Постановление Правительства РФ от 15.12.2017 N 1562 (ред. от 03.11.2022) "Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)" (вместе с "Правилами определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)")

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 15 декабря 2017 г. N 1562

ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ
В ЦЕНОВЫХ ЗОНАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО УРОВНЯ ЦЕНЫ
НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ), ВКЛЮЧАЯ ИНДЕКСАЦИЮ
ПРЕДЕЛЬНОГО УРОВНЯ ЦЕНЫ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ),
И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ КОТЕЛЬНЫХ
И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ПРЕДЕЛЬНОГО
УРОВНЯ ЦЕНЫ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)

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

1. Утвердить прилагаемые:

Правила определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность);

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

2. Министерству энергетики Российской Федерации с участием Федеральной антимонопольной службы, Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации и Министерства экономического развития Российской Федерации не реже одного раза в 5 лет проводить анализ технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и направлять предложения по внесению изменений в Правила определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, используемые для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденные настоящим постановлением, в Правительство Российской Федерации.

3. Министерству энергетики Российской Федерации в течение 10 дней со дня завершения анализа, указанного в пункте 2 настоящего постановления, размещать результаты анализа на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".

4. Министерству энергетики Российской Федерации с участием Федеральной антимонопольной службы, Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации и Министерства экономического развития Российской Федерации до 1 июля 2021 г. по итогам анализа функционирования ценовых зон теплоснабжения представить в Правительство Российской Федерации предложения о целесообразности внесения изменений в Правила определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, используемые для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденные настоящим постановлением, в части:

а) учета особенностей проектирования тепловой сети в системе теплоснабжения в зависимости от этажности (плотности) жилищной застройки;

б) исключения капитальных затрат на строительство тепловых сетей из расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность);

в) изменения подхода к выбору вида топлива при определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в случае, если в структуре топливного баланса системы теплоснабжения преобладает вид топлива, по которому отсутствует дифференциация параметров работы котельных и тепловых сетей, установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, используемыми для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденными настоящим постановлением.

5. Установить, что:

настоящее постановление применяется к отношениям, связанным с государственным регулированием цен (тарифов) в сфере теплоснабжения на территориях, отнесенных к ценовым зонам теплоснабжения, на 2018 год и последующие годы;

решения об установлении регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения (за исключением случаев, указанных в Федеральном законе "О теплоснабжении") прекращают свое действие со дня вступления в силу решения об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), принятого в установленном порядке.

6. Рекомендовать органам местного самоуправления направить в исполнительные органы субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, на территории которых находятся поселения, городские округа, отнесенные к ценовым зонам теплоснабжения, по их запросу:

информацию о видах топлива, использование которых преобладает в соответствующем поселении, городском округе, их низшей теплоте сгорания и о приоритетном направлении развития топливного баланса этого поселения, городского округа - при отсутствии указанной информации в утвержденной в установленном порядке схеме теплоснабжения;

сведения, включающие в себя наименование гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения, обеспечивающей максимальный объем отпуска воды, наименование гарантирующей организации в сфере водоотведения, обеспечивающей максимальный объем принятых сточных вод в соответствующем поселении, городском округе, - при отсутствии утвержденной в установленном порядке схемы водоснабжения и водоотведения;

информацию об отнесении соответствующего поселения или городского округа к территориям, относящимся или не относящимся к территориям распространения вечномерзлых (многолетнемерзлых) грунтов, - при отсутствии указанной информации в схеме теплоснабжения поселения или городского округа;

информацию о расчетной температуре наружного воздуха, которая соответствует температуре воздуха наиболее холодной пятидневки, в соответствующем поселении или городском округе - при отсутствии указанной информации в СП 131.13330.2020 "СНиП 23-01-99* Строительная климатология" или в схеме теплоснабжения поселения или городского округа.

Председатель Правительства
Российской Федерации
Д.МЕДВЕДЕВ

Утверждены
постановлением Правительства
Российской Федерации
от 15 декабря 2017 г. N 1562

ПРАВИЛА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ В ЦЕНОВЫХ ЗОНАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО
УРОВНЯ ЦЕНЫ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ), ВКЛЮЧАЯ
ПРАВИЛА ИНДЕКСАЦИИ ПРЕДЕЛЬНОГО УРОВНЯ ЦЕНЫ
НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)

I. Общие положения

1. Настоящие Правила устанавливают порядок определения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), поставляемую единой теплоснабжающей организацией потребителям в ценовых зонах теплоснабжения, включая порядок индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), с применением технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 декабря 2017 г. N 1562 "Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)" (далее - технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей).

2. Понятия, используемые в настоящих Правилах, имеют значения, которые определены Федеральным законом "О теплоснабжении" и иными нормативными правовыми актами.

3. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) определяется исполнительным органом субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (далее - орган регулирования) для каждой системы теплоснабжения поселения, городского округа, отнесенных к ценовой зоне теплоснабжения, с использованием:

параметров, установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

параметров и формул в соответствии с настоящими Правилами.

4. Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по видам топлива используются при определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от вида топлива, использование которого преобладает в соответствующей системе теплоснабжения. Вид топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, определяется как вид топлива с наибольшей долей использования в структуре топливного баланса этой системы теплоснабжения в соответствии со схемой теплоснабжения поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения.

5. В случае если в соответствии со схемой теплоснабжения в структуре топливного баланса системы теплоснабжения представлены виды топлива с одинаковой долей их использования, вид топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, при отсутствии указанной информации в схеме теплоснабжения, определяется исходя из приоритетного направления развития топливного баланса поселения, городского округа, указанного в схеме теплоснабжения, или исходя из приоритетного направления развития топливного баланса субъекта Российской Федерации.

В случае если в соответствии со схемой теплоснабжения в структуре топливного баланса системы теплоснабжения видом топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, является вид топлива, по которому отсутствует дифференциация параметров, предусмотренная в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей, для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в качестве вида топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, принимается вид топлива с наибольшей долей его использования в топливном балансе системы теплоснабжения, по которому дифференциация параметров предусмотрена в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей.

В случае если в соответствии со схемой теплоснабжения в структуре топливного баланса системы теплоснабжения отсутствуют все виды топлива, по которым дифференциация параметров предусмотрена в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей, для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) используются параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей для мазута.

6. Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей и настоящими Правилами, с дифференциацией по температурным зонам и сейсмическим районам используются при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от температурной зоны и сейсмического района, к которым относится поселение или городской округ, на территории которого находится указанная система теплоснабжения.

Отнесение поселения, городского округа к температурной зоне осуществляется в соответствии с технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.

Соответствие поселения, городского округа сейсмическому району определяется по шкале сейсмической интенсивности MSK-64 для степени сейсмической опасности, установленной исходя из 5-процентной вероятности возможного превышения в течение 50 лет интенсивности сейсмических воздействий, в соответствии с сейсмическим районированием территории Российской Федерации, указанным в своде правил СП 14.13330.2018 "СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах".

7. Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по территориям, относящимся и не относящимся к территориям распространения вечномерзлых (многолетнемерзлых) грунтов (далее - вечномерзлые грунты), используются при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для систем теплоснабжения в зависимости от отнесения поселения, городского округа, на территориях которых находятся системы теплоснабжения, к территориям распространения вечномерзлых грунтов. Отнесение поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, к территориям распространения вечномерзлых грунтов осуществляется в соответствии со схемой теплоснабжения поселения или городского округа, на территории которого находится указанная система теплоснабжения, в случае отсутствия указанной информации в схеме теплоснабжения - в соответствии с информацией органов местного самоуправления поселения или городского округа, уполномоченных на ведение информационных систем обеспечения градостроительной деятельности, а в случае отсутствия соответствующей информации органов местного самоуправления поселения или городского округа - в соответствии с данными о наличии (отсутствии) вечномерзлых грунтов, содержащимися в Национальном атласе России.

Абзац утратил силу. - Постановление Правительства РФ от 03.11.2022 N 1985.

8. Параметр, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по расстоянию на транспортировку основных средств котельной (коэффициент влияния расстояния на транспортировку основных средств котельной) используется при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от расстояния от границы системы теплоснабжения до границы ближайшего административного центра субъекта Российской Федерации с железнодорожным сообщением.

Расстояние от границы системы теплоснабжения до границы ближайшего административного центра субъекта Российской Федерации с железнодорожным сообщением измеряется по прямой линии в соответствии с математическим методом округления к ближайшему целому.

9. Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по поселениям или городским округам и федеральным округам используются при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в зависимости от нахождения системы теплоснабжения, в отношении которой определяется предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), на территории соответствующего поселения или городского округа, федерального округа. В случае если по поселению или городскому округу, на территории которого находится система теплоснабжения, отсутствует дифференциация значений коэффициента использования установленной тепловой мощности котельной, коэффициента учета потерь тепловой энергии в тепловых сетях в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей, в целях расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в отношении указанной системы теплоснабжения используются значения соответствующих параметров по ближайшему поселению или городскому округу, по которым дифференциация значений указанных параметров предусмотрена в технико-экономических параметрах работы котельных и тепловых сетей.

9(1). Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по средней этажности жилой застройки (18-этажная и 5-этажная жилая застройка) используются при определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от численности населения поселения или городского округа, на территории которого находится соответствующая система теплоснабжения:

в случае если численность населения указанного поселения или городского округа составляет 50 тыс. человек и более, средняя этажность жилой застройки принимается равной 18;

в случае если численность населения указанного поселения или городского округа составляет менее 50 тыс. человек, средняя этажность жилой застройки принимается равной 5.

Численность населения поселения или городского округа определяется по состоянию на 1 января года, предшествующего расчетному периоду регулирования, на который рассчитывается предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), по данным Федеральной службы государственной статистики.

9(2). Параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с дифференциацией по диапазонам расчетной температуры наружного воздуха, которая соответствует температуре воздуха наиболее холодной пятидневки, используются при определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для системы теплоснабжения в зависимости от ее нахождения на территории соответствующего поселения или городского округа, для которых определена температура воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 в соответствии с климатическими параметрами холодного периода года в СП 131.13330.2020 "СНиП 23-01-99* Строительная климатология". В случае отсутствия такой информации используется расчетная температура наружного воздуха в соответствии со схемой теплоснабжения поселения или городского округа, на территории которого находится указанная система теплоснабжения, а в случае отсутствия соответствующих сведений в указанной схеме теплоснабжения - в соответствии с информацией, предоставленной органом местного самоуправления поселения или городского округа.

Расчетная температура наружного воздуха, которая соответствует температуре воздуха наиболее холодной пятидневки, относится к соответствующему диапазону, установленному технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, в соответствии с математическим методом округления к ближайшему целому.

9(3). Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), устанавливаемый впервые после отнесения поселения или городского округа к ценовой зоне теплоснабжения, а также устанавливаемый ежегодно в отношении систем теплоснабжения, в которых преобладает газ, определяется в соответствии с пунктом 10 настоящих Правил. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), устанавливаемый на расчетный период регулирования, соответствующий второму и последующим годам функционирования ценовой зоны теплоснабжения после окончания переходного периода, в отношении систем теплоснабжения, в которых преобладают уголь, мазут, определяется в соответствии с пунктом 43(1) настоящих Правил, за исключением случаев, установленных пунктами 9(5) и 9(6) настоящих Правил.

9(4). При определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) расчетным периодом регулирования считается:

а) i-й расчетный период регулирования, под которым понимается:

расчетный период регулирования, который соответствует первому году функционирования ценовой зоны теплоснабжения после окончания переходного периода;

расчетный период регулирования, на который предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) рассчитывается ежегодно в отношении систем теплоснабжения, в которых преобладает газ, а также в случаях, установленных пунктами 9(5) и 9(6) настоящих Правил;

б) j-й расчетный период регулирования - каждый последующий расчетный период регулирования после окончания i-го расчетного периода регулирования, за исключением периодов регулирования, на которые предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) рассчитывается в отношении систем теплоснабжения, в которых преобладает газ.

9(5). В отношении систем теплоснабжения, в которых преобладают уголь, мазут, в случае отклонения прогнозного индекса роста цены на топливо на j-й расчетный период регулирования, указанного в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на год, соответствующий j-му расчетному периоду регулирования, и плановый период, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант), более чем на 10 процентных пунктов и (или) отклонения индекса цен производителей промышленной продукции на j-й расчетный период регулирования, указанного в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на год, соответствующий j-му расчетному периоду регулирования, и плановый период, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант), и (или) средневзвешенной по дням 9 месяцев (j-1)-го расчетного периода регулирования ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации более чем на 5 процентных пунктов от аналогичных показателей на i-й расчетный период регулирования, учтенных в расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденного ранее на i-й расчетный период регулирования, предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), утверждаемый на следующий расчетный период регулирования, определяется в соответствии с пунктом 10 настоящих Правил, но не ниже предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденного на предшествующий расчетный период регулирования.

9(6). При принятии Правительством Российской Федерации актов о внесении изменений в технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, в том числе предусмотренных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 ноября 2022 г. N 1985 "О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 15 декабря 2017 г. N 1562", предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на расчетный период регулирования, следующий за годом, в котором указанные изменения вступили в силу, определяется в соответствии с пунктом 10 настоящих Правил, но не ниже предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденного на предшествующий расчетный период регулирования.

II. Определение и индексация в ценовых зонах теплоснабжения
предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)

10. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на i-й расчетный период регулирования (Цi, рублей/Гкал), рассчитываемый впервые при отнесении поселения или городского округа к ценовой зоне теплоснабжения, а также рассчитываемый ежегодно в отношении систем теплоснабжения, в которых преобладает газ, и в случаях, установленных пунктами 9(5) и 9(6) настоящих Правил, определяется по формуле 1:

Цi = РТi + КРi + Нi + ПРi + РДi + ,

где:

РТi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил;

КРi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 16 настоящих Правил;

Нi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 27 настоящих Правил;

ПРi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 32 настоящих Правил;

РДi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая создание резерва по сомнительным долгам в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 11 настоящих Правил;

- составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая учет отклонения 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 пунктом 40 настоящих Правил. В случаях, установленных пунктами 9(5) и 9(6) настоящих Правил, не рассчитывается.

11. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая создание резерва по сомнительным долгам в i-м расчетном периоде регулирования (РДi рублей/Гкал), определяется по формуле 2:

РДi = (РТi + КРi + Нi + ПРi) x kРД,

где:

kРД - коэффициент, отражающий размер резерва по сомнительным долгам, равный 0,02.

12. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (РТi, рублей/Гкал), определяется по формуле 3:

где:

bi,k - удельный расход условного топлива при производстве тепловой энергии котельной с использованием k-го вида топлива в i-м расчетном периоде регулирования, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (кг у.т./Гкал);

QОТП - объем отпуска тепловой энергии с коллекторов котельной, определяемый в соответствии с пунктом 12(1) настоящих Правил (тыс. Гкал);

QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил (тыс. Гкал);

- фактическая цена на k-й вид топлива, используемый при производстве тепловой энергии котельной, с учетом затрат на его доставку, сложившаяся в системе теплоснабжения в (i-2)-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктами 13 - 15 настоящих Правил (рублей/тыс. куб. м, рублей/тонн натурального топлива);

KППЖТ - коэффициент учета стоимости транспортных услуг, оказываемых на подъездных железнодорожных путях организациями промышленного железнодорожного транспорта и другими хозяйствующими субъектами независимо от организационно-правовой формы, за исключением организаций федерального железнодорожного транспорта, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей для котельной с использованием угля и мазута;

K - коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо, рассчитываемый как отношение низшей теплоты сгорания k-го вида топлива, определяемой в соответствии со схемой теплоснабжения поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения (в отношении газа, цены (тарифы) на который подлежат государственному регулированию, - в соответствии с расчетной объемной теплотой сгорания, исходя из которой установлены в соответствии с законодательством Российской Федерации оптовые цены на газ), к низшей теплоте сгорания 1 кг условного топлива, равной 7000 ккал/кг у.т. В случае если в структуре топливного баланса системы теплоснабжения отсутствуют виды топлива, по которым имеется дифференциация параметров, установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, в целях расчета коэффициента перевода натурального топлива в условное топливо применяется величина низшей теплоты сгорания мазута, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей для такого случая;

, - прогнозные индексы роста цены на k-й вид топлива на (i-1)-й, i-й расчетные периоды регулирования соответственно, определенные в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на год, соответствующий i-му расчетному периоду регулирования, и плановый период, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант). Для котельной с использованием угля подлежит применению индекс цен производителей промышленной продукции по виду экономической деятельности "Добыча угля" без дифференциации по видам топлива.

12(1). Объем отпуска тепловой энергии с коллекторов котельной (QОТП, тыс. Гкал) определяется по формуле 3(1):

QОТП = QПО x KП,

где:

KП - коэффициент учета потерь тепловой энергии в тепловых сетях, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.

13. При определении фактической цены на k-й вид топлива, используемый при производстве тепловой энергии котельной, с учетом затрат на его доставку в (i-2)-м расчетном периоде регулирования () орган регулирования использует источники информации о ценах (тарифах) в следующем порядке:

а) цены (тарифы), действовавшие на день окончания (i-2)-го расчетного периода регулирования в системе теплоснабжения, - если цены (тарифы) на соответствующие товары (услуги) подлежат государственному регулированию;

б) информация с официального сайта единой информационной системы в сфере закупок, региональных и муниципальных информационных систем в сфере закупок по завершенным закупкам, в результате которых заключены договоры на поставку топлива покупателю по ценам на топливо, включающим затраты на его доставку;

в) рыночные цены на топливо, включающие затраты на его доставку, сложившиеся на организованных торговых площадках, в том числе на биржах, функционирующих на территории Российской Федерации;

г) рыночные цены на топливо, включающие затраты на его доставку, информация о которых предоставляется независимыми специализированными информационно-аналитическими организациями, осуществляющими сбор информации о рыночных ценах, разработку и внедрение специализированных программных средств для исследования рыночных цен, подготовку периодических информационных и аналитических отчетов о рыночных ценах;

д) данные Федеральной службы государственной статистики о ценах (тарифах) на топливо с учетом затрат на его доставку.

14. При определении фактической цены на топливо с использованием источников информации, указанных в подпунктах "б" - "г" пункта 13 настоящих Правил, орган регулирования определяет средневзвешенную по объему цену на топливо за (i-2)-й год в системе теплоснабжения, в случае отсутствия указанных сведений по системе теплоснабжения - средневзвешенную по объему цену за (i-2)-й год в поселении, городском округе, на территории которого расположена система теплоснабжения (при отсутствии данных по поселению - в муниципальном районе, в состав которого входит соответствующее поселение).

В случае если на территории системы теплоснабжения осуществляют деятельность несколько поставщиков газа (газоснабжающих организаций), газораспределительных организаций, цены (тарифы) для которых подлежат государственному регулированию, при определении фактической цены на газ принимаются значения цен (тарифов) для организаций с наибольшим объемом поставляемого, транспортируемого газа.

15. При определении фактической цены на топливо с использованием источника информации, указанного в подпункте "а" пункта 13 настоящих Правил, в отношении газа, цены (тарифы) на который подлежат государственному регулированию, применяются оптовые цены на газ, определяемые как среднеарифметическое значение между установленными предельными максимальным и минимальным уровнями оптовых цен на газ (при отсутствии указанных предельных уровней и утверждении органом регулирования оптовой цены на газ в виде числового значения используется цена в виде такого значения), а также учитываются затраты на доставку газа, включающие расходы на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа, рассчитываемые исходя из утвержденных тарифов и размеров платы для группы конечных потребителей газа, соответствующей диапазону объема потребления газа при производстве тепловой энергии котельной, установленному технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, а также специальные надбавки к тарифам на услуги по транспортировке газа газораспределительными организациями, предназначенные для финансирования программ газификации.

16. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей в i-м расчетном периоде регулирования (КРi, рублей/Гкал), определяется по формуле 4:

где:

- величина капитальных затрат на строительство котельной с использованием k-го вида топлива в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 19 настоящих Правил (тыс. рублей);

- величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 21 настоящих Правил (тыс. рублей);

ТПi,к - затраты на подключение (технологическое присоединение) котельной с использованием k-го вида топлива к электрическим сетям, к централизованной системе водоснабжения и водоотведения (для котельной с использованием газа - также к газораспределительным сетям) в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил (тыс. рублей);

Зi,к - стоимость земельного участка для размещения котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 23 настоящих Правил (тыс. рублей);

НДi - норма доходности инвестированного капитала в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 26 настоящих Правил;

СВК - срок возврата инвестированного капитала, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (годов).

17. Объем полезного отпуска тепловой энергии котельной (QПО, тыс. Гкал) определяется по формуле 5:

QПО = p x ГР x КИУМ x 10-3,

где:

p - установленная тепловая мощность котельной, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (Гкал/час);

ГР - продолжительность годовой работы оборудования котельной с учетом коэффициента готовности, учитывающего продолжительность годовой работы оборудования (часов), определяемая в соответствии с пунктом 18 настоящих Правил (часов);

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

18. Продолжительность годовой работы оборудования котельной с учетом коэффициента готовности, учитывающего продолжительность годовой работы оборудования (ГР, часов), определяется по формуле 6:

ГР = 8760 x Kr,

где:

8760 - число часов в году (часов);

Kr - коэффициент готовности, учитывающий продолжительность годовой работы оборудования котельной, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей.

19. Величина капитальных затрат на строительство котельной с использованием k-го вида топлива в i-м расчетном периоде регулирования (, тыс. рублей) определяется по формуле 7:

где:

- базовая величина капитальных затрат на строительство котельной в базовом году, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (тыс. рублей);

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

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

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

б - базовый год (2019);

ИЦПi - индекс цен производителей промышленной продукции в i-м расчетном периоде регулирования, определяемый в соответствии с пунктом 20 настоящих Правил.

20. Индекс цен производителей промышленной продукции в i-м расчетном периоде регулирования (ИЦПi) определяется по формуле 8:

где , , ..., - индексы цен производителей промышленной продукции (в среднем за год к предыдущему году) на (б+1)-й, (б+2)-й, ... i-й расчетные периоды регулирования, указанные на соответствующие годы в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на год, соответствующий i-му расчетному периоду регулирования, и плановый период, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант). В случае если в указанном прогнозе отсутствует необходимая информация до (i-3)-го расчетного периода регулирования включительно (в виде отчета или оценки), то используются индексы цен производителей промышленной продукции (в среднем за год к предыдущему году) на соответствующие годы, указанные в виде отчета или оценки в прогнозах социально-экономического развития Российской Федерации на годы, соответствующие предыдущим расчетным периодам регулирования, и плановый период, одобренных Правительством Российской Федерации (базовый вариант).

21. Величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей в i-м расчетном периоде регулирования (, тыс. рублей) определяется по формуле 9:

где:

- базовая величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году, определяемая в соответствии с пунктом 21(1) настоящих Правил, с учетом особенностей, указанных в пункте 63 настоящих Правил (тыс. рублей);

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

б - базовый год (2019);

21(1). Базовая величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году (, тыс. рублей) определяется по формуле 9(1):

где:

P - сметная стоимость строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения", учитывающая прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль, в ценах 2001 года, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (тыс. рублей);

И - индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения" на базовый год, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

ККС - коэффициент, применяемый для учета повышенной нормы накладных расходов к индексу изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения" на базовый год, установленному технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, в случае отнесения поселения или городского округа к районам Крайнего Севера или местностям, приравненным к районам Крайнего Севера:

для районов Крайнего Севера - 1,02;

для местностей, приравненных к районам Крайнего Севера, - 1,01;

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

z - сметная норма дополнительных затрат по виду строительства "Энергетическое строительство. Тепловые сети", дифференцированная по температурным зонам, указанная в таблице 4 Сборника сметных норм дополнительных затрат при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время (ГСН 81-05-02-2007) (процентов);

h - коэффициент к сметным нормам по видам строительства, дифференцированный по температурным зонам и территориям субъектов Российской Федерации, указанный в приложении N 1 Сборника сметных норм дополнительных затрат при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время (ГСН 81-05-02-2007). В отношении систем теплоснабжения, расположенных на территориях Республики Крым и г. Севастополя, применяется коэффициент, определенный в отношении Республики Дагестан (остальной территории Республики Дагестан);

б - базовый год (2019).

22. Затраты на подключение (технологическое присоединение) котельной с использованием k-го вида топлива к электрическим сетям, к централизованной системе водоснабжения и водоотведения (для котельной с использованием газа - также к газораспределительным сетям) в i-м расчетном периоде регулирования (ТПi,к, тыс. рублей) определяются по формуле 10:

где:

- базовая величина затрат на подключение (технологическое присоединение) котельной с использованием k-го вида топлива к электрическим сетям, определяемая по федеральному округу, в состав которого входит субъект Российской Федерации, на территории которого расположена система теплоснабжения, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (тыс. рублей);

, - 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, действующих на день окончания базового года и установленных органом регулирования в отношении гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения, обеспечивающей максимальный объем отпуска воды, и гарантирующей организации в сфере водоотведения, обеспечивающей максимальный объем принятых сточных вод в поселении, 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. рублей). 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;

- базовая величина затрат на подключение (технологическое присоединение) к газораспределительным сетям, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с учетом особенностей, указанных в пункте 63 настоящих Правил (тыс. рублей);

б - базовый год (2019);

23. Стоимость земельного участка для размещения котельной с использованием k-го вида топлива в i-м расчетном периоде регулирования (Зi,k, тыс. рублей) определяется по формуле 11:

Зi,k = Sk x Pб x ИЦПi,

где:

Sk - площадь земельного участка для размещения котельной с использованием k-го вида топлива, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (кв. метров);

Pб - удельная базовая стоимость земельного участка, определенная органом регулирования в соответствии с пунктами 24 - 25(1) настоящих Правил (тыс. рублей/кв. метр);

24. Орган регулирования определяет удельную базовую стоимость земельного участка равной удельной кадастровой стоимости земельного участка, полученной на основе утвержденных актом исполнительного органа субъекта Российской Федерации результатов определения кадастровой стоимости, действующих на день окончания базового года.

25. Удельная кадастровая стоимость земельного участка принимается равной среднему значению удельного показателя кадастровой стоимости земельного участка, определяемому по кадастровому кварталу, в границах которого располагается система теплоснабжения, в отношении которой утверждается предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), и в разрезе видов разрешенного использования земельных участков, предназначенных для размещения производственных и административных зданий, строений, сооружений промышленности, коммунального хозяйства, материально-технического, продовольственного снабжения, сбыта и заготовок, если отнесение земельных участков под размещение котельных к иному виду разрешенного использования земельных участков не предусмотрено, или групп видов разрешенного использования земельного участка, предназначенного для размещения зданий и сооружений в целях обеспечения физических и юридических лиц коммунальными услугами, размещения зданий и сооружений, обеспечивающих поставку тепловой энергии, относящихся к группе "Коммунальное обслуживание" сегмента "Производственная деятельность", предусмотренных в методических указаниях о государственной кадастровой оценке, утвержденных в соответствии с пунктом 3 части 2 статьи 5 Федерального закона "О государственной кадастровой оценке". В случае отсутствия деления по соответствующей группе видов разрешенного использования земельного участка используются данные по наиболее соответствующей ей группе или в целом сегменту "Производственная деятельность", предусмотренных в методических указаниях о государственной кадастровой оценке, утвержденных в соответствии с пунктом 3 части 2 статьи 5 Федерального закона "О государственной кадастровой оценке".

В случае если указанное среднее значение удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков не утверждено для кадастрового квартала, в границах которого располагается система теплоснабжения, для расчета удельной кадастровой стоимости земельного участка в целях определения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) применяется среднее значение удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков по соответствующему виду разрешенного использования или группе видов разрешенного использования, утвержденное для соответствующего поселения или городского округа (в случае отсутствия указанного показателя по поселению - соответствующий показатель для муниципального района, в состав которого входит это поселение). Определение номера кадастрового квартала, на территории которого находится система теплоснабжения, в целях применения среднего значения удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков осуществляется органом регулирования с использованием данных публичной кадастровой карты Федеральной службы государственной регистрации, кадастра и картографии в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" или информации, полученной в установленном порядке от филиала федерального государственного бюджетного учреждения "Федеральная кадастровая палата Федеральной службы государственной регистрации, кадастра и картографии".

В случае расположения системы теплоснабжения на территориях нескольких кадастровых кварталов удельная стоимость земельного участка принимается равной среднему значению удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков по соответствующему виду разрешенного использования или группе видов разрешенного использования, утвержденному для поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения (в случае отсутствия указанного показателя по соответствующему поселению - равной такому показателю для муниципального района, в состав которого входит это поселение).

При отсутствии данных о среднем значении удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков по соответствующему муниципальному району в качестве удельной кадастровой стоимости земельного участка принимается средний уровень кадастровой стоимости земель по муниципальному району, в состав которого входит соответствующее поселение, на территории которого находится система теплоснабжения, по соответствующему виду разрешенного использования или группе видов разрешенного использования земельных участков.

При отсутствии необходимых данных о среднем значении удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков и (или) о среднем уровне кадастровой стоимости земель в составе результатов определения кадастровой стоимости земель населенных пунктов субъекта Российской Федерации, действующих на день окончания базового года, применяются действовавшие ранее результаты определения кадастровой стоимости земель, в которых содержались данные о среднем значении удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков и (или) среднем уровне кадастровой стоимости земель.

25(1). В случае если результаты определения кадастровой стоимости земель, действующие на день окончания базового года, указанные в пунктах 24 и 25 настоящих Правил, были утверждены до 31 декабря 2015 г., то удельная базовая стоимость земельного участка, указанная в пункте 23 настоящих Правил, принимается равной удельной кадастровой стоимости земельного участка, полученной на основе указанных результатов определения кадастровой стоимости земель, умноженной на индекс 1,2929.

26. Норма доходности инвестированного капитала в i-м расчетном периоде регулирования (НДi) определяется по формуле 12:

где:

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

КСб - базовый уровень ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

КСi-1 - средневзвешенная по дням 9 месяцев (i-1)-го расчетного периода регулирования ключевая ставка Центрального банка Российской Федерации;

абзац утратил силу. - Постановление Правительства РФ от 03.11.2022 N 1985.

27. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде регулирования (Нi, рублей/Гкал), определяется по формуле 13:

где:

- расходы на уплату налога на прибыль от деятельности, связанной с производством и поставкой тепловой энергии (мощности), в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 28 настоящих Правил (тыс. рублей);

- расходы на уплату налога на имущество в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 30 настоящих Правил (тыс. рублей);

- расходы на уплату земельного налога в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 31 настоящих Правил (тыс. рублей);

QПО - объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, определяемый в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил (тыс. Гкал).

28. Расходы на уплату налога на прибыль от деятельности, связанной с производством и поставкой тепловой энергии (мощности), в i-м расчетном периоде регулирования (, тыс. рублей) определяются по формуле 14:

где:

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

- 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 и действующая в i-м расчетном периоде регулирования (процентов);

КЗi,к - величина капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей, определяемая в соответствии с пунктом 29 настоящих Правил (тыс. рублей).

29. Величина капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей (КЗi,к, тыс. рублей) определяется по формуле 15:

где:

30. Расходы на уплату налога на имущество в i-м расчетном периоде регулирования (, тыс. рублей) определяются по формуле 16:

где:

- 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 и действующая в i-м расчетном периоде регулирования (процентов);

КЗi,к - величина капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей, определяемая в соответствии с пунктом 29 настоящих Правил (тыс. рублей);

СВК - срок возврата инвестированного капитала, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (лет);

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

31. Расходы на уплату земельного налога в i-м расчетном периоде регулирования (, тыс. рублей) определяются по формуле 17:

где:

- стоимость земельного участка для размещения котельной с использованием k-го вида топлива в i-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 23 настоящих Правил (тыс. рублей);

- ставка земельного налога, установленная в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и нормативными правовыми актами представительных органов муниципального образования, на территории которого находится система теплоснабжения, и действующая в i-м расчетном периоде регулирования (процентов).

32. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (ПРi, рублей/Гкал), определяется по формуле 18:

где:

- прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 33 настоящих Правил (тыс. рублей);

- иные прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, в том числе расходы на сырье и материалы, страхование оборудования, страхование ответственности, а также для котельной с использованием угля - расходы на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов, на утилизацию и размещение золы и шлака, определяемые в соответствии с пунктом 38 настоящих Правил (тыс. рублей);

33. Прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (, тыс. рублей) определяются по формуле 19:

где:

ТОб,k - расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной с использованием k-го вида топлива и тепловых сетей в базовом году, определяемые в соответствии с пунктом 34 настоящих Правил (тыс. рублей);

РЭб,k - расходы на электрическую энергию на собственные нужды котельной с использованием k-го вида топлива в базовом году, определяемые в соответствии с пунктом 35 настоящих Правил (тыс. рублей);

РВб - расходы на водоподготовку и водоотведение котельной в базовом году, определяемые в соответствии с законодательством Российской Федерации в сфере водоснабжения и водоотведения исходя из тарифа на питьевую воду (питьевое водоснабжение) и тарифа на водоотведение, установленных органом регулирования для гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения, обеспечивающей максимальный объем отпуска воды, и гарантирующей организации в сфере водоотведения, обеспечивающей максимальный объем принятых сточных вод в поселении или городском округе, на территории которого находится система теплоснабжения, и действующих на день окончания базового года, а также параметров (расход воды на водоподготовку, расход воды на собственные нужды котельной, объем водоотведения), установленных технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (тыс. рублей). Указанные максимальный объем отпуска воды и максимальный объем приема сточных вод определяются на основании схемы водоснабжения и водоотведения или открытой информации в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".

В случае отсутствия действующих на день окончания базового года тарифа на питьевую воду (питьевое водоснабжение) и (или) тарифа на водоотведение, установленных органом регулирования для указанных гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения и (или) гарантирующей организации в сфере водоотведения, расходы на водоподготовку и водоотведение котельной в базовом году определяются исходя из действующих на день окончания базового года тарифа на питьевую воду (питьевое водоснабжение) и (или) тарифа на водоотведение, установленных органом регулирования для гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения, обеспечивающей максимальный объем отпуска воды, и (или) гарантирующей организации в сфере водоотведения, обеспечивающей максимальный объем принятых сточных вод, функционирующих в поселении, городском округе, ближайших к границе системы теплоснабжения;

РПб,k - расходы на оплату труда персонала котельной с использованием k-го вида топлива в базовом году, определяемые в соответствии с пунктом 36 настоящих Правил (тыс. рублей);

б - базовый год (2019);

34. Расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной с использованием k-го вида топлива и тепловых сетей в базовом году (ТОб,k, тыс. рублей) определяются по формуле 20:

где:

- базовая величина капитальных затрат на основные средства котельной с использованием k-го вида топлива в базовом году, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (тыс. рублей);

- 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;

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

б - базовый год (2019).

35. Расходы на электрическую энергию на собственные нужды котельной с использованием k-го вида топлива в базовом году (РЭб,k, тыс. рублей) определяются по формуле 21:

РЭб,k = ЦЭб x Эк x ГР x КИУМ x 10-3,

где:

ЦЭб - цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничном рынке, функционирующем в поселении или городском округе, на территории которого находится система теплоснабжения, определяемая как среднеарифметическая величина из значений цен (тарифов), определяемых гарантирующим поставщиком (устанавливаемых органом регулирования - для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами) в базовом году в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике для категории потребителей, установленной технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (рублей/кВт.ч);

Эк - максимальная мощность энергопринимающих устройств котельной с использованием k-го вида топлива, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (кВт);

ГР - продолжительность годовой работы оборудования котельной с учетом коэффициента готовности, определяемая в соответствии с пунктом 18 настоящих Правил (часов);

КИУМ - коэффициент использования установленной мощности котельной, определяемый в соответствии с технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

б - базовый год (2019).

36. Расходы на оплату труда персонала котельной с использованием k-го вида топлива в базовом году (РПб,k, тыс. рублей) определяются по формуле 22:

где:

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

- количество штатных единиц персонала котельной, производящей тепловую энергию с использованием k-го вида топлива, на j-й должности, установленное технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

- базовый уровень ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной, производящей тепловую энергию с использованием k-го вида топлива, включающей все предусмотренные нормами законодательства Российской Федерации стимулирующие начисления и надбавки, компенсационные начисления, связанные с режимом работы или условиями труда работников на j-й должности с учетом загрузки сотрудника, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (тыс. рублей);

kМО - коэффициент корректировки базового уровня ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной, производящей тепловую энергию с использованием k-го вида топлива, на j-й должности, определяемый в соответствии с пунктом 37 настоящих Правил;

- расходы на уплату в базовом году страховых взносов по персоналу котельной, 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. рублей);

б - базовый год (2019).

37. Коэффициент корректировки базового уровня ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной, производящей тепловую энергию с использованием k-го вида топлива, на j-й должности kМО определяется по формуле 23:

где:

- величина среднемесячной заработной платы работников организаций отрасли "Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха" по муниципальному району, в состав которого входит соответствующее поселение, городскому округу (при отсутствии данных по муниципальному району, городскому округу - по субъекту Российской Федерации, в состав которого входят соответствующие муниципальный район, городской округ), на территории которого находится система теплоснабжения, определяемая по данным Федеральной службы государственной статистики в базовом году (рублей);

- величина среднемесячной заработной платы работников организаций отрасли "Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха" по г. Москве в базовом году, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (рублей).

38. Иные прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (, тыс. рублей), в том числе расходы на сырье и материалы, страхование оборудования, страхование ответственности, а также для котельной с использованием угля - расходы на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов, на утилизацию и размещение золы и шлака, определяются по формуле 24:

где:

- прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 33 настоящих Правил, без учета расходов на электрическую энергию на собственные нужды котельной в базовом году, определяемых в соответствии с пунктом 35 настоящих Правил (тыс. рублей);

- расходы на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов, на утилизацию и размещение золы и шлака для котельной с использованием угля в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 39 настоящих Правил (тыс. рублей).

39. Расходы на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов, на утилизацию и размещение золы и шлака для котельной с использованием угля в i-м расчетном периоде регулирования (, тыс. рублей) определяются по формуле 25:

где:

РТi - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в i-м расчетном периоде регулирования (рублей/Гкал), определяемая в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил;

- дополнительные расходы на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов для котельной с использованием угля на i-й расчетный период регулирования, определяемый в соответствии с пунктом 39(1) настоящих Правил (тыс. рублей).

39(1). Дополнительные расходы на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов для котельной с использованием угля на i-й расчетный период регулирования (, тыс. рублей) определяются по формуле 25(1):

где:

ПВб - базовая величина платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (рублей);

- коэффициент, применяемый к базовой величине платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, равный размеру дополнительного коэффициента, применяемому к ставкам платы за негативное воздействие на окружающую среду, утверждаемому Правительством Российской Федерации в соответствии с законодательством в области охраны окружающей среды на i-й расчетный период регулирования. В случае если на дату определения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) указанный дополнительный коэффициент на i-й расчетный период регулирования не установлен, то применяется последний установленный на дату определения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) дополнительный коэффициент.

40. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей, используемых при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), в i-м расчетном периоде регулирования (, рублей/Гкал) определяется по формуле 26:

где:

- составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в (i-2)-м расчетном периоде регулирования, определяемой в i-м расчетном периоде регулирования в соответствии с пунктом 41 настоящих Правил (рублей/Гкал);

- составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов в (i-2)-м расчетном периоде регулирования, определяемой в i-м расчетном периоде регулирования в соответствии с пунктом 43 настоящих Правил, (рублей/Гкал).

Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных показателей, используемых при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), учитывается при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) начиная с 3-го расчетного периода регулирования.

41. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной, в (i-2)-м расчетном периоде регулирования (, рублей/Гкал) определяется по формуле 27:

где:

- фактическая составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в (i-2)-м расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 42 настоящих Правил;

РТi-2 - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной, учтенная в предельном уровне цены на тепловую энергию (мощность), установленная на (i-2)-й расчетный период регулирования (рублей/Гкал), определяемая в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил.

42. Фактическая составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии котельной в (i-2)-м расчетном периоде регулирования (, рублей/Гкал), определяется по формуле 28:

где:

bi-2,k - удельный расход условного топлива при производстве тепловой энергии котельной с использованием k-го вида топлива в (i-2)-м расчетном периоде регулирования, установленный технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей (кг у.т./Гкал);

- фактическая цена на k-й вид топлива, используемого при производстве тепловой энергии котельной, с учетом затрат на его доставку, сложившаяся в системе теплоснабжения в (i-2)-м расчетном периоде регулирования, определяемая с использованием источников данных, указанных в пунктах 13 - 15 настоящих Правил (рублей/тыс. куб. метров);

K - коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо, рассчитываемый как отношение низшей теплоты сгорания k-го вида топлива, определяемой в соответствии со схемой теплоснабжения поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения (в отношении газа, цены (тарифы) на который подлежат государственному регулированию, в соответствии с расчетной объемной теплотой сгорания, исходя из которой утверждены в соответствии с законодательством Российской Федерации оптовые цены на газ), к низшей теплоте сгорания 1 кг условного топлива, равной 7000 ккал/кг у.т. В случае если в структуре топливного баланса системы теплоснабжения отсутствуют виды топлива, по которым имеется дифференциация технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, в целях расчета коэффициента перевода натурального топлива в условное топливо применяется величина низшей теплоты сгорания мазута, установленная технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей для такого случая.

43. Составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая учет отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены, обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов, в (i-2)-м расчетном периоде регулирования (, рублей/Гкал) определяется по формуле 29:

где:

- фактическая составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов в (i-2)-м расчетном периоде регулирования (рублей/Гкал);

Нi-2 - составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов, учтенная в предельной цене на тепловую энергию (мощность) на (i-2)-й расчетный период регулирования (рублей/Гкал).

Фактическая составляющая предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающая компенсацию расходов на уплату налогов в (i-2)-м расчетном периоде регулирования, определяется в соответствии с пунктами 27 - 31 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 которых находится система теплоснабжения на (i-2)-й расчетный период регулирования.

43(1). Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на очередной j-й расчетный период регулирования (Цj, рублей/Гкал) в отношении систем теплоснабжения, в которых преобладают уголь, мазут, определяется по формуле 30:

Цj = Цi x ИПЦj,

где:

Цi - предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на i-й расчетный период регулирования (рублей/Гкал), определенный в соответствии с пунктом 10 настоящих Правил;

ИПЦj - индекс потребительских цен в j-й расчетный период регулирования, определенный в соответствии с пунктом 43(2) настоящих Правил.

43(2). Индекс потребительских цен в j-й расчетный период регулирования (ИПЦj) определяется по формуле 31:

где , , ..., - индексы потребительских цен (в среднем за год к предыдущему году) в (i+1)-й, (i+2)-й,... j-й расчетные периоды регулирования, указанные на соответствующие годы в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на год, соответствующий j-му расчетному периоду регулирования, и плановый период, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант). В случае если в указанном прогнозе отсутствует необходимая информация, то используются индексы потребительских цен (в среднем за год к предыдущему году) на соответствующие годы, указанные в виде отчета или оценки в прогнозах социально-экономического развития Российской Федерации на годы, соответствующие предыдущим расчетным периодам регулирования, и плановый период, одобренных Правительством Российской Федерации (базовый вариант).

III. Принятие решения об утверждении в ценовых зонах
теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую
энергию (мощность)

44. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается органом регулирования до начала очередного расчетного периода регулирования, но не позднее 15 ноября года, предшествующего очередному расчетному периоду регулирования, за исключением случая, когда предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается впервые в соответствии с разделом IV настоящих Правил.

45. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) вводится в действие с начала очередного года на 12 месяцев, за исключением случая введения его в действие впервые в соответствии с разделом IV настоящих Правил.

46. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается с календарной разбивкой по полугодиям. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается органом регулирования на первое полугодие очередного расчетного периода регулирования равным предельному уровню цены на второе полугодие предшествующего расчетного периода регулирования (за исключением первого полугодия первого расчетного периода регулирования, а также установления предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на первый расчетный период регулирования, следующий после вступления в силу изменений, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 ноября 2022 г. N 1985 "О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 15 декабря 2017 г. N 1562", в муниципальных образованиях, отнесенных до даты вступления в силу указанного постановления к ценовым зонам теплоснабжения). Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), утверждаемый органом регулирования на второе полугодие очередного расчетного периода регулирования, определяется в соответствии с разделами I и II настоящих Правил, в том числе с учетом прогнозных индексов роста цены на газ со второго полугодия очередного расчетного периода регулирования при утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в отношении системы теплоснабжения, в которой преобладает газ.

