Постановление Правительства РФ от 15.12.2017 N 1562 (ред. от 17.08.2021) "Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)" (вместе с "Правилами определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)")
ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 15 декабря 2017 г. N 1562
ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ
В ЦЕНОВЫХ ЗОНАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО УРОВНЯ ЦЕНЫ
НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ), ВКЛЮЧАЯ ИНДЕКСАЦИЮ
ПРЕДЕЛЬНОГО УРОВНЯ ЦЕНЫ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ),
И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ КОТЕЛЬНЫХ
И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ПРЕДЕЛЬНОГО
УРОВНЯ ЦЕНЫ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
В соответствии с Федеральным законом "О теплоснабжении" Правительство Российской Федерации постановляет:
1. Утвердить прилагаемые:
Правила определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность);
технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, используемые для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).
2. Министерству энергетики Российской Федерации с участием Федеральной антимонопольной службы, Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации и Министерства экономического развития Российской Федерации один раз в 3 года проводить анализ целесообразности внесения изменений в Правила определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, используемые для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденные настоящим постановлением, и направлять в Правительство Российской Федерации в установленном порядке предложения по внесению изменений в указанные документы.
3. Министерству энергетики Российской Федерации в течение 10 дней со дня завершения анализа, указанного в пункте 2 настоящего постановления, размещать результаты анализа на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".
4. Министерству энергетики Российской Федерации с участием Федеральной антимонопольной службы, Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации и Министерства экономического развития Российской Федерации до 1 июля 2021 г. по итогам анализа функционирования ценовых зон теплоснабжения представить в Правительство Российской Федерации предложения о целесообразности внесения изменений в Правила определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, используемые для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденные настоящим постановлением, в части:
а) учета особенностей проектирования тепловой сети в системе теплоснабжения в зависимости от этажности (плотности) жилищной застройки;
б) исключения капитальных затрат на строительство тепловых сетей из расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность);
в) изменения подхода к выбору вида топлива при определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в случае, если в структуре топливного баланса системы теплоснабжения преобладает вид топлива, по которому отсутствует дифференциация параметров работы котельных и тепловых сетей, установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, используемыми для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденными настоящим постановлением.
5. Установить, что:
настоящее постановление применяется к отношениям, связанным с государственным регулированием цен (тарифов) в сфере теплоснабжения на территориях, отнесенных к ценовым зонам теплоснабжения, на 2018 год и последующие годы;
решения об установлении регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения (за исключением случаев, указанных в Федеральном законе "О теплоснабжении") прекращают свое действие со дня вступления в силу решения об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), принятого в установленном порядке.
6. Рекомендовать органам местного самоуправления направить в органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, на территории которых находятся поселения, городские округа, отнесенные к ценовым зонам теплоснабжения, по их запросу:
информацию о видах топлива, использование которых преобладает в соответствующем поселении, городском округе, их низшей теплоте сгорания и о приоритетном направлении развития топливного баланса этого поселения, городского округа - при отсутствии указанной информации в утвержденной в установленном порядке схеме теплоснабжения;
сведения, включающие в себя наименование гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения, обеспечивающей максимальный объем отпуска воды, наименование гарантирующей организации в сфере водоотведения, обеспечивающей максимальный объем принятых сточных вод в соответствующем поселении, городском округе, - при отсутствии утвержденной в установленном порядке схемы водоснабжения и водоотведения.
Председатель Правительства
Российской Федерации
Д.МЕДВЕДЕВ
Утверждены
постановлением Правительства
Российской Федерации
от 15 декабря 2017 г. N 1562
ПРАВИЛА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ В ЦЕНОВЫХ ЗОНАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО
УРОВНЯ ЦЕНЫ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ), ВКЛЮЧАЯ
ПРАВИЛА ИНДЕКСАЦИИ ПРЕДЕЛЬНОГО УРОВНЯ ЦЕНЫ
НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
I. Общие положения
1. Настоящие Правила устанавливают порядок определения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), поставляемую единой теплоснабжающей организацией потребителям в ценовых зонах теплоснабжения, включая порядок индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), с применением технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 декабря 2017 г. N 1562 "Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)" (далее - технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей).
2. Понятия, используемые в настоящих Правилах, имеют значения, которые определены Федеральным законом "О теплоснабжении" и иными нормативными правовыми актами.
3. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) определяется органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (далее - орган регулирования) для каждой системы теплоснабжения поселения, городского округа, отнесенных к ценовой зоне теплоснабжения, с использованием:
параметров, установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
параметров и формул в соответствии с настоящими Правилами.
4. Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по видам топлива используются при определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от вида топлива, использование которого преобладает в соответствующей системе теплоснабжения. Вид топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, определяется как вид топлива с наибольшей долей использования в структуре топливного баланса этой системы теплоснабжения в соответствии со схемой теплоснабжения поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения.
5. В случае если в соответствии со схемой теплоснабжения в структуре топливного баланса системы теплоснабжения представлены виды топлива с одинаковой долей их использования, вид топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, при отсутствии указанной информации в схеме теплоснабжения, определяется исходя из приоритетного направления развития топливного баланса поселения, городского округа, указанного в схеме теплоснабжения, или исходя из приоритетного направления развития топливного баланса субъекта Российской Федерации.
В случае если в соответствии со схемой теплоснабжения в структуре топливного баланса системы теплоснабжения видом топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, является вид топлива, по которому отсутствует дифференциация параметров, предусмотренная в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей, для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в качестве вида топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, принимается вид топлива с наибольшей долей его использования в топливном балансе системы теплоснабжения, по которому дифференциация параметров предусмотрена в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей.
В случае если в соответствии со схемой теплоснабжения в структуре топливного баланса системы теплоснабжения отсутствуют все виды топлива, по которым дифференциация параметров предусмотрена в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей, для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) используются параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей для мазута.
6. Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по температурным зонам и сейсмическим районам (коэффициент температурной зоны и коэффициент сейсмического влияния) используются при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от температурной зоны и сейсмического района, к которым относится поселение или городской округ, на территории которого находится указанная система теплоснабжения.
Отнесение поселения, городского округа к температурной зоне осуществляется в соответствии с технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.
Соответствие поселения, городского округа сейсмическому району определяется по шкале сейсмической интенсивности MSK-64 для степени сейсмической опасности, установленной исходя из 5-процентной вероятности возможного превышения в течение 50 лет интенсивности сейсмических воздействий, в соответствии с сейсмическим районированием территории Российской Федерации, указанным в своде правил СП 14.13330.2014 "Свод правил. Строительство в сейсмических районах. СНиП II-7-81".
7. Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по территориям, относящимся и не относящимся к территориям распространения вечномерзлых (многолетнемерзлых) грунтов (далее - вечномерзлые грунты), используются при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для систем теплоснабжения в зависимости от отнесения поселения, городского округа, на территориях которых находятся системы теплоснабжения, к территориям распространения вечномерзлых грунтов. Отнесение поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, к территориям распространения вечномерзлых грунтов осуществляется в соответствии с информацией органов местного самоуправления поселения, городского округа, уполномоченных на ведение информационных систем обеспечения градостроительной деятельности, а в случае отсутствия соответствующих сведений - в соответствии с данными о наличии (отсутствии) вечномерзлых грунтов, содержащимися в Национальном атласе России.
При определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для систем теплоснабжения, которые находятся в поселениях, городских округах, территории которых отнесены к территориям распространения вечномерзлых грунтов, не применяется коэффициент температурной зоны для тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.
8. Параметр, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по расстоянию на транспортировку основных средств котельной (коэффициент влияния расстояния на транспортировку основных средств котельной) используется при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от расстояния от границы системы теплоснабжения до границы ближайшего административного центра субъекта Российской Федерации с железнодорожным сообщением.
Расстояние от границы системы теплоснабжения до границы ближайшего административного центра субъекта Российской Федерации с железнодорожным сообщением измеряется по прямой линии в соответствии с математическим методом округления к ближайшему целому.
9. Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по поселениям, городским округам и экономическим районам Российской Федерации используются при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в зависимости от нахождения системы теплоснабжения, в отношении которой определяется предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), на территории соответствующего поселения, городского округа, экономического района Российской Федерации. В случае если по поселению или городскому округу, на территории которого находится система теплоснабжения, отсутствует дифференциация значения коэффициента использования установленной тепловой мощности котельной в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей, в целях расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в отношении указанной системы теплоснабжения используется значение коэффициента использования установленной тепловой мощности котельной по ближайшему поселению, городскому округу, расположенному в аналогичной температурной зоне, по которому дифференциация значения коэффициента использования установленной тепловой мощности котельной предусмотрена в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей.
II. Определение и индексация в ценовых зонах теплоснабжения
предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)
10. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на i-й расчетный период регулирования (Цi, рублей/Гкал) определяется по формуле 1:
Цi = РТi + КРi + Нi + ПРi + РДi +
где:
РТi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил;
КРi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 16 настоящих Правил;
Нi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 27 настоящих Правил;
ПРi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 32 настоящих Правил;
РДi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая создание резерва по сомнительным долгам в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 11 настоящих Правил;
11. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая создание резерва по сомнительным долгам в i-м расчетном периоде регулирования (РДi рублей/Гкал), определяется по формуле 2:
РДi = (РТi + КРi + Нi + ПРi) x kРД,
где:
РТi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил;
КРi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 16 настоящих Правил;
Нi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 27 настоящих Правил;
ПРi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 32 настоящих Правил;
kРД - коэффициент, отражающий размер резерва по сомнительным долгам, равный 0,02.
12. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (РТi, рублей/Гкал), определяется по формуле 3:
где:
bi,k - удельный расход условного топлива при производстве тепловой энергии котельной с использованием k-го вида топлива в i-м расчетном периоде регулирования, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (кг у.т./Гкал);
K - коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо, рассчитываемый как отношение низшей теплоты сгорания k-го вида топлива, определяемой в соответствии со схемой теплоснабжения поселения, городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения (в отношении газа, цены (тарифы) на который подлежат государственному регулированию, - в соответствии с расчетной объемной теплотой сгорания, исходя из которой утверждены в соответствии с законодательством Российской Федерации оптовые цены на газ, используемые в качестве предельных минимальных и предельных максимальных уровней оптовых цен на газ), к низшей теплоте сгорания 1 кг условного топлива, равной 7000 ккал/кг у.т. В случае если в структуре топливного баланса системы теплоснабжения отсутствуют виды топлива, по которым имеется дифференциация параметров, установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, в целях расчета коэффициента перевода натурального топлива в условное топливо применяется величина низшей теплоты сгорания мазута, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей для такого случая;
13. При определении фактической цены на k-й вид топлива, используемый при производстве тепловой энергии котельной, с учетом затрат на его доставку в (i-2)-м расчетном периоде регулирования (
а) цены (тарифы), действовавшие во втором полугодии (i-2)-го расчетного периода регулирования в системе теплоснабжения, - если цены (тарифы) на соответствующие товары (услуги) подлежат государственному регулированию;
б) информация с официального сайта единой информационной системы в сфере закупок, региональных и муниципальных информационных систем в сфере закупок по завершенным закупкам, в результате которых заключены договоры на поставку топлива покупателю по ценам на топливо, включающим затраты на его доставку;
в) рыночные цены на топливо, включающие затраты на его доставку, сложившиеся на организованных торговых площадках, в том числе на биржах, функционирующих на территории Российской Федерации;
г) рыночные цены на топливо, включающие затраты на его доставку, информация о которых предоставляется независимыми специализированными информационно-аналитическими организациями, осуществляющими сбор информации о рыночных ценах, разработку и внедрение специализированных программных средств для исследования рыночных цен, подготовку периодических информационных и аналитических отчетов о рыночных ценах;
д) данные Федеральной службы государственной статистики о ценах (тарифах) на топливо с учетом затрат на его доставку.
