Конференция
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России
Теплообменные аппараты ТТАИ

ПРОЕКТ

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от « » 2016 г. №

МОСКВА

Об утверждении правил и порядка определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включающих правила и порядок индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)

В соответствии с Федеральным законом «О теплоснабжении» Правительство Российской Федерации постановляет:

1. Утвердить прилагаемые:

правила и порядок определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включающие правила и порядок 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 не чаще, чем раз в три года (раз в год при существенном ухудшении экономической конъюнктуры) проводить анализ необходимости корректировки технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), в связи с изменениями состояния финансовых и товарных рынков, в том числе из-за изменений технологий производства тепловой

энергии и макроэкономических условий, и направлять в Правительство Российской Федерации в установленном порядке предложения по изменению указанных технико-экономических параметров вместе с проектом нормативного правового акта, учитывающего указанные изменения.

Существенным ухудшением экономической конъюнктуры, достаточным для корректировки технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), считается состояние экономики, соответствующее одному из следующих критериев:

а) объем валового внутреннего продукта, определяемый федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным в области государственного статистического учета, в постоянных ценах за один из кварталов текущего года меньше, чем объем валового внутреннего продукта в соответствующем квартале предыдущего года в отношении всей территории Российской Федерации;

б) средневзвешенная по сроку действия ключевая ставка Банка России за отчетный год превышает более, чем в 1,5 раза средневзвешенную по сроку действия ключевую ставку Банка России за год, предшествующий отчетному году.

3. Установить, что:

а) настоящее постановление применяется к отношениям, связанным с ценообразованием на тепловую энергию (мощность) на территориях, отнесенных к ценовым зонам теплоснабжения на 2017 год и последующие годы;

б) предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям, на 2017 года утверждается с календарной разбивкой с 1 января 2017 г. по 30 июня 2017 года, а также с 1 июля 2017 года по 31 декабря 2017 года;

в) решения об установлении тарифов в сфере теплоснабжения (за исключением случаев, указанных в Федеральном законе «О теплоснабжении») прекращают свое действие с начала действия решения об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям, утвержденного в установленном порядке.

4. Рекомендовать органам местного самоуправления направить в органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области регулирования тарифов информацию о преобладающем виде топлива, о среднем количестве этажей жилых и многоквартирных домов в системе теплоснабжения поселения, городского округа, отнесенной к ценовой зоне теплоснабжения при отсутствии указанной информации в утвержденной в установленном порядке схеме теплоснабжения, а также сведения о наименовании гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения с максимальным объемом отпуска воды и гарантирующей организации в сфере водоотведения с максимальным объемом принятых сточных вод в 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 №

Правила и порядок определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включающие правила и порядок индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)

I. Общие положения

1. Настоящие правила и порядок определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включающие правила и порядок индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (далее - Правила), разработаны в соответствии с Федеральным законом «О теплоснабжении» и устанавливают методологию расчета и последовательность действий по расчету и утверждению предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), поставляемую единой теплоснабжающей организацией потребителям в ценовых зонах теплоснабжения, включая порядок применения технико-экономических параметров котельных и тепловых сетей, установленных Правительством Российской Федерации.

2. Понятия, используемые в настоящих Правилах, употребляются в значении, которое определено Федеральным законом «О теплоснабжении» и иными нормативными правовыми актами.

3. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям (далее - предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность)) рассчитывается и устанавливается органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (далее - орган регулирования) для каждой системы теплоснабжения поселения, городского округа, отнесенного к ценовой зоне теплоснабжения, с использованием:

1) технико-экономических параметров котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию

(мощность), установленных Правительством Российской Федерации (далее - технико-экономические параметры котельных и тепловых сетей);

2) параметров и формул, определяемых в соответствии с настоящими Правилами.

4. Технико-экономические параметры котельных и тепловых сетей, дифференцированные по видам топлива, используются при определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от вида топлива, который преобладает в указанной системе теплоснабжения. Преобладающий вид топлива определяется в схеме теплоснабжения поселения, городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, как вид топлива с наибольшей долей в структуре топливного баланса указанной системы теплоснабжения. В случае если преобладающим видом топлива в системе теплоснабжения является вид топлива, по которому отсутствует дифференциация технико-экономических параметров котельных и тепловых сетей, для целей расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в качестве преобладающего вида топлива в указанной системе теплоснабжения принимается мазут.

5. Технико-экономический параметр котельных и тепловых сетей, отражающий особенности проектирования тепловой сети и плотность жилищной застройки в системе теплоснабжения (коэффициент этажности жилищной застройки) используется при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) при фактическом среднем количестве этажей жилых и многоквартирных домов в системе теплоснабжения менее 8 этажей. Среднее количество этажей жилых и многоквартирных домов в системе теплоснабжения определяется в схеме теплоснабжения поселения, городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения.

6. Технико-экономические параметры котельных и тепловых сетей, дифференцированные 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, городской округ, на территории которого находится указанная система теплоснабжения.

Соответствие поселения, городского округа температурной зоне определяется в соответствии технико-экономическими параметрами котельных и тепловых сетей.

Соответствие поселения, городского округа сейсмическому району определяется в соответствии сейсмическим районированием технического регламента о безопасности зданий и сооружений в части свода правил строительства в сейсмических районах по шкале MSK-64 для средней степени сейсмической опасности.

7. Технико-экономические параметры котельных и тепловых сетей, дифференцированные по территориям, относящимся и не относящимся к территориям распространения вечномерзлых грунтов, используются при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от отнесения территорий в поселении, городском округе, в котором находится система теплоснабжения, к территориям распространения вечномерзлых грунтов. Отнесение территории поселения, городского округа, в котором находится система теплоснабжения, к территории распространения вечномерзлых грунтов, осуществляется по информации органа архитектуры и градостроительства поселения, городского округа, а в случае отсутствия соответствующей информации в соответствии с данными официального сайта информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» Федеральной службы государственной регистрации, кадастра и картографии.

При определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для систем теплоснабжения, которые находятся в поселении, городском округе, территория которого отнесена к территории распространения вечномерзлых грунтов, не применяется коэффициент этажности жилищной застройки.

8. Технико-экономический параметр котельных и тепловых сетей, дифференцированный по расстоянию на транспортировку основных средств котельной (коэффициент влияния расстояния на транспортировку основных средств

котельной), используются 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. Технико-экономические параметры котельных и тепловых сетей, дифференцированные 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, на территории соответствующего поселения, городского округа, экономического района Российской Федерации.

II. Правила определения и индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)

10. Расчет предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на i-й расчетный период регулирования ц. осуществляется по следующей формуле:

Ц1 = РТг + KPt + Ht + ПРг + РДг + Щ (руб./Гкал), (1)

где:

РТг - 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 пунктами 11-12 настоящих Правил;

кр - 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 пунктами 13-18 настоящих Правил;

и. - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность),

обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктами 19-22 настоящих Правил;

пр - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию

(мощность), обеспечивающая компенсацию прочих расходов в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 23-28 настоящих Правил;

рд. - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию

(мощность), обеспечивающая создание резерва по сомнительным долгам в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая по следующей формуле:

РД .= (Щ + PTt + Ht + пр) X kРД (руб./Гкал), (2)

где:

kРД - доля уровня резерва по сомнительным долгам, определяемая органом регулирования, но не ниже 0,02;

АВг - 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), определяемая на i-й расчетный период регулирования в соответствии с пунктами 29-32 настоящих Правил.

11. Расчет составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной на i-й расчетный период регулирования (РТг) осуществляется по формуле:

т тгт-<ф,нат.

РТi = b,,k x '^k x (1 + Ц_хк)X (1+in) x10-3(руб./Гк), (3)

где:

bik - удельный расход условного топлива при производстве тепловой энергии

котельной с использованием k-того вида топлива в i-м расчетном периоде

регулирования, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, кг.у.т./Г кал;

ЦТф™к' - фактическая цена на k-тый вид топлива, используемого при

производстве тепловой энергии котельной, с учетом затрат на его доставку,

сложившаяся в поселении, городском округе, на территории которого находится

система теплоснабжения, в (ь2)-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил, руб./т.н.т.;

K - коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо,

рассчитываемый как отношение низшей теплоты сгорания преобладающего в системе теплоснабжения вида топлива, на территории которого находится система теплоснабжения, к низшей теплоте сгорания 1 кг условного топлива, равной 7 000 ккал/кг.у.т.;

Ц-и, Кк - прогнозные индексы роста цены на k-тый вид топлива на (1-1)-й и i-й

расчетные периоды регулирования соответственно, определенные в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на i-й расчетный период регулирования, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант).

12. При определении фактической цены на k-тый вид топлива, используемого при производстве тепловой энергии котельной, с учетом затрат на его доставку, на (ь2)-й расчетный период регулирования (ЦТ^Н™') орган регулирования использует источники информации о ценах (тарифах) в следующем порядке:

а) установленные на второе полугодие (ь2)-ого расчетного периода

регулирования цены (тарифы) - если цены (тарифы) на соответствующие товары (услуги) подлежат государственному регулированию;

б) рыночные цены, сложившиеся на организованных торговых площадках, в том числе на биржах, функционирующих на территории Российской Федерации;

в) информация с официальных сайтов единой информационной системы в сфере закупок, региональных и муниципальных информационных систем в сфере закупок;

г) рыночные цены, сложившиеся в соответствующем субъекте Российской Федерации, 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.