47. Решение об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) принимается органом регулирования по итогам заседания правления (коллегии) органа регулирования и включает:

а) величину предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (с указанием величины предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) с НДС и без НДС);

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

48. Протокол заседания правления (коллегии) органа регулирования (далее - протокол) является неотъемлемой частью решения органа регулирования об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) и включает в том числе:

а) величину предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (с указанием величины предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) с НДС и без НДС) (рублей/Гкал);

б) параметры, установленные технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, которые использовались при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), с указанием вида топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения (по составляющим предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающим компенсацию расходов при производстве тепловой энергии);

в) объем полезного отпуска тепловой энергии котельной, использованный при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (тыс. Гкал);

г) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии (рублей/Гкал), а также сведения о параметрах, использованных при расчете указанной составляющей, в том числе о:

фактической цене на вид топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, с учетом затрат на его доставку с указанием использованных источников информации (рублей/т н.т., рублей/тыс. куб. метров);

низшей теплоте сгорания вида топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения (ккал/куб. метров, ккал/кг н.т.);

значениях прогнозных индексов роста цены на топливо;

наименовании организации с наибольшим объемом поставляемого, транспортируемого газа (при утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в отношении системы теплоснабжения, в которой преобладает газ);

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

величине капитальных затрат на строительство котельной (тыс. рублей);

температурной зоне и сейсмическом районе, к которым относится поселение или городской округ, на территории которого находится указанная система теплоснабжения;

расстоянии от границы системы теплоснабжения до границы ближайшего административного центра субъекта Российской Федерации с железнодорожным сообщением (км);

отнесении поселения или городского округа, на территории которого находится система теплоснабжения, к территории распространения вечномерзлых грунтов;

величине капитальных затрат на строительство тепловых сетей (тыс. рублей);

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

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

величине затрат на подключение (технологическое присоединение) к газораспределительным сетям с указанием использованных источников данных (тыс. рублей);

стоимости земельного участка для строительства котельной (тыс. рублей), а также удельной базовой стоимости земельного участка с соответствующим видом разрешенного использования (тыс. рублей/кв. метров) с указанием источников данных, использованных при расчете удельной кадастровой стоимости земельного участка;

норме доходности инвестированного капитала, а также значении ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации;

значениях индексов цен производителей промышленной продукции;

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

величине расходов на уплату налога на прибыль от деятельности, связанной с производством и поставкой тепловой энергии (мощности) (тыс. рублей), и величине ставки налога на прибыль от указанной деятельности;

величине расходов на уплату налога на имущество (тыс. рублей) и величине ставки налога на имущество;

величине расходов на уплату земельного налога (тыс. рублей), величине ставки земельного налога и величине кадастровой стоимости земельного участка (тыс. рублей);

ж) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию прочих расходов при производстве тепловой энергии (рублей/Гкал), а также сведения о параметрах, использованных при расчете указанной составляющей, в том числе о:

величине расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной и тепловых сетей в базовом году (тыс. рублей);

величине расходов на электрическую энергию на собственные нужды котельной в базовом году (тыс. рублей), включая сведения о наименовании гарантирующего поставщика и среднеарифметической величине из значений цен (тарифов), определяемых гарантирующим поставщиком (устанавливаемых органом регулирования - для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами), в базовом году (рублей/кВт.ч);

величине расходов на водоподготовку и водоотведение котельной в базовом году (тыс. рублей), включая сведения о наименовании гарантирующей организации в сфере холодного водоснабжения, гарантирующей организации в сфере водоотведения и величине действующих на день окончания базового года тарифа на питьевую воду (питьевое водоснабжение) и тарифа на водоотведение, установленных для указанных организаций (рублей/куб. метров);

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

величине иных прочих расходов при производстве тепловой энергии котельной, включая величину расходов на утилизацию и размещение золы и шлака и на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух и сведения об экономическом районе, в котором расположена система теплоснабжения, для котельной с использованием угля (тыс. рублей);

з) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов по сомнительным долгам (рублей/Гкал);

и) величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию отклонений фактических индексов от прогнозных, используемых при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) (рублей/Гкал), включая:

величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо (рублей/Гкал), а также фактическую цену на вид топлива, использование которого преобладает в системе теплоснабжения, используемую при расчете фактической составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на топливо (рублей/тыс. куб. метров);

величину составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных показателей при расчете составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов, а также фактические ставки налогов (рублей/Гкал), используемые при расчете фактической составляющей предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов;

к) индексы потребительских цен, учтенные при определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).

48(1). При утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на i-й расчетный период регулирования в протокол включается информация, указанная в подпунктах "а" - "и" пункта 48 настоящих Правил.

При утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на j-й расчетный период регулирования в протокол включается информация, указанная в подпунктах "а" и "к" пункта 48 настоящих Правил, а также информация о последнем решении об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), принятом органом регулирования на i-й расчетный период регулирования.

49. В целях проведения общественного обсуждения орган регулирования не позднее 15 октября года, предшествующего очередному расчетному периоду регулирования, осуществляет размещение на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет", а в случае отсутствия такого сайта - на официальном сайте субъекта Российской Федерации, а также опубликование в источнике официального опубликования нормативных правовых актов органов государственной власти субъекта Российской Федерации проекта решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включающего информацию, указанную в пунктах 47 и 48(1) настоящих Правил, за исключением случая, когда предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) устанавливается в соответствии с пунктом 55 настоящих Правил.

50. В рамках общественного обсуждения проекта решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) теплоснабжающие организации, потребители тепловой энергии, находящиеся в соответствующей системе теплоснабжения, в течение 15 календарных дней со дня опубликования указанного проекта вправе направить в орган регулирования свои предложения по этому проекту с их обоснованием, в том числе с указанием целей, задач и проблем, на решение которых они направлены, а также иную информацию, которая, по мнению лиц, направляющих указанные предложения, может являться их обоснованием. Орган регулирования рассматривает поступившие предложения по проекту решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) и публикует на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" сводку поступивших предложений с указанием по каждому из них мотивированной позиции, содержащей информацию об учете в решении об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) такого предложения вместе с решением об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).

51. Орган регулирования в течение 10 дней со дня утверждения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) осуществляет размещение на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет", а в случае отсутствия такого сайта - на официальном сайте субъекта Российской Федерации, а также опубликование в источнике официального опубликования нормативных правовых актов органов государственной власти субъекта Российской Федерации и направляет в федеральный орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов, высший исполнительный орган субъекта Российской Федерации, функционирующий на территории ценовой зоны теплоснабжения, орган местного самоуправления и единую теплоснабжающую организацию решение об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), протокол заседания правления (коллегии) органа регулирования, включающие информацию, указанную в пунктах 47 и 48(1) настоящих Правил.

52. Разногласия по вопросам установления предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), возникающие между исполнительными органами субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, органами местного самоуправления поселений, городских округов, теплоснабжающими организациями и потребителями тепловой энергии, рассматриваются федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов в порядке, утвержденном Правительством Российской Федерации.

53. Орган регулирования принимает решения о пересмотре предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) во исполнение вступившего в законную силу решения суда, решения федерального органа исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов, принятого по итогам рассмотрения разногласий или досудебного урегулирования споров, в целях приведения решений об установлении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в соответствие с законодательством Российской Федерации в месячный срок со дня вступления в силу решения суда или принятия одного из указанных решений (выдачи предписания), если иной срок не установлен соответствующим решением (предписанием), а также в случае и в срок, которые установлены пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 17 августа 2021 г. N 1356 "О внесении изменений в Правила определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)".

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

IV. Особенности определения предельного уровня цены
на тепловую энергию (мощность)

55. В случае если предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), рассчитанный впервые в соответствии с разделом II настоящих Правил, ниже или выше тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении", то предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) определяется в соответствии с пунктами 57 - 62(1) настоящих Правил.

В случае если в системе теплоснабжения на день окончания переходного периода предусмотрена дифференциация тарифов на тепловую энергию (мощность) с разбивкой по категориям потребителей, предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), определенный в соответствии с разделом II настоящих Правил, сопоставляется с тарифами на тепловую энергию (мощность) с учетом указанной дифференциации.

При этом орган регулирования ежегодно рассчитывает предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) в соответствии с разделом II настоящих Правил, а также в соответствии с пунктами 44 - 54 настоящих Правил утверждает и публикует эти сведения в качестве индикативного уровня (далее - индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) с учетом особенностей, установленных в пункте 56 настоящих Правил для сроков утверждения и опубликования индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) впервые.

56. В случаях, указанных в пункте 55 настоящих Правил, в целях проведения общественного обсуждения орган регулирования публикует проект решения об утверждении индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность). Величина предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в указанных в пункте 55 настоящих Правил случаях в целях проведения общественного обсуждения не публикуется. Теплоснабжающие организации, потребители тепловой энергии, находящиеся в этой системе теплоснабжения, в течение 15 календарных дней со дня опубликования указанного проекта решения вправе направить в орган регулирования свои предложения к проекту решения об утверждении индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) с их обоснованием, в том числе с указанием целей, задач и проблем, на решение которых они направлены, а также иную информацию, которая, по мнению лиц, направляющих указанные предложения, может являться их обоснованием. Орган регулирования в течение 10 дней со дня окончания срока, установленного в настоящем пункте для направления указанных предложений, рассматривает поступившие предложения, утверждает индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) и осуществляет размещение на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет", а в случае отсутствия такого сайта - на официальном сайте субъекта Российской Федерации, а также опубликование в источнике официального опубликования нормативных правовых актов органов государственной власти субъекта Российской Федерации вместе со сводкой поступивших предложений с указанием по каждому из них мотивированной позиции, содержащей информацию об учете в решении об утверждении индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) такого предложения.

57. В случае если предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), рассчитанный впервые в соответствии с разделом II настоящих Правил, ниже тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении", то предельный уровень цены утверждается равным такому тарифу. Такое решение действует до окончания расчетного периода регулирования, в котором индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) достигнет тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении".

58. В случае если предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), рассчитанный впервые в соответствии с разделом II настоящих Правил, выше тарифа на тепловую энергию (мощность), действующего на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении", то предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается органом регулирования на основании графика поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) до уровня, определяемого в соответствии с разделом II настоящих Правил (далее - график поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), в соответствии с пунктами 59 - 62 настоящих Правил, но не ниже тарифа на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям, действовавшего на день окончания переходного периода.

59. Орган регулирования в течение 5 дней со дня утверждения впервые индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) представляет высшему должностному лицу субъекта Российской Федерации сведения о:

а) величине установленного индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на первый расчетный период регулирования, а также прогнозе индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на следующие расчетные периоды регулирования, но не более 5 лет (не более 10 лет - в случае, установленном пунктом 60(1) настоящих Правил), рассчитанного с учетом прогнозных индексов роста цены на топливо, прогнозных индексов цен производителей промышленной продукции (в среднем за год по отношению к показателям предыдущего года), определенных в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на следующие расчетные периоды регулирования, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант);

б) величине тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям, действующих на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении".

60. График поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации в течение 20 дней после получения сведений, представленных органом регулирования в соответствии с пунктом 59 настоящих Правил, в виде ежегодного увеличения доли предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), определяемого в соответствии с разделом II настоящих Правил, в течение срока действия графика с первого года его действия и подлежит обязательному опубликованию в порядке, установленном для официального опубликования нормативных правовых актов субъекта Российской Федерации.

График поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) однократно утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации на срок не более 5 лет (не более 10 лет - в случае, установленном пунктом 60(1) настоящих Правил) и в последующем изменению не подлежит. Корректировка в связи с исправлением технических ошибок (описок, опечаток, грамматических и арифметических ошибок) не является изменением графика поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).

Доля в графике поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) выражается в процентах с точностью до второго знака после запятой (сотых долей процента), при этом округление второго знака после запятой производится по правилам математического округления.

60(1). График поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации на срок не более 10 лет в случае, если в ценовой зоне теплоснабжения одновременно выполняются следующие условия:

а) видом топлива, использование которого преобладает в ценовой зоне теплоснабжения в соответствии со схемой теплоснабжения поселения, городского округа, отнесенных к ценовой зоне теплоснабжения, является уголь;

б) наличие в ценовой зоне теплоснабжения источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, указанных в схеме теплоснабжения поселения, городского округа, отнесенных к ценовой зоне теплоснабжения.

61. Орган регулирования устанавливает предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на очередной расчетный период регулирования, определяемый посредством умножения доли, указанной в графике поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), на индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), установленный на соответствующий расчетный период регулирования, но не ниже величины, определенной посредством умножения доли, указанной в графике поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) на соответствующий расчетный период регулирования, на индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), установленный на второе полугодие года, предшествующего очередному расчетному периоду регулирования.

Абзац утратил силу. - Постановление Правительства РФ от 03.11.2022 N 1985.

62. Порядок установления предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), предусмотренный пунктом 61 настоящих Правил, применяется до окончания расчетного периода регулирования, когда предельный уровень цены, установленный в соответствии с пунктом 61 настоящих Правил, достигнет индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), установленного на указанный период. После достижения предельным уровнем цены на тепловую энергию (мощность), установленным в соответствии с пунктом 61 настоящих Правил, индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию органом регулирования не рассчитывается и не утверждается, а предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) определяется в соответствии с разделами I и II настоящих Правил.

62(1). Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) утверждается впервые органом регулирования в течение 2 месяцев со дня заключения исполнительно-распорядительным органом муниципального образования и единой теплоснабжающей организацией соглашения об исполнении схемы теплоснабжения в соответствии с частью 15 статьи 23.13 Федерального закона "О теплоснабжении" и вводится в действие с 1-го числа месяца, следующего за месяцем официального опубликования и вступления в силу решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).

Ежегодно, в сроки, указанные в пункте 44 настоящих Правил, а для первого расчетного периода регулирования в сроки, указанные в абзаце первом настоящего пункта, орган регулирования утверждает предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), после чего осуществляет опубликование решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в течение 10 дней со дня его принятия в источнике официального опубликования нормативных правовых актов органов государственной власти субъекта Российской Федерации, а также размещает его на своем официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет", а в случае отсутствия такого сайта - на официальном сайте субъекта Российской Федерации, и направляет указанное решение, а также информацию, указанную в пунктах 48 и 59 настоящих Правил, в федеральный орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов, высший исполнительный орган субъекта Российской Федерации, орган местного самоуправления и единую теплоснабжающую организацию.

63. Орган регулирования вправе увеличить величину капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году и базовую величину затрат на подключение (технологическое присоединение) к газораспределительным сетям, определяемые в соответствии с пунктами 21 и 22 настоящих Правил соответственно, на основании предложения теплоснабжающей организации, функционирующей в соответствующей системе теплоснабжения, полученного в период проведения общественного обсуждения проекта решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) впервые, а в случаях, указанных в пункте 55 настоящих Правил, проекта решения об установлении индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в одном из следующих случаев:

за последние 15 лет, предшествующих первому расчетному периоду регулирования, в соответствующей системе теплоснабжения были реализованы проекты строительства тепловых сетей (проекты подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) и затраты на реализацию таких проектов превышают в сопоставимых ценах величину затрат, определяемую в соответствии с пунктами 21 и 22 настоящих Правил соответственно, вследствие градостроительных особенностей проектирования и строительства тепловых (газораспределительных) сетей в поселении, городском округе, на территории которых находится система теплоснабжения;

сметная стоимость проекта строительства тепловых сетей (проекта подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) в соответствующей системе теплоснабжения, определенная в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности с применением сметных нормативов исходя из принципа минимизации стоимости строительства, превышает в сопоставимых ценах величину затрат, определяемую в соответствии с пунктами 21 и 22 настоящих Правил соответственно, вследствие градостроительных особенностей проектирования и строительства тепловых (газораспределительных) сетей в поселении, городском округе, на территории которых находится система теплоснабжения.