14. При определении фактической цены на топливо с использованием источников информации, указанных в подпунктах "б" - "г" пункта 13 настоящих Правил, орган регулирования определяет средневзвешенную по объему цену на топливо за (i-2)-й год в системе теплоснабжения, в случае отсутствия указанных сведений по системе теплоснабжения - средневзвешенную по объему цену за (i-2)-й год в поселении, городском округе, на территории которого расположена система теплоснабжения (при отсутствии данных по поселению - в муниципальном районе, в состав которого входит соответствующее поселение).
В случае если на территории системы теплоснабжения осуществляют деятельность несколько поставщиков газа (газоснабжающих организаций), газораспределительных организаций, цены (тарифы) для которых подлежат государственному регулированию, при определении фактической цены на газ принимаются значения цен (тарифов) для организаций с наибольшим объемом поставляемого, транспортируемого газа.
15. При определении фактической цены на топливо с использованием источника информации, указанного в подпункте "а" пункта 13 настоящих Правил, в отношении газа, цены (тарифы) на который подлежат государственному регулированию, применяются оптовые цены на газ, определяемые в диапазоне между предельными максимальным и минимальным уровнями оптовых цен, утвержденными в соответствии с законодательством Российской Федерации, а также учитываются затраты на доставку газа, включающие расходы на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа, рассчитываемые исходя из утвержденных тарифов и размеров платы для группы конечных потребителей газа, соответствующей диапазону объема потребления газа при производстве тепловой энергии котельной, установленному технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, а также специальные надбавки к тарифам на услуги по транспортировке газа газораспределительными организациями, предназначенные для финансирования программ газификации.
16. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей в i-м расчетном периоде регулирования (КРi, рублей/Гкал), определяется по формуле 4:
где:
ТПi,к - затраты на подключение (технологическое присоединение) котельной с использованием k-го вида топлива к электрическим сетям, к централизованной системе водоснабжения и водоотведения (для котельной с использованием газа - также к газораспределительным сетям) в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил (тыс. рублей);
Зi,к - стоимость земельного участка для размещения котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 23 настоящих Правил (тыс. рублей);
QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил;
НДi - норма доходности инвестированного капитала в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 26 настоящих Правил;
СВК - срок возврата инвестированного капитала, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (годов).
17. Объем полезного отпуска тепловой энергии котельной (QПО, тыс. Гкал) определяется по формуле 5:
QПО = p x ГР x КИУМ x 10-3,
где:
p - установленная тепловая мощность котельной, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (Гкал/час);
ГР - продолжительность годовой работы оборудования котельной с учетом коэффициента готовности, учитывающего продолжительность годовой работы оборудования (часов), определяемая в соответствии с пунктом 18 настоящих Правил;
КИУМ - коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.
18. Продолжительность годовой работы оборудования котельной с учетом коэффициента готовности, учитывающего продолжительность годовой работы оборудования (ГР, часов), определяется по формуле 6:
ГР = 8760 x Kr,
где:
8760 - число часов в году (часов);
Kr - коэффициент готовности, учитывающий продолжительность годовой работы оборудования котельной, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.
19. Величина капитальных затрат на строительство котельной с использованием k-го вида топлива в i-м расчетном периоде регулирования (
где:
Kтр - коэффициент влияния расстояния на транспортировку основных средств котельной, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
б - базовый год (2015 год);
ИЦПi - прогнозный индекс цен производителей промышленной продукции в i-м расчетном периоде регулирования, определяемый в соответствии с пунктом 20 настоящих Правил.
20. Прогнозный индекс цен производителей промышленной продукции в i-м расчетном периоде регулирования (ИЦПi) определяется по формуле 8:
где
21. Величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей в i-м расчетном периоде регулирования (
где:
Kсети,т - коэффициент температурной зоны для тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
Kсети,с - коэффициент сейсмического влияния для тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
б - базовый год (2015 год);
ИЦПi - прогнозный индекс цен производителей промышленной продукции в i-м расчетном периоде регулирования, определяемый в соответствии с пунктом 20 настоящих Правил.
22. Затраты на подключение (технологическое присоединение) котельной с использованием k-го вида топлива к электрическим сетям, к централизованной системе водоснабжения и водоотведения (для котельной с использованием газа - также к газораспределительным сетям) в i-м расчетном периоде регулирования (ТПi,к, тыс. рублей) определяются по формуле 10:
где:
б - базовый год (2015 год);
ИЦПi - прогнозный индекс цен производителей промышленной продукции в i-м расчетном периоде регулирования, определяемый в соответствии с пунктом 20 настоящих Правил.
23. Стоимость земельного участка для размещения котельной в i-м расчетном периоде регулирования (Зк,i, тыс. рублей) определяется по формуле 11:
Зк,i = Sк x Pк,б x ИЦПi,
где:
Sк - площадь земельного участка для размещения котельной с использованием k-го вида топлива, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (кв. метров);
Pк,б - удельная базовая стоимость земельного участка, определенная органом регулирования в соответствии с пунктами 24 и 25 настоящих Правил (тыс. рублей/кв. метр);
ИЦПi - прогнозный индекс цен производителей промышленной продукции в i-м расчетном периоде регулирования, определяемый в соответствии с пунктом 20 настоящих Правил.
24. Орган регулирования определяет удельную базовую стоимость земельного участка равной удельной рыночной стоимости земельных участков, определенной с использованием данных официального сайта Российской Федерации для размещения информации о проведении торгов (http://www.torgi.gov.ru) об удельной рыночной стоимости земельных участков по сделкам, заключенным в 2014 и 2015 годах в форме договора купли-продажи и договора аренды земельных участков, которые соответствуют следующим критериям:
а) имеют вид разрешенного использования, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
б) располагаются в границах территории соответствующей системы теплоснабжения или в границе поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, в случае отсутствия информации о сделках с земельными участками, находящимися в границах системы теплоснабжения;
в) имеют площадь, которая не превышает общую площадь жилого квартала, на территории которого возможно строительство котельной, установленную технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.
25. На основании данных, указанных в пункте 24 настоящих Правил, орган регулирования рассчитывает удельную рыночную стоимость земельного участка как средневзвешенную по площади земельных участков величину. При этом в целях расчета удельной рыночной стоимости земельного участка для строительства котельной для земельных участков, являвшихся предметом заключенных сделок по договорам аренды, рыночная стоимость одного земельного участка принимается равной сумме выплат по арендной плате победителя торгов за период, равный сроку возврата инвестированного капитала, установленному технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.
В случае невозможности определения удельной рыночной стоимости земельного участка в связи с отсутствием на официальном сайте Российской Федерации для размещения информации о проведении торгов сведений о рыночной стоимости земельных участков, соответствующих критериям, установленным пунктом 24 настоящих Правил, удельная базовая стоимость земельного участка определяется равной удельной кадастровой стоимости земельного участка, полученной на основе результатов государственной кадастровой оценки земель населенных пунктов субъекта Российской Федерации, действующих на день окончания базового года. Удельная кадастровая стоимость земельного участка принимается равной среднему значению удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков, предназначенных для размещения производственных и административных зданий, строений, сооружений промышленности, коммунального хозяйства, материально-технического, продовольственного снабжения, сбыта и заготовок, если отнесение земельных участков под размещение котельных к иному виду разрешенного использования земельных участков не предусмотрено соответствующим нормативным правовым актом субъекта Российской Федерации для кадастрового квартала, в границах которого располагается система теплоснабжения.
В случае если указанное среднее значение удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков не утверждено для кадастрового квартала, в границах которого располагается система теплоснабжения, для расчета удельной кадастровой стоимости земельного участка в целях определения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) применяется среднее значение удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков по соответствующему виду разрешенного использования, утвержденное для соответствующего поселения, городского округа (в случае отсутствия указанного показателя по поселению - соответствующий показатель для муниципального района, в состав которого входит это поселение). Определение номера кадастрового квартала, на территории которого находится система теплоснабжения, в целях применения среднего значения удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков осуществляется органом регулирования с использованием данных публичной кадастровой карты Федеральной службы государственной регистрации, кадастра и картографии в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" или информации, полученной в установленном порядке от филиала федеральной кадастровой палаты Федеральной службы государственной регистрации, кадастра и картографии по субъекту Российской Федерации.
В случае расположения системы теплоснабжения на территории нескольких кадастровых кварталов удельная стоимость земельного участка принимается равной среднему значению удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков по соответствующему виду разрешенного использования, утвержденному для поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения (в случае отсутствия указанного показателя по соответствующему поселению - равной такому показателю для муниципального района, в состав которого входит это поселение).
При отсутствии данных о среднем значении удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков по соответствующему муниципальному району в качестве удельной кадастровой стоимости земельного участка применяется средний уровень кадастровой стоимости земель по муниципальному району, в состав которого входит соответствующее поселение или городской округ, на территории которого находится система теплоснабжения, по соответствующему виду разрешенного использования земельных участков.
26. Норма доходности инвестированного капитала в i-м расчетном периоде регулирования (НДi) определяется по формуле 12:
где:
НДб - базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
КСб - базовый уровень ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
КСi-1 - средневзвешенная по дням 9 месяцев (i-1)-го расчетного периода регулирования ключевая ставка Центрального банка Российской Федерации;
б - базовый год (2015 год).
27. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде регулирования (Нi, рублей/Гкал), определяется по формуле 13:
где:
QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил (тыс. Гкал).
28. Расходы на уплату налога на прибыль от деятельности, связанной с производством и поставкой тепловой энергии (мощности), в i-м расчетном периоде регулирования (
где:
КРi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 16 настоящих Правил (рублей/Гкал);
QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил (тыс. Гкал);
ПА - период амортизации котельной и тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (годов);
КЗi,к - величина капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей, определяемая в соответствии с пунктом 29 настоящих Правил.