В случае если на территории системы теплоснабжения, в отношении которой определяется предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), осуществляют деятельность несколько поставщиков топлива, то принимаются значения цен для организации с наибольшим объемом отпускаемого, поставляемого топлива.

При определении фактической цены на газ, подлежащей регулированию, сложившейся в поселении, городском округе, на территории которого находится система теплоснабжения, учитываются затраты на доставку топлива включающие услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, плату за снабженческо-сбытовые услуги, специальные надбавки к тарифам на транспортировку газа газораспределительными организациями для финансирования программ газификации, рассчитываемые исходя из утвержденных тарифов для группы конечных потребителей газа, соответствующей диапазону объема потребления газа при производстве тепловой энергии котельной, установленному технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.

13. Расчет составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей на i-й расчетный период регулирования (Кр), осуществляется по формуле:

= (Ю- + КЗГ + Ш» + Зб) х НД, (руб /Гкал), (4)

г QПО 1 - (1 + НДг)-10 7 V 7

где:

KjKom - величина капитальных затрат на строительство котельной с

использованием k-того вида топлива в базовом году, определяемая в соответствии с пунктом 14 настоящих Правил, тыс. руб.;

б - базовый год, которым является 2015 год;

кзсети - величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году, определяемая в соответствии с пунктом 15 и разделом III настоящих Правил, тыс. руб.;

ТПбк - величина затрат на подключение (технологическое присоединение)

котельной с использованием k-того вида топлива к электрическим сетям, к централизованной системе водоснабжения и водоотведения (а также к газораспределительным сетям для котельной с использованием вида топлива газ) в базовом году, определяемая в соответствии с пунктом 16 настоящих Правил, тыс. руб.;

Збк - стоимость земельного участка, на котором осуществляется строительство

котельной в базовом году, определяемая в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил, тыс. руб.;

q ПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый по формуле:

QПО = p х гр х киум х10 3 (тыс. Гкал), (5)

где:

p - установленная тепловая мощность котельной, установленная технико­экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, Г кал/ч;

ГР - продолжительность годовой работы оборудования котельной с учетом коэффициента готовности, учитывающего плановую продолжительность годовой работы оборудования, определяемая по формуле:

ГР = 8760 X Кг (ч), (6)

где:

8760 - число часов в году, ч;

К - коэффициент готовности, учитывающий плановую продолжительность

годовой работы оборудования котельной, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

КИУМ - коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

нд. - норма доходности инвестированного капитала в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 18 настоящих Правил.

14. Величина капитальных затрат на строительство котельной с использованием k-того вида топлива в базовом году (КЗ*™) рассчитывается по

формуле:

КЗк°т = КЗк(б) XК™™ X кк°тс X Ктр (тыс. руб.), (7)

где:

Кз™т(б) - базовая величина капитальных затрат в базовом году на строительство котельной с использованием k-того вида топлива, установленная технико­экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, тыс. руб.;

Кк°тт - коэффициент температурной зоны для котельной с использованием k-

того вида топлива, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

Ккот,с - коэффициент сейсмического влияния для котельной с использованием k- того вида топлива, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

Kтр - коэффициент влияния расстояния на транспортировку основных средств котельной, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

б - базовый год, которым является 2015 год.

15. Величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году (КЗсбети) рассчитывается по формуле:

КЗсети = КЗбети(б) χ Кбeтu,т χ Кбeтu, б χ Кэт (тыс. руб.), (8)

б б.к

где:

тг'эсети (б) ^ ^

б - базовая величина капитальных затрат в базовом году на строительство тепловых сетей, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, тыс. руб.;

Ксети ,т - коэффициент температурной зоны для тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

Ксети,с - коэффициент сейсмического влияния для тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

Кэт - коэффициент этажности жилищной застройки, установленный технико­экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

б - базовый год, которым является 2015 год.

16. Величина затрат на подключение (технологическое присоединение) котельной с использованием k-того вида топлива к электрическим сетям, к централизованной системе водоснабжения и водоотведения, а также к

газораспределительным сетям для котельной с использованием вида топлива газ в базовом году (ТПбк к), рассчитывается по формуле:

ТПбкк = ТПЭК + ТПбС + ТП™ + ТПгбс (тыс. руб.), (9)

где:

ТПэбск - затраты на технологическое присоединение (подключение) котельной с

использованием k-того вида топлива к электрическим сетям в базовом году, определяемые в соответствии с законодательством Российской Федерации в сфере электроэнергетики исходя из платы за технологическое присоединение и (или) стандартизированных тарифных ставок, установленных органами регулирования на базовый год в отношении территориальной сетевой организации, функционирующей на территории поселения, городского округа, в котором расположена система теплоснабжения, созданной в результате реформирования акционерных обществ энергетики и электрификации, а также параметров технологического присоединения (подключения) энергопринимающих устройств котельной с использованием k-того вида топлива к электрическим сетям, установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, тыс. руб.;

ТПебс, ТЩ° - затраты на подключение (технологическое присоединение) котельной к централизованной системе водоснабжения и водоотведения соответственно в базовом году, определяемые в соответствии с законодательством Российской Федерации в сфере водоснабжения и водоотведения исходя из тарифов на подключение, установленных органом регулирования на базовый год в отношении гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения с максимальным объемом отпуска воды и гарантирующей организации в сфере водоотведения с максимальным объемом принятых сточных вод в поселении, городском округе, на территории которого находится система теплоснабжения, на основании схемы водоснабжения и водоотведения, а также параметров

подключения (технологического присоединения) котельной к централизованной системе водоснабжения и водоотведения, установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, тыс. руб.

При отсутствии утвержденных в соответствии с законодательством Российской Федерации тарифов на подключение к централизованной системе водоснабжения и водоотведения на базовый год применяются базовые ставки на подключение к системе водоснабжения и водоотведения, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.

ТЩ - базовая величина затрат на технологическое присоединение к газораспределительным сетям, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с учетом особенностей, указанных в разделе III настоящих Правил, тыс. руб.;

б - базовый год, которым является 2015 год.

17. Стоимость земельного участка, на котором осуществляется строительство котельной, в базовом году (Збк) рассчитывается по формуле:

Зб,к = S хP (тыс. руб.), (10)

где:

S - площадь земельного участка под строительство котельной с использованием k-того вида топлива, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, кв. м.;

P - удельная стоимость земельного участка, определенная органом регулирования в соответствии с настоящим пунктом, тыс. руб./кв. м.

Орган регулирования определяет удельную стоимость земельного участка на основе рыночной стоимости с использованием данных официального сайта Российской Федерации для размещения информации о проведении торгов (http://www.torgi.gov.ru) об удельной рыночной стоимости земельных участков в сделках, заключенных в 2014 и 2015 годах в форме договора купли-продажи и договора аренды земельных участков, которые соответствуют следующим

критериям:

имеют вид разрешенного использования, установленный технико­

экономическими параметрами котельных и тепловых сетей;

располагаютсяв границах территории соответствующей системы

теплоснабжения или в границе поселения, городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, в случае отсутствия информации о сделках с земельными участками, находящимися в границах системы теплоснабжения;

имеют площадь, которая не превышает общую площадь жилого квартала, на территории которого находится котельная, установленную технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.

По указанным данным орган регулирования рассчитывает удельную рыночную стоимость земельного участка как средневзвешенную величину по площади земельных участков. При этом удельная стоимость земельных участков, являвшихся предметом сделок по договорам аренды, рассчитывается исходя из арендной платы 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 недостаточностью и (или) отсутствием на официальном сайте Российской Федерации для размещения информации о проведении торгов сведений о рыночной стоимости земельных участков, соответствующих установленным настоящим пунктом критериям, определение удельной стоимости земельного участка осуществляется органом регулирования на основе кадастровой стоимости земельного участка. В этом случае удельная стоимость земельного участка определяется равной утвержденному органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации по результатам государственной кадастровой оценки земель удельному показателю кадастровой стоимости земельного участка соответствующего вида разрешенного использования для кадастрового квартала населенного пункта в 2015 году, в границах которого располагается система теплоснабжения.

В случае расположения системы теплоснабжения на территории нескольких кадастровых кварталов удельная стоимость земельного участка, на котором осуществляется строительство котельной, рассчитывается как средневзвешенный удельный показатель кадастровой стоимости земель по общей площади земельных участков с соответствующим видом разрешенного использования по всем кадастровым кварталам, на территории которых располагается система теплоснабжения.

18. Норма доходности инвестированного капитала определяется по формуле:

ШТ = (1 + НДб) X (1 + ДГО,-2 )

Д (1 + ДГОб) , ( )

где:

НДб - базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

ДГО - базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

дго·_2 - средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, выраженная в рублях, со сроком до погашения не менее 8 лет и не более 10 лет, определяемая по результатам i-2-го расчетного периода регулирования органом регулирования в соответствии с методикой, утвержденной федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и социально­экономического развития;

б - базовый год, которым является 2015 год.

