ОБ УСТАНОВЛЕНИИ СТАНДАРТИЗИРОВАННЫХ ТАРИФНЫХ СТАВОК, СТАВОК ЗА ЕДИНИЦУ МАКСИМАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ И ФОРМУЛ ПЛАТЫ ЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ К ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИ...



ГУБЕРНАТОР КАМЧАТСКОГО КРАЯ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ТАРИФНОЙ ПОЛИТИКИ РЕСПУБЛИКИ МОРДОВИЯ

ПРИКАЗ

от 28 декабря 2016 г. № 155

г. Саранск

ОБ УСТАНОВЛЕНИИ СТАНДАРТИЗИРОВАННЫХ ТАРИФНЫХ СТАВОК, СТАВОК ЗА ЕДИНИЦУ МАКСИМАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ И ФОРМУЛ ПЛАТЫ ЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ К ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ НА 2017 ГОД

(в ред. приказа Министерства энергетики и тарифной политики РМ от 30.10.2017 г. № 111)

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике», приказом ФСТ России от 11 сентября 2012 г. № 209-э/1 «Об утверждении Методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям», постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. № 861 «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям», постановлением Правительства Республики Мордовия от 27 декабря 2010 г. № 502 «Об утверждении Положения о Министерстве энергетики и тарифной политики Республики Мордовия» и на основании обращений филиала ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго» от 31 октября 2016 г. № 202/2-5994, АО ТФ «Ватт» от 31 октября 2016 г. № 06/45-1679, МП г. о. Саранск «Горсвет» от 18 октября 2016 г. № 1356, ООО «Энерголин» от 27 октября 2016 г. № 05-521/16, АО «Мордовская электросетевая компания» от 31 октября 2016 г. № 353-10/16, ООО «Системы жизнеобеспечения РМ» от 25 октября 2016 г. № 399, ООО «Электротеплосеть» от 31 октября 2016 г. № 388, ООО «Мордовская сетевая компания» от 31 октября 2016 г. № 259, ООО «Энергопромсбыт» филиала «Желдорэнерго» от 11 октября 2016 г. № 10198и-ЖДЭ, протокола заседания Коллегии Министерства энергетики и тарифной политики Республики Мордовия от 28 декабря 2016 г. № 47, Министерство энергетики и тарифной политики Республики Мордовия п р и к а з ы в а е т:

Установить на период с 1 января 2017 года по 31 декабря 2017 года ставки за единицу максимальной мощности для определения платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью свыше 150 кВт и менее 8 900 кВт к электрическим сетям территориальных сетевых организаций Республики Мордовия согласно приложению № 1.

Установить на период с 1 января 2017 года по 30 сентября 2017 года ставки за единицу максимальной мощности для определения платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью не более 150 кВт к электрическим сетям территориальных сетевых организаций Республики Мордовия согласно приложению № 2.

Установить на период с 1 октября 2017 года по 31 декабря 2017 года ставки за единицу максимальной мощности для определения платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью не более 150 кВт к электрическим сетям территориальных сетевых организаций Республики Мордовия согласно приложению № 3.

Установить на период с 1 января 2017 года по 31 декабря 2017 года стандартизированную тарифную ставку (С1) на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, по мероприятиям, не включающим в себя строительство объектов электросетевого хозяйства к электрическим сетям следующих территориальных сетевых организаций: филиала ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго», АО ТФ «Ватт», МП г.о. Саранск «Горсвет», ООО «Энерголин», АО «Мордовская электросетевая компания», ООО «Системы жизнеобеспечения РМ», ООО «Электротеплосеть», Куйбышевская дирекция по энергообеспечению – СП Трансэнерго филиала ОАО «РЖД»«, ООО «ВКМ - Сталь», ООО «Мордовская сетевая компания», ФКП «Саранский механический завод», согласно приложению № 4.

Установить на период с 1 января 2017 года по 31 декабря 2017 года стандартизированные тарифные ставки (С2, С3, С4) на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью свыше 150 кВт и менее 8 900 кВт по мероприятиям, включающим в себя строительство объектов электросетевого хозяйства к электрическим сетям следующих территориальных сетевых организаций: филиала ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго», АО ТФ «Ватт», МП г.о. Саранск «Горсвет», ООО «Энерголин», АО «Мордовская электросетевая компания», ООО «Системы жизнеобеспечения РМ», ООО «Электротеплосеть», Куйбышевская дирекция по энергообеспечению – СП Трансэнерго филиала ОАО «РЖД»«, ООО «ВКМ - Сталь», ООО «Мордовская сетевая компания», ФКП «Саранский механический завод», согласно приложению № 5.

