Действующий
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.
Технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, используемые для расчета предельного уровня цены
на тепловую энергию (мощность)
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 |
Наименование параметра | Единица измерения | Значение | |
1. | Температурный график | ˚С | 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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 | - | - | - |