19. Расчет составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов на i-й

расчетный период регулирования ( н, ), осуществляется по формуле:

fj" ifJUM .ттЗ

Н, = Н- + ^ + H (руб./Гкал), (12)

где:

Н" - величина расходов на уплату налога на прибыль от деятельности, связанной с производством и поставкой тепловой энергии (мощности), в i-том расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 20 настоящих Правил, тыс. руб.;

HUM - величина расходов на уплату налога на имущество в i-том расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 21 настоящих Правил, тыс. руб.;

Н3 - величина расходов на уплату земельного налога в i-том расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил, тыс. руб.;

QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в

соответствии с пунктом 1 3 настоящих Правил, тыс. Гкал.

20. Величина расходов на уплату налога на прибыль, от деятельности, связанной с производством и поставкой тепловой энергии (мощности), на i-й расчетный период регулирования (Н") рассчитывается по формуле:

КЗ кот + КЗ сети + ТП f"

Н" = (КР, χQПО б^ JL ^)х-Ъ_ (тыс. руб.), (13)

где:

КРг - 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 13 настоящих Правил, руб./Гкал;

QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в

соответствии с пунктом 13 настоящих Правил, тыс. Гкал;

Куком - величина капитальных затрат на строительство котельной с

использованием k-того вида топлива в базовом году, определяемая в соответствии с пунктом 14 настоящих Правил, тыс. руб.;

КЗсбети - величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году, определяемая в соответствии с пунктом 1 5 настоящих Правил, тыс. руб.;

ТПбк - величина затрат на подключение (технологическое присоединение)

котельной с использованием k-того вида топлива к электрическим сетям, к централизованной системе водоснабжения и водоотведения, а также к газораспределительным сетям для котельной с использованием вида топлива газ в базовом году, определяемая в соответствии с пунктом 1 6 настоящих Правил, тыс. руб.;

ПА - период амортизации котельной и тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, годы;

гП - ставка налога на прибыль от деятельности, связанной с производством и поставкой тепловой энергии (мощности), установленная в соответствии с

законодательством Российской Федерации о налогах и сборах на i-тый расчетный

период регулирования.

21. Величина расходов на уплату налога на имущество на i-й расчетный период регулирования (Н"м) рассчитывается по формуле:

КЗб к + КЗб к *ίι - СК ] ним = tим х —А Z (тыс. руб.), (14)

где:

t“ - ставка налога на имущество, установленная в соответствующем субъекте

Российской Федерации (без учета специальных льгот по налогу на имущество организаций) в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах на i-й расчетный период регулирования;

КЗб'К - величина капитальных затрат на строительство котельной и тепловых

сетей, определяемая как сумма величины капитальных затрат на строительство котельной КЗКК°Т, определяемой в соответствии с пунктом 14 настоящих Правил,

величины капитальных затрат на строительство тепловых сетей КЗсбети, определяемой в соответствии с пунктом 1 5 настоящих Правил, и величины расходов на подключение котельной к электрическим сетям, централизованной системе водоснабжения и водоотведения, а также к газораспределительным сетям для котельной с использованием вида топлива газ ТПбк, определяемой в соответствии с

пунктом 16 настоящих Правил, тыс. руб.;

СВК - срок возврата инвестированного капитала, установленный технико­экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, используемыми для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), годы;

ПА - период амортизации котельной и тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, годы.

22. Величина расходов на уплату земельного налога на i-й расчетный период регулирования (НЗ) рассчитывается по формуле:

НЗ = КСЗ x хЗ (тыс. руб.), (15)

где:

КСЗ - кадастровая стоимость земельного участка, определенная в соответствии

с земельным законодательством Российской Федерации и с законодательством Российской Федерации об оценочной деятельности на i-й расчетный период регулирования, тыс. руб.;

гЗ - ставка земельного налога, установленная в соответствии с

законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и нормативными правовыми актами представительных органов поселения, городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, на i-й расчетный период регулирования.

23. Расчет составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной на i-й расчетный период регулирования (пр), осуществляется по формуле:

ттт)проч . тг-риные

ПРi = —i Qno ' (руб/ГкалХ (16)

где

Прпро - прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной на i-й расчетный период регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 24 настоящих Правил, тыс.руб.;

ПРише - иные прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной на i-й расчетный период регулирования, в том числе затраты на сырье и материалы, расходы на платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, а также расходы на утилизацию и размещение золы и шлака для котельной с использованием вида топлива уголь, страхование оборудования, страхование ответственности и прочие затраты, определяемые в соответствии с пунктом 28 настоящих Правил, тыс. руб.;

QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в

соответствии с пунктом 1 3 настоящих Правил, тыс. Гкал.

24. Прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной на i-й расчетный период регулирования (ПРпро>ч) рассчитываются по формуле:

Прпр° = Прпро х (1 + ИПЩУ) х (1 + ИПЦп) (тыс. руб.), (17)

где:

Прпроч- прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной на (i-2)- й расчетный период регулирования, определяемые по формуле:

ПРпо = (ТОб,к + РЭб,к + РВб + РП„)X(1+ИПЦф+i)X(1+ИПЦф+2)X...X(1+ИПЦ*2) (тыс.руб.), (18) где:

ТО,к - расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств

котельной с использованием k-того вида топлива и тепловых сетей в базовом году, определяемые в соответствии с пунктом 25 настоящих Правил, тыс. руб.;

РЭб,к - расходы на электрическую энергию на собственные нужды котельной с

использованием k-того вида топлива в базовом году, определяемые в соответствии с пунктом 26 настоящих Правил, тыс. руб.;

РВб - расходы на водоподготовку и водоотведение котельной в базовом году,

определяемые в соответствии с законодательством Российской Федерации в сфере водоснабжения и водоотведения исходя из тарифов на питьевую воду (питьевое водоснабжение) и тарифов на водоотведение, установленных органом регулирования на второе полугодие базового года для гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения с максимальным объемом отпуска воды и гарантирующей организации в сфере водоотведения с максимальным объемом принятых сточных вод в поселении, городском округе, на территории которого находится система теплоснабжения, на основании схемы водоснабжения и водоотведения, а также технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, тыс. руб.;

РПбk - расходы на оплату труда персонала котельной с использованием k-того

вида топлива в базовом году, определяемые в соответствии с пунктом 27 настоящих Правил, тыс. руб.;

б - базовый год, которым является 2015 год;

ИПЦ"_Х, ИПЦ" - прогнозные индексы потребительских цен (в среднем за год к предыдущему году) на (ь1)-й и i-й расчётные периоды регулирования, определенные в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на i-й расчетный период регулирования, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант);

ИПЦф+1, ИПЦф+2, ..., ИПЦ*_2 - фактическое значение индекса потребительских цен (в среднем за год к предыдущему году) в (б+1)-м, (б+2)-м,...(ь2)-м годам соответственно, определяемое и публикуемое федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации. Значения фактических индексов потребительских цен учитываются в предельном уровне цены на тепловую энергию (мощность), начиная с 2018 года.

25. Расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной с использованием k-го вида топлива и тепловых сетей в базовом году ( ТОбк) определяются по формуле:

ТОб'к = КЗОк°:(б)к°тТО + КЗОсети(б)сетиТО (тыс. руб.), (19)

где:

КЗОкот(б) - базовая величина капитальных затрат на основные средства

котельной с использованием k-того вида топлива в базовом году, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, тыс. руб.;

КЗОст(б) - базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей в базовом году, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, тыс. руб.;

Ккот,ТО - коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной с использованием k-го вида топлива, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

Ксети,το - коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств тепловых сетей, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

б - базовый год, которым является 2015 год.

26. Расходы на электрическую энергию на собственные нужды котельной с использованием k-того вида топлива в базовом году (РЭбк) рассчитываются по

формуле:

РЭбк = ЦЭбк X ГРXКИУМх103 (тыс. руб.), (20)

где:

ЦЭб - цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), поставляемая покупателям на розничном рынке, функционирующем на территории поселения, городского округа, на которой находится система теплоснабжения, определяемая как среднеарифметическая величина из значений цен (тарифов), определяемых гарантирующим поставщиком (устанавливаемых органом регулирования - для технологически изолированных территориальных энергетических систем) в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике для категории потребителей, установленной технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, руб./кВтч;

Эк - максимальная мощность энергопринимающих устройств котельной с использованием k-того 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 1 3 настоящих Правил, ч;

КИУМ - коэффициент использования установленной мощности котельной, определяемый в соответствии с технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, используемыми для расчета предельного уровня цены

на тепловую энергию (мощность).

27. Расходы на оплату труда персонала котельной с использованием k-того вида топлива в базовом году (РПбк) рассчитываются по формуле:

m

РПбк = Σ(KX ЗПба; X к66 X12) + РСВ (тыс. руб.), (21)

j=1

где:

m - количество должностей (специальностей, профессий) персонала котельной, производящей тепловую энергию с использованием k-того вида топлива, установленное технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

KL,ед,к - количество штатных единиц персонала котельной, производящей

тепловую энергию с использованием k-того вида топлива, по j-той должности, установленное технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

ЗЩзк - базовый уровень ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной,

производящей тепловую энергию с использованием k-того вида топлива, включающей все предусмотренные нормами законодательства Российской Федерации стимулирующие начисления и надбавки, компенсационные начисления, связанные с режимом работы или условиями труда работников, j-той должности с учетом загрузки сотрудника, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, тыс. руб.