Установить на период с 1 января 2017 года по 30 сентября 2017 года стандартизированные тарифные ставки (С2(150кВт), С3(150кВт), С4(150кВт)) на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью не более 150 кВт по мероприятиям, включающим в себя строительство объектов электросетевого хозяйства к электрическим сетям следующих территориальных сетевых организаций: филиала ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго», АО ТФ «Ватт», МП г.о. Саранск «Горсвет», ООО «Энерголин», АО «Мордовская электросетевая компания», ООО «Системы жизнеобеспечения РМ», ООО «Электротеплосеть», Куйбышевская дирекция по энергообеспечению – СП Трансэнерго филиала ОАО «РЖД»«, ООО «ВКМ - Сталь», ООО «Мордовская сетевая компания», ФКП «Саранский механический завод», согласно приложению № 6.

Установить на период с 1 октября 2017 года по 31 декабря 2017 года стандартизированные тарифные ставки (С2(150кВт), С3(150кВт), С4(150кВт)) на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью не более 150 кВт по мероприятиям, включающим в себя строительство объектов электросетевого хозяйства к электрическим сетям следующих территориальных сетевых организаций: филиала ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго», АО ТФ «Ватт», МП г.о. Саранск «Горсвет», ООО «Энерголин», АО «Мордовская электросетевая компания», ООО «Системы жизнеобеспечения РМ», ООО «Электротеплосеть», Куйбышевская дирекция по энергообеспечению – СП Трансэнерго филиала ОАО «РЖД»«, ООО «ВКМ - Сталь», ООО «Мордовская сетевая компания», ФКП «Саранский механический завод» равными нулю.

Утвердить формулы платы за технологическое присоединение к электрическим сетям согласно приложению № 7.

Утвердить формулы платы за технологическое присоединение к электрическим сетям для заявителей, осуществляющих технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более 150 кВт согласно приложению № 8.

Определить на 2017 год выпадающие доходы, связанные с осуществлением технологического присоединения к электрическим сетям:

а) расходы, связанные с осуществлением технологического присоединения энергопринимающих устройств максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно, не включаемых в состав платы за технологическое присоединение по сетевым организациям:

- филиал ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго» - 5 986,13 тыс. руб. (без НДС);

- АО ТФ «Ватт» - 28 876,53 тыс. руб. (без НДС);

- МП г.о. Саранск «Горсвет» - 311,76 тыс. руб. (без НДС);

- ООО «Энерголин» - 74,13 тыс. руб. (без НДС);

- ООО «Электротеплосеть» - 439,24 тыс. руб. (без НДС);

- ООО «Системы жизнеобеспечения РМ» - 762,45 тыс. руб. (без НДС);

- АО «Мордовская электросетевая компания» - 1 888,58 тыс. руб. (без НДС).

б) расходы, связанные с осуществлением технологического присоединения к электрическим сетям энергопринимающих устройств максимальной мощностью до 150 кВт включительно, не включаемых в состав платы за технологическое присоединение по сетевым организациям:

- филиал ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго» - 4 700,13 тыс. руб. (без НДС);

- АО ТФ «Ватт» - 3 498,33 тыс. руб. (без НДС).

Установить плату за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств) в размере 550 рублей (с НДС) при присоединении заявителя, владеющего объектами, отнесенными к третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) при условии, что расстояние от границ участка заявителя до объектов электросетевого хозяйства на уровне напряжения до 20 кВ включительно необходимого заявителю класса напряжения сетевой организации, в которую подана заявка, составляет не более 300 метров в городах и поселках городского типа и не более 500 метров в сельской местности.

Под расстоянием от границ участка заявителя до объектов электросетевого хозяйства сетевой организации понимается расстояние, измеряемое по прямой линии от границы участка (нахождения присоединяемых энергопринимающих устройств) заявителя до ближайшего объекта электрической сети (опора линий электропередачи, кабельная линия, распределительное устройство, подстанция), имеющего уровень напряжения, указанный в заявке, существующего или планируемого к вводу в эксплуатацию.

В случае если с учетом последующего увеличения максимальной мощности ранее присоединенного Устройства максимальная мощность превысит 15 кВт и (или) превышены вышеуказанные расстояния, расчет платы за технологическое присоединение производится посредством применения стандартизированных тарифных ставок или ставок за единицу максимальной мощности, пропорционально объему максимальной мощности, заявленной потребителем.

Размер платы за технологическое присоединение, указанный в абзаце первом настоящего пункта, не может быть применен в следующих случаях:

при технологическом присоединении энергопринимающих устройств, принадлежащих лицам, владеющим земельным участком по договору аренды, заключенному на срок не более одного года, на котором расположены присоединяемые энергопринимающие устройства;

при технологическом присоединении энергопринимающих устройств, расположенных в жилых помещениях многоквартирных домов.

В отношении садоводческих, огороднических, дачных некоммерческих объединений и иных некоммерческих объединений (гаражно-строительных, гаражных кооперативов) утвердить плату за технологическое присоединение энергопринимающих устройств в размере 550 рублей (с НДС), умноженных на количество членов этих объединений, при условии присоединения каждым членом такого объединения не более 15 кВт по третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств при присоединении к электрическим сетям сетевой организации на уровне напряжения до 20 кВ включительно и нахождения энергопринимающих устройств указанных объединений на расстоянии не более 300 метров в городах и поселках городского типа и не более 500 метров в сельской местности до существующих объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций.