29. Величина капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей (КЗi,к, тыс. рублей) определяется по формуле 15:
где:
ТПi,к - затраты на подключение (технологическое присоединение) котельной с использованием k-го вида топлива к электрическим сетям, к централизованной системе водоснабжения и водоотведения (для котельной с использованием газа - также к газораспределительным сетям) в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил (тыс. рублей).
30. Расходы на уплату налога на имущество в i-м расчетном периоде регулирования (
где:
КЗi,к - величина капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей, определяемая в соответствии с пунктом 29 настоящих Правил (тыс. рублей);
СВК - срок возврата инвестированного капитала, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (лет);
ПА - период амортизации котельной и тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (лет).
31. Расходы на уплату земельного налога в i-м расчетном периоде регулирования (
где:
32. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (ПРi, рублей/Гкал), определяется по формуле 18:
где:
QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил (тыс. Гкал).
33. Прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (
где:
ТОб,k - расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной с использованием k-го вида топлива и тепловых сетей в базовом году, определяемые в соответствии с пунктом 34 настоящих Правил (тыс. рублей);
РЭб,k - расходы на электрическую энергию на собственные нужды котельной с использованием k-го вида топлива в базовом году, определяемые в соответствии с пунктом 35 настоящих Правил (тыс. рублей);
РВб - расходы на водоподготовку и водоотведение котельной в базовом году, определяемые в соответствии с законодательством Российской Федерации в сфере водоснабжения и водоотведения исходя из тарифа на питьевую воду (питьевое водоснабжение) и тарифа на водоотведение, установленных органом регулирования для гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения, обеспечивающей максимальный объем отпуска воды, и гарантирующей организации в сфере водоотведения, обеспечивающей максимальный объем принятых сточных вод в поселении или городском округе, на территории которого находится система теплоснабжения, и действующих на день окончания базового года, а также параметров (расход воды на водоподготовку, расход воды на собственные нужды котельной, объем водоотведения), установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (тыс. рублей). Указанные максимальный объем отпуска воды и максимальный объем приема сточных вод определяются на основании схемы водоснабжения и водоотведения или открытой информации в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".
В случае отсутствия действующих на день окончания базового года тарифа на питьевую воду (питьевое водоснабжение) и (или) тарифа на водоотведение, установленных органом регулирования для указанных гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения и (или) гарантирующей организации в сфере водоотведения, расходы на водоподготовку и водоотведение котельной в базовом году определяются исходя из действующих на день окончания базового года тарифа на питьевую воду (питьевое водоснабжение) и (или) тарифа на водоотведение, установленных органом регулирования для гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения, обеспечивающей максимальный объем отпуска воды, и (или) гарантирующей организации в сфере водоотведения, обеспечивающей максимальный объем принятых сточных вод, функционирующих в поселении, городском округе, ближайших к границе системы теплоснабжения;
РПб,k - расходы на оплату труда персонала котельной с использованием k-го вида топлива в базовом году, определяемые в соответствии с пунктом 36 настоящих Правил (тыс. рублей);
б - базовый год (2015 год);
ИЦПi - прогнозный индекс цен производителей промышленной продукции в i-м расчетном периоде регулирования, определяемый в соответствии с пунктом 20 настоящих Правил.
34. Расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной с использованием k-го вида топлива и тепловых сетей в базовом году (ТОб,k, тыс. рублей) определяются по формуле 20:
где:
б - базовый год (2015 год).
35. Расходы на электрическую энергию на собственные нужды котельной с использованием k-го вида топлива в базовом году (РЭб,k, тыс. рублей) определяются по формуле 21:
РЭб,k = ЦЭб x Эк x ГР x КИУМ x 10-3,
где:
ЦЭб - цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничном рынке, функционирующем в поселении или городском округе, на территории которого находится система теплоснабжения, определяемая как среднеарифметическая величина из значений цен (тарифов), определяемых гарантирующим поставщиком (устанавливаемых органом регулирования - для технологически изолированных территориальных энергетических систем) в базовом году в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике для категории потребителей, установленной технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (рублей/кВт.ч);
Эк - максимальная мощность энергопринимающих устройств котельной с использованием k-го вида топлива, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (кВт);
ГР - продолжительность годовой работы оборудования котельной с учетом коэффициента готовности, определяемая в соответствии с пунктом 18 настоящих Правил (часов);
КИУМ - коэффициент использования установленной мощности котельной, определяемый в соответствии с технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
б - базовый год (2015 год).
36. Расходы на оплату труда персонала котельной с использованием k-го вида топлива в базовом году (РПб,k, тыс. рублей) определяются по формуле 22:
где:
m - количество должностей (специальностей, профессий) персонала котельной, производящей тепловую энергию с использованием k-го вида топлива, установленное технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
kМО - коэффициент корректировки базового уровня ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной, производящей тепловую энергию с использованием k-го вида топлива, на j-й должности, определяемый в соответствии с пунктом 37 настоящих Правил;
б - базовый год (2015 год).
37. Коэффициент корректировки базового уровня ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной, производящей тепловую энергию с использованием k-го вида топлива, на j-й должности kМО определяется по формуле 23:
где:
38. Иные прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (
где:
Нi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 27 настоящих Правил (рублей/Гкал);
QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил (тыс. Гкал);
39. Расходы на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов, на утилизацию и размещение золы и шлака для котельной с использованием угля в i-м расчетном периоде регулирования (
где:
Yуголь - коэффициент расходов на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов для котельной с использованием угля, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
РТi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (рублей/Гкал), определяемая в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил;
QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил (тыс. Гкал).
40. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей, используемых при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), в i-м расчетном периоде регулирования (
где:
Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных показателей, используемых при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), учитывается при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) начиная с 3-го расчетного периода регулирования.
41. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной, в (i-2)-м расчетном периоде регулирования (
где:
РТi-2 - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной, учтенная в предельном уровне цены на тепловую энергию (мощность), установленная на (i-2)-й расчетный период регулирования (рублей/Гкал), определяемая в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил.
42. Фактическая составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в (i-2)-м расчетном периоде регулирования (
где:
bi-2,k - удельный расход условного топлива при производстве тепловой энергии котельной с использованием k-го вида топлива в (i-2)-м расчетном периоде регулирования, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (кг у.т./Гкал);
K - коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо, рассчитываемый как отношение низшей теплоты сгорания k-го вида топлива, определяемой в соответствии со схемой теплоснабжения поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения (в отношении газа, цены (тарифы) на который подлежат государственному регулированию, в соответствии с расчетной объемной теплотой сгорания, исходя из которой утверждены в соответствии с законодательством Российской Федерации оптовые цены на газ, используемые в качестве предельных минимальных и предельных максимальных уровней оптовых цен на газ), к низшей теплоте сгорания 1 кг условного топлива, равной 7000 ккал/кг у.т. В случае если в структуре топливного баланса системы теплоснабжения отсутствуют виды топлива, по которым имеется дифференциация технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, в целях расчета коэффициента перевода натурального топлива в условное топливо применяется величина низшей теплоты сгорания мазута, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей для такого случая.
43. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены, обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов, в (i-2)-м расчетном периоде регулирования (
где:
Нi-2 - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов, учтенная в предельной цене на тепловую энергию (мощность) на (i-2)-й расчетный период регулирования (рублей/Гкал).
Фактическая составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов
III. Принятие решения об утверждении в ценовых зонах
теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую
энергию (мощность)
44. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается органом регулирования до начала очередного расчетного периода регулирования, но не позднее 15 ноября года, предшествующего очередному расчетному периоду регулирования, за исключением случая, когда предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается впервые в соответствии с разделом IV настоящих Правил.
45. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) вводится в действие с начала очередного года на 12 месяцев, за исключением случая введения его в действие впервые в соответствии с разделом IV настоящих Правил.
46. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается с календарной разбивкой по полугодиям исходя из непревышения величиной предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в первом полугодии очередного расчетного периода регулирования величины предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) во втором полугодии предшествующего расчетного периода регулирования на 31 декабря. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается органом регулирования на первое полугодие очередного расчетного периода регулирования равным предельному уровню цены на второе полугодие предшествующего расчетного периода регулирования (за исключением первого полугодия первого расчетного периода регулирования). Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), утверждаемый органом регулирования на второе полугодие очередного расчетного периода регулирования, определяется в соответствии с разделами I и II настоящих Правил, в том числе с учетом прогнозных индексов роста цены на газ со второго полугодия очередного расчетного периода регулирования при утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в отношении системы теплоснабжения, в которой преобладает газ.
Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на первое полугодие первого расчетного периода регулирования определяется в соответствии с разделами I и II настоящих Правил с учетом прогнозных индексов на расчетный период регулирования, при этом в отношении системы теплоснабжения, в которой преобладает газ, - с учетом прогнозных индексов роста цены на газ в первом полугодии очередного расчетного периода регулирования.
47. Решение об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) принимается органом регулирования по итогам заседания правления (коллегии) органа регулирования и включает:
а) величину предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (с указанием величины предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) с НДС и без НДС);
б) дату введения в действие предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).