к - коэффициент корректировки базового уровня ежемесячной оплаты платы

сотрудника котельной, производящей тепловую энергию с использованием k-того вида топлива, j-той должности, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

РСВ - расходы на уплату страховых взносов по персоналу котельной в Пенсионный фонд Российской Федерации, Фонд социального страхования

Российской Федерации, Федеральный фонд обязательного медицинского страхования, определяемые в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации о страховых взносах исходя из расходов на оплату труда персонала котельной, определенных в соответствии с настоящим пунктом, тыс. руб.

28. Иные прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной на i-й расчетный период регулирования (ПР“ные), в том числе затраты на сырье и материалы, расходы на платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, а также расходы на утилизацию и размещение золы и шлака для котельной с использованием вида топлива уголь, страхование оборудования, страхование ответственности и прочие затраты, определяются по формуле:

ПРинь1е = 0, 05х (ПРпро<п) + Н хQПО) + ЗВуголь (тыс. руб.), (22)

где:

Прг>ро<п) - прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 24 настоящих Правил, без учета расходов на электрическую энергию на собственные нужды котельной в базовом году, тыс. руб.;

Н - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность),

обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов на i-й расчетный период регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 19 настоящих Правил, руб./Гкал;

Q ПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в

соответствии с пунктом 13 настоящих Правил, тыс. Гкал;

Звуголь - величина расходов на i-й расчетный период регулирования на

утилизацию и размещение золы и шлака и на платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух при производстве тепловой энергии для котельной с использованием вида топлива уголь, рассчитываемая по формуле:

где:

Yуголь - коэффициент расходов на плату за выбросы в атмосферный воздух

котельной с использованием вида топлива уголь, установленный технико­экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

РТг - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной на i-й расчетный период регулирования, руб./Гкал;

QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в соответствии с пунктом 13 настоящих Правил, тыс. Гкал.

29. Расчет составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей, используемых при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), на i-й расчетный период регулирования осуществляется по формуле:

Щ = АРТ_2 + АН_2 + АПР_2 (руб./Гкал), (24)

где:

АРТг 2 - размер составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей 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 (ь2)-м расчетном периоде регулирования, определяемой в i-м расчетном периоде регулирования в соответствии с пунктом 30 настоящих Правил;

АНг 2 - размер составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей учет отклонений фактических показателей от

прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов в (ь2)-м расчетном периоде регулирования, определяемой в i-м расчетном периоде регулирования в соответствии с пунктом 31 настоящих Правил;

АПр_2 - размер составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной в (ь2)-м расчетном периоде регулирования, определяемой в i-м расчетном периоде регулирования в соответствии с пунктом 32 настоящих Правил.

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.

30. Размер составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей 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 (ь2)-м расчетном периоде регулирования рассчитывается по формуле:

АРТ-2 = РТ*2 -РТ-2 (руб./Гкал), (25)

где:

РТф2 - размер фактической составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в (ь2)-м расчетном периоде регулирования, определяемый по формуле:

тттф, нам.

РТф-2 = b,-u х —^ х 10-3 (руб./Гкал), (26)

K

где:

b - удельный расход условного топлива при производстве тепловой энергии

котельной с использованием k-того вида топлива в (ь2)-м расчетном периоде регулирования, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, кг.у.т./Г кал;

ЦТ**?. - фактическая цена на k-тый вид топлива, используемого при

производстве тепловой энергии котельной, с учетом затрат на его доставку, сложившаяся в поселении, городском округе, на территории которого находится система теплоснабжения, в (ь2)-м расчетном периоде регулирования, определяемая с использованием источников данных, указанных в пункте 12 настоящих Правил, руб./т.н.т.;

K - коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо,

рассчитываемый как отношение низшей теплоты сгорания k-того видатоплива, определяемой в соответствии со схемой теплоснабжения поселения, городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, к низшей теплоте сгорания 1 кг условного топлива, равной 7 000 ккал/кг.у.т.;

РТг-_2 - размер составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной, учтенный в предельной цене на тепловую энергию (мощность) на (ь2)-й расчетный период регулирования, руб./Гкал.

31. Размер составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены, обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов, в (ь2)-м расчетном периоде регулирования рассчитывается по формуле:

где:

Н*_2 - размер фактической составляющей предельного уровня цены на

тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов в (ь2)-м расчетном периоде регулирования, определяемый в соответствии с пунктом 19 настоящих Правил, руб./Гкал;

Н 2 - размер составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов, учтенный в предельной цене на тепловую энергию (мощность) на (ь2)-й расчетный период регулирования, руб./Г кал.

Размер фактической составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов Нф_2 в (ь2)-м расчетном периоде регулирования рассчитывается с использованием формул (12)-(15) настоящих Правил с применением фактических ставок налогов, установленных в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и нормативными правовыми актами представительных органов поселения, городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения на (ь2)-й расчетный период регулирования.

32. Размер составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной в (ь2)-м расчетном периоде регулирования, рассчитывается по формуле:

АПР,-2 = ПРф-2 - ПР-2 (руб./Гкал), (28)

где:

ПРф-2 - размер фактической составляющей предельного уровня цены на

тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной в (ь2)-м расчетном периоде

регулирования, определяемый в соответствии с пунктом 23 настоящих Правил, руб./Гкал;

ПР, 2 - размер составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной, учтенный в предельной цене на тепловую энергию (мощность) на (ь2)-й расчетный период регулирования, руб./Г кал.

Размер фактической составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной, в (ь2)-м расчетном периоде

регулирования рассчитывается с использованием формул (16)-(23) настоящих

Правил с применением фактических индексов потребительских цен (в среднем за год к предыдущему году), определяемых и публикуемых федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации, фактических ставок налогов, установленных в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и нормативными правовыми актами представительных органов поселения, городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, фактической составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность),

обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной, на (ь2)-й расчетный период регулирования

III. Порядок определения предельного уровня цены на тепловую энергию

(мощность)

33. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается органом регулирования до начала очередного расчетного периода регулирования, но не позднее 1 октября года, предшествующего очередному расчетному периоду регулирования.

34. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) вводится в действие с начала очередного года на срок не менее 12 месяцев, за исключением случаев, установленных Правительством Российской Федерации.

35. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается с календарной разбивкой по полугодиям исходя из непревышения величины предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в первом полугодии очередного расчетного периода регулирования над величиной предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) во втором полугодии предшествующего расчетного периода регулирования по состоянию 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 (а для первого применения - равным предельному уровню цены, определяемому в соответствии с разделом I и II настоящих Правил с учетом прогнозных индексов роста цены на газ в первом полугодии очередного расчетного периода регулирования). Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), утверждаемый органом регулирования на второе полугодие очередного расчетного периода регулирования, определяется в соответствии с разделом I и II настоящих Правил с учетом прогнозных индексов роста цены на газ со второго полугодия очередного расчетного периода регулирования.

36. 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);

б) дату введения в действие предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).

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) (в руб./Гкал);

б) технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, с указанием преобладающего вида топлива в системе теплоснабжения, которые использовались при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (по составляющим предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающих 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, (в рублях/Г кал), а также сведения о параметрах, использованных при расчете указанной составляющей, в том числе о:

фактической цене на преобладающий вид топлива с учетом затрат на его доставку с указанием использованных источниках информации (в руб./т.н.т.);

низшей теплоте сгорания преобладающего вида топлива (в ккал/куб. м или ккал/кг.н.т.);

значениях прогнозных индексов роста цены на топливо;

наименовании организации с наибольшим объемом отпускаемого, поставляемого топлива;

д) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей (в рублях/Гкал), а также сведения о параметрах, использованных при расчете указанной составляющей, в том числе о:

температурной зоне и сейсмическом районе, к которым относится поселение, 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);

фактическом среднем количестве этажей жилых и многоквартирных домов в системе теплоснабжения;

отнесении территории поселения, городского округа, в котором находится система теплоснабжения, к территории распространения вечномерзлых грунтов;

величине капитальных затрат в базовом году на строительство тепловых сетей (в тыс. руб.);

величине затрат на технологическое присоединение (подключение) к электрическим сетям с указанием использованных источников данных (в тыс. руб.);

величине затрат на подключение (технологическое присоединение) котельной к централизованной системе водоснабжения и водоотведения с указанием использованных источников данных (в тыс. руб.);

величине затрат на технологическое присоединение к газораспределительным сетям, учтенных при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию с указанием использованных источников данных (мощность) (в тыс. руб.);

удельной стоимости земельного участка с соответствующим видом разрешенного использования (в руб./ кв. м), с указанием источников данных, использованных при расчете удельной рыночной стоимости земельного участка или кадастровой стоимости земельного участка;

норме доходности инвестированного капитала, уровне доходности долгосрочных государственных обязательств;

е) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов (в рублях/Гкал), а также сведения о параметрах, использованных при расчете указанной составляющей;

ж) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии (в рублях/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 (в тыс. руб.);

величине расходов на электрическую энергию на собственные нужды котельной в базовом году (в тыс. руб.), включая сведения о наименовании гарантирующего поставщика и среднеарифметической величине из значений предельного уровня нерегулируемых цен на электрическую энергию за базовый год (в руб./кВтч);

величине расходов на оплату труда персонала котельной в базовом году, включая величину расходов на уплату страховых взносов (в тыс. руб.);

величине иных прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной, учтенных при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая сведения об экономическом районе, в котором расположена система теплоснабжения для котельной с использованием вида топлива уголь (в тыс. руб.);

фактических индексам потребительских цен (в среднем за год к предыдущему году).