В указанных случаях орган регулирования вправе увеличить величину капитальных затрат на строительство тепловых сетей в базовом году и (или) базовую величину затрат на технологическое присоединение к газораспределительным сетям, определяемые в соответствии с пунктами 21 и 22 настоящих Правил соответственно, при условии представления:

для случая, указанного в абзаце втором настоящего пункта, - документов, подтверждающих реализацию аналогичных проектов строительства тепловых сетей (проектов подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) в соответствующей системе теплоснабжения за последние 15 лет, предшествующих первому расчетному периоду регулирования, и обосновывающих увеличение указанных затрат. При этом под аналогичным проектом понимается фактически завершенный проект строительства тепловых сетей (проект подключения к газораспределительным сетям), технические параметры которых соответствуют параметрам, установленным технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей;

для случая, указанного в абзаце третьем настоящего пункта, - документов, подтверждающих в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности сметную стоимость проекта строительства тепловых сетей (проекта подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) в соответствующей системе теплоснабжения в базовом году, определенную с применением сметных нормативов исходя из принципа минимизации стоимости строительства, соблюдение которого должно быть подтверждено письменными заключениями подведомственных Министерству строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации организаций, и обосновывающих увеличение указанных затрат.

Технические параметры указанных в настоящем пункте проектов строительства тепловых сетей (проектов подключения (технологического присоединения) к газораспределительным сетям) должны соответствовать параметрам, установленным технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей, с учетом возможных отклонений, обусловленных градостроительными особенностями проектирования и строительства тепловых (газораспределительных) сетей в поселении, городском округе, на территории которых находится система теплоснабжения.

На основании данных, указанных в пункте 24 настоящих Правил, орган регулирования вправе определить удельную базовую стоимость земельного участка равной среднему значению удельного показателя кадастровой стоимости земельных участков по соответствующему виду разрешенного использования или группе видов разрешенного использования, утвержденному для соответствующего поселения или городского округа (в случае отсутствия указанного показателя по поселению - соответствующий показатель для муниципального района, в состав которого входит это поселение) для всех систем теплоснабжения в рамках одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации, на основании соответствующего предложения единой теплоснабжающей организации, функционирующей в соответствующих системах теплоснабжения, полученного в период проведения общественного обсуждения проекта решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) впервые, а в случаях, указанных в пункте 55 настоящих Правил, проекта решения об установлении индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность).

64. В случае если на территории поселения, городского округа существуют несколько систем теплоснабжения, в отношении которых определена одна единая теплоснабжающая организация, предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) рассчитывается единым для всех систем теплоснабжения в рамках одной зоны деятельности единой теплоснабжающей организации, если такой единый предельный уровень цены предусмотрен в совместном обращении исполнительно-распорядительного органа муниципального образования и единой теплоснабжающей организации в Правительство Российской Федерации об отнесении поселения, городского округа к ценовой зоне теплоснабжения. При расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) для зоны деятельности единой теплоснабжающей организации установленные в соответствии с настоящими Правилами формулы и технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей применяются для систем теплоснабжения, входящих в указанную зону.

65. В случае изменения границ зоны деятельности единой теплоснабжающей организации, в результате которого система теплоснабжения либо ее часть, находящиеся в границах зоны деятельности одной единой теплоснабжающей организации, были включены в зону деятельности другой единой теплоснабжающей организации, для потребителей, теплопотребляющие установки которых расположены в границах такой системы теплоснабжения, при определении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) применяются следующие условия:

а) в случае, если ранее в отношении указанных потребителей применялись положения пункта 57 настоящих Правил, предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) для таких потребителей остается равным тарифу на тепловую энергию (мощность), действующему для этих потребителей на день окончания переходного периода, установленного Федеральным законом "О теплоснабжении", до окончания расчетного периода регулирования, в котором индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), определенный для системы теплоснабжения (зоны деятельности) новой единой теплоснабжающей организации, достигнет указанного тарифа на тепловую энергию (мощность);

б) в случае, если ранее в отношении указанных потребителей применялись положения пунктов 58 - 62 настоящих Правил, то предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) для таких потребителей определяется в соответствии с пунктами 61 и 62 настоящих Правил с учетом утвержденных для таких потребителей в переходный период в ценовой зоне теплоснабжения долей графика поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) и индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), определенного для системы теплоснабжения (зоны деятельности) новой единой теплоснабжающей организации;

в) в случае, если ранее в отношении указанных потребителей применялись положения, по которым предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) для таких потребителей определяется в соответствии с разделами I и II настоящих Правил, предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) для таких потребителей определяется для системы теплоснабжения (зоны деятельности) новой единой теплоснабжающей организации в соответствии с разделами I и II настоящих Правил.

V. Особенности регулирования определения предельного
уровня цены на тепловую энергию (мощность) в муниципальных
образованиях, отнесенных до даты вступления в силу
постановления Правительства Российской Федерации
от 3 ноября 2022 г. N 1985 "О внесении изменений
в постановление Правительства Российской Федерации
от 15 декабря 2017 г. N 1562" к ценовым
зонам теплоснабжения

66. В системах теплоснабжения, расположенных в муниципальных образованиях, отнесенных до даты вступления в силу постановления Правительства Российской Федерации от 3 ноября 2022 г. N 1985 "О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 15 декабря 2017 г. N 1562" к ценовым зонам теплоснабжения, изменения, утвержденные указанным постановлением, не применяются в целях определения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) при выполнении хотя бы одного из следующих условий:

а) в опубликованной единой теплоснабжающей организацией отчетной информации о выполнении соглашения об исполнении схемы теплоснабжения за весь период (годы) функционирования ценовой зоны теплоснабжения до 31 декабря 2021 г. указано об исполнении в системе теплоснабжения не в полном объеме обязательств единой теплоснабжающей организации по выполнению за весь период (годы) функционирования ценовой зоны теплоснабжения до 31 декабря 2021 г. мероприятий по строительству, реконструкции и (или) модернизации объектов теплоснабжения, необходимых для развития, повышения надежности и энергетической эффективности системы теплоснабжения, определенных для нее в схеме теплоснабжения, за исключением случая, если неполное исполнение обязательств связано с обоснованным единой теплоснабжающей организацией переносом сроков исполнения, исключением или заменой мероприятий;

б) в отношении единой теплоснабжающей организации в системе теплоснабжения в 2021 - 2022 годах имеется:

вступившее в законную силу решение суда о применении мер ответственности за неисполнение или ненадлежащее исполнение обязательств по выполнению предусмотренных соглашением об исполнении схемы теплоснабжения мероприятий по строительству, реконструкции и (или) модернизации объектов теплоснабжения, необходимых для развития, повышения надежности и энергетической эффективности системы теплоснабжения, определенных для нее в схеме теплоснабжения;

и (или) вступившее в законную силу постановление по делу об административном правонарушении о назначении административного наказания за невыполнение единой теплоснабжающей организацией в установленный срок законного предписания (постановления, представления, решения) органа, осуществляющего муниципальный контроль за выполнением единой теплоснабжающей организацией мероприятий по строительству, реконструкции и (или) модернизации объектов теплоснабжения, необходимых для развития, повышения надежности и энергетической эффективности системы теплоснабжения и определенных для нее в схеме теплоснабжения.

67. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) для систем теплоснабжения, указанных в пункте 66 настоящих Правил, на очередной расчетный период регулирования устанавливается равным предельному уровню цены на тепловую энергию (мощность), определенному на 2-е полугодие 2022 г. с учетом его индексации и применяется с 1 января 2023 г. до 1 января года, следующего за годом надлежащего исполнения следующих условий:

для подпункта "а" пункта 66 настоящих Правил - включение в утвержденную в установленном порядке схему теплоснабжения информации о выполнении единой теплоснабжающей организацией мероприятий, указанных в подпункте "а" пункта 66 настоящих Правил, или информации о переносе сроков исполнения, исключении или замене указанных мероприятий с технологическим и (или) экономическим обоснованием такого переноса, исключения или замены;

для подпункта "б" пункта 66 настоящих Правил - исполнение единой теплоснабжающей организацией решения суда и (или) постановления об административном правонарушении, указанных в подпункте "б" пункта 66 настоящих Правил.

Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), определенный с учетом такой индексации, не может быть выше предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), определенного с учетом особенностей, установленных разделом IV настоящих Правил.

При этом в целях применения раздела IV настоящих Правил под индикативным предельным уровнем цены на тепловую энергию (мощность) понимается индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), утвержденный на 2-е полугодие 2022 г. с учетом его индексации.

Индексация, указанная в абзацах первом и пятом настоящего пункта, осуществляется на каждый расчетный период регулирования с учетом положений пункта 46 настоящих Правил с использованием прогнозного индекса потребительских цен, не превышающего индекс изменения размера вносимой гражданами платы за коммунальные услуги в среднем по Российской Федерации, определенных в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на год, соответствующий расчетному периоду регулирования, и плановый период, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант).

После выполнения условий, предусмотренных абзацами первым - третьим настоящего пункта, предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) и индикативный предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) рассчитываются с учетом изменений, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 ноября 2022 г. N 1985 "О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 15 декабря 2017 г. N 1562", и вступают в законную силу с 1 января года, следующего за годом надлежащего исполнения указанных условий с учетом положений пункта 46 настоящих Правил.

68. В целях определения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) и индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), указанных в пунктах 66 и 67 настоящих Правил, общественные обсуждения, предусмотренные пунктами 49 и 50 настоящих Правил, в том числе в случаях, предусмотренных пунктом 55 настоящих Правил, не проводятся.

Решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) и индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), определенных в соответствии с пунктами 66 и 67 настоящих Правил, включают в себя кроме сведений, указанных в пункте 47 настоящих Правил, также информацию об условиях, на основании которых осуществлен расчет предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) и индикативного предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в соответствии с пунктами 66 и 67 настоящих Правил.

Утверждены
постановлением Правительства
Российской Федерации
от 15 декабря 2017 г. N 1562

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
РАБОТЫ КОТЕЛЬНЫХ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА
ПРЕДЕЛЬНОГО УРОВНЯ ЦЕНЫ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ)

I. Технико-экономические параметры работы котельных

Наименование параметра		Единица измерения	Тип котельной по виду используемого топлива
Наименование параметра		Единица измерения	природный газ	уголь	мазут
1.	Установленная тепловая мощность	Гкал/ч	7	7	7
2.	Площадь земельного участка под строительство	кв. м	500	4200	1300
3.	Средняя этажность жилой застройки	этажей	18/5	18/5	18/5
4.	Общая жилая площадь жилого квартала, на территории которого находится котельная:
а)	для 18-этажной жилой застройки	тыс. кв. м	75 - 104	75 - 104	75 - 104
б)	для 5-этажной жилой застройки	тыс. кв. м	184 - 250	184 - 250	184 - 250
5.	Тип оборудования по видам используемого топлива	-	блочно-модульная котельная	блочно-модульная котельная	блочно-модульная котельная
6.	Коэффициент готовности, учитывающий 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	167,1
8.	Низшая теплота сгорания мазута, дифференциация технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей по которому применяется для целей расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) в случае, если в структуре топливного баланса системы теплоснабжения отсутствуют виды топлива: природный газ, уголь и мазут	ккал/кг	-	-	10000
9.	Диапазон объема потребления газа при производстве тепловой энергии котельной	млн. куб. м/год	2,4 - 4,9	-	-
10.	Ценовая категория потребителя розничного рынка электрической энергии	-	первая ценовая категория (для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, - категория, для которой применяется одноставочная цена (тариф) на электрическую энергию без дифференциации по зонам суток)
11.	Расход воды на водоподготовку	куб. м/год	1871	1871	1871
12.	Расход воды на собственные нужды котельной	куб. м/год	61	1636	61
13.	Объем водоотведения	куб. м/год	73	204	73
14.	Базовая величина капитальных затрат на строительство котельной:
а)	для 18-этажной жилой застройки	тыс. рублей	67671	116178	83956
б)	для 5-этажной жилой застройки	тыс. рублей	64899	113455	81184
15.	Базовая величина капитальных затрат на основные средства котельной	тыс. рублей	43385	73547	56021
16.	Коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной	-	0,015	0,02	0,015

II. Технико-экономические параметры работы тепловых сетей

Наименование параметра		Единица измерения	Значение
1.	Температурный график	°C	110/70
2.	Теплоноситель	-	горячая вода
3.	Расчетное давление в сети	МПа (кгс/кв. см)	0,6 (6,0)
4.	Тип схемы тепловых сетей для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых (многолетнемерзлых) грунтов (далее - вечномерзлые грунты)	-	двухтрубная, независимая закрытая, строительство индивидуальных тепловых пунктов не включается
5.	Тип схемы тепловых сетей для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов	-	четырехтрубная, независимая закрытая, строительство индивидуальных тепловых пунктов не включается
6.	Способ прокладки тепловой сети для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов	-	подземный бесканальный
7.	Тип изоляции для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов	-	пенополиуретан в полиэтиленовой оболочке
8.	Способ прокладки тепловой сети для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов	-	наземная прокладка на опорах
9.	Тип изоляции для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов	-	пенополиуретан в оцинкованной оболочке
10.	Параметры тепловой сети	-	определяются в соответствии с таблицей 1 к настоящему разделу "Параметры тепловой сети"
11.	Базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей в базовом году	тыс. рублей	определяется в соответствии с таблицей 2 к настоящему разделу "Базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей в базовом году и сметная стоимость строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения", учитывающая прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль, в ценах 2001 года"
12.	Сметная стоимость строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения", учитывающая прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль, в ценах 2001 года	тыс. рублей	определяется в соответствии с таблицей 2 к настоящему разделу "Базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей в базовом году и сметная стоимость строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения", учитывающая прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль, в ценах 2001 года"
13.	Индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения" в базовом году	-	определяется в соответствии с таблицей 3 к настоящему разделу "Индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения" на базовый год"
14.	Коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств тепловых сетей	-	0,015

Таблица 1
к разделу II

Параметры тепловой сети

Наименование параметра		Единица измерения	Диапазон расчетной температуры наружного воздуха, которая соответствует температуре воздуха наиболее холодной пятидневки, °C
Наименование параметра		Единица измерения	от -1 до -5	от -6 до -13	от -14 до -18	от -19 до -22	от -23 до -24	от -25 до -28	от -29 до -33	от -34 до -36	-37	от -38 до -42	от -43 до -49	от -50 до -52
1.	Длина тепловой сети для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов:
а)	для 18-этажной жилой застройки	м	1277	1206	1132	1132	1132	1047	974	974	974	974	804	804
б)	для 5-этажной жилой застройки	м	1724	1595	1409	1409	1293	1293	1200	1137	1031	1031	1046	955
2.	Средневзвешенный диаметр трубопроводов для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов:
а)	для 18-этажной жилой застройки	мм	193	232	189	189	182	205	191	216	216	213	230	229
б)	для 5-этажной жилой застройки	мм	177	185	174	174	192	192	176	198	203	203	194	201
3.	Длина тепловой сети для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов:
а)	для 18-этажной жилой застройки	м	-	-	-	1332	1332	1332	1107	1124	1124	1124	954	934
б)	для 5-этажной жилой застройки	м	-	-	-	1559	1543	1543	1128	1287	1181	1181	1196	1015
4.	Средневзвешенный диаметр трубопроводов для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов:
а)	для 18-этажной жилой застройки	мм	-	-	-	194	194	194	199	228	204	204	233	233
б)	для 5-этажной жилой застройки	мм	-	-	-	175	205	205	182	196	203	203	193	201