48. Протокол заседания правления (коллегии) органа регулирования (далее - протокол) является неотъемлемой частью решения органа регулирования об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) и включает в том числе:
а) величину предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (с указанием величины предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) с НДС и без НДС) (рублей/Гкал);
б) параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, которые использовались при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), с указанием вида топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения (по составляющим предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающим компенсацию расходов при производстве тепловой энергии);
в) объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, использованный при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (тыс. Гкал);
г) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии (рублей/Гкал), а также сведения о параметрах, использованных при расчете указанной составляющей, в том числе о:
фактической цене на вид топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, с учетом затрат на его доставку с указанием использованных источников информации (рублей/т.н.т., рублей/тыс. куб. метров);
низшей теплоте сгорания вида топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения (ккал/куб. метров, ккал/кг н.т.);
значениях прогнозных индексов роста цены на топливо;
наименовании организации с наибольшим объемом поставляемого, транспортируемого газа (при утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в отношении системы теплоснабжения, в которой преобладает газ);
д) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей (рублей/Гкал), а также сведения о параметрах, использованных при расчете указанной составляющей, в том числе о:
величине капитальных затрат на строительство котельной (тыс. рублей);
температурной зоне и сейсмическом районе, к которым относится поселение или городской округ, на территории которого находится указанная система теплоснабжения;
расстоянии от границы системы теплоснабжения до границы ближайшего административного центра субъекта Российской Федерации с железнодорожным сообщением (км);
отнесении поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, к территории распространения вечномерзлых грунтов;
величине капитальных затрат на строительство тепловых сетей (тыс. рублей);
величине затрат на технологическое присоединение (подключение) к электрическим сетям с указанием использованных источников данных (тыс. рублей);
величине затрат на подключение (технологическое присоединение) котельной к централизованной системе водоснабжения и водоотведения с указанием использованных источников данных (тыс. рублей);
величине затрат на подключение (технологическое присоединение) к газораспределительным сетям с указанием использованных источников данных (тыс. рублей);
стоимости земельного участка для строительства котельной (тыс. рублей), а также удельной стоимости земельного участка с соответствующим видом разрешенного использования (тыс. рублей/кв. метров) с указанием источников данных, использованных при расчете удельной рыночной стоимости земельного участка или удельной кадастровой стоимости земельного участка;
норме доходности инвестированного капитала, а также значении ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации;
значениях прогнозных индексов цен производителей промышленной продукции;
е) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов (рублей/Гкал), а также сведения о параметрах, использованных при расчете указанной составляющей, в том числе о:
величине расходов на уплату налога на прибыль от деятельности, связанной с производством и поставкой тепловой энергии (мощности) (тыс. рублей), и величине ставки налога на прибыль от указанной деятельности;
величине расходов на уплату налога на имущество (тыс. рублей) и величине ставки налога на имущество;
величине расходов на уплату земельного налога (тыс. рублей), величине ставки земельного налога и величине кадастровой стоимости земельного участка (тыс. рублей);
ж) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии (рублей/Гкал), а также сведения о параметрах, использованных при расчете указанной составляющей, в том числе о:
величине расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной и тепловых сетей в базовом году (тыс. рублей);
величине расходов на электрическую энергию на собственные нужды котельной в базовом году (тыс. рублей), включая сведения о наименовании гарантирующего поставщика и среднеарифметической величине из значений цен (тарифов), определяемых гарантирующим поставщиком (устанавливаемых органом регулирования - для технологически изолированных территориальных энергетических систем), в базовом году (рублей/кВт.ч);
величине расходов на водоподготовку и водоотведение котельной в базовом году (тыс. рублей), включая сведения о наименовании гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения, гарантирующей организации в сфере водоотведения и величине действующих на день окончания базового года тарифа на питьевую воду (питьевое водоснабжение) и тарифа на водоотведение, установленных для указанных организаций (рублей/куб. метров);
величине расходов на оплату труда персонала котельной в базовом году, включая величину расходов на уплату страховых взносов (тыс. рублей);
величине иных прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной, включая величину расходов на утилизацию и размещение золы и шлака и на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух и сведения об экономическом районе, в котором расположена система теплоснабжения, для котельной с использованием угля (тыс. рублей);
з) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов по сомнительным долгам (рублей/Гкал);
и) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию отклонений фактических индексов от прогнозных, используемых при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (рублей/Гкал), включая:
величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо (рублей/Гкал), а также фактическую цену на вид топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, используемую при расчете фактической составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо (рублей/тыс. куб. метров);
величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов, а также фактические ставки налогов (рублей/Гкал), используемые при расчете фактической составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов.
49. В целях проведения общественного обсуждения орган регулирования не позднее 15 октября года, предшествующего очередному расчетному периоду регулирования, осуществляет размещение на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет", а в случае отсутствия такого сайта - на официальном сайте субъекта Российской Федерации, а также опубликование в источнике официального опубликования нормативных правовых актов органов государственной власти субъекта Российской Федерации проекта решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включающего информацию, указанную в пунктах 47 и 48 настоящих Правил, за исключением случая, когда предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) устанавливается в соответствии с пунктом 55 настоящих Правил.
50. В рамках общественного обсуждения проекта решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) теплоснабжающие организации, потребители тепловой энергии, находящиеся в соответствующей системе теплоснабжения, в течение 15 календарных дней со дня опубликования указанного проекта вправе направить в орган регулирования свои предложения по этому проекту с их обоснованием, в том числе с указанием целей, задач и проблем, на решение которых они направлены, а также иную информацию, которая, по мнению лиц, направляющих указанные предложения, может являться их обоснованием. Орган регулирования рассматривает поступившие предложения по проекту решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) и публикует на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" сводку поступивших предложений с указанием по каждому из них мотивированной позиции, содержащей информацию об учете в решении об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) такого предложения вместе с решением об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).
51. Орган регулирования в течение 10 дней со дня утверждения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) осуществляет размещение на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет", а в случае отсутствия такого сайта - на официальном сайте субъекта Российской Федерации, а также опубликование в источнике официального опубликования нормативных правовых актов органов государственной власти субъекта Российской Федерации и направляет в федеральный орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов, высший орган государственной власти субъекта Российской Федерации, функционирующий на территории ценовой зоны теплоснабжения, орган местного самоуправления и единую теплоснабжающую организацию решение об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), протокол заседания правления (коллегии) органа регулирования, включающие информацию, указанную в пунктах 47 и 48 настоящих Правил.
52. Разногласия по вопросам установления предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), возникающие между органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, органами местного самоуправления поселений, городских округов, теплоснабжающими организациями и потребителями тепловой энергии, рассматриваются федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов в порядке, утвержденном Правительством Российской Федерации.
53. Орган регулирования принимает решения о пересмотре предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) во исполнение вступившего в законную силу решения суда, решения федерального органа исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов, принятого по итогам рассмотрения разногласий или досудебного урегулирования споров, в целях приведения решений об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в соответствие с законодательством Российской Федерации в месячный срок со дня вступления в силу решения суда или принятия одного из указанных решений (выдачи предписания), если иной срок не установлен соответствующим решением (предписанием), а также в случае и в срок, которые установлены пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 17 августа 2021 г. N 1356 "О внесении изменений в Правила определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)".
54. Решение об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) не имеет обратной силы.
IV. Особенности определения предельного уровня цены
на тепловую энергию (мощность)
55. В случае если предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), рассчитанный впервые в соответствии с разделом II настоящих Правил, ниже или выше тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении", то предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) определяется в соответствии с пунктами 57 - 62(1) настоящих Правил.
В случае если в системе теплоснабжения на день окончания переходного периода предусмотрена дифференциация тарифов на тепловую энергию (мощность) с разбивкой по категориям потребителей, предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), определенный в соответствии с разделом II настоящих Правил, сопоставляется с тарифами на тепловую энергию (мощность) с учетом указанной дифференциации.
При этом орган регулирования ежегодно рассчитывает предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) в соответствии с разделом II настоящих Правил и в соответствии с пунктами 44 - 54 настоящих Правил, утверждает и публикует эти сведения в качестве индикативного уровня (далее - индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) с учетом особенностей, установленных в пункте 56 настоящих Правил для сроков утверждения и опубликования индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) впервые.
56. В случаях, указанных в пункте 55 настоящих Правил, в целях проведения общественного обсуждения орган регулирования публикует проект решения об утверждении индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность). Теплоснабжающие организации, потребители тепловой энергии, находящиеся в этой системе теплоснабжения, в течение 15 календарных дней со дня опубликования указанного проекта решения вправе направить в орган регулирования свои предложения к проекту решения об утверждении индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) с их обоснованием, в том числе с указанием целей, задач и проблем, на решение которых они направлены, а также иную информацию, которая, по мнению лиц, направляющих указанные предложения, может являться их обоснованием. Орган регулирования в течение 10 дней со дня окончания срока, установленного в настоящем пункте для направления указанных предложений, рассматривает поступившие предложения, утверждает индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) и осуществляет размещение на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет", а в случае отсутствия такого сайта - на официальном сайте субъекта Российской Федерации, а также опубликование в источнике официального опубликования нормативных правовых актов органов государственной власти субъекта Российской Федерации вместе со сводкой поступивших предложений с указанием по каждому из них мотивированной позиции, содержащей информацию об учете в решении об утверждении индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) такого предложения.
57. В случае если предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), рассчитанный впервые в соответствии с разделом II настоящих Правил, ниже тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении", то предельный уровень цены утверждается равным такому тарифу. Такое решение действует до окончания расчетного периода регулирования, в котором индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) достигнет тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении".
58. В случае если предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), рассчитанный впервые в соответствии с разделом II настоящих Правил, выше тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении", то предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается органом регулирования на основании графика поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) до уровня, определяемого в соответствии с разделом II настоящих Правил (далее - график поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), в соответствии с пунктами 59 - 62 настоящих Правил, но не ниже тарифа на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям, действовавшего на день окончания переходного периода.
59. Орган регулирования в течение 5 дней со дня утверждения впервые индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) представляет высшему должностному лицу субъекта Российской Федерации (руководителю высшего исполнительного органа субъекта Российской Федерации) сведения о:
а) величине установленного индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на первый расчетный период регулирования, а также прогнозе индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на следующие расчетные периоды регулирования, но не более 5 лет (не более 10 лет - в случае, установленном пунктом 60(1) настоящих Правил), рассчитанного с учетом прогнозных индексов роста цены на топливо, прогнозных индексов цен производителей промышленной продукции (в среднем за год по отношению к показателям предыдущего года), определенных в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на следующие расчетные периоды регулирования, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант);
б) величине тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям, действующих на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении".
60. График поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации в течение 20 дней после получения сведений, представленных органом регулирования в соответствии с пунктом 59 настоящих Правил, в виде ежегодного увеличения доли предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), определяемого в соответствии с разделом II настоящих Правил, в течение срока действия графика с первого года его действия и подлежит обязательному опубликованию в порядке, установленном для официального опубликования нормативных правовых актов субъекта Российской Федерации.
График поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) однократно утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации на срок не более 5 лет (не более 10 лет - в случае, установленном пунктом 60(1) настоящих Правил) и в последующем изменению не подлежит.
60(1). График поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации на срок более 5 лет и не более 10 лет в случае, если в ценовой зоне теплоснабжения одновременно выполняются следующие условия:
а) видом топлива, использование которого преобладает в ценовой зоне теплоснабжения в соответствии со схемой теплоснабжения поселения, городского округа, отнесенных к ценовой зоне теплоснабжения, является уголь;
б) наличие в ценовой зоне теплоснабжения источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, указанных в схеме теплоснабжения поселения, городского округа, отнесенных к ценовой зоне теплоснабжения.
61. Ежегодно, в сроки, указанные в пункте 44 настоящих Правил, а для первого расчетного периода регулирования в сроки, указанные в пункте 62(1) настоящих Правил, орган регулирования устанавливает предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на очередной расчетный период регулирования, определяемый посредством умножения доли, указанной в графике поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), на индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), установленный на соответствующий расчетный период регулирования, но не ниже величины, определенной посредством умножения доли, указанной в графике поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на соответствующий расчетный период регулирования, на индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), установленный на второе полугодие года, предшествующего очередному расчетному периоду регулирования.
Орган регулирования публикует решение об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на очередной расчетный период регулирования и направляет указанное решение, а также информацию, указанную в пунктах 48 и 59 настоящих Правил, в федеральный орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов, высший орган государственной власти субъекта Российской Федерации, функционирующий на территории ценовой зоны теплоснабжения, орган местного самоуправления и единую теплоснабжающую организацию.