з) 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) (в рублях/Гкал), включая:

размер 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, а также фактическую цену на преобладающий вид топлива, используемую при расчете размера данной составляющей;

размер 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, использованных при расчете размера

данной составляющей;

и) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов по сомнительным долгам (в рублях/Гкал), включая принятое значение доли уровня резерва по сомнительным долгам.

37. Орган регулирования в течение 10 дней с даты принятия решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), но не позднее 10 октября года, предшествующего очередному периоду регулирования, публикует на официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» 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 единой теплоснабжающей организации решение об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), а также протокол заседания правления (коллегии) органа регулирования с информацией, указанной в пункте 36 настоящих Правил, а также осуществляет публикацию решения в источнике официального опубликования нормативных правовых актов органов государственной власти субъекта Российской Федерации.

38. 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 при обращении этих органов или организаций в федеральный орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов в порядке, утвержденном Правительством Российской Федерации.

39. 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).

40. Решение об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) не имеет обратной силы.

Особенности определения предельного уровня цены на тепловую энергию

(мощность) впервые

41. 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 дату окончания переходного периода, установленного Федеральным законом «О теплоснабжении», то предельный уровень цены утверждается органом регулирования равным такому тарифу. При этом орган регулирования ежегодно рассчитывает предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) в соответствии с разделом II настоящих Правил и в порядке, установленном в пунктах 33-40 настоящих Правил, и устанавливает его в качестве индикативного уровня (далее - индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию).

Орган регулирования публикует индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) в сроки, установленные настоящими Правилами для опубликования предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).

42. В случае, принятия органом регулирования решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в соответствии с пунктом 41 настоящих Правил, такое решение действует до окончания расчетного периода регулирования, в котором индикативный предельный уровень цены на

тепловую энергию (мощность) станет равным тарифу на тепловую энергию (мощность), действующему на дату окончания переходного периода, установленного Федеральным законом «О теплоснабжении».

43. 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 дату окончания переходного периода, установленного Федеральным законом «О теплоснабжении», то предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) устанавливается 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)), но не ниже тарифа, действовавшего на дату окончания переходного периода, в соответствии с пунктами 44-49 настоящих Правил.

44. Орган регулирования направляет высшему должностному лицу субъекта Российской Федерации не позднее 1 сентября года, предшествующего первому расчетному периоду регулирования (не позднее 20 ноября 2016 года при установлении предельного уровня на 2017 год):

а) величину установленного индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на первый расчетный период регулирования, а также прогноз индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на следующие расчетные периоды регулирования, но не более 10 лет;

б) величину тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на дату окончания переходного периода, установленного Федеральным законом «О теплоснабжении»;

45. График поэтапного, равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации в течение 20 дней после получения данных, предоставленных органом регулирования в соответствии с пунктом 44 настоящих Правил, в виде ежегодного равномерного увеличения доли от предельного уровня

цены на тепловую энергию (мощность), определяемого в соответствии с разделом II настоящих Правил, в течение срока действия графика, начиная с первого года его действия.

График поэтапного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) однократно утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации на срок не более 5 лет, а при наличии полученного в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, согласования на срок не более 10 лет, и в последующем изменению не подлежит.

46. Ежегодно в сроки, указанные в пункте 33 настоящих Правил (не позднее 20 декабря 2016 года при установлении предельного уровня на 2017 год), орган регулирования устанавливает предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на очередной расчетный период регулирования посредством умножения доли, указанной в графике, на индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию, устанавливаемый на соответствующий расчетный период регулирования в порядке, указанном в пункте 41 настоящих Правил.

47. Порядок установления предельного уровня цены, предусмотренный в пункте 44-46 настоящих Правил, применяется до окончания расчетного периода регулирования, когда предельный уровень цены, установленный в соответствии с пунктом 46 настоящих Правил, станет равным индикативному предельному уровню цены на тепловую энергию (мощность), устанавливаемому на указанный период.

48. Орган регулирования вправе увеличить величину капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году и базовую величину затрат на технологическое присоединение к газораспределительным сетям, определяемые в соответствии с пунктом 15 и 1 6 настоящих Правил соответственно, на основании полученного не позднее 30 дней до даты утверждения предельного уровня цены на тепловую энергию впервые предложения теплоснабжающей организации, функционирующей в соответствующей системе теплоснабжения, об увеличении указанных затрат, включающего документы, подтверждающие реализацию аналогичных проектов строительства тепловых сетей (проектов подключения к газораспорядительным сетям) в данной системе теплоснабжения за 15 лет,

предшествующих первому расчетному периоду регулирования, и обосновывающих увеличения указанных затрат.

В целях применения настоящего пункта под аналогичным проектом понимается фактически завершенный проект строительства тепловых (газораспределительных) сетей, технические параметры которых соответствуют технико-экономическим параметрам работы котельных и тепловых сетей с учетом возможных отклонений, обусловленных градостроительными особенностями проектирования и строительства тепловых (газораспределительных) сетей на территории поселения, городского округа, на которой находится система теплоснабжения.


Утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от №

Технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, используемые для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)

Таблица 1

Технико-экономические параметры работы котельных

№п/

п
Параметр 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 земельный участок, застраиваемый жилищным строительством 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
5. Тип оборудования по видам используемого топлива - Блочно­

модульная

котельная

Стационарная

котельная
Блочно­

модульная

котельная

6. Коэффициент

готовности,

учитывающий

плановую

продолжительность годовой работы оборудования котельной

- 0,97 0,97 0,97
7. Удельный расход топлива при производстве тепловой энергии котельной кг.у.т./Гкал 156,1 176,4 159,6
№п/

п
Параметр Единица

измерения
Тип котельной по виду используемого топлива
Природный

газ
Уголь Мазут
8. Диапазон объема потребления газа при производстве тепловой энергии котельной млн. куб. м/год 3,2-5,4 - -
9. Ценовая категория потребителя розничного рынка электрической энергии - Первая ценовая категорияДля технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем - категория, для которой применяется одноставочная цена (тариф) на электрическую энергию без дифференциации по зонам суток
10. Расход воды на водоподготовку и собственные нужды котельной куб. м/ год 1350,5 1350,5 1350,5
11. Объем

водоотведения
куб. м/ год 73 73 73
12. Характеристика

абонента,

осуществляющего

водоотведение

- Абонент, отводящий преимущественно сточные воды, связанные с хозяйственно­бытовой деятельностью, в отношении которого не устанавливаются нормативы водоотведения (сброса) по составу сточных вод, нормативы допустимых сбросов абонентов
13. Доля расходов на техническое обслуживание и ремонт - 0,015 0,02 0,015
14. Базовая величина капитальных затрат на строительство котельной тыс. руб. 44 614 122 700 62 250
15. Базовая величина капитальных затрат на основные средства котельной тыс. руб. 26 610 73 447 43 010
16. Коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной - 0,015 0,02 0,015

Таблица 2

Технико-экономические параметры работы тепловых сетей

№п/

п
Параметр 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. Схема проектируемых тепловых сетей Двухтрубная
Независимая закрытая, строительство индивидуальных тепловых пунктов не включается
4.1. Схема проектируемых тепловых сетей для территорий распространения вечномерзлых грунтов Четырехтрубная
Независимая закрытая, строительство индивидуальных тепловых пунктов не включается
5. Способ прокладки тепловой сети, тип изоляции Подземный бесканальный, Пенополиуретан в полиэтиленовой оболочке
5.1. Способ прокладки тепловой сети, тип изоляции для территорий распространения вечномерзлых грунтов Наземная прокладка на опорах, ППУ в ОЦ (пенополиуретан в оцинкованной оболочке)
6. Параметры тепловой сети,

дифференцируемые по среднему количеству этажей жилых и многоквартирных домов
6.1. Длина тепловой сети - -
6.1.1. для жилищной застройки среднем количеством этажей жилых и

многоквартирных домов выше или равно 8
м 850
6.1.2. для жилищной застройки со среднем количеством этажей жилых и

многоквартирных домов ниже 8
м 1797
6.2. Средневзвешенный диаметр трубопроводов - -
6.3. для жилищной застройки среднем количеством этажей жилых и

многоквартирных домов выше или равно 8
мм 185
6.4. для жилищной застройки со среднем количеством этажей жилых и