В отношении граждан, объединивших свои гаражи и хозяйственные постройки (погреба, сараи), утвердить плату за технологическое присоединение энергопринимающих устройств в размере 550 рублей (с НДС) при условии присоединения каждым собственником этих построек не более 15 кВт по третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств при присоединении к электрическим сетям сетевой организации на уровне напряжения до 20 кВ включительно и нахождения энергопринимающих устройств указанных объединенных построек на расстоянии не более 300 метров в городах и поселках городского типа и не более 500 метров в сельской местности до существующих объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций.

Утвердить плату за технологическое присоединение энергопринимающих устройств религиозных организаций в размере 550 рублей (с НДС) при условии присоединения не более 15 кВт по третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств при присоединении к электрическим сетям сетевой организации на уровне напряжения до 20 кВ включительно и нахождения энергопринимающих устройств таких организаций на расстоянии не более 300 метров в городах и поселках городского типа и не более 500 метров в сельской местности до существующих объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций.

В границах муниципальных районов, городских округов и на внутригородских территориях городов федерального значения одно и то же лицо может осуществить технологическое присоединение энергопринимающих устройств, принадлежащих ему на праве собственности или на ином законном основании, соответствующих критериям, указанным в абзаце первом настоящего пункта, с платой за технологическое присоединение в размере 550 рублей (с НДС), не более одного раза в течение 3 лет со дня подачи заявителем заявки на технологическое присоединение до дня подачи следующей заявки. При последующих обращениях в течение 3 лет данной категории заявителей с заявкой на технологическое присоединение энергопринимающих устройств, соответствующих критериям, указанным в абзаце первом настоящего пункта, расчет платы за технологическое присоединение производится посредством применения стандартизированных тарифных ставок или ставок за единицу максимальной мощности, пропорционально объему максимальной мощности, заявленной потребителем.

12. В случае если Заявитель при технологическом присоединении запрашивает вторую или первую категорию надежности электроснабжения (технологическое присоединение к двум независимым источникам энергоснабжения), то размер платы за технологическое присоединение определяется следующим образом:

, (руб.)

где:

Р - расходы на технологическое присоединение, связанные с проведением мероприятий, не включающие в себя расходы на строительство объектов электросетевого хозяйства - от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики (руб.);

- расходы на строительство объектов электросетевого хозяйства - от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств Заявителя и (или) объектов электроэнергетики, определяемые по первому независимому источнику энергоснабжения в соответствии с законодательством по мероприятиям, осуществляемым для конкретного присоединения в зависимости от способа присоединения и уровня запрашиваемого напряжения на основании выданных сетевой организацией технических условий (руб.);

- расходы на строительство объектов электросетевого хозяйства - от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств Заявителя и (или) объектов электроэнергетики, определяемые по второму независимому источнику энергоснабжения в соответствии с законодательством по мероприятиям, осуществляемым для конкретного присоединения в зависимости от способа присоединения и уровня запрашиваемого напряжения на основании выданных сетевой организацией технических условий (руб.).

Указанные расходы могут быть рассчитаны с применением стандартизированных тарифных ставок.

В случае если заявитель при технологическом присоединении энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более 150 кВт запрашивает вторую или первую категорию надежности электроснабжения (технологическое присоединение к двум независимым источникам энергоснабжения), то размер платы за технологическое присоединение Робщ(150 кВт) определяется следующим образом:

Робщ (150 кВт) = Р + 0,4999 × (Рист1 + Рист2), руб.

13. Настоящий Приказ вступает в силу с момента его опубликования и действует по 31 декабря 2017 года.

14. Контроль, за исполнением настоящего Приказа возложить на Первого заместителя Министра энергетики и тарифной политики Республики Мордовия А.А. Волкова.

Министр

А.В. Рязанов

Приложение № 1

              к приказу Министерства

энергетики и тарифной политики

Республики Мордовия

от «28» декабря 2016 г. № 155

Ставки за единицу максимальной мощности (руб./кВт) для определения платы за технологическое присоединение к электрическим сетям на уровне напряжения ниже 35 кВ и мощности свыше 150 кВт и менее 8 900 кВт

на период с 1 января 2017 года по 31 декабря 2017 года

(без НДС)

№
п/п

Территориальные сетевые организации

Уровень напряжения

Наименование мероприятий

1. Подготовка и выдача сетевой организацией технических условий Заявителю (ТУ)

2. Разработка сетевой организацией проектной
документации по строительству «последней мили»

3. Выполнение сетевой организацией, мероприятий, связанных со строительством «последней мили»

4. Проверка сетевой организацией выполнения Заявителем ТУ

5. Участие в осмотре должностным лицом органа федерального государственного энергетического надзора присоединяемых Устройств Заявителя **

6. Фактические действия по присоединению и обеспечению работы Устройств в электрической сети

3.1. строительство воздушных линий

3.2. строительство кабельных линий

3.3. строительство пунктов секционирования

3.4. строительство комплексных трансформаторных подстанций (КТП), распределительных трансформаторных подстанций (РТП) с уровнем напряжения до 35 кВ