62. Порядок установления предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), предусмотренный пунктом 61 настоящих Правил, применяется до окончания расчетного периода регулирования, когда предельный уровень цены, установленный в соответствии с пунктом 61 настоящих Правил, достигнет индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), установленного на указанный период. После достижения предельным уровнем цены на тепловую энергию (мощность), установленным в соответствии с пунктом 61 настоящих Правил, индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию органом регулирования не рассчитывается и не утверждается, а предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) определяется в соответствии с разделами I и II настоящих Правил.
62(1). Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается впервые органом регулирования в течение 2 месяцев со дня заключения исполнительно-распорядительным органом муниципального образования и единой теплоснабжающей организацией соглашения об исполнении схемы теплоснабжения в соответствии с частью 15 статьи 23.13 Федерального закона "О теплоснабжении" и вводится в действие с 1-го числа месяца, следующего за месяцем официального опубликования и вступления в силу решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность). Орган регулирования осуществляет опубликование решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в течение 10 дней со дня его принятия в источнике официального опубликования нормативных правовых актов органов государственной власти субъекта Российской Федерации, а также размещает его на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет", а в случае отсутствия такого сайта - на официальном сайте субъекта Российской Федерации.
63. Орган регулирования вправе увеличить величину капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году и базовую величину затрат на подключение (технологическое присоединение) к газораспределительным сетям, определяемые в соответствии с пунктами 21 и 22 настоящих Правил соответственно, на основании предложения теплоснабжающей организации, функционирующей в соответствующей системе теплоснабжения, полученного в период проведения общественного обсуждения проекта решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) впервые, а в случаях, указанных в пункте 55 настоящих Правил, проекта решения об установлении индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в одном из следующих случаев:
за последние 15 лет, предшествующих первому расчетному периоду регулирования, в соответствующей системе теплоснабжения были реализованы проекты строительства тепловых сетей (проекты подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) и затраты на реализацию таких проектов превышают в сопоставимых ценах величину затрат, определяемую в соответствии с пунктами 21 и 22 настоящих Правил соответственно, вследствие градостроительных особенностей проектирования и строительства тепловых (газораспределительных) сетей в поселении, городском округе, на территории которых находится система теплоснабжения;
сметная стоимость проекта строительства тепловых сетей (проекта подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) в соответствующей системе теплоснабжения, определенная в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности с применением сметных нормативов исходя из принципа минимизации стоимости строительства, превышает в сопоставимых ценах величину затрат, определяемую в соответствии с пунктами 21 и 22 настоящих Правил соответственно, вследствие градостроительных особенностей проектирования и строительства тепловых (газораспределительных) сетей в поселении, городском округе, на территории которых находится система теплоснабжения.
В указанных случаях орган регулирования вправе увеличить величину капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году и (или) базовую величину затрат на технологическое присоединение к газораспределительным сетям, определяемые в соответствии с пунктами 21 и 22 настоящих Правил соответственно, при условии представления:
для случая, указанного в абзаце втором настоящего пункта, - документов, подтверждающих реализацию аналогичных проектов строительства тепловых сетей (проектов подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) в соответствующей системе теплоснабжения за последние 15 лет, предшествующих первому расчетному периоду регулирования, и обосновывающих увеличение указанных затрат. При этом под аналогичным проектом понимается фактически завершенный проект строительства тепловых сетей (проект подключения к газораспределительным сетям), технические параметры которых соответствуют параметрам, установленным технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;
для случая, указанного в абзаце третьем настоящего пункта, - документов, подтверждающих в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности сметную стоимость проекта строительства тепловых сетей (проекта подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) в соответствующей системе теплоснабжения в базовом году, определенную с применением сметных нормативов исходя из принципа минимизации стоимости строительства, соблюдение которого должно быть подтверждено письменными заключениями подведомственных Министерству строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации организаций, и обосновывающих увеличение указанных затрат.
Технические параметры указанных в настоящем пункте проектов строительства тепловых сетей (проектов подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) должны соответствовать параметрам, установленным технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с учетом возможных отклонений, обусловленных градостроительными особенностями проектирования и строительства тепловых (газораспределительных) сетей в поселении, городском округе, на территории которых находится система теплоснабжения.
64. В случае если на территории поселения, городского округа существуют несколько систем теплоснабжения, в отношении которых определена одна единая теплоснабжающая организация, предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) рассчитывается единым для всех систем теплоснабжения в рамках одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации, если такой единый предельный уровень цены предусмотрен в совместном обращении исполнительно-распорядительного органа муниципального образования и единой теплоснабжающей организации в Правительство Российской Федерации об отнесении поселения, городского округа к ценовой зоне теплоснабжения. При расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для зоны деятельности единой теплоснабжающей организации установленные в соответствии с настоящими Правилами формулы и технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей применяются для систем теплоснабжения, входящих в указанную зону.
Утверждены
постановлением Правительства
Российской Федерации
от 15 декабря 2017 г. N 1562
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
РАБОТЫ КОТЕЛЬНЫХ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА
ПРЕДЕЛЬНОГО УРОВНЯ ЦЕНЫ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)
I. Технико-экономические параметры работы котельных
|
Наименование параметра
|
Единица измерения
|
Тип котельной по виду используемого топлива
|
|||
|
природный газ
|
уголь
|
мазут
|
|||
|
1.
|
Установленная тепловая мощность
|
Гкал/ч
|
10
|
10
|
10
|
|
2.
|
Тип площадки строительства
|
-
|
новый осваиваемый под жилищное строительство земельный участок со следующими видами разрешенного использования: "Коммунальное обслуживание", "Общественное использование объектов капитального строительства", "Обслуживание жилой застройки", "Жилая застройка"
|
||
|
3.
|
Площадь земельного участка под строительство
|
кв. м
|
500
|
4200
|
1300
|
|
4.
|
Общая жилая площадь жилого квартала, на территории которого находится котельная
|
кв. м
|
68850
|
68850
|
68850
|
|
5.
|
Средняя этажность жилищной застройки
|
этажей
|
18
|
18
|
18
|
|
6.
|
Тип оборудования по видам используемого топлива
|
-
|
блочно-модульная котельная
|
стационарная котельная
|
блочно-модульная котельная
|
|
7.
|
Коэффициент готовности, учитывающий продолжительность годовой работы оборудования котельной
|
-
|
0,97
|
0,97
|
0,97
|
|
8.
|
Удельный расход топлива при производстве тепловой энергии котельной
|
кг у.т./Гкал
|
156,1
|
176,4
|
167,1
|
|
9.
|
Низшая теплота сгорания мазута, дифференциация технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей по которому применяется для целей расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в случае, если в структуре топливного баланса системы теплоснабжения отсутствуют виды топлива: природный газ, уголь и мазут
|
ккал/кг
|
-
|
-
|
10000
|
|
10.
|
Диапазон объема потребления газа при производстве тепловой энергии котельной
|
млн куб. м/год
|
3,2 - 5,4
|
-
|
-
|
|
11.
|
Ценовая категория потребителя розничного рынка электрической энергии
|
-
|
первая ценовая категория (для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем - категория, для которой применяется одноставочная цена (тариф) на электрическую энергию без дифференциации по зонам суток)
|
||
|
12.
|
Расход воды на водоподготовку
|
куб. м/год
|
1239,175
|
1239,175
|
1239,175
|
|
13.
|
Расход воды на собственные нужды котельной
|
куб. м/год
|
73
|
73
|
73
|
|
14.
|
Объем водоотведения
|
куб. м/год
|
73
|
73
|
73
|
|
15.
|
Базовая величина капитальных затрат на строительство котельной
|
тыс. рублей
|
44614
|
122699
|
62250
|
|
16.
|
Базовая величина капитальных затрат на основные средства котельной
|
тыс. рублей
|
26610
|
73447
|
43010
|
|
17.
|
Коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной
|
-
|
0,015
|
0,02
|
0,015
|
II. Технико-экономические параметры работы тепловых сетей
|
Наименование параметра
|
Единица измерения
|
Значение
|
|
|
1.
|
Температурный график
|
°C
|
110/70
|
|
2.
|
Теплоноситель
|
-
|
горячая вода
|
|
3.
|
Расчетное давление в сети
|
МПа (кгс/кв. см)
|
0,6 (6,0)
|
|
4.
|
Тип схемы тепловых сетей для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
-
|
двухтрубная, независимая закрытая, строительство индивидуальных тепловых пунктов не включается
|
|
5
|
Тип схемы тепловых сетей для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
-
|
четырехтрубная, независимая закрытая, строительство индивидуальных тепловых пунктов не включается
|
|
6.
|
Способ прокладки тепловой сети для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
-
|
подземный бесканальный
|
|
7.
|
Тип изоляции для территорий, не относящихся к территориям, относящимся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
-
|
пенополиуретан в полиэтиленовой оболочке
|
|
8.
|
Способ прокладки тепловой сети для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
-
|
наземная прокладка на опорах
|
|
9.
|
Тип изоляции для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
-
|
пенополиуретан в оцинкованной оболочке
|
|
10.
|
Параметры тепловой сети:
|
||
|
а)
|
длина тепловой сети
|
м
|
850
|
|
б)
|
средневзвешенный диаметр трубопроводов
|
мм
|
185
|
|
11.
|
Базовая величина капитальных затрат на строительство тепловой сети:
|
||
|
а)
|
базовая величина капитальных затрат на строительство тепловой сети для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
тыс. рублей
|
22790
|
|
б)
|
базовая величина капитальных затрат на строительство тепловой сети для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
тыс. рублей
|
72630
|
|
12.
|
Базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей:
|
||
|
а)
|
базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
тыс. рублей
|
6200
|
|
б)
|
базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов
|
тыс. рублей
|
27450
|
|
13.
|
Коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств тепловых сетей
|
-
|
0,015
|
III. Параметры технологического присоединения (подключения)
энергопринимающих устройств котельной к электрическим сетям
|
Наименование параметра
|
Единица измерения
|
Тип котельной по виду используемого топлива
|
|||
|
природный газ
|
уголь
|
мазут
|
|||
|
1.
|
Общая максимальная мощность энергопринимающих устройств котельной
|
кВт
|
110
|
180
|
110
|
|
2.
|
Уровень напряжения электрической сети
|
кВ
|
10 (6)
|
10 (6)
|
10 (6)
|
|
3.
|
Категория надежности электроснабжения
|
-
|
первая
|
первая
|
первая
|
|
4.
|
Подготовка и выдача сетевой организацией технических условий заявителю (котельной)
|
-
|
осуществляется
|
||
|
5.
|
Разработка сетевой организацией проектной документации по строительству "последней мили"
|
-
|
осуществляется
|
||
|
6.