многоквартирных домов ниже 8
мм 124
7. Базовая величина капитальных затрат на строительство тепловой сети:
7.1. Базовая величина капитальных затрат на строительство тепловой сети для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов тыс. руб. 22790
7.2. Базовая величина капитальных затрат на строительство тепловой сети для территорий распространения вечномерзлых грунтов тыс. руб. 72630
8. Базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей: - -
8.1. Базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов тыс. руб. 6 200
8.2. Базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей для территорий распространения вечномерзлых грунтов тыс. руб. 27 450
9. Коэффициент этажности жилищной застройки в системе теплоснабжения - 2,1
10. Коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств тепловых сетей - 0,015

Таблица 3

Параметры технологического присоединения (подключения) энергопринимающих

устройств котельной к электрическим сетям

№ п/п Наименование параметра Единицы

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 Заявителю1 (ТУ) Да/нет да да да
5. Разработка сетевой организацией проектной документации по строительству «последней мили» Да/нет да да да
6. Выполнение сетевой организацией мероприятий, связанных со строительством «последней мили» - да да да
6.1. строительство воздушных линий: Да/нет нет нет нет
6.2. строительство кабельных линий: Да/нет да да да
6.2.1 протяженность линий км 0,3 х 2=0,6 0,3 х 2=0,6 0,3 х 2=0,6
6.2.2 сечение жилы кв. мм 25 25 25
6.2.3 материал жилы - алюминий алюминий алюминий
6.2.4 количество жил в линии шт 3 3 3
6.2.5 способ прокладки - в траншее в траншее в траншее
6.2.6 Вид изоляции кабеля - Кабели с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката или сшитого полиэтилена, с наружной оболочкой или защитным шлангом из

1 Котельная по виду используемого топлива.

№ п/п Наименование параметра Единицы

измерения
Тип котельной по виду используемого топлива
поливинилхлоридного пластиката или кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена с защитным шлангом из полиэтилена (общепромышленное исполнение) или с металлической, свинцовой и др. оболочкой
6.3. строительство пунктов секционирования, в том числе: Да/нет да да да
6.3.1 количество шт 2 2 2
6.4. строительство комплектных трансформаторных подстанций (КТП) по уровням напряжения Да/нет нет
6.5. строительство распределительных трансформаторных подстанций (РТП) по уровням напряжения Да/нет нет
6.6. строительство распределительных пунктов (РП, СП) по уровням напряжения Да/нет нет
6.7. строительство центров питания, подстанций по уровням напряжения (ПС) Да/нет нет
7. Проверка сетевой организацией выполнения Заявителем ТУ Да/нет да
8. Участие сетевой организации в осмотре должностным лицом органа федерального государственного энергетического надзора присоединяемых Устройств Заявителя Да/нет да
9. Фактические действия по присоединению и обеспечению работы Устройств в электрической сети Да/нет да

Параметры подключения (технологического присоединения) котельной к централизованной системе водоснабжения и водоотведения

п/п
Наименование параметра Единицы

измерения
Для котельной по всем видам используемого топлива
1. Объем бака аварийного запаса воды м

ю

у

к

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 -
6.1. тип прокладки сетей централизованного водоснабжения и водоотведения, в том числе - подземная
6.1.1 глубина залегания - ниже глубины промерзания
7. Стесненность условий при прокладке сетей централизованного водоснабжения и водоотведения - городская застройка, новое строительство
7.1. тип грунта - по местным условиям
8. Величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоснабжения куб. м в сутки 3,7
9. Величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоотведения куб. м в сутки 0,2
10. Протяженность сетей от котельной до места подключения к централизованной системе водоснабжения и водоотведения м 300
11. Базовая ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку водопроводной сети руб./куб. м/сут. 139 348
12. Базовая ставка тарифа за расстояние от точки подключения (технологического присоединения) котельной до точки подключения руб./м 8200

п/п
Наименование параметра Единицы

измерения
Для котельной по всем видам используемого топлива
водопроводных сетей к централизованной системе водоснабжения
13. Базовая ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку канализационной сети руб./куб. м/сут. 119 543
14. Базовая ставка тарифа за расстояние от точки подключения (технологического присоединения) котельной до точки подключения канализационных сетей к централизованной системе водоотведения руб./м 8611

Таблица 5

Параметры подключения котельной к газораспределительным сетям

п/п
Наименование параметра Единицы

измерения
Для котельной с видом используемого топлива газ
1. Тип газопровода - Оцинкованный, однотрубный
2. Тип прокладки газопровода (подземная или надземная (наземная)) - наземная
3. Диаметр газопровода мм 100
4. Масса газопровода т 0,125
5. Протяженность газопровода м 1000
6. Максимальный часовой расход газа куб.м. в час 1500
7. Газорегуляторный пункты шкафные шт. 1
7.1 Тип газорегуляторного пункта - 2 нитками редуцирования
8. Пункт учет расхода газа шт.
9. Базовая величина затрат на технологическое присоединение к газораспределительным сетям тыс.руб. 2 035

Коэффициент использования установленной тепловой мощности

п/п
Поселение, городской округ Темпе­

ратурная

зона

Коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной в зависимости от вида используемого топлива
Природный

газ
Уголь Мазут
1 Якутск 7 0,408 0,396 0,382
2 Белогорск 6 0,383 0,371 0,357
3 Благовещенск 0,380 0,368 0,354
4 Магадан 0,459 0,445 0,429
5 Улан-Удэ 5 0,390 0,378 0,365
6 Братск 0,354 0,343 0,331
7 Иркутск 0,382 0,370 0,356
8 Кемерово 5 0,344 0,334 0,322
9 Киселевск 0,339 0,328 0,316
10 Воркута 0,433 0,420 0,405
11 Ачинск 0,358 0,346 0,334
12 Канск 0,347 0,337 0,325
13 Красноярск 0,351 0,340 0,327
14 Минусинск 0,332 0,322 0,310
15 Новосибирск 0,349 0,338 0,326
16 Омск 0,343 0,332 0,320
17 Томск 0,350 0,340 0,327
18 Кызыл 0,356 0,346 0,333
19 Сургут 0,374 0,362 0,349
20 Тобольск 0,349 0,339 0,326
21 Тюмень 0,352 0,341 0,328
22 Уренгой 0,420 0,407 0,392
23 Ханты-Мансийск 0,369 0,358 0,345
24 Биробиджан 0,396 0,384 0,370
25 Комсомольск-на-Амуре 0,386 0,374 0,360
26 Хабаровск 0,380 0,368 0,355
27 Чита 0,391 0,379 0,365
28 Барнаул 4 0,340 0,329 0,317
29 Бийск 0,340 0,329 0,317
30 Рубцовск 0,331 0,321 0,309
31 Архангельск 0,372 0,360 0,347
32 Котлас 0,375 0,363 0,350
33 Белорецк 0,363 0,352 0,339
34 Уфа 0,339 0,328 0,316
35 Петропавловск-

Камчатский
0,453 0,438 0,422
36 Вятка 0,359 0,348 0,335

п/п
Поселение, городской округ Темпе­

ратурная

зона

Коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной в зависимости от вида используемого топлива
Природный

газ
Уголь Мазут
37 Сыктывкар 0,357 0,346 0,334
38 Ухта 0,368 0,357 0,344
39 Курган 0,339 0,329 0,317
40 Йошкар-Ола 0,336 0,326 0,314
41 Саранск 0,333 0,323 0,311
42 Мурманск 0,395 0,383 0,369
43 Арзамас 0,341 0,331 0,318
44 Выкса 0,332 0,322 0,310
45 Нижний Новгород 0,340 0,330 0,318
46 Оренбург 0,328 0,318 0,306
47 Пенза 0,338 0,327 0,315
48 Пермь 0,342 0,331 0,319
49 Владивосток 0,367 0,355 0,342
50 Самара 0,333 0,322 0,311
51 Южно-С ахалинск 0,416 0,402 0,387
52 Екатеринбург 0,353 0,342 0,330
53 Каменск-Уральский 0,351 0,340 0,327
54 Бугульма 0,351 0,340 0,328
55 Елабуга 4 0,337 0,327 0,315
56 Казань 0,339 0,328 0,316
57 Глазов 0,353 0,342 0,330
58 Ижевск 0,347 0,336 0,324
59 Сарапул 0,342 0,332 0,319
60 Ульяновск 0,349 0,338 0,325
61 Абакан 0,349 0,339 0,326
62 Челябинск 0,348 0,337 0,325
63 Чебоксары 0,344 0,333 0,321
64 Белгород 0,333 0,323 0,311
65 Брянск 0,337 0,326 0,314
66 Владимир 0,341 0,330 0,318
67 Муром 0,334 0,324 0,312
68 Волгоград 0,326 0,316 0,304
69 Камышин 0,330 0,320 0,308
70 Вологда 3 0,348 0,338 0,325
71 Воронеж 0,331 0,321 0,309
72 Иваново 0,339 0,328 0,316
73 Кинешма 0,347 0,336 0,324
74 Калуга 0,338 0,327 0,315
75 Петрозаводск 0,363 0,351 0,338
76 Кострома 0,347 0,336 0,323

п/п
Поселение, городской округ Темпе­

ратурная

зона

Коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной в зависимости от вида используемого топлива
Природный