3.5. строительство центров питания, подстанций уровнем напряжения 35 кВ и выше (ПС)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

Филиал ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго»

0,4 кВ и ниже)

231,84

8 518,50

63 764,17

60 914,77

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4*

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4*

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4*

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

8 518,50

51 406,88

74 034,54

252,51

3,13

190,26

2

АО ТФ «Ватт»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

13 345,07

9 918,60

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

3 490,51

8 025,87

252,51

3,13

190,26

3

МП г.о. Саранск «Горсвет»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

13 345,07

9 918,60

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

3 490,51

8 025,87

252,51

3,13

190,26

4

ООО «Энерголин»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

13 345,07

9 918,60

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4*

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4*

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4*

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

3 490,51

8 025,87

252,51

3,13

190,26

5

АО «Мордовская электросетевая компания»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

13 345,07

9 918,60

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

3 490,51

8 025,87

252,51

3,13

190,26

6

ООО «Системы жизнеобеспечения РМ»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

8 518,50

63 764,17

60 914,77

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

8 518,50

51 406,88

74 034,54

252,51

3,13

190,26

7

ООО «Электротеплосеть»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

8 518,50

63 764,17

60 914,77

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

8 518,50

51 406,88

74 034,54

252,51

3,13

190,26

8

Филиал ОАО «РЖД» «Трансэнерго» Куйбышевская дирекция по энергообеспечению

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

13 345,07

9 918,60

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

3 490,51

8 025,87

252,51

3,13

190,26

9

ООО «ВКМ - Сталь»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

13 345,07

9 918,60

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

3 490,51

8 025,87

252,51

3,13

190,26

10

ООО «Мордовская сетевая компания»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

13 345,07

9 918,60

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

3 490,51

8 025,87

252,51

3,13

190,26

11

ФКП «Саранский механический завод»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

13 345,07

9 918,60

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4*

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4*

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4*

252,51

3,13

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

3 490,51

8 025,87

252,51

3,13

190,26

* Указанные ставки приводятся к ценам 2017 года с применением индекса изменения сметной стоимости по строительно-монтажным работам для Республики Мордовия на квартал, предшествующий кварталу, в котором определяется плата за технологическое присоединение, к федеральным единичным расценкам 2001 года, рекомендуемый Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации.

**- Ставка за единицу максимальной мощности не применяется в отношении технологического присоединения следующих заявителей:

- заявителей - юридических лиц или индивидуальных предпринимателей, максимальная мощность которых составляет свыше 150 кВт и менее 670 кВт, в случае осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств указанных заявителей по третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) к электрическим сетям классом напряжения до 10 кВ включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности);

- заявителей в целях временного технологического присоединения.

Приложение № 2

              к приказу Министерства

энергетики и тарифной политики

Республики Мордовия

от «28» декабря 2016 г. № 155

Ставки за единицу максимальной мощности (руб./кВт) для определения платы за технологическое присоединение к электрическим сетям на уровне напряжения ниже 35 кВ и мощности не более 150 кВт

на период с 1 января 2017 года по 30 сентября 2017 года

(без НДС)

№
п/п

Территориальные сетевые организации

Уровень напряжения

Наименование мероприятий

1. Подготовка и выдача сетевой организацией технических условий Заявителю (ТУ)

2. Разработка сетевой организацией проектной
документации по строительству «последней мили»

3. Выполнение сетевой организацией, мероприятий, связанных со строительством «последней мили»

4. Проверка сетевой организацией выполнения Заявителем ТУ

5. Участие в осмотре должностным лицом органа федерального государственного энергетического надзора присоединяемых Устройств Заявителя

6. Фактические действия по присоединению и обеспечению работы Устройств в электрической сети

3.1. строительство воздушных линий

3.2. строительство кабельных линий

3.3. строительство пунктов секционирования

3.4. строительство комплексных трансформаторных подстанций (КТП), распределительных трансформаторных подстанций (РТП) с уровнем напряжения до 35 кВ

3.5. строительство центров питания, подстанций уровнем напряжения 35 кВ и выше (ПС)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

Филиал ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго»

0,4 кВ и ниже)

231,84

8 518,50

31 875,71

30 451,29

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4(150 кВт) *

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4(150 кВт) *

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4(150 кВт) *

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

8 518,50

25 698,30

37 009,87

252,51

-

190,26

2

АО ТФ «Ватт»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

6 671,70

4 958,31

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

1 744,90

4 012,13

252,51

-

190,26

3

МП г.о. Саранск «Горсвет»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

6 671,70

4 958,31

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

1 744,90

4 012,13

252,51

-

190,26

4

ООО «Энерголин»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

6 671,70

4 958,31

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4(150 кВт) *

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4(150 кВт) *

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4(150 кВт) *

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

1 744,90

4 012,13

252,51

-

190,26

5

АО «Мордовская электросетевая компания»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

6 671,70

4 958,31

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

1 744,90

4 012,13

252,51

-

190,26

6

ООО «Системы жизнеобеспечения РМ»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