|
Выполнение сетевой организацией мероприятий, связанных со строительством "последней мили"
|
-
|
выполняются
|
||
|
а)
|
строительство воздушных линий
|
-
|
не осуществляется
|
||
|
б)
|
строительство кабельных линий:
|
-
|
осуществляется
|
||
|
протяженность линий
|
км
|
0,6
(2 линии в траншее по 0,3 км каждая)
|
0,6
(2 линии в траншее по 0,3 км каждая)
|
0,6
(2 линии в траншее по 0,3 км каждая)
|
|
|
сечение жилы
|
кв. мм
|
25
|
25
|
25
|
|
|
материал жилы
|
-
|
алюминий
|
алюминий
|
алюминий
|
|
|
количество жил в линии
|
штук
|
3
|
3
|
3
|
|
|
способ прокладки
|
-
|
в траншее
|
в траншее
|
в траншее
|
|
|
вид изоляции кабеля
|
-
|
кабели с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката или сшитого полиэтилена, с наружной оболочкой или защитным шлангом из поливинилхлоридного пластиката или кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена с защитным шлангом из полиэтилена (общепромышленное исполнение) или с металлической, свинцовой и другой оболочкой
|
|||
|
в)
|
строительство пунктов секционирования
|
осуществляется
|
|||
|
г)
|
количество пунктов секционирования
|
штук
|
2
|
2
|
2
|
|
д)
|
строительство комплектных трансформаторных подстанций по уровням напряжения
|
не осуществляется
|
|||
|
е)
|
строительство распределительных трансформаторных подстанций по уровням напряжения
|
не осуществляется
|
|||
|
ж)
|
строительство распределительных пунктов по уровням напряжения
|
не осуществляется
|
|||
|
з)
|
строительство центров питания, подстанций по уровням напряжения
|
не осуществляется
|
|||
|
7.
|
Проверка сетевой организацией выполнения заявителем (котельной) технических условий
|
осуществляется
|
|||
|
8.
|
Участие сетевой организации в осмотре должностным лицом органа федерального государственного энергетического надзора присоединяемых устройств заявителя (котельной)
|
осуществляется
|
|||
|
9.
|
Фактические действия по присоединению и обеспечению работы устройств в электрической сети
|
осуществляются
|
|||
IV. Параметры подключения (технологического присоединения)
котельной к централизованной системе
водоснабжения и водоотведения
|
Наименование параметра
|
Единица измерения
|
Для котельной по всем видам используемого топлива
|
|
|
1.
|
Объем бака аварийного запаса воды
|
куб. м
|
55
|
|
2.
|
Размер поперечного сечения трубопровода сетей централизованного водоснабжения и водоотведения
|
кв. см
|
до 300
|
|
3.
|
Величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки
|
куб. м/ч
|
до 10
|
|
4.
|
Диаметр трубопровода сетей централизованного водоснабжения
|
мм
|
25
|
|
5.
|
Диаметр трубопровода сетей водоотведения
|
мм
|
100
|
|
6.
|
Условия прокладки сетей централизованного водоснабжения и водоотведения:
|
||
|
а) тип прокладки сетей централизованного водоснабжения и водоотведения
|
-
|
подземная
|
|
|
б) материал трубопровода сетей централизованного водоснабжения (водоотведения)
|
-
|
полиэтилен, или сталь, или чугун, или иной материал
|
|
|
в) глубина залегания
|
-
|
ниже глубины промерзания
|
|
|
г) стесненность условий при прокладке сетей централизованного водоснабжения и водоотведения
|
-
|
городская застройка, новое строительство
|
|
|
д) тип грунта
|
-
|
по местным условиям
|
|
|
7.
|
Величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоснабжения
|
куб. м/сутки
|
3,7
|
|
8.
|
Величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоотведения
|
куб. м/ сутки
|
0,2
|
|
9.
|
Протяженность сетей от котельной до места подключения к централизованной системе водоснабжения и водоотведения
|
М
|
300
|
|
10.
|
Базовая ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку водопроводной сети
|
рублей/ куб. м/сутки
|
139348
|
|
11.
|
Базовая ставка тарифа за расстояние от точки подключения (технологического присоединения) котельной до точки подключения водопроводных сетей к централизованной системе водоснабжения
|
рублей/м
|
8200
|
|
12.
|
Базовая ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку канализационной сети
|
рублей/куб. м/сутки
|
119543
|
|
13.
|
Базовая ставка тарифа за расстояние от точки подключения (технологического присоединения) котельной до точки подключения канализационных сетей к централизованной системе водоотведения
|
рублей/м
|
8611
|
V. Параметры подключения (технологического присоединения)
котельной к газораспределительным сетям
|
Наименование параметра
|
Единица измерения
|
Для котельной с видом используемого топлива - природный газ
|
|
|
1.
|
Тип газопровода
|
-
|
оцинкованный, однотрубный
|
|
2.
|
Тип прокладки газопровода (подземная или надземная (наземная)
|
-
|
наземная
|
|
3.
|
Диаметр газопровода
|
мм
|
100
|
|
4.
|
Масса газопровода
|
т/м
|
0,125
|
|
5.
|
Протяженность газопровода
|
м
|
1000
|
|
6.
|
Максимальный часовой расход газа
|
куб. м/ч
|
1500
|
|
7.
|
Газорегуляторные пункты шкафные
|
Штук
|
1
|
|
8.
|
Тип газорегуляторного пункта
|
-
|
2 нитки редуцирования
|
|
9.
|
Пункт учета расхода газа
|
Штук
|
1
|
|
10.
|
Базовая величина затрат на технологическое присоединение к газораспределительным сетям
|
тыс. рублей
|
2035
|
VI. Коэффициент использования установленной
тепловой мощности
|
Поселение, городской округ
|
Температурная зона
|
Коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной в зависимости от вида используемого топлива
|
|||
|
природный газ
|
уголь
|
мазут
|
|||
|
1.
|
Якутск
|
VII
|
0,408
|
0,396
|
0,382
|
|
2.
|
Белогорск
|
VI
|
0,383
|
0,371
|
0,357
|
|
3.
|
Благовещенск
|
VI
|
0,380
|
0,368
|
0,354
|
|
4.
|
Магадан
|
VI
|
0,459
|
0,445
|
0,429
|
|
5.
|
Улан-Удэ
|
V
|
0,390
|
0,378
|
0,365
|
|
6.
|
Братск
|
V
|
0,354
|
0,343
|
0,331
|
|
7.
|
Иркутск
|
V
|
0,382
|
0,370
|
0,356
|
|
8.
|
Кемерово
|
V
|
0,344
|
0,334
|
0,322
|
|
9.
|
Киселевск
|
V
|
0,339
|
0,328
|
0,316
|
|
10.
|
Воркута
|
V
|
0,433
|
0,420
|
0,405
|
|
11.
|
Ачинск
|
V
|
0,358
|
0,346
|
0,334
|
|
12.
|
Канск
|
V
|
0,347
|
0,337
|
0,325
|
|
13.
|
Красноярск
|
V
|
0,351
|
0,340
|
0,327
|
|
14.
|
Минусинск
|
V
|
0,332
|
0,322
|
0,310
|
|
15.
|
Новосибирск
|
V
|
0,349
|
0,338
|
0,326
|
|
16.
|
Омск
|
V
|
0,343
|
0,332
|
0,320
|
|
17.
|
Томск
|
V
|
0,350
|
0,340
|
0,327
|
|
18.
|
Кызыл
|
V
|
0,356
|
0,346
|
0,333
|
|
19.
|
Сургут
|
V
|
0,374
|
0,362
|
0,349
|
|
20.
|
Тобольск
|
V
|
0,349
|
0,339
|
0,326
|
|
21.
|
Тюмень
|
V
|
0,352
|
0,341
|
0,328
|
|
22.
|
Уренгой
|
V
|
0,420
|
0,407
|
0,392
|
|
23.
|
Ханты-Мансийск
|
V
|
0,369
|
0,358
|
0,345
|
|
24.
|
Биробиджан
|
V
|
0,396
|
0,384
|
0,370
|
|
25.
|
Комсомольск-на-Амуре
|
V
|
0,386
|
0,374
|
0,360
|
|
26.
|
Хабаровск
|
V
|
0,380
|
0,368
|
0,355
|
|
27.
|
Чита
|
V
|
0,391
|
0,379
|
0,365
|
|
28.
|
Абакан
|
V
|
0,349
|
0,339
|
0,326
|
|
29.
|
Барнаул
|
IV
|
0,340
|
0,329
|
0,317
|
|
30.
|
Бийск
|
IV
|
0,340
|
0,329
|
0,317
|
|
31.
|
Рубцовск
|
IV
|
0,331
|
0,321
|
0,309
|
|
32.
|
Архангельск
|
IV
|
0,372
|
0,360
|
0,347
|
|
33.
|
Котлас
|
IV
|
0,375
|
0,363
|
0,350
|
|
34.
|
Белорецк
|
IV
|
0,363
|
0,352
|
0,339
|
|
35.
|
Уфа
|
IV
|
0,339
|
0,328
|
0,316
|
|
36.
|
Петропавловск-Камчатский
|
IV
|
0,453
|
0,438
|
0,422
|
|
37.
|
Киров
|
IV
|
0,359
|
0,348
|
0,335
|
|
38.
|
Сыктывкар
|
IV
|
0,357
|
0,346
|
0,334
|
|
39.
|
Ухта
|
IV
|
0,368
|
0,357
|
0,344
|
|
40.
|
Курган
|
IV
|
0,339
|
0,329
|
0,317
|
|
41.
|
Йошкар-Ола
|
IV
|
0,336
|
0,326
|
0,314
|
|
42.
|
Саранск
|
IV
|
0,333
|
0,323
|
0,311
|
|
43.
|
Мурманск
|
IV
|
0,395
|
0,383
|
0,369
|
|
44.
|
Арзамас
|
IV
|
0,341
|
0,331
|
0,318
|
|
45.
|
Выкса
|
IV
|
0,332
|
0,322
|
0,310
|
|
46.
|
Нижний Новгород
|
IV
|
0,340
|
0,330
|
0,318
|
|
47.
|
Оренбург
|
IV
|
0,328
|
0,318
|
0,306
|
|
48.
|
Пенза
|
IV
|
0,338
|
0,327
|
0,315
|
|
49.
|
Пермь
|
IV
|
0,342
|
0,331
|
0,319
|
|
50.
|
Владивосток
|
IV
|
0,367
|
0,355
|
0,342
|
|
51.
|
Самара
|
IV
|
0,333
|
0,322
|
0,311
|
|
52.
|
Южно-Сахалинск
|
IV
|
0,416
|
0,402
|
0,387
|
|
53.
|
Екатеринбург
|
IV
|
0,353
|
0,342
|
0,330
|
|
54.
|
Каменск-Уральский
|
IV
|
0,351
|
0,340
|
0,327
|
|
55.