газ
Уголь Мазут
77 Курск 0,334 0,323 0,311
78 Липецк 0,334 0,323 0,311
79 Санкт-Петербург 0,346 0,335 0,322
80 Тихвин 0,338 0,327 0,315
81 Дмитров 0,340 0,330 0,317
82 Москва 0,339 0,328 0,316
83 Боровичи 0,335 0,325 0,313
84 Новгород 0,344 0,333 0,321
85 Орел 0,334 0,323 0,311
86 Рязань 0,342 0,331 0,319
87 Балашов 0,325 0,315 0,303
88 Саратов 0,331 0,321 0,309
89 Вязьма 0,345 0,334 0,322
90 Смоленск 0,341 0,330 0,318
91 Тамбов 3 0,329 0,319 0,307
92 Ржев 0,337 0,327 0,315
93 Тверь 0,335 0,325 0,313
94 Тула 0,336 0,325 0,313
95 Ярославль 0,346 0,336 0,323
96 Астрахань 0,305 0,295 0,284
97 Элиста 0,299 0,290 0,279
98 Великие Луки О 0,322 0,312 0,300
99 Псков 2 0,326 0,316 0,304
100 Ростов-на-Дону 0,316 0,305 0,294
101 Таганрог 0,321 0,311 0,299
102 Майкоп 0,273 0,264 0,254
103 Дербент 0,325 0,316 0,306
104 Махачкала 0,312 0,301 0,290
105 Нальчик 0,319 0,309 0,297
106 Калининград 0,328 0,318 0,305
107 Черкесск 0,320 0,310 0,298
108 Краснодар 0,289 0,280 0,269
109 Сочи 1 0,295 0,287 0,277
110 Тихорецк 0,307 0,297 0,285
111 Владикавказ 0,367 0,355 0,341
112 Кисловодск 0,353 0,341 0,328
113 Невинномысск 0,324 0,314 0,302
114 Пятигорск 0,316 0,306 0,294
115 Ставрополь 0,320 0,310 0,298
116 Грозный 0,313 0,303 0,291

Коэффициент температурной зоны

Тип котельной, тепловых сетей Коэффициент для температурных зон
I II III IV V VI VII VIII
Для котельной с использованием вида топлива природный газ, мазут 0,995 0,997 1 1,038 1,071 1,109 1,148 1,187
Для котельной с использованием вида топлива уголь 0,960 0,980 1,000 1,070 1,130 1,200 1,270 1,340
Для тепловых сетей 0,989 0,992 1,000 1,056 1,063 1,084 1,088 1,091

Таблица 8

Коэффициент сейсмического влияния

Тип котельной, тепловых сетей Коэффициент сейсмического влияния
6 баллов 7 баллов 8 баллов 9 и более баллов
Для котельной с использованием вида топлива природный газ, мазут 1 1,005 1,007 1,01
Для котельной с использованием вида топлива уголь 1 1,01 1,015 1,02
Для тепловых сетей 1 1 1,03 1,03

Температурные зоны

пп.
Наименование территории Темпера­

турные

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 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-й параллели IV
б) остальная территория республики III
11 Республика Коми:
а) территория севернее Северного Полярного круга V
б) территория восточнее линии Ермица - Ижма - Сосногорск - Помоздино - Усть-Нам (включительно) V
в) остальная территория республики IV
12 Республика Марий Эл IV
13 Республика Мордовия IV
14 Республика Саха (Якутия):
а) Новосибирские острова VI
б) Анабарский и Булунский районы севернее линии Кожевниково (исключая Кожевниково) - Усть-Оленек - Побережье и острова Оленекского залива и острова Дунай (включительно) VI
в) территория севернее линии пересечения границ Таймырского (Долгано­Ненецкого) автономного округа с Анабарским и Оленекским районами; Булунский район севернее линии Таймылыр Тит Ары Бухта Сытыган Тала (включительно); Усть-Янский район - протока Правая (исключительно) - побережье Янского залива Селяхская губа Чокурдах (включительно); Аллаиховский район - пересечение границ Аллаиховского, Нижнеколымского, Среднеколымского районов и далее вдоль южной границы Нижнеколымского района за исключеним территории, указанной в п. 14«б» VI
г) Анабарский, Булунский районы, за исключением территории указанной в пп. 14«б» и п. 14«в»; Усть-Янский район, за исключением территории, указанной в п. 14«в», Аллаиховский район, за исключением территории, указанной в п. 14«в», Жиганский, Абыйский, Оленекский, Среднеколымский, Верхнеколымский районы VII
д) Верхоянский, Момский, Оймяконский, Томпонский районы VIII
е) Алексеевский, Амгинский, Верхневилюйский, Вилюйский, Горный, Кобяйский, Ленинский, Мегино-Кангаласский, Мирнинский, Намский, Орджоникидзевский, Сунтарский, Усть-Алданский, Усть-Майский, Чурапчинский районы и г. Якутск VII
ж) Алданский, Ленский и Олекминский 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) территория бывшего Агинского Бурятского автономного округа V
в) остальная территория 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, за исключением территории, указанной в п. 41«г» IV
г) территория, ограниченная линией Ивашка - Хайлюля - Нижнекамчатск - Елизово - 52-я параллель (включительно) - Апача - Анавгай (исключая Апача -Анавгай) - Ивашка IV
д) территория северо-западнее линии Парень - Слаутное (исключая Слаутное) V
е) территория юго-восточнее линии Парень - Слаутное (включительно) и севернее линии Рекинники - Тиличики (включительно) V
ж) территория южнее линии Рекинники - Тиличики, за исключением территории, указанной в п. 24«з» IV
з) территория, ограниченная линией Ивашка - Хайлюля - граница округа - Шишель - Ивашка IV
25 Краснодарский край I
26 Красноярский край:
а) территория Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа севернее линии Сидоровск - Потапово - Норильск, Кожевниково (включительно) и ближайшие острова (архипелаг Северная Земля и др.) VI
б) остальная территория Таймырского (Долгано-Ненецкого автономного округа VI
в) Эвенкийский автономный округ и территория края севернее линии Верхнеимбатское - р. Таз (включительно) VI
г) территория южнее Копьево - Новоселово - Агинское (включительно) V
д) остальная территория края V
27 Пермский край IV
28 Приморский край:
а) территория, расположенная севернее линии Трудовое - Сучан (включительно) - Преображение (исключительно), кроме территории, указанной в п. 28«б» V
б) побережье Японского моря от Преображение до Адими (включительно) V
в) территория, расположенная южнее линии Трудовое - Сучан - Преображение, за исключением территории, указанной в п. 28«г» IV
г) побережье Японского моря от Преображение до Хасан (включительно) IV
29 Ставропольский край I
30 Хабаровский край:
а) территория севернее линии Облучье - Комсомольск-на-Амуре (исключая Комсомольск-на-Амуре), далее по реке Амур, за исключением побережья Татарского пролива VI
б) побережье от залива Счастья до Нижн. Пронге (исключая Нижн. Пронге) VI
в) остальная территория края, за исключением побережья Татарского пролива V
г) побережье Татарского пролива от Нижн. Пронге (включительно) до Адими (исключая Адими) 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 Черную) и о. Колгуев IV
в) территория восточнее линии Ермица - Черная (включительно) и о. 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 оз. Воже - Устье - Вологда - Вохтога (включительно) III
б) остальная территория области IV
39 Воронежская область III
40 Ивановская область III
41 Иркутская область:
а) территория севернее 62-й параллели VI
б) территория северо-восточнее линии Токма - Улькан (р. Лена) - Нижнеангарск (включительно), за исключением территории указанной в п. 41«а» VI
в) остальная территория области V
42 Калининградская область I
43 Калужская область III
44 Камчатская область:
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, за исключением территории, указанной в п. 44«г» IV
г) территория, ограниченная линией Ивашка - Хайлюля - Нижнекамчатск - Елизово - 52-я параллель (включительно) - Апача - Анавгай (исключая Апача - Анавгай) - Ивашка IV
45 Кемеровская область V
46 Кировская область IV
47 Костромская область:
а) вся территория, за исключением г. Костромы IV
б) г. Кострома III
48 Курганская область IV
49 Курская область III
50 Ленинградская область и г. Санкт-Петербург III
51 Липецкая область III
52 Магаданская область:
а) территория южнее линии Мяунджа - Таскан - Сеймчан - Буксунда (включительно) - Гарманда (исключительно), за исключением территории юго- восточнее линии Г ижига - Г арманда - Тахтоямск - Ямск и южное побережье Тауйской губы (включительно) VI
б) территория юго-восточнее линии Гижига - Гарманда - Тахтоямск - побережье Тауйской губы (включительно) VI
в) территория Чукотского автономного округа восточнее линии Марково - Усть- Белая - м. Шмидта и о. Врангеля (включительно) V
г) остальная территория области, за исключением территории юго-восточнее линии Парень - Гарманда (исключительно) VI
д) территория юго-восточнее линии Парень - Гарманда (включительно) VI
53 Московская область и г. Москва III
54 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 области IV
55 Нижегородская область IV
56 Новгородская область III
57 Новосибирская область V
58 Омская область V
59 Оренбургская область IV
60 Орловская область III
61 Пензенская область IV
62 Псковская область II
63 Ростовская область II
64 Рязанская область III
65 Самарская область IV
66 Саратовская область III
67 Сахалинская область:
а) территория севернее линии Шахтерск - Поронайск (включительно), за исключением территории побережья Татарского пролива и Охотского моря V
б) территория побережья Татарского пролива и Охотского моря севернее линии Шахтерск - Поронайск (исключительно) V
в) территория южнее линии Шахтерск - Поронайск и севернее линии Холмск Южно-Сахалинск (включительно), за исключением побережья Татарского пролива IV
г) территория побережья Татарского пролива между Шахтерск и Холмск IV
д) остальная территория острова, за исключением побережья между Холмск - Невельск III
е) территория побережья Татарского пролива между Холмск - Невельск (исключительно) III
ж) Курильские острова II
68 Свердловская область IV
69 Смоленская область III
70 Тамбовская область III
71 Тверская область III
72 Томская область V
73 Тульская область III
74 Тюменская область V
75 Ульяновская область IV
76 Челябинская область IV
77 Ярославская область III
78 Еврейская автономная область V
79 Ненецкий автономный округ:
а) территория южнее линии Кушкушара (исключая Кушкушара) - пересечение Северного Полярного круга с границей Республика Коми IV
б) территория севернее линии Кушкушара (включительно) - пересечение Северного Полярного круга с границей Коми - Ермица - Черная (исключая Черную) и о. Колгуев IV
в) территория восточнее линии Ермица - Черная (включительно) и о. Вайгач V
80 Ханты-Мансийский автономный округ - Югра V
81 Чукотский автономный округ:
а) территория восточнее линии Марково - Усть-Белая - м. Шмидта V
б) остальная территория округа VI
82 Ямало-Ненецкий автономный округ V