Таблица 2
к разделу II

Базовая величина капитальных затрат на основные
средства тепловых сетей в базовом году и сметная стоимость
строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту
строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения",
учитывающая прямые затраты, накладные расходы
и сметную прибыль, в ценах 2001 года

Наименование параметра		Единица измерения	Диапазон расчетной температуры наружного воздуха, которая соответствует температуре воздуха наиболее холодной пятидневки, °C
Наименование параметра		Единица измерения	от -1 до -5	от -6 до -13	от -14 до -18	от -19 до -22	от -23 до -24	от -25 до -28	от -29 до -33	от -34 до -36	-37	от -38 до -42	от -43 до -49	от -50 до -52
1.	Базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей в базовом году для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов:
а)	для 18-этажной жилой застройки	тыс. рублей	16239	15647	13656	13656	13602	14282	12980	15138	14899	14747	14077	12980
б)	для 5-этажной жилой застройки	тыс. рублей	17447	16841	13345	13345	13668	13668	10527	12654	12104	12104	11200	10527
2.	Базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей в базовом году для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов:
а)	для 18-этажной жилой застройки	тыс. рублей	-	-	-	27078	26972	26972	25737	30016	29542	29242	27420	28672
б)	для 5-этажной жилой застройки	тыс. рублей	-	-	-	28230	28913	28913	22269	26768	25605	25605	22656	22620
3.	Сметная стоимость строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения" для территорий, не относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов:
а)	для 18-этажной жилой застройки	тыс. рублей	1635	1467	1462	1462	1599	1466	1363	1385	1397	1391	1234	1363
б)	для 5-этажной жилой застройки	тыс. рублей	1819	1709	1362	1362	1380	1380	1238	1279	1287	1287	1136	1238
4.	Сметная стоимость строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения" для территорий, относящихся к территориям распространения вечномерзлых грунтов:
а)	для 18-этажной жилой застройки	тыс. рублей	-	-	-	5372	5876	5876	5008	5091	5135	5111	4788	4693
б)	для 5-этажной жилой застройки	тыс. рублей	-	-	-	6140	6222	6222	5580	5764	5802	5802	5143	4920

Таблица 3
к разделу II

Индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных
и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние
инженерные сети теплоснабжения" на базовый год

Наименование территории		Индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту строительства "Внешние инженерные сети теплоснабжения" на базовый год
1.	Республика Адыгея	6,93
2.	Республика Алтай	5,66
3.	Республика Башкортостан	6,08
4.	Республика Бурятия	8,98
5.	Республика Дагестан	6,04
6.	Республика Ингушетия	6,04
7.	Кабардино-Балкарская Республика	6,24
8.	Республика Калмыкия	6,48
9.	Карачаево-Черкесская Республика	6,38
10.	Республика Карелия	8,17
11.	Республика Коми:
а)	1 зона (г. Сыктывкар, Княжпогостский, Сысольский, Сыктывдинский, Койгородский, Усть-Вымский, Усть-Куломский, Корткеросский, Прилузский районы)	7,16
б)	2 зона (г. Ухта, Сосногорский, Троицко-Печорский, Удорский районы, г. Вуктыл)	7,15
в)	3 зона (г. Печора, Ижемский, Усть-Цилемский районы)	7,94
г)	4 зона (г. Инта, г. Усинск)	7,94
д)	5 зона (г. Воркута)	7,98
12.	Республика Крым	6,04
13.	Республика Марий Эл	5,35
14.	Республика Мордовия	6,86
15.	Республика Саха (Якутия)	11,29
16.	Республика Северная Осетия - Алания	6,85
17.	Республика Татарстан	5,79
18.	Республика Тыва	8,31
19.	Удмуртская Республика	5,97
20.	Республика Хакасия	7,56
21.	Чеченская Республика	6,20
22.	Чувашская Республика	5,57
23.	Алтайский край	7,43
24.	Забайкальский край	8,05
25.	Камчатский край	10,88
26.	Краснодарский край	6,88
27.	Красноярский край	8,25
28.	Пермский край	5,98
29.	Приморский край	8,42
30.	Ставропольский край	6,91
31.	Хабаровский край	6,67
32.	Амурская область	6,82
33.	Архангельская область:
а)	районы Крайнего Севера (районы Лешуконский, Мезенский, Пинежский и г. Северодвинск с территорией, находящейся в подчинении Северодвинского городского Совета народных депутатов)	8,90
б)	районы островов Северного Ледовитого океана и его морей (за исключением островов Белого моря)	11,42
в)	остальная территория Архангельской области	7,75
34.	Астраханская область	6,97
35.	Белгородская область	6,31
36.	Брянская область	5,68
37.	Владимирская область	5,85
38.	Волгоградская область	6,94
39.	Вологодская область	7,48
40.	Воронежская область	5,64
41.	Ивановская область	6,43
42.	Иркутская область	7,82
43.	Калининградская область	7,28
44.	Калужская область	6,10
45.	Кемеровская область - Кузбасс	7,9
46.	Кировская область	6,11
47.	Костромская область	6,43
48.	Курганская область	5,98
49.	Курская область	7,62
50.	Ленинградская область	5,72
51.	Липецкая область	5,88
52.	Магаданская область	11,34
53.	Московская область	6,58
54.	Мурманская область	7,66
55.	Нижегородская область:
а)	вся территория, кроме г. Сарова	6,32
б)	г. Саров	5,93
56.	Новгородская область	6,79
57.	Новосибирская область	5,97
58.	Омская область	8,91
59.	Оренбургская область	6,76
60.	Орловская область	6,64
61.	Пензенская область	5,99
62.	Псковская область	6,72
63.	Ростовская область	6,99
64.	Рязанская область	6,11
65.	Самарская область	7,19
66.	Саратовская область	6,89
67.	Сахалинская область	8,47
68.	Свердловская область	7,40
69.	Смоленская область	6,88
70.	Тамбовская область	6,76
71.	Тверская область	6,06
72.	Томская область	7,04
73.	Тульская область	6,89
74.	Тюменская область	6,03
75.	Ульяновская область	6,12
76.	Челябинская область	5,47
77.	Ярославская область	5,72
78.	Город Москва	6,26
79.	Город Санкт-Петербург	6,41
80.	Город Севастополь	6,04
81.	Еврейская автономная область	5,32
82.	Ненецкий автономный округ	8,39
83.	Ханты-Мансийский автономный округ - Югра	8,39
84.	Чукотский автономный округ	13,31
85.	Ямало-Ненецкий автономный округ	8,15

II(1). Коэффициент учета потерь тепловой энергии
в тепловых сетях в зависимости от типа этажности и вида
используемого топлива

Поселение, городской округ		Коэффициент учета потерь тепловой энергии в тепловых сетях в зависимости от типа этажности и вида используемого топлива
		18-этажная жилая застройка			5-этажная жилая застройка
		природный газ	уголь	мазут	природный газ	уголь	мазут
1.	Якутск	1,056	1,053	1,048	1,053	1,054	1,050
2.	Белогорск	1,030	1,031	1,028	1,033	1,034	1,032
3.	Благовещенск	1,030	1,031	1,028	1,034	1,036	1,033
4.	Магадан	1,026	1,026	1,024	1,029	1,030	1,028
5.	Улан-Удэ	1,029	1,030	1,027	1,033	1,034	1,032
6.	Братск	1,032	1,033	1,029	1,034	1,035	1,033
7.	Иркутск	1,030	1,031	1,028	1,034	1,035	1,033
8.	Кемерово	1,032	1,034	1,030	1,036	1,037	1,035
9.	Киселевск	1,033	1,034	1,031	1,037	1,038	1,035
10.	Воркута	1,049	1,051	1,046	1,054	1,055	1,051
11.	Ачинск	1,032	1,033	1,029	1,036	1,037	1,034
12.	Канск	1,032	1,033	1,030	1,035	1,036	1,034
13.	Красноярск	1,032	1,033	1,030	1,036	1,037	1,034
14.	Минусинск	1,034	1,035	1,031	1,037	1,038	1,036
15.	Новосибирск	1,032	1,033	1,030	1,036	1,037	1,035
16.	Омск	1,033	1,034	1,030	1,037	1,038	1,035
17.	Томск	1,032	1,033	1,030	1,036	1,037	1,034
18.	Кызыл	1,031	1,032	1,029	1,033	1,034	1,032
19.	Сургут	1,030	1,031	1,028	1,033	1,034	1,031
20.	Тобольск	1,032	1,033	1,030	1,036	1,037	1,034
21.	Тюмень	1,032	1,033	1,030	1,036	1,038	1,035
22.	Уренгой	1,050	1,052	1,047	1,054	1,055	1,051
23.	Ханты-Мансийск	1,031	1,031	1,028	1,034	1,035	1,032
24.	Биробиджан	1,029	1,030	1,027	1,033	1,034	1,032
25.	Комсомольск-на-Амуре	1,030	1,031	1,028	1,033	1,035	1,032
26.	Хабаровск	1,030	1,031	1,028	1,035	1,036	1,034
27.	Чита	1,029	1,030	1,027	1,032	1,033	1,031
28.	Абакан	1,032	1,033	1,030	1,036	1,037	1,035
29.	Барнаул	1,033	1,034	1,031	1,037	1,039	1,036
30.	Бийск	1,033	1,034	1,031	1,038	1,039	1,036
31.	Рубцовск	1,034	1,035	1,031	1,038	1,040	1,037
32.	Архангельск	1,030	1,031	1,028	1,035	1,036	1,033
33.	Котлас	1,030	1,031	1,028	1,035	1,036	1,034
34.	Белорецк	1,031	1,032	1,029	1,036	1,037	1,034
35.	Уфа	1,033	1,034	1,031	1,038	1,039	1,036
36.	Петропавловск-Камчатский	1,027	1,028	1,025	1,032	1,033	1,031
37.	Киров	1,032	1,033	1,029	1,036	1,037	1,034
38.	Сыктывкар	1,031	1,032	1,029	1,036	1,037	1,034
39.	Ухта	1,031	1,032	1,028	1,034	1,035	1,032
40.	Курган	1,033	1,034	1,031	1,037	1,039	1,036
41.	Йошкар-Ола	1,033	1,034	1,031	1,038	1,040	1,037
42.	Саранск	1,034	1,035	1,031	1,039	1,041	1,038
43.	Мурманск	1,029	1,030	1,027	1,034	1,035	1,032
44.	Арзамас	1,033	1,034	1,031	1,038	1,039	1,036
45.	Выкса	1,034	1,035	1,031	1,040	1,041	1,038
46.	Нижний Новгород	1,033	1,034	1,031	1,038	1,040	1,037
47.	Оренбург	1,034	1,035	1,032	1,040	1,041	1,038
48.	Пенза	1,034	1,035	1,031	1,040	1,041	1,038
49.	Пермь	1,033	1,034	1,030	1,037	1,039	1,036
50.	Владивосток	1,032	1,033	1,030	1,038	1,039	1,036
51.	Самара	1,034	1,035	1,031	1,040	1,041	1,038
52.	Южно-Сахалинск	1,028	1,029	1,027	1,034	1,035	1,033
53.	Екатеринбург	1,032	1,033	1,030	1,037	1,038	1,035
54.	Каменск-Уральский	1,032	1,033	1,030	1,036	1,038	1,035
55.	Бугульма	1,032	1,033	1,030	1,037	1,038	1,035
56.	Елабуга	1,033	1,034	1,031	1,039	1,040	1,037
57.	Казань	1,033	1,034	1,031	1,039	1,040	1,037
58.	Глазов	1,032	1,033	1,030	1,036	1,037	1,035
59.	Ижевск	1,032	1,034	1,030	1,037	1,039	1,036
60.	Сарапул	1,033	1,034	1,031	1,038	1,039	1,036
61.	Ульяновск	1,032	1,034	1,030	1,038	1,039	1,036
62.	Челябинск	1,032	1,033	1,030	1,037	1,038	1,035
63.	Чебоксары	1,033	1,034	1,030	1,038	1,039	1,036
64.	Белгород	1,034	1,035	1,032	1,041	1,043	1,040
65.	Брянск	1,034	1,035	1,032	1,041	1,042	1,039
66.	Владимир	1,033	1,034	1,031	1,039	1,040	1,037
67.	Муром	1,034	1,035	1,031	1,039	1,041	1,038
68.	Волгоград	1,035	1,036	1,033	1,043	1,044	1,041
69.	Камышин	1,034	1,036	1,032	1,041	1,042	1,039
70.	Вологда	1,032	1,033	1,030	1,037	1,039	1,036
71.	Воронеж	1,034	1,036	1,032	1,041	1,043	1,040
72.	Иваново	1,033	1,034	1,031	1,039	1,040	1,037
73.	Кинешма	1,033	1,034	1,030	1,038	1,039	1,036
74.	Калуга	1,034	1,035	1,031	1,040	1,041	1,038
75.	Петрозаводск	1,031	1,032	1,029	1,037	1,038	1,035
76.	Кострома	1,033	1,034	1,030	1,038	1,039	1,036
77.	Курск	1,034	1,035	1,032	1,041	1,042	1,039
78.	Липецк	1,034	1,035	1,032	1,040	1,042	1,038
79.	Санкт-Петербург	1,033	1,034	1,031	1,040	1,041	1,038
80.	Тихвин	1,033	1,034	1,031	1,039	1,040	1,037
81.	Дмитров	1,033	1,034	1,031	1,039	1,040	1,037
82.	Москва	1,034	1,035	1,031	1,040	1,041	1,038
83.	Боровичи	1,034	1,035	1,031	1,039	1,041	1,038
84.	Великий Новгород	1,033	1,034	1,031	1,039	1,040	1,037
85.	Орел	1,034	1,035	1,032	1,041	1,042	1,039
86.	Рязань	1,033	1,034	1,031	1,039	1,041	1,038
87.	Балашов	1,035	1,036	1,032	1,041	1,042	1,039
88.	Саратов	1,034	1,035	1,032	1,041	1,042	1,039
89.	Вязьма	1,033	1,034	1,031	1,039	1,040	1,037
90.	Смоленск	1,033	1,034	1,031	1,040	1,041	1,038
91.	Тамбов	1,034	1,035	1,032	1,040	1,042	1,039
92.	Ржев	1,033	1,035	1,031	1,039	1,041	1,038
93.	Тверь	1,034	1,035	1,031	1,039	1,041	1,038
94.	Тула	1,034	1,035	1,031	1,040	1,041	1,038
95.	Ярославль	1,033	1,034	1,030	1,038	1,039	1,036
96.	Астрахань	1,037	1,038	1,035	1,046	1,047	1,044
97.	Элиста	1,038	1,039	1,035	1,046	1,047	1,044
98.	Великие Луки	1,035	1,036	1,032	1,041	1,043	1,040
99.	Псков	1,035	1,036	1,032	1,041	1,043	1,039
100.	Ростов-на-Дону	1,036	1,038	1,034	1,045	1,046	1,043
101.	Таганрог	1,036	1,037	1,033	1,044	1,046	1,043
102.	Майкоп	1,041	1,042	1,038	1,051	1,053	1,049
103.	Дербент	1,037	1,038	1,034	1,047	1,049	1,045
104.	Махачкала	1,037	1,039	1,035	1,048	1,049	1,046
105.	Нальчик	1,036	1,037	1,034	1,045	1,046	1,043
106.	Калининград	1,035	1,036	1,033	1,043	1,045	1,041
107.	Черкесск	1,036	1,037	1,034	1,045	1,046	1,043
108.	Краснодар	1,039	1,041	1,037	1,050	1,051	1,048
109.	Сочи	1,042	1,044	1,039	1,056	1,058	1,053
110.	Тихорецк	1,037	1,039	1,035	1,047	1,048	1,045
111.	Владикавказ	1,033	1,034	1,031	1,041	1,042	1,039
112.	Кисловодск	1,033	1,035	1,031	1,041	1,043	1,040
113.	Невинномысск	1,036	1,037	1,033	1,044	1,046	1,042
114.	Пятигорск	1,036	1,037	1,034	1,044	1,046	1,043
115.	Ставрополь	1,036	1,037	1,034	1,045	1,046	1,043
116.	Грозный	1,037	1,038	1,034	1,046	1,047	1,044
117.	Симферополь	1,038	1,039	1,035	1,047	1,049	1,045
118.	Феодосия	1,040	1,041	1,037	1,051	1,052	1,049
119.	Ялта	1,038	1,039	1,035	1,050	1,051	1,047
120.	Керчь	1,036	1,037	1,034	1,045	1,047	1,044
121.	Севастополь	1,039	1,040	1,036	1,050	1,052	1,048