8 518,50

31 875,71

30 451,29

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

8 518,50

25 698,30

37 009,87

252,51

-

190,26

7

ООО «Электротеплосеть»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

8 518,50

31 875,71

30 451,29

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

8 518,50

25 698,30

37 009,87

252,51

-

190,26

8

Филиал ОАО «РЖД» «Трансэнерго» Куйбышевская дирекция по энергообеспечению

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

6 671,70

4 958,31

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

1 744,90

4 012,13

252,51

-

190,26

9

ООО «ВКМ - Сталь»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

6 671,70

4 958,31

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

1 744,90

4 012,13

252,51

-

190,26

10

ООО «Мордовская сетевая компания»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

6 671,70

4 958,31

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

1 744,90

4 012,13

252,51

-

190,26

11

ФКП «Саранский механический завод»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

6 671,70

4 958,31

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4(150 кВт) *

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4(150 кВт) *

Ставки равны стандартизированным тарифным ставкам С4(150 кВт) *

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

1 744,90

4 012,13

252,51

-

190,26

* Указанные ставки приводятся к ценам 2017 года с применением индекса изменения сметной стоимости по строительно-монтажным работам для Республики Мордовия на квартал, предшествующий кварталу, в котором определяется плата за технологическое присоединение, к федеральным единичным расценкам 2001 года, рекомендуемый Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации.

Приложение № 3

              к приказу Министерства

энергетики и тарифной политики

Республики Мордовия

от «28» декабря 2016 г. № 155

Ставки за единицу максимальной мощности (руб./кВт) для определения платы за технологическое присоединение к электрическим сетям на уровне напряжения ниже 35 кВ и мощности не более 150 кВт

на период с 1 октября 2017 года по 31 декабря 2017 года

(без НДС)

№
п/п

Территориальные сетевые организации

Уровень напряжения

Наименование мероприятий

1. Подготовка и выдача сетевой организацией технических условий Заявителю (ТУ)

2. Разработка сетевой организацией проектной
документации по строительству «последней мили»

3. Выполнение сетевой организацией, мероприятий, связанных со строительством «последней мили»

4. Проверка сетевой организацией выполнения Заявителем ТУ

5. Участие в осмотре должностным лицом органа федерального государственного энергетического надзора присоединяемых Устройств Заявителя

6. Фактические действия по присоединению и обеспечению работы Устройств в электрической сети

3.1. строительство воздушных линий

3.2. строительство кабельных линий

3.3. строительство пунктов секционирования

3.4. строительство комплексных трансформаторных подстанций (КТП), распределительных трансформаторных подстанций (РТП) с уровнем напряжения до 35 кВ

3.5. строительство центров питания, подстанций уровнем напряжения 35 кВ и выше (ПС)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

Филиал ПАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго»

0,4 кВ и ниже)

231,84

8 518,50

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

8 518,50

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

2

АО ТФ «Ватт»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

3

МП г.о. Саранск «Горсвет»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

4

ООО «Энерголин»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

5

АО «Мордовская электросетевая компания»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

6

ООО «Системы жизнеобеспечения РМ»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

8 518,50

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

8 518,50

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

7

ООО «Электротеплосеть»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

8 518,50

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

8 518,50

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

8

Филиал ОАО «РЖД» «Трансэнерго» Куйбышевская дирекция по энергообеспечению

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

9

ООО «ВКМ - Сталь»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

10

ООО «Мордовская сетевая компания»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

11

ФКП «Саранский механический завод»

(0,4 кВ и ниже)

231,84

2 579,53

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

(6-10 кВ)

231,84

1 406,71

-

-

-

-

-

252,51

-

190,26

Приложение № 4

              к приказу Министерства

энергетики и тарифной политики

Республики Мордовия

от «28» декабря 2016 г. № 155

Стандартизированная тарифная ставка (С1), определяющая величину платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям

на период с 1 января 2017 года по 31 декабря 2017 года

(без НДС)

Перечень ставок

Обозна

чение

Уровень напряжения

Размер ставок

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, по мероприятиям, не включающим в себя строительство объектов электросетевого хозяйства, в расчете на 1 кВт максимальной мощности* (руб./кВт), в т.ч. в разбивке по следующим ставкам:

С1

(0,4 и ниже кВ,6-10 кВ, 35 кВ, 110 кВ)

677,74

при постоянной схеме энергоснабжения

Подготовка и выдача сетевой организацией технических условий Заявителю (ТУ), (руб./кВт)

С1.1

(0,4 и ниже кВ,6-10 кВ, 35 кВ, 110 кВ)

231,84

Проверка сетевой организацией выполнения Заявителем технических условий, (руб./кВт)

С1.2

(0,4 и ниже кВ,6-10 кВ, 35 кВ, 110 кВ)

252,51

Участие сетевой организации в осмотре (обследовании) должностным лицом органа федерального государственного энергетического надзора присоединяемых Устройств**, (руб./кВт)

С1.3

(0,4 и ниже кВ,6-10 кВ, 35 кВ, 110 кВ)