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

От

2000

до

2500

От

2500

до

3000

От

3000

до

3500

От

3500

до

4000

От

4000

до

4500

От

4500

до

5000

От

5000

до

6000

От

6000

до

7000

От 7000 и выше
Коэффициент

влияния

расстояния на

транспортировк

у основных

средств

котельной

1,00 1,01 1,03 1,05 1,07 1,09 1,10 1,12 1,14 1,16 1,18 1,22 1,26 1,29

Таблица 11

Инвестиционные параметры

Наименование Значение
Базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала 18,81 %
Базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств 10,70 %
Срок возврата инвестированного капитала 10 лет
Период амортизации котельной и тепловых сетей 15 лет

Штатная численность и базовый уровень оплаты труда персонала котельной

п/п
Должность

(специальность,

профессия)

Количество штатных единиц персонала котельной, производящей тепловую энергию с использованием топлива: Базовый уровень ежемесячн ой оплаты труда персонала котельной, тыс. руб. Коэффи­циент загрузки, % Базовый уровень ежемесячной оплаты труда персонала котельной с учетом коэффициента загрузки, тыс. руб.
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 - - -

Коэффициент корректировки базового уровня ежемесячной оплаты труда персонала котельной

Поселение, городской округ Субъект Российской Федерации Коэффициент корректировки базового уровня ежемесячной заработной платы персонала котельной
Якутск Республика Саха 0,85
Белогорск Амурская область 0,52
Благовещенск Амурская область 0,52
Магадан Магаданская область 0,99
Улан-Удэ Республика Бурятия 0,47
Братск Иркутская область 0,53
Иркутск Иркутская область 0,53
Кемерово Кемеровская область 0,46
Киселевск Кемеровская область 0,46
Воркута Республика Коми 0,64
Ачинск Красноярский край 0,57
Канск Красноярский край 0,57
Красноярск Красноярский край 0,57
Минусинск Красноярский край 0,57
Новосибирск Новосибирская область 0,46
Омск Омская область 0,45
Томск Томская область 0,54
Кызыл Республика Тыва 0,53
Сургут Ханты-Манс. АО 0,90
Тобольск Тюменская область без АО 0,56
Тюмень Тюменская область без АО 0,56
Уренгой Ямало-Ненецкий АО 1,14
Ханты-Мансийск Ханты-Манс. АО 0,90
Биробиджан Еврейская АО 0,50
Комсомольск-на-

Амуре
Хабаровский край 0,63
Хабаровск Хабаровский край 0,63
Чита Забайкальский край 0,49
Барнаул Алтайский край 0,32
Бийск Алтайский край 0,32
Рубцовск Алтайский край 0,32
Архангельск Архангельская область без АО 0,57
Котлас Архангельская область без АО 0,57
Белорецк Республика Башкортостан 0,42
Уфа Республика Башкортостан 0,42
Петропавловск-

Камчатский
Камчатский край 0,90
Вятка Кировская область 0,35
Поселение, городской округ Субъект Российской Федерации Коэффициент корректировки базового уровня ежемесячной заработной платы персонала котельной
Сыктывкар Республика Коми 0,64
Ухта Республика Коми 0,64
Курган Курганская область 0,35
Йошкар-Ола Марий Эл 0,40
Саранск Мордовия 0,35
Мурманск Мурманская область 0,74
Арзамас Нижегородская область 0,43
Выкса Нижегородская область 0,43
Нижний Новгород Нижегородская область 0,43
Оренбург Оренбургская область 0,39
Пенза Пензенская область 0,38
Пермь Пермский край 0,45
Владивосток Приморский край 0,54
Самара Самарская область 0,45
Южно-С ахалинск Сахалинская область 0,96
Екатеринбург Свердловская область 0,50
Каменск-Уральский Свердловская область 0,50
Бугульма Татарстан 0,47
Елабуга Татарстан 0,47
Казань Татарстан 0,47
Глазов Удмуртия 0,41
Ижевск Удмуртия 0,41
Сарапул Удмуртия 0,41
Ульяновск Ульяновская область 0,37
Абакан Хакасия 0,50
Челябинск Челябинская область 0,49
Чебоксары Чувашия 0,34
Белгород Белгородская область 0,41
Брянск Брянская область 0,35
Владимир Владимирская область 0,39
Муром Владимирская область 0,38
Волгоград Волгоградская область 0,38
Камышин Волгоградская область 0,38
Вологда Вологодская область 0,44
Воронеж Воронежская область 0,41
Иваново Ивановская область 0,34
Кинешма Ивановская область 0,34
Калуга Калужская область 0,48
Петрозаводск Карелия 0,49
Кострома Костромская область 0,35
Курск Курская область 0,39
Липецк Липецкая область 0,42
Поселение, городской округ Субъект Российской Федерации Коэффициент корректировки базового уровня ежемесячной заработной платы персонала котельной
Санкт-Петербург Санкт-Петербург 0,70
Тихвин Ленинградская область 0,54
Дмитров Московская область 0,66
Москва Москва 1,00
Боровичи Новгородская область 0,42
Новгород Новгородская область 0,42
Орел Орловская область 0,35
Рязань Рязанская область 0,42
Балашов Саратовская область 0,36
Саратов Саратовская область 0,36
Вязьма Смоленская область 0,38
Смоленск Смоленская область 0,38
Тамбов Тамбовская область 0,35
Ржев Тверская область 0,40
Тверь Тверская область 0,40
Тула Тульская область 0,44
Ярославль Ярославская область 0,43
Астрахань Астраханская область 0,39
Элиста Калмыкия 0,31
Великие Луки Псковская область 0,35
Псков Псковская область 0,35
Ростов-на-Дону Ростовская область 0,40
Таганрог Ростовская область 0,40
Майкоп Адыгея 0,35
Дербент Дагестан 0,30
Махачкала Дагестан 0,30
Нальчик Кабардино-Балкария 0,32
Калининград Калининградская область 0,47
Черкесск Карачаево-Черкесия 0,32
Краснодар Краснодарский край 0,43
Сочи Краснодарский край 0,43
Тихорецк Краснодарский край 0,43
Владикавказ Северная Осетия - Алания 0,32
Кисловодск Ставропольский край 0,38
Невинномысск Ставропольский край 0,38
Пятигорск Ставропольский край 0,38
Ставрополь Ставропольский край 0,38
Грозный Чеченская Республика 0,35

Коэффициент расходов на плату за выбросы в атмосферный воздух котельной с использованием вида топлива уголь

Экономические районы Российской Федерации Коэффициент расходов на плату за выбросы в атмосферный воздух котельной с использованием вида топлива уголь
Северный 0,008500
Северо-Западный 0,011400
Центральный 0,014900
Волго-Вятский 0,008300
Центрально-Черноземный 0,011900
Поволжский 0,015400
Северо-Кавказский 0,014600
Уральский 0,014900
Западно-Сибирский 0,009000
Восточно-Сибирский 0,009400
Дальневосточный 0,005800
Калининградская область 0,012100

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Тематические закладки пользователей:

Tеги: альтернативная котельная

Похожие докумены

Примечание для пользователей нормативными документами, размещенных в различных разделах сайта:
В связи с тем, что на нашем сайте размещены не официальные редакции текстов нормативных документов, при решении юридических вопросов необходимо обращаться к официально публикуемым документам и изменениям в них по состоянию на момент принятия решений.

Программы Auditor

Отраслевая конференция «Теплоснабжение-2018: Методы повышения эффективности бизнеса»

Подробнее