II(2). Коэффициент учета стоимости транспортных
услуг, оказываемых на подъездных железнодорожных
путях организациями промышленного железнодорожного
транспорта и другими хозяйствующими субъектами
независимо от организационно-правовой формы,
за исключением организаций федерального
железнодорожного транспорта

Наименование типа котельной	Коэффициент учета стоимости транспортных услуг, оказываемых на подъездных железнодорожных путях организациями промышленного железнодорожного транспорта и другими хозяйствующими субъектами независимо от организационно-правовой формы, за исключением организаций федерального железнодорожного транспорта
Котельная с использованием вида топлива - мазут	1,017
Котельная с использованием вида топлива - уголь	1,047

III. Параметры технологического присоединения (подключения)
энергопринимающих устройств котельной к электрическим сетям

Наименование параметра		Единица измерения	Тип котельной по виду используемого топлива
Наименование параметра		Единица измерения	природный газ	уголь	мазут
1.	Общая максимальная мощность энергопринимающих устройств котельной	кВт	110	180	110
2.	Уровень напряжения электрической сети	кВ	10 (6)	10 (6)	10 (6)
3.	Категория надежности электроснабжения	-	первая	первая	первая
4.	Подготовка и выдача сетевой организацией технических условий заявителю (котельной)	-	осуществляется
5.	Разработка сетевой организацией проектной документации по строительству "последней мили"	-	осуществляется
6.	Выполнение сетевой организацией мероприятий, связанных со строительством "последней мили"	-	выполняются
а)	строительство воздушных линий	-	не осуществляется
б)	строительство кабельных линий:	-	осуществляется
	протяженность линий	км	0,6 (2 линии в траншее по 0,3 км каждая)	0,6 (2 линии в траншее по 0,3 км каждая)	0,6 (2 линии в траншее по 0,3 км каждая)
	сечение жилы	кв. мм	25	25	25
	материал жилы	-	алюминий	алюминий	алюминий
	количество жил в линии	штук	3	3	3
	способ прокладки	-	в траншее	в траншее	в траншее
	вид изоляции кабеля	-	кабели с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката или сшитого полиэтилена, с наружной оболочкой или защитным шлангом из поливинилхлоридного пластиката или кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена с защитным шлангом из полиэтилена (общепромышленное исполнение) или с металлической, свинцовой и другой оболочкой
в)	строительство пунктов секционирования		осуществляется
г)	количество пунктов секционирования	штук	2	2	2
д)	строительство комплектных трансформаторных подстанций по уровням напряжения		не осуществляется
е)	строительство распределительных трансформаторных подстанций по уровням напряжения		не осуществляется
ж)	строительство распределительных пунктов по уровням напряжения		не осуществляется
з)	строительство центров питания, подстанций по уровням напряжения		не осуществляется
7.	Проверка сетевой организацией выполнения заявителем (котельной) технических условий		осуществляется
8.	Участие сетевой организации в осмотре должностным лицом органа федерального государственного энергетического надзора присоединяемых устройств заявителя (котельной)		осуществляется
9.	Фактические действия по присоединению и обеспечению работы устройств в электрической сети		осуществляются
10.	Базовая величина затрат на подключение (технологическое присоединение) к электрическим сетям:
а)	Центральный федеральный округ	тыс. рублей	17	3758	17
б)	Северо-Западный федеральный округ	тыс. рублей	21	3132	21
в)	Южный федеральный округ	тыс. рублей	14	3612	14
г)	Северо-Кавказский федеральный округ	тыс. рублей	4	2166	4
д)	Приволжский федеральный округ	тыс. рублей	15	6121	15
е)	Уральский федеральный округ	тыс. рублей	10	2571	10
ж)	Сибирский федеральный округ	тыс. рублей	21	1990	21
з)	Дальневосточный федеральный округ	тыс. рублей	17	3447	17

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

Наименование параметра		Единица измерения	Тип котельной по виду используемого топлива
Наименование параметра		Единица измерения	природный газ	уголь	мазут
1.	Объем бака аварийного запаса воды	куб. м	90	90	90
2.	Размер поперечного сечения трубопровода сетей централизованного водоснабжения и водоотведения	кв. см	до 300	до 300	до 300
3.	Величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки	куб. м/ч	до 10	до 10	до 10
4.	Диаметр трубопровода сетей централизованного водоснабжения	мм	25	25	25
5.	Диаметр трубопровода сетей водоотведения	мм	100	100	100
6.	Условия прокладки сетей централизованного водоснабжения и водоотведения:
	а) тип прокладки сетей централизованного водоснабжения и водоотведения	-	подземная
	б) материал трубопровода сетей централизованного водоснабжения (водоотведения)	-	полиэтилен, или сталь, или чугун, или иной материал
	в) глубина залегания	-	ниже глубины промерзания
	г) стесненность условий при прокладке сетей централизованного водоснабжения и водоотведения	-	городская застройка, новое строительство
	д) тип грунта	-	по местным условиям
7.	Величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоснабжения	куб. м/сутки	5,45	9,89	5,45
8.	Величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоотведения	куб. м/сутки	0,20	0,56	0,20
9.	Протяженность сетей от котельной до места подключения к централизованной системе водоснабжения и водоотведения	м	300	300	300
10.	Базовая ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку водопроводной сети	рублей/куб. м/сутки	61211	61211	61211
11.	Базовая ставка тарифа за расстояние от точки подключения (технологического присоединения) котельной до точки подключения водопроводных сетей к централизованной системе водоснабжения	рублей/м	45675	45675	45675
12.	Базовая ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку канализационной сети	рублей/куб. м/сутки	65637	65637	65637
13.	Базовая ставка тарифа за расстояние от точки подключения (технологического присоединения) котельной до точки подключения канализационных сетей к централизованной системе водоотведения	рублей/м	31684	31684	31684

V. Параметры подключения (технологического присоединения)
котельной к газораспределительным сетям

Наименование параметра		Единица измерения	Для котельной с видом используемого топлива - природный газ
1.	Тип газопровода	-	оцинкованный, однотрубный
2.	Тип прокладки газопровода (подземная или надземная (наземная)	-	наземная
3.	Диаметр газопровода	мм	100
4.	Масса газопровода	т/м	0,0125

5.	Протяженность газопровода	м	1000
6.	Максимальный часовой расход газа	куб. м/ч	1065

7.	Газорегуляторные пункты шкафные	Штук	1
8.	Тип газорегуляторного пункта	-	2 нитки редуцирования
9.	Пункт учета расхода газа	Штук	1
10.	Базовая величина затрат на технологическое присоединение к газораспределительным сетям	тыс. рублей	2892

VI. Коэффициент использования установленной тепловой
мощности котельной в зависимости от типа этажности и вида
используемого топлива

Поселение, городской округ		Коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной в зависимости от типа этажности и вида используемого топлива
		18-этажная жилая застройка			5-этажная жилая застройка
		природный газ	уголь	мазут	природный газ	уголь	мазут
1.	Якутск	0,414	0,401	0,388	0,400	0,388	0,375
2.	Белогорск	0,412	0,399	0,385	0,394	0,382	0,369
3.	Благовещенск	0,411	0,398	0,384	0,392	0,380	0,367
4.	Магадан	0,490	0,474	0,458	0,471	0,456	0,440
5.	Улан-Удэ	0,421	0,407	0,393	0,402	0,390	0,376
6.	Братск	0,382	0,371	0,358	0,364	0,353	0,341
7.	Иркутск	0,414	0,401	0,387	0,395	0,383	0,369
8.	Кемерово	0,376	0,364	0,352	0,357	0,346	0,334
9.	Киселевск	0,370	0,359	0,347	0,351	0,340	0,329
10.	Воркута	0,447	0,433	0,419	0,429	0,415	0,402
11.	Ачинск	0,390	0,378	0,365	0,371	0,359	0,347
12.	Канск	0,376	0,365	0,352	0,358	0,347	0,335
13.	Красноярск	0,383	0,371	0,359	0,364	0,352	0,340
14.	Минусинск	0,363	0,352	0,340	0,344	0,333	0,322
15.	Новосибирск	0,381	0,369	0,356	0,362	0,350	0,338
16.	Омск	0,375	0,363	0,351	0,356	0,345	0,333
17.	Томск	0,382	0,370	0,357	0,363	0,351	0,339
18.	Кызыл	0,380	0,368	0,356	0,363	0,352	0,340
19.	Сургут	0,401	0,389	0,376	0,383	0,372	0,359
20.	Тобольск	0,380	0,369	0,356	0,361	0,350	0,338
21.	Тюмень	0,385	0,373	0,360	0,365	0,354	0,342
22.	Уренгой	0,430	0,416	0,404	0,414	0,401	0,388
23.	Ханты-Мансийск	0,399	0,386	0,373	0,380	0,368	0,356
24.	Биробиджан	0,427	0,413	0,399	0,408	0,395	0,382
25.	Комсомольск-на-Амуре	0,416	0,403	0,389	0,397	0,385	0,372
26.	Хабаровск	0,413	0,400	0,386	0,394	0,381	0,368
27.	Чита	0,420	0,407	0,393	0,402	0,390	0,376
28.	Абакан	0,381	0,370	0,357	0,362	0,351	0,339
29.	Барнаул	0,373	0,361	0,349	0,353	0,342	0,330
30.	Бийск	0,373	0,361	0,349	0,353	0,342	0,330
31.	Рубцовск	0,364	0,353	0,341	0,345	0,334	0,322
32.	Архангельск	0,407	0,394	0,380	0,386	0,374	0,361
33.	Котлас	0,409	0,396	0,383	0,389	0,377	0,364
34.	Белорецк	0,397	0,384	0,371	0,377	0,365	0,353
35.	Уфа	0,373	0,362	0,349	0,353	0,342	0,330
36.	Петропавловск-Камчатский	0,485	0,469	0,452	0,464	0,448	0,432
37.	Киров	0,394	0,381	0,368	0,373	0,362	0,349
38.	Сыктывкар	0,391	0,379	0,366	0,371	0,359	0,347
39.	Ухта	0,400	0,387	0,374	0,380	0,368	0,356
40.	Курган	0,372	0,360	0,348	0,353	0,342	0,330
41.	Йошкар-Ола	0,372	0,360	0,348	0,351	0,340	0,328
42.	Саранск	0,370	0,359	0,346	0,349	0,338	0,327
43.	Мурманск	0,432	0,418	0,403	0,410	0,397	0,384
44.	Арзамас	0,377	0,365	0,352	0,356	0,345	0,333
45.	Выкса	0,370	0,358	0,346	0,348	0,337	0,325
46.	Нижний Новгород	0,377	0,365	0,352	0,356	0,345	0,333
47.	Оренбург	0,364	0,352	0,340	0,343	0,332	0,321
48.	Пенза	0,375	0,363	0,351	0,354	0,343	0,331
49.	Пермь	0,376	0,364	0,352	0,356	0,345	0,333
50.	Владивосток	0,402	0,389	0,376	0,381	0,369	0,356
51.	Самара	0,370	0,358	0,345	0,349	0,338	0,326
52.	Южно-Сахалинск	0,449	0,434	0,419	0,428	0,414	0,400
53.	Екатеринбург	0,388	0,376	0,363	0,368	0,356	0,344
54.	Каменск-Уральский	0,384	0,372	0,359	0,364	0,353	0,341
55.	Бугульма	0,386	0,373	0,361	0,365	0,354	0,342
56.	Елабуга	0,373	0,361	0,349	0,353	0,341	0,330
57.	Казань	0,374	0,363	0,350	0,354	0,343	0,331
58.	Глазов	0,387	0,375	0,362	0,367	0,355	0,343
59.	Ижевск	0,382	0,370	0,357	0,362	0,350	0,338
60.	Сарапул	0,377	0,365	0,353	0,357	0,346	0,334
61.	Ульяновск	0,384	0,372	0,359	0,363	0,352	0,340
62.	Челябинск	0,382	0,370	0,357	0,362	0,351	0,339
63.	Чебоксары	0,380	0,368	0,355	0,359	0,348	0,336
64.	Белгород	0,372	0,360	0,347	0,350	0,338	0,326
65.	Брянск	0,375	0,363	0,350	0,353	0,342	0,330
66.	Владимир	0,379	0,366	0,354	0,357	0,346	0,334
67.	Муром	0,372	0,360	0,348	0,350	0,339	0,328
68.	Волгоград	0,365	0,353	0,340	0,342	0,331	0,319
69.	Камышин	0,368	0,356	0,343	0,346	0,335	0,323
70.	Вологда	0,384	0,372	0,359	0,364	0,352	0,340
71.	Воронеж	0,369	0,358	0,345	0,347	0,336	0,324
72.	Иваново	0,376	0,364	0,352	0,355	0,344	0,332
73.	Кинешма	0,383	0,371	0,358	0,363	0,351	0,339
74.	Калуга	0,376	0,364	0,351	0,354	0,343	0,331
75.	Петрозаводск	0,400	0,387	0,374	0,379	0,367	0,354
76.	Кострома	0,383	0,371	0,358	0,362	0,351	0,338
77.	Курск	0,372	0,360	0,348	0,350	0,339	0,327
78.	Липецк	0,372	0,360	0,347	0,350	0,339	0,327
79.	Санкт-Петербург	0,384	0,372	0,359	0,362	0,350	0,338
80.	Тихвин	0,376	0,364	0,351	0,354	0,343	0,331
81.	Дмитров	0,378	0,366	0,354	0,357	0,345	0,333
82.	Москва	0,377	0,365	0,352	0,355	0,344	0,332
83.	Боровичи	0,374	0,362	0,349	0,352	0,341	0,329
84.	Великий Новгород	0,383	0,370	0,358	0,361	0,349	0,337
85.	Орел	0,372	0,360	0,348	0,350	0,339	0,327
86.	Рязань	0,379	0,367	0,354	0,358	0,346	0,334
87.	Балашов	0,363	0,351	0,339	0,341	0,331	0,319
88.	Саратов	0,369	0,357	0,345	0,347	0,336	0,324
89.	Вязьма	0,383	0,371	0,358	0,361	0,350	0,337
90.	Смоленск	0,380	0,368	0,355	0,358	0,346	0,334
91.	Тамбов	0,367	0,355	0,343	0,345	0,334	0,323
92.	Ржев	0,376	0,364	0,351	0,354	0,343	0,331
93.	Тверь	0,373	0,361	0,349	0,352	0,340	0,329
94.	Тула	0,374	0,362	0,349	0,352	0,341	0,329
95.	Ярославль	0,383	0,370	0,358	0,362	0,350	0,338
96.	Астрахань	0,345	0,333	0,322	0,322	0,311	0,300
97.	Элиста	0,339	0,328	0,317	0,316	0,306	0,295
98.	Великие Луки	0,361	0,350	0,338	0,339	0,328	0,317
99.	Псков	0,366	0,354	0,342	0,343	0,332	0,321
100.	Ростов-на-Дону	0,355	0,343	0,331	0,331	0,320	0,309
101.	Таганрог	0,360	0,348	0,335	0,336	0,325	0,314
102.	Майкоп	0,315	0,305	0,294	0,290	0,281	0,271
103.	Дербент	0,359	0,348	0,338	0,334	0,325	0,315
104.	Махачкала	0,349	0,337	0,325	0,324	0,313	0,302
105.	Нальчик	0,358	0,346	0,334	0,334	0,323	0,312
106.	Калининград	0,368	0,356	0,343	0,344	0,333	0,321
107.	Черкесск	0,359	0,347	0,335	0,336	0,325	0,313
108.	Краснодар	0,329	0,318	0,307	0,305	0,295	0,284
109.	Сочи	0,318	0,309	0,300	0,293	0,285	0,276
110.	Тихорецк	0,346	0,334	0,322	0,322	0,311	0,300
111.	Владикавказ	0,401	0,387	0,373	0,378	0,365	0,351
112.	Кисловодск	0,389	0,376	0,363	0,366	0,354	0,341
113.	Невинномысск	0,362	0,351	0,338	0,339	0,328	0,316
114.	Пятигорск	0,355	0,344	0,332	0,332	0,321	0,310
115.	Ставрополь	0,359	0,347	0,335	0,335	0,324	0,313
116.	Грозный	0,352	0,340	0,328	0,328	0,317	0,306
117.	Симферополь	0,346	0,335	0,322	0,321	0,311	0,299
118.	Феодосия	0,326	0,315	0,303	0,300	0,290	0,280
119.	Ялта	0,349	0,339	0,329	0,324	0,315	0,305
120.	Керчь	0,364	0,351	0,338	0,339	0,327	0,315
121.	Севастополь	0,335	0,325	0,314	0,309	0,300	0,290