3,13

Осуществление сетевой организацией фактического присоединения объектов Заявителя к электрическим сетям и включение коммутационного аппарата (фиксация коммутационного аппарата в положении «включено»), (руб./кВт)

С1.4

(0,4 и ниже кВ,6-10 кВ, 35 кВ, 110 кВ)

190,26

при временной схеме энергоснабжения*

Подготовка и выдача сетевой организацией технических условий Заявителю (ТУ), (руб./кВт)

С1.1

(0,4 и ниже кВ,6-10 кВ, 35 кВ, 110 кВ)

231,84

Проверка сетевой организацией выполнения Заявителем технических условий, (руб./кВт)

С1.2

(0,4 и ниже кВ,6-10 кВ, 35 кВ, 110 кВ)

252,51

Участие сетевой организации в осмотре (обследовании) должностным лицом органа федерального государственного энергетического надзора присоединяемых Устройств**, (руб./кВт)

С1.3

(0,4 и ниже кВ,6-10 кВ, 35 кВ, 110 кВ)

3,13

Осуществление сетевой организацией фактического присоединения объектов Заявителя к электрическим сетям и включение коммутационного аппарата (фиксация коммутационного аппарата в положении «включено»), (руб./кВт)

С1.4

(0,4 и ниже кВ,6-10 кВ, 35 кВ, 110 кВ)

190,26

* - Применяется также для технологического присоединения передвижных энергопринимающих устройств Заявителей с максимальной мощностью до 150 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности).

**- Стандартизированная тарифная ставка С1.3 не применяется в отношении технологического присоединения следующих заявителей:

- заявителей - юридических лиц или индивидуальных предпринимателей в целях технологического присоединения по одному источнику электроснабжения энергопринимающих устройств, максимальная мощность которых составляет до 150 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения энергопринимающих устройств);

- заявителей - юридических лиц или индивидуальных предпринимателей, максимальная мощность которых составляет свыше 150 кВт и менее 670 кВт, в случае осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств указанных заявителей по третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) к электрическим сетям классом напряжения до 10 кВ включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности);

- заявителей в целях временного технологического присоединения;

- заявителей - физических лиц в целях технологического присоединения энергопринимающих устройств, максимальная мощность которых составляет до 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств), которые используются для бытовых и иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской деятельности, и электроснабжение которых предусматривается по одному источнику.

Приложение № 5

              к приказу Министерства

энергетики и тарифной политики

Республики Мордовия

от «28» декабря 2016 г. № 155

(в ред. приказа Министерства

энергетики и тарифной политики РМ

от 30.10.2017 г. № 111)

Стандартизированные тарифные ставки (С2, С3, С4), определяющие величину платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью свыше 150 кВт и менее 8 900 кВт на период с 1 января 2017 года по 31 декабря 2017 года

              (без НДС)

Перечень ставок

Обозна

чение

Уровень напряжения

Размер ставок*

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство воздушных линий в расчете на 1 км линий, (руб./км)

С2

х

х

1

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x16мм2+1x25 мм1

С2

(0,4 и ниже кВ)

357 693,26

2

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x25мм2+1x35 мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

365 959,17

3

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x35мм2+1x50 мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

377 269,56

4

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x50мм2+1x50мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

388 441,26

5

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x50мм2+1x70мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

396 702,87

6

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x70мм2+1x70мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

411 585,83

7

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x70мм2+1x95мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

421 416,19

8

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x95мм2+1x95мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

435 982,99

9

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3х120мм2+1х95мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

453 506,39

10

ВЛИ-0,4 кВ, СИП4-4х35 мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

318 352,48

11

ВЛИ-0,4 кВ, СИП4-4х50 мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

328 050,36

12

ВЛИ-0,4 кВ, СИП4-4х70 мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

340 645,39

13

ВЛИ-0,4 кВ, СИП4-4х95 мм2

С2

(0,4 и ниже кВ)

353 250,59

14

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x70мм2+1x70мм2 (совместная подвеска)

С2

(0,4 и ниже кВ)

174 541,37

15

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x95мм2+1x95мм2 (совместная подвеска)

С2

(0,4 и ниже кВ)

194 568,51

16

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х35мм1

С2

(6-10 кВ)

363 721,90

17

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х50мм2

С2

(6-10 кВ)

373 340,34

18

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х70мм2

С2

(6-10 кВ)

396 565,03

19

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х95мм2

С2

(6-10 кВ)

425 587,49

20

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х120мм2

С2

(6-10 кВ)

448 672,61

21

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х70мм2 (совместная подвеска)

С2

(6-10 кВ)

303 391,48

22

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х95мм2 (совместная подвеска)

С2

(6-10 кВ)

330 579,77

23

одноцепная ВЛ-35 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-95

С2

(35 кВ)

553 429,32

24

одноцепная ВЛ-35 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-120

С2

(35 кВ)

706 033,57

25

двухцепная ВЛ-35 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-95

С2

(35 кВ)

575 173,28

26

двухцепная ВЛ-35 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-120

С2

(35 кВ)

744 916,55

27

одноцепная ВЛ-110 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-95

С2

(110 кВ)

700 818,67

28

одноцепная ВЛ-110 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-120

С2

(110 кВ)

722 237,35

29

двухцепная ВЛ-110 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-95

С2

(110 кВ)

893 871,39

30

двухцепная ВЛ-110 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-120.