|
Бугульма
|
IV
|
0,351
|
0,340
|
0,328
|
|
56.
|
Елабуга
|
IV
|
0,337
|
0,327
|
0,315
|
|
57.
|
Казань
|
IV
|
0,339
|
0,328
|
0,316
|
|
58.
|
Глазов
|
IV
|
0,353
|
0,342
|
0,330
|
|
59.
|
Ижевск
|
IV
|
0,347
|
0,336
|
0,324
|
|
60.
|
Сарапул
|
IV
|
0,342
|
0,332
|
0,319
|
|
61.
|
Ульяновск
|
IV
|
0,349
|
0,338
|
0,325
|
|
62.
|
Челябинск
|
IV
|
0,348
|
0,337
|
0,325
|
|
63.
|
Чебоксары
|
IV
|
0,344
|
0,333
|
0,321
|
|
64.
|
Белгород
|
III
|
0,333
|
0,323
|
0,311
|
|
65.
|
Брянск
|
III
|
0,337
|
0,326
|
0,314
|
|
66.
|
Владимир
|
III
|
0,341
|
0,330
|
0,318
|
|
67.
|
Муром
|
III
|
0,334
|
0,324
|
0,312
|
|
68.
|
Волгоград
|
III
|
0,326
|
0,316
|
0,304
|
|
69.
|
Камышин
|
III
|
0,330
|
0,320
|
0,308
|
|
70.
|
Вологда
|
III
|
0,348
|
0,338
|
0,325
|
|
71.
|
Воронеж
|
III
|
0,331
|
0,321
|
0,309
|
|
72.
|
Иваново
|
III
|
0,339
|
0,328
|
0,316
|
|
73.
|
Кинешма
|
III
|
0,347
|
0,336
|
0,324
|
|
74.
|
Калуга
|
III
|
0,338
|
0,327
|
0,315
|
|
75.
|
Петрозаводск
|
III
|
0,363
|
0,351
|
0,338
|
|
76.
|
Кострома
|
III
|
0,347
|
0,336
|
0,323
|
|
77.
|
Курск
|
III
|
0,334
|
0,323
|
0,311
|
|
78.
|
Липецк
|
III
|
0,334
|
0,323
|
0,311
|
|
79.
|
Санкт-Петербург
|
III
|
0,346
|
0,335
|
0,322
|
|
80.
|
Тихвин
|
III
|
0,338
|
0,327
|
0,315
|
|
81.
|
Дмитров
|
III
|
0,340
|
0,330
|
0,317
|
|
82.
|
Москва
|
III
|
0,339
|
0,328
|
0,316
|
|
83.
|
Боровичи
|
III
|
0,335
|
0,325
|
0,313
|
|
84.
|
Великий Новгород
|
III
|
0,344
|
0,333
|
0,321
|
|
85.
|
Орел
|
III
|
0,334
|
0,323
|
0,311
|
|
86.
|
Рязань
|
III
|
0,342
|
0,331
|
0,319
|
|
87.
|
Балашов
|
III
|
0,325
|
0,315
|
0,303
|
|
88.
|
Саратов
|
III
|
0,331
|
0,321
|
0,309
|
|
89.
|
Вязьма
|
III
|
0,345
|
0,334
|
0,322
|
|
90.
|
Смоленск
|
III
|
0,341
|
0,330
|
0,318
|
|
91.
|
Тамбов
|
III
|
0,329
|
0,319
|
0,307
|
|
92.
|
Ржев
|
III
|
0,337
|
0,327
|
0,315
|
|
93.
|
Тверь
|
III
|
0,335
|
0,325
|
0,313
|
|
94.
|
Тула
|
III
|
0,336
|
0,325
|
0,313
|
|
95.
|
Ярославль
|
III
|
0,346
|
0,336
|
0,323
|
|
96.
|
Астрахань
|
II
|
0,305
|
0,295
|
0,284
|
|
97.
|
Элиста
|
II
|
0,299
|
0,290
|
0,279
|
|
98.
|
Великие Луки
|
II
|
0,322
|
0,312
|
0,300
|
|
99.
|
Псков
|
II
|
0,326
|
0,316
|
0,304
|
|
100.
|
Ростов-на-Дону
|
II
|
0,316
|
0,305
|
0,294
|
|
101.
|
Таганрог
|
II
|
0,321
|
0,311
|
0,299
|
|
102.
|
Майкоп
|
I
|
0,273
|
0,264
|
0,254
|
|
103.
|
Дербент
|
I
|
0,325
|
0,316
|
0,306
|
|
104.
|
Махачкала
|
I
|
0,312
|
0,301
|
0,290
|
|
105.
|
Нальчик
|
I
|
0,319
|
0,309
|
0,297
|
|
106.
|
Калининград
|
I
|
0,328
|
0,318
|
0,305
|
|
107.
|
Черкесск
|
I
|
0,320
|
0,310
|
0,298
|
|
108.
|
Краснодар
|
I
|
0,289
|
0,280
|
0,269
|
|
109.
|
Сочи
|
I
|
0,295
|
0,287
|
0,277
|
|
110.
|
Тихорецк
|
I
|
0,307
|
0,297
|
0,285
|
|
111.
|
Владикавказ
|
I
|
0,367
|
0,355
|
0,341
|
|
112.
|
Кисловодск
|
I
|
0,353
|
0,341
|
0,328
|
|
113.
|
Невинномысск
|
I
|
0,324
|
0,314
|
0,302
|
|
114.
|
Пятигорск
|
I
|
0,316
|
0,306
|
0,294
|
|
115.
|
Ставрополь
|
I
|
0,320
|
0,310
|
0,298
|
|
116.
|
Грозный
|
I
|
0,313
|
0,303
|
0,291
|
VII. Коэффициент для температурных зон
|
Наименование типа котельной, тепловых сетей
|
Коэффициент для температурных зон
|
|||||||
|
I
|
II
|
III
|
IV
|
V
|
VI
|
VII
|
VIII
|
|
|
Котельная с использованием вида топлива - природный газ, мазут
|
0,995
|
0,997
|
1,000
|
1,038
|
1,071
|
1,109
|
1,148
|
1,187
|
|
Котельная с использованием вида топлива - уголь
|
0,960
|
0,980
|
1,000
|
1,070
|
1,130
|
1,200
|
1,270
|
1,340
|
|
Тепловые сети
|
0,989
|
0,992
|
1,000
|
1,056
|
1,063
|
1,084
|
1,088
|
1,091
|
VIII. Коэффициент сейсмического влияния
|
Наименование типа котельной, тепловых сетей
|
Коэффициент сейсмического влияния
|
|||
|
6 баллов
|
7 баллов
|
8 баллов
|
9 и более баллов
|
|
|
Котельная с использованием вида топлива - природный газ, мазут
|
1
|
1,005
|
1,007
|
1,01
|
|
Котельная с использованием вида топлива - уголь
|
1
|
1,01
|
1,015
|
1,02
|
|
Тепловые сети
|
1
|
1
|
1,03
|
1,03
|
IX. Перечень температурных зон
|
Наименование территории
|
Температурные зоны
|
|
|
1.
|
Республика Адыгея
|
I
|
|
2.
|
Республика Алтай
|
IV
|
|
3.
|
Республика Башкортостан
|
IV
|
|
4.
|
Республика Бурятия:
|
|
|
а) территория севернее линии Нижнеангарск - Шипишка (включительно)
|
VI
|
|
|
б) остальная территория Республики Бурятия
|
V
|
|
|
5.
|
Республика Дагестан
|
I
|
|
6.
|
Республика Ингушетия
|
I
|
|
7.
|
Кабардино-Балкарская Республика
|
I
|
|
8.
|
Республика Калмыкия
|
II
|
|
9.
|
Карачаево-Черкесская Республика
|
I
|
|
10.
|
Республика Карелия:
|
|
|
а) территория севернее 64 параллели северной широты
|
IV
|
|
|
б) остальная территория Республики Карелия
|
III
|
|
|
11.
|
Республика Коми:
|
|
|
а) территория севернее Северного полярного круга
|
V
|
|
|
б) территория восточнее линии Ермица - Ижма - Сосногорск - Помоздино - Усть-Нем (включительно)
|
V
|
|
|
в) остальная территория Республики Коми
|
IV
|
|
|
12.
|
Республика Марий Эл
|
IV
|
|
13.
|
Республика Мордовия
|
IV
|
|
14.
|
Республика Саха (Якутия):
|
|
|
а) Новосибирские острова
|
VI
|
|
|
б) Анабарский национальный (долгано-эвенкийский) муниципальный район и Булунский муниципальный район севернее линии Усть-Оленек - Побережье и острова Оленекского залива и острова Дунай-Арыта (включительно)
|
VI
|
|
|
в) территория севернее линии пересечения границ Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района с Анабарским национальным (долгано-эвенкийским) и Оленекским муниципальными районами; Булунский район севернее линии Таймылыр - Тит - Ары - Бухта Сытыган - Тала (включительно); Усть-Янский муниципальный район - протока Правая (исключительно) - побережье Янского залива - Селяхская губа - Чокурдах (включительно); Аллаиховский муниципальный район - пересечение границ Аллаиховского, Нижнеколымского, Среднеколымского муниципальных районов и далее вдоль южной границы Нижнеколымского района, за исключением территории, указанной в подпункте "б" настоящего пункта
|
VI
|
|
|
г) Анабарский национальный (долгано-эвенкийский), Булунский муниципальные районы, за исключением территории, указанной в подпунктах "б" и "в" настоящего пункта; Усть-Янский муниципальный район, за исключением территории, указанной в подпункте "в" настоящего пункта; Аллаиховский муниципальный район, за исключением территории, указанной в подпункте "в" настоящего пункта; Жиганский, Абыйский, Оленекский, Среднеколымский, Верхнеколымский муниципальные районы
|
VII
|
|
|
д) Верхоянский, Момский, Оймяконский, Томпонский муниципальные районы
|
VIII
|
|
|
е) Амгинский, Верхневилюйский, Вилюйский, Горный, Кобяйский, Мегино-Кангаласский, Мирнинский, Намский, Сунтарский, Таттинский, Усть-Алданский, Усть-Майский, Хангаласский, Чурапчинский муниципальные районы, г. Якутск, городской округ Жатай
|
VII
|
|
|
ж) Алданский, Ленский, Олекминский и Нерюгинский муниципальные районы
|
VI
|
|
|
15.
|
Республика Северная Осетия - Алания
|
I
|
|
16.
|
Республика Татарстан
|
IV
|
|
17.
|
Республика Тыва
|
V
|
|
18.
|
Удмуртская Республика
|
IV
|
|
19.
|
Республика Хакасия
|
V
|
|
20.
|
Чеченская Республика
|
I
|
|
21.
|
Чувашская Республика
|
IV
|
|
22.
|
Алтайский край
|
IV
|
|
23.
