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)

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	˚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

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.