С2

(110 кВ)

932 723,88

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов на строительство кабельных линий электропередачи в расчете на 1 км линий (без прокола), (руб./км)

С3

х

х

1

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 3х50мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

398 643,61

2

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 3х70 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

420 557,39

3

КЛ-0,4 кВ, ААБЛ-1 3х95 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

433 169,03

4

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 3х120 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

448 866,82

5

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 3х150 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

468 175,63

6

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х50 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

313 508,70

7

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х70 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

308 219,67

8

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х95 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

333 799,97

9

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х120 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

359 380,29

10

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х150 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

407 634,08

11

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х185 мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

461 718,15

12

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х50мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

374 069,78

13

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х70мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

400 257,80

14

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х95мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

419 950,98

15

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х120мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

442 752,95

16

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х150мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

464 540,43

17

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х185мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

494 332,01

18

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х120мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

754 429,49

19

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х150мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

868 499,34

20

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х185мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

972 131,23

21

КЛ-0,4 кВ, АСБ-1-4х120

С3

(0,4 и ниже кВ)

404 500,22

22

КЛ-0,4 кВ, АСБ-1-4х150

С3

(0,4 и ниже кВ)

465 289,45

23

КЛ-0,4 кВ, АСБ-1-4х185

С3

(0,4 и ниже кВ)

494 882,09

24

КЛ-0,4 кВ, АСБ-1-4х240

С3

(0,4 и ниже кВ)

533 723,04

25

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х120мм2

С3

(6-10 кВ)

455 035,27

26

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х150мм2

С3

(6-10 кВ)

475 832,32

27

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х185мм2

С3

(6-10 кВ)

500 376,45

28

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х240мм2

С3

(6-10 кВ)

535 536,83

29

КЛ-10(6) кВ, АСБ-10-3х120

С3

(6-10 кВ)

492 943,08

30

КЛ-10(6) кВ, АСБ-10-3х150

С3

(6-10 кВ)

551 397,40

31

КЛ-10(6) кВ, АСБ-10-3х185

С3

(6-10 кВ)

617 059,53

32

КЛ-10(6) кВ, АСБ-10-3х240

С3

(6-10 кВ)

697 421,52

33

КЛ-10 кВ АПвПг-10 3х70 мм2

С3

(6-10 кВ)

467 091,41

34

КЛ-10 кВ АПвПг-10 3х95 мм2

С3

(6-10 кВ)

489 911,74

35

КЛ-10 кВ АПвПг-10 3х120 мм2

С3

(6-10 кВ)

503 747,68

36

КЛ-10 кВ АПвПг-10 3х240 мм2

С3

(6-10 кВ)

600 340,45

37

КЛ-35 кВ в земле кабелем из сшитого полиэтилена с номинальным сечением жил 50 мм²

С3

(35 кВ)

524 626,98

38

КЛ-35 кВ в земле кабелем из сшитого полиэтилена с номинальным сечением жил 70 мм²

С3

(35 кВ)

585 609,11

39

КЛ-110 кВ в земле кабелем из сшитого полиэтилена с номинальным сечением жил 185 мм²

С3

(110 кВ)

3 084 444,86

40

КЛ-110 кВ в земле кабелем из сшитого полиэтилена с номинальным сечением жил 240 мм²

С3

(110 кВ)

2 478 217,36

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство кабельных линий электропередачи с устройством переходов методом горизонтально-направленного бурения в расчете на 100 м. линий, (руб./100 м)

С3

х

х

1

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х50мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

168 718,51

2

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х70мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

171 111,08

3

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х95мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

173 010,29

4

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х120мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

175 162,02

5

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х150мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

177 275,46

6

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х185мм3

С3

(0,4 и ниже кВ)

180 249,13

7

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х120мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

206 316,74

8

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х150мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

217 670,94

9

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х185мм2

С3

(0,4 и ниже кВ)

229 968,43

10

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х120мм2

С3

(6-10 кВ)

176 204,97

11

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х150мм2

С3

(6-10 кВ)

178 112,12

12

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х185мм2

С3

(6-10 кВ)

180 564,43

13

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х240мм2

С3

(6-10 кВ)

184 009,99

14

КЛ-10 кВ ААБл-10 3х70 мм2

С3

(6-10 кВ)

115 008,21

15

КЛ-10 кВ ААБл-10 3х95 мм2

С3

(6-10 кВ)

119 617,14

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство пунктов секционирования (реклоузеров, РП-распределительных пунктов, ПП-переключательных пунктов), (руб./кВт)

С4

х

х

1

пункт секционирования 10 кВ, реклоузер с 2-мя разъединителями

С4

(6-10 кВ)