VII. Коэффициент температурной зоны

Наименование типа котельной	Коэффициент температурной зоны
Наименование типа котельной	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII
Котельная с использованием вида топлива - природный газ, уголь, мазут	0,995	0,997	1,000	1,038	1,071	1,109	1,148	1,187

VIII. Коэффициент сейсмического влияния

Наименование типа котельной, тепловых сетей	Коэффициент сейсмического влияния
Наименование типа котельной, тепловых сетей	6 и менее баллов	7 баллов	8 баллов	9 и более баллов
Котельная с использованием вида топлива - природный газ, уголь, мазут	1	1,005	1,007	1,01
Тепловые сети	1	1	1,03	1,03

IX. Перечень температурных зон

Наименование территории		Температурные зоны
1.	Республика Адыгея	I
2.	Республика Алтай	IV
3.	Республика Башкортостан	IV
4.	Республика Бурятия:
	а) территория севернее линии Нижнеангарск - Шипишка (включительно)	VI
	б) остальная территория Республики Бурятия	V
5.	Республика Дагестан	I
6.	Республика Ингушетия	I
7.	Кабардино-Балкарская Республика	I
8.	Республика Калмыкия	II
9.	Карачаево-Черкесская Республика	I
10.	Республика Карелия:
	а) территория севернее 64 параллели северной широты	IV
	б) остальная территория Республики Карелия	III
11.	Республика Коми:
	а) территория севернее Северного полярного круга	V
	б) территория восточнее линии Ермица - Ижма - Сосногорск - Помоздино - Усть-Нем (включительно)	V
	в) остальная территория Республики Коми	IV
12.	Республика Марий Эл	IV
13.	Республика Мордовия	IV
14.	Республика Саха (Якутия):
	а) Новосибирские острова	VI
	б) Анабарский национальный (долгано-эвенкийский) муниципальный район и Булунский муниципальный район севернее линии Усть-Оленек - Побережье и острова Оленекского залива и острова Дунай-Арыта (включительно)	VI
	в) территория севернее линии пересечения границ Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района с Анабарским национальным (долгано-эвенкийским) и Оленекским муниципальными районами; Булунский район севернее линии Таймылыр - Тит - Ары - Бухта Сытыган - Тала (включительно); Усть-Янский муниципальный район - протока Правая (исключительно) - побережье Янского залива - Селяхская губа - Чокурдах (включительно); Аллаиховский муниципальный район - пересечение границ Аллаиховского, Нижнеколымского, Среднеколымского муниципальных районов и далее вдоль южной границы Нижнеколымского района, за исключением территории, указанной в подпункте "б" настоящего пункта	VI
	г) Анабарский национальный (долгано-эвенкийский), Булунский муниципальные районы, за исключением территории, указанной в подпунктах "б" и "в" настоящего пункта; Усть-Янский муниципальный район, за исключением территории, указанной в подпункте "в" настоящего пункта; Аллаиховский муниципальный район, за исключением территории, указанной в подпункте "в" настоящего пункта; Жиганский, Абыйский, Оленекский, Среднеколымский, Верхнеколымский муниципальные районы	VII
	д) Верхоянский, Момский, Оймяконский, Томпонский муниципальные районы	VIII
	е) Амгинский, Верхневилюйский, Вилюйский, Горный, Кобяйский, Мегино-Кангаласский, Мирнинский, Намский, Сунтарский, Таттинский, Усть-Алданский, Усть-Майский, Хангаласский, Чурапчинский муниципальные районы, г. Якутск, городской округ Жатай	VII
	ж) Алданский, Ленский, Олекминский и Нерюгинский муниципальные районы	VI
15.	Республика Северная Осетия - Алания	I
16.	Республика Татарстан	IV
17.	Республика Тыва	V
18.	Удмуртская Республика	IV
19.	Республика Хакасия	V
20.	Чеченская Республика	I
21.	Чувашская Республика	IV
22.	Алтайский край	IV
23.	Забайкальский край:
	а) территория севернее линии Шипишка - Тунгокочен - Букачача - Сретенск - Шелопугино - Приаргунск (включительно)	VI
	б) остальная территория Забайкальского края	V
24.	Камчатский край:
	а) территория северо-западнее линии Парень - Слаутное (исключая Слаутное)	V
	б) территория юго-восточнее линии Парень - Слаутное (включительно) и севернее линии Рекинники - Тиличики (включительно)	V
	в) территория южнее линии Рекинники - Тиличики	IV
25.	Краснодарский край	I
26.	Красноярский край:
	а) территория Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района севернее линии Сидоровск - Потапово - Норильск (включительно) и ближайшие острова (архипелаг Северная Земля и др.)	VI
	б) остальная территория Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района	VI
	в) Эвенкийский район и территория Красноярского края севернее линии Верхнеимбатское - река Таз (включительно)	VI
	г) территория южнее Копьево - Новоселово - Агинское (включительно)	V
	д) остальная территория Красноярского края	V
27.	Пермский край	IV
28.	Приморский край:
	а) территория севернее линии Трудовое - Партизанск (включительно) - Преображение (исключая)	V
	б) территория южнее линии Трудовое - Партизанск - Преображение	IV
29.	Ставропольский край	I
30.	Хабаровский край:
	а) территория севернее линии Облучье - Комсомольск-на-Амуре (исключая г. Комсомольск-на-Амуре), далее по реке Амур, за исключением побережья Татарского пролива	VI
	б) побережье от залива Счастья до пос. Нижнее Пронге (исключая пос. Нижнее Пронге)	VI
	в) остальная территория Хабаровского края	V
31.	Амурская область	VI
32.	Архангельская область:
	а) территория южнее линии Кушкушара (исключая Кушкушара) - пересечение Северного полярного круга с границей Республики Коми	IV
	б) территория севернее линии Кушкушара (включительно) - пересечение Северного полярного круга с границей Республики Коми - Ермица - Черная (исключая г. Черную) и остров Колгуев	IV
	в) территория восточнее линии Ермица - Черная (включительно) и острова Вайгач	V
	г) острова Новая Земля	V
	д) острова Земля Франца-Иосифа	V
33.	Астраханская область	II
34.	Белгородская область	III
35.	Брянская область	III
36.	Владимирская область	III
37.	Волгоградская область	III
38.	Вологодская область:
	а) территория западнее линии озеро Воже - Устье - Вологда - Вохтога (включительно)	III
	б) остальная территория Вологодской области	IV
39.	Воронежская область	III
40.	Ивановская область	III
41.	Иркутская область:
	а) территория севернее 62 параллели	VI
	б) территория северо-восточнее линии Токма - Улькан (река Лена) - Нижнеангарск (включительно)	VI
	в) остальная территория Иркутской области	V
42.	Калининградская область	I
43.	Калужская область	III
44.	Кемеровская область - Кузбасс	V

45.	Кировская область	IV
46.	Костромская область:
	а) вся территория, за исключением г. Костромы	IV
	б) г. Кострома	III
47.	Курганская область	IV
48.	Курская область	III
49.	Ленинградская область и г. Санкт-Петербург	III
50.	Липецкая область	III
51.	Магаданская область	VI
52.	Московская область и г. Москва	III
53.	Мурманская область:
	а) территория плато Расвумчорр (район апатит-нефелинового рудника "Центральный")	VI
	б) территория северо-восточнее линии Заполярный - Североморск - Каневка (включительно) и юго-восточнее линии Каневка - Кузомень (включительно)	IV
	в) остальная территория Мурманской области	IV
54.	Нижегородская область	IV
55.	Новгородская область	III
56.	Новосибирская область	V
57.	Омская область	V
58.	Оренбургская область	IV
59.	Орловская область	III
60.	Пензенская область	IV
61.	Псковская область	II
62.	Ростовская область	II
63.	Рязанская область	III
64.	Самарская область	IV
65.	Саратовская область	III
66.	Сахалинская область:
	а) территория севернее линии Шахтерск - Поронайск (включительно)	V
	б) территория южнее линии Шахтерск - Поронайск и севернее линии Холмск - Южно-Сахалинск (включительно)	IV
	в) остальная территория острова Сахалин	III
	ж) Курильские острова	II
67.	Свердловская область	IV
68.	Смоленская область	III
69.	Тамбовская область	III
70.	Тверская область	III
71.	Томская область	V
72.	Тульская область	III
73.	Тюменская область	V
74.	Ульяновская область	IV
75.	Челябинская область	IV
76.	Ярославская область	III
77.	Еврейская автономная область	V
78.	Ненецкий автономный округ:
	а) территория южнее линии Кушкушара (исключая Кушкушара) - пересечение Северного полярного круга с границей Республики Коми	IV
	б) территория севернее линии Кушкушара (включительно) - пересечение Северного полярного круга с границей Коми - Ермица - Черная (исключая Черную) и остров Колгуев	IV
	в) территория восточнее линии Ермица - Черная (включительно) и остров Вайгач	V
79.	Ханты-Мансийский автономный округ - Югра	V
80.	Чукотский автономный округ:
	а) территория восточнее линии Марково - Усть-Белая - мыс Шмидта - остров Врангеля (включительно)	V
	б) остальная территория Чукотского автономного округа	VI
81.	Ямало-Ненецкий автономный округ	V
82.	Республика Крым и г. Севастополь	I

X. Коэффициент влияния расстояния на транспортировку
основных средств котельной

	Расстояние, км
	до 200	от 200 до 500	от 500 до 1000	от 1000 до 1500	от 1500 до 2000
Коэффициент влияния расстояния на транспортировку основных средств котельной	1	1,01	1,03	1,05	1,07

XI. Инвестиционные параметры

Наименование параметра	Значение
Базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала	13,88 процента <*>
Базовый уровень ключевой ставки Банка России	12,64 процента
Срок возврата инвестированного капитала	10 лет
Период амортизации котельной и тепловых сетей	15 лет

XII. Штатная численность и базовый уровень оплаты труда
персонала котельной

Должность (специальность, профессия)		Количество штатных единиц персонала котельной, производящей тепловую энергию с использованием топлива			Базовый уровень ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной, тыс. рублей	Коэффициент загрузки, процентов	Базовый уровень ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной с учетом коэффициента загрузки, тыс. рублей
Должность (специальность, профессия)		природный газ	уголь	мазут		Коэффициент загрузки, процентов
1.	Начальник котельной	1	1	1	63,9	100	63,9
2.	Старший оператор	5	5	5	47	50	23,5
3.	Слесарь	1	1	1	47	100	47
4.	Инженер-электрик	1	1	1	47	33	15,5
5.	Инженер-химик	1	1	1	47	33	15,5
6.	Инженер КИП	1	1	1	47	33	15,5
7.	Машинист (кочегар) котельной	-	5	-	47	50	23,5
	Итого	10	15	10	-	-	-

XIII. Среднемесячная заработная плата работников
организаций по отрасли "Обеспечение электрической энергией,
газом и паром; кондиционирование воздуха" по г. Москве
для расчета коэффициента корректировки базового уровня
ежемесячной оплаты труда сотрудника котельной

	Значение
Величина среднемесячной заработной платы работников организаций по отрасли "Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха" по г. Москве	112025 рублей <**>

XIV. Базовая величина платы за выбросы загрязняющих веществ
в атмосферный воздух

	Значение
Базовая величина платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух	14319,9 рублей

--------------------------------

<*> Значение базового уровня нормы доходности инвестированного капитала определено с использованием подхода к определению нормы доходности инвестированного капитала, предусмотренного пунктом 26 Правил определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая правила индексации предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 декабря 2017 г. N 1562 "Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)", исходя из значения нормы доходности инвестированного капитала, равного 12 процентам в 2017 году, и значения средневзвешенной по дням 9 месяцев 2016 г. ключевой ставки Банка России, равного 10,78 процента.

<**> Указаны данные за 2019 год в соответствии с официальными данными, опубликованными Росстатом.

Ссылка на документ

URL
HTML
BB-код
Текст

URL документа [скопировать]

HTML-код ссылки для вставки на страницу сайта [скопировать]

[url=][/url]

BB-код ссылки для форумов и блогов [скопировать]

в виде обычного текста для соцсетей и пр. [скопировать]