|
Забайкальский край:
|
|
|
а) территория севернее линии Шипишка - Тунгокочен - Букачача - Сретенск - Шелопугино - Приаргунск (включительно)
|
VI
|
|
|
б) остальная территория Забайкальского края
|
V
|
|
|
24.
|
Камчатский край:
|
|
|
а) территория северо-западнее линии Парень - Слаутное (исключая Слаутное)
|
V
|
|
|
б) территория юго-восточнее линии Парень - Слаутное (включительно) и севернее линии Рекинники - Тиличики (включительно)
|
V
|
|
|
в) территория южнее линии Рекинники - Тиличики
|
IV
|
|
|
25.
|
Краснодарский край
|
I
|
|
26.
|
Красноярский край:
|
|
|
а) территория Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района севернее линии Сидоровск - Потапово - Норильск (включительно) и ближайшие острова (архипелаг Северная Земля и др.)
|
VI
|
|
|
б) остальная территория Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района
|
VI
|
|
|
в) Эвенкийский район и территория Красноярского края севернее линии Верхнеимбатское - река Таз (включительно)
|
VI
|
|
|
г) территория южнее Копьево - Новоселово - Агинское (включительно)
|
V
|
|
|
д) остальная территория Красноярского края
|
V
|
|
|
27.
|
Пермский край
|
IV
|
|
28.
|
Приморский край:
|
|
|
а) территория севернее линии Трудовое - Партизанск (включительно) - Преображение (исключая)
|
V
|
|
|
б) территория южнее линии Трудовое - Партизанск - Преображение
|
IV
|
|
|
29.
|
Ставропольский край
|
I
|
|
30.
|
Хабаровский край:
|
|
|
а) территория севернее линии Облучье - Комсомольск-на-Амуре (исключая г. Комсомольск-на-Амуре), далее по реке Амур, за исключением побережья Татарского пролива
|
VI
|
|
|
б) побережье от залива Счастья до пос. Нижнее Пронге (исключая пос. Нижнее Пронге)
|
VI
|
|
|
в) остальная территория Хабаровского края
|
V
|
|
|
31.
|
Амурская область
|
VI
|
|
32.
|
Архангельская область:
|
|
|
а) территория южнее линии Кушкушара (исключая Кушкушара) - пересечение Северного полярного круга с границей Республики Коми
|
IV
|
|
|
б) территория севернее линии Кушкушара (включительно) - пересечение Северного полярного круга с границей Республики Коми - Ермица - Черная (исключая г. Черную) и остров Колгуев
|
IV
|
|
|
в) территория восточнее линии Ермица - Черная (включительно) и острова Вайгач
|
V
|
|
|
г) острова Новая Земля
|
V
|
|
|
д) острова Земля Франца-Иосифа
|
V
|
|
|
33.
|
Астраханская область
|
II
|
|
34.
|
Белгородская область
|
III
|
|
35.
|
Брянская область
|
III
|
|
36.
|
Владимирская область
|
III
|
|
37.
|
Волгоградская область
|
III
|
|
38.
|
Вологодская область:
|
|
|
а) территория западнее линии озеро Воже - Устье - Вологда - Вохтога (включительно)
|
III
|
|
|
б) остальная территория Вологодской области
|
IV
|
|
|
39.
|
Воронежская область
|
III
|
|
40.
|
Ивановская область
|
III
|
|
41.
|
Иркутская область:
|
|
|
а) территория севернее 62 параллели
|
VI
|
|
|
б) территория северо-восточнее линии Токма - Улькан (река Лена) - Нижнеангарск (включительно)
|
VI
|
|
|
в) остальная территория Иркутской области
|
V
|
|
|
42.
|
Калининградская область
|
I
|
|
43.
|
Калужская область
|
III
|
|
44.
|
Кемеровская область
|
V
|
|
45.
|
Кировская область
|
IV
|
|
46.
|
Костромская область:
|
|
|
а) вся территория, за исключением г. Костромы
|
IV
|
|
|
б) г. Кострома
|
III
|
|
|
47.
|
Курганская область
|
IV
|
|
48.
|
Курская область
|
III
|
|
49.
|
Ленинградская область и г. Санкт-Петербург
|
III
|
|
50.
|
Липецкая область
|
III
|
|
51.
|
Магаданская область
|
VI
|
|
52.
|
Московская область и г. Москва
|
III
|
|
53.
|
Мурманская область:
|
|
|
а) территория плато Расвумчорр (район апатит-нефелинового рудника "Центральный")
|
VI
|
|
|
б) территория северо-восточнее линии Заполярный - Североморск - Каневка (включительно) и юго-восточнее линии Каневка - Кузомень (включительно)
|
IV
|
|
|
в) остальная территория Мурманской области
|
IV
|
|
|
54.
|
Нижегородская область
|
IV
|
|
55.
|
Новгородская область
|
III
|
|
56.
|
Новосибирская область
|
V
|
|
57.
|
Омская область
|
V
|
|
58.
|
Оренбургская область
|
IV
|
|
59.
|
Орловская область
|
III
|
|
60.
|
Пензенская область
|
IV
|
|
61.
|
Псковская область
|
II
|
|
62.
|
Ростовская область
|
II
|
|
63.
|
Рязанская область
|
III
|
|
64.
|
Самарская область
|
IV
|
|
65.
|
Саратовская область
|
III
|
|
66.
|
Сахалинская область:
|
|
|
а) территория севернее линии Шахтерск - Поронайск (включительно)
|
V
|
|
|
б) территория южнее линии Шахтерск - Поронайск и севернее линии Холмск - Южно-Сахалинск (включительно)
|
IV
|
|
|
в) остальная территория острова Сахалин
|
III
|
|
|
ж) Курильские острова
|
II
|
|
|
67.
|
Свердловская область
|
IV
|
|
68.
|
Смоленская область
|
III
|
|
69.
|
Тамбовская область
|
III
|
|
70.
|
Тверская область
|
III
|
|
71.
|
Томская область
|
V
|
|
72.
|
Тульская область
|
III
|
|
73.
|
Тюменская область
|
V
|
|
74.
|
Ульяновская область
|
IV
|
|
75.
|
Челябинская область
|
IV
|
|
76.
|
Ярославская область
|
III
|
|
77.
|
Еврейская автономная область
|
V
|
|
78.
|
Ненецкий автономный округ:
|
|
|
а) территория южнее линии Кушкушара (исключая Кушкушара) - пересечение Северного полярного круга с границей Республики Коми
|
IV
|
|
|
б) территория севернее линии Кушкушара (включительно) - пересечение Северного полярного круга с границей Коми - Ермица - Черная (исключая Черную) и остров Колгуев
|
IV
|
|
|
в) территория восточнее линии Ермица - Черная (включительно) и остров Вайгач
|
V
|
|
|
79.
|
Ханты-Мансийский автономный округ - Югра
|
V
|
|
80.
|
Чукотский автономный округ:
|
|
|
а) территория восточнее линии Марково - Усть-Белая - мыс Шмидта - остров Врангеля (включительно)
|
V
|
|
|
б) остальная территория Чукотского автономного округа
|
VI
|
|
|
81.
|
Ямало-Ненецкий автономный округ
|
V
|
X. Коэффициент влияния расстояния на транспортировку
основных средств котельной
|
Расстояние, км
|
|||||
|
до 200
|
от 200 до 500
|
от 500 до 1000
|
от 1000 до 1500
|
от 1500 до 2000
|
|
|
Коэффициент влияния расстояния на транспортировку основных средств котельной
|
1
|
1,01
|
1,03
|
1,05
|
1,07
|
XI. Инвестиционные параметры
|
Наименование параметра
|
Значение
|
|
Базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала
|
13,88 процента <*>
|
|
Базовый уровень ключевой ставки Банка России
|
12,64 процента
|
|
Срок возврата инвестированного капитала
|
10 лет
|
|
Период амортизации котельной и тепловых сетей
|
15 лет
|
XII. Штатная численность и базовый уровень оплаты труда
персонала котельной
|
Должность (специальность, профессия)
|
Количество штатных единиц персонала котельной, производящей тепловую энергию с использованием топлива
|
Базовый уровень ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной, тыс. рублей
|
Коэффициент загрузки, процентов
|
Базовый уровень ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной с учетом коэффициента загрузки, тыс. рублей
|
|||
|
природный газ
|
уголь
|
мазут
|
|||||
|
1.
|
Начальник котельной
|
1
|
1
|
1
|
70
|
100
|
70
|
|
2.
|
Старший оператор
|
5
|
5
|
5
|
40
|
50
|
20
|
|
3.
|
Слесарь
|
1
|
1
|
1
|
40
|
100
|
40
|
|
4.
|
Инженер-электрик
|
1
|
1
|
1
|
40
|
33
|
13
|
|
5.
|
Инженер-химик
|
1
|
1
|
1
|
40
|
33
|
13
|
|
6.
|
Инженер КИП
|
1
|
1
|
1
|
40
|
33
|
13
|
|
7.
|
Машинист (кочегар) котельной
|
-
|
5
|
-
|
40
|
50
|
20
|
|
8.
|
Итого
|
10
|
15
|
10
|
-
|
-
|
-
|
XIII. Среднемесячная заработная плата работников
организаций по отрасли "Производство и распределение
электроэнергии, газа и воды" по г. Москве для расчета
коэффициента корректировки базового уровня ежемесячной
оплаты труда сотрудника котельной
|
Значение
|
|
|
Величина среднемесячной заработной платы работников организаций по отрасли "Производство и распределение электроэнергии, газа и воды" по г. Москве
|
86941 рубль <**>
|
XIV. Коэффициент расходов на плату за выбросы загрязняющих
веществ в атмосферный воздух в пределах установленных
нормативов и (или) лимитов для котельной
с использованием угля
|
Экономические районы Российской Федерации
|
Коэффициент расходов на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух котельной с использованием вида топлива - уголь
|
|
Северный
|
0,0085
|
|
Северо-Западный
|
0,0114
|
|
Центральный
|
0,0149
|
|
Волго-Вятский
|
0,0083
|
|
Центрально-Черноземный
|
0,0119
|
|
Поволжский
|
0,0154
|
|
Северо-Кавказский
|
0,0146
|
|
Уральский
|
0,0149
|
|
Западно-Сибирский
|
0,0090
|
|
Восточно-Сибирский
|
0,0094
|
|
Дальневосточный
|
0,0058
|
|
Калининградский район
|
0,0121
|
--------------------------------
<*> Значение базового уровня нормы доходности инвестированного капитала для базового (2015) года определено с использованием подхода к определению нормы доходности инвестированного капитала, предусмотренного пунктом 26 Правил определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 декабря 2017 г. N 1562 "Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)", исходя из значения нормы доходности инвестированного капитала, равного 12 процентам в 2017 году, и значения средневзвешенной по дням 9 месяцев 2016 г. ключевой ставки Банка России, равного 10,78 процента.
<**> Указаны данные за 2015 год в соответствии с официальными данными, опубликованными Росстатом.