniaku	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 6 měsíců3)	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 6 měsíců3)
halogeny (F, Cl)	neměří se	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 12 měsíců
organické sloučeniny křemíku	neměří se	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 12 měsíců
obsah pevných částic / prach, rez	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu, při zahájení provozu výrobny a dále minimálně jednou za 12 měsíců
škodlivé živé mikroorganismy	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu
spalné teplo	průběžně, aritmetický průměr z vypočtených hodnot za daný den	průběžně, aritmetický průměr z vypočtených hodnot za daný den
teplota	průběžně	průběžně
vybrané těkavé aromatické uhlovodíky - benzen, toluen, etylbenzen, xylen	neměří se	jednorázově - při uvedení výrobny do provozu a dále minimálně jednou za 12 měsíců

Vysvětlivky:
1. Skupina biomasy č. 1 jsou všechny druhy biomasy zařazené v tabulce č. 2 vyjma biomasy v písmenech b), c), d) bodě 1, g), h), i), p) a zařazené v tabulce č. 3 vyjma biomasy v písmeni g) podle přílohy č. 1 vyhlášky č. 110/2022 Sb., o stanovení druhů a parametrů podporovaných obnovitelných zdrojů a kritérií udržitelnosti a úspory emisí skleníkových plynů pro biokapaliny a paliva z biomasy.
2. Skupina biomasy č. 2 jsou ty druhy biomasy zařazené v tabulce č. 2 v písmenech b), c), d) bodě 1, g), h), i), p) a v tabulce č. 3 pod písmenem g) podle přílohy č. 1 vyhlášky č. 110/2022 Sb., o stanovení druhů a parametrů podporovaných obnovitelných zdrojů a kritérií udržitelnosti a úspory emisí skleníkových plynů pro biokapaliny a paliva z biomasy.
3. Platí pro technologii membránové separace biometanu z bioplynu a použití indofenolové metody stanovení obsahu amoniaku.
4. V případě, že se při výrobě biometanu používá biomasa zařazená do různých skupin, řídí se četnost měření skupinou s vyšším číslem.
5. Četnost měření u jednorázově měřených kvalitativních parametrů biometanu může být vyšší v případě, že se naměřené hodnoty budou blížit k mezní hodnotě uvedené ve vyhlášce o měření č. 108/2011 Sb., a to o méně než 5 %, přičemž nejkratší četnost měření je jednou za 3 měsíce.