5 024,53

2

распределительный пункт 10 (6) кВ

С4

(6-10 кВ)

1 520,18

3

распределительный пункт 10 (6) кВ совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х400 кВА)

С4

(6-10 кВ)

4 951,98

4

распределительный пункт 10 (6) кВ совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х630 кВА)

С4

(6-10 кВ)

3 217,01

5

распределительный пункт 10 (6) кВ совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х1000 кВА)

С4

(6-10 кВ)

2 068,22

6

распределительный пункт 10 (6) кВ четырехсекционный

С4

(6-10 кВ)

2 970,40

7

распределительный пункт 10 (6) кВ четырехсекционный совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х1000 кВА)

С4

(6-10 кВ)

3 638,65

8

распределительный пункт 10 (6) кВ четырехсекционный совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х1600 кВА)

С4

(6-10 кВ)

2 341,11

9

распределительный пункт 10 (6) кВ совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х1600 кВА)

С4

(6-10 кВ)

1 359,60

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство комплектных трансформаторных подстанций (КТП), распределительных трансформаторных подстанций (РТП) с уровнем напряжения до 35 кВ, (руб./кВт)

С4

х

х

1

КТП 63 кВА-10/0,4кВ

С4

(6-10 кВ)

4 467,09

2

КТП 1600 кВА-10/0,4кВ

С4

(6-10 кВ)

972,11

3

КТП 2000 кВА-10/0,4кВ

С4

(6-10 кВ)

823,23

4

КТП 2500 кВА-10/0,4кВ

С4

(6-10 кВ)

704,07

5

мачтовая КТП 25-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

4 750,64

6

мачтовая КТП-40-10/0,4 кВ

С4

(6-10 кВ)

3 134,57

7

мачтовая КТП-63-10/0,4 кВ

С4

(6-10 кВ)

2 080,63

8

КТП киоскового типа 100-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

1 782,54

9

КТП киоскового типа 160-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

1 238,05

10

КТП киоскового типа 250-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

916,69

11

КТП блочного типа в бетонной оболочке

250-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4

(6-10 кВ)

4 107,10

12

КТП киоскового типа 400-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

726,86

13

КТП блочного типа в бетонной оболочке

400-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4

(6-10 кВ)

2 623,28

14

КТП киоскового типа 630-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

594,42

15

строительство КТП блочного типа в бетонной оболочке 630-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4

(6-10 кВ)

1 726,82

16

КТП киоскового типа 1000-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

615,12

17

КТП блочного типа в бетонной оболочке 1000-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4

(6-10 кВ)

1 187,43

18

КТП блочного типа в бетонной оболочке 1250-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4

(6-10 кВ)

1 014,64

19

КТП в металлической оболочке без коридоров обслуживания (проходного типа) 2х63кВА

С4

(6-10 кВ)

3 992,28

20

КТП в металлической оболочке без коридоров обслуживания (проходного типа) 2х100кВА

С4

(6-10 кВ)

2 610,05

21

КТП в металлической оболочке без коридоров обслуживания (проходного типа) 2х160кВА

С4

(6-10 кВ)

1 691,04

22

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х160кВА

С4

(6-10 кВ)

7 696,07

23

КТП блочного типа в бетонной оболочке 2х160кВА

С4

(6-10 кВ)

7 673,44

24

двухтрансформаторная КТП 250-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

5 390,84

25

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х250-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

4 996,31

26

КТП блочного типа в бетонной оболочке 2х250-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

4 981,96

27

двухтрансформаторная КТП 400 -10//0,4

С4

(6-10 кВ)

3 570,57

28

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х400 -10//0,4

С4

(6-10 кВ)

3 218,35

29

КТП блочного типа в бетонной оболочке 2х400 -10//0,4

С4

(6-10 кВ)

3 209,29

30

двухтрансформаторная КТП 630-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

2 667,38

31

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич»

2х 630-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

2 173,68

32

КТП блочного типа в бетонной оболочке

2х630-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

2 167,97

33

двухтрансформаторная КТП 1000-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

1 940,51

34

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х1000-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

1 537,65

35

КТП блочного типа в бетонной оболочке 2х1000-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

1 862,60

36

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х1250-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

1 168,27

37

КТП блочного типа в бетонной оболочке

2х1250-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

1 403,67

38

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х1600-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

1 807,56

39

КТП блочного типа в бетонной оболочке 2х1600-10/0,4

С4

(6-10 кВ)

1 202,48

40

(пункт 40 введен приказом Министерства энергетики и тарифной политики РМ от 30.10.2017 г. № 111)

КТП в металлической оболочке без коридоров обслуживания (проходного типа) 2 x 250 кВА

С4

(6 - 10 кВ)

2378,17

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство центров питания, подстанций уровнем напряжения

35 кВ и выше (ПС), (руб./кВт)

С4

х

х

1

открытая однотрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 630 КВА

С4

(35 кВ)

5 450,51

2

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х630 КВА

С4

(35 кВ)

10 937,28

3

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х630 КВА

С4

(35 кВ)

12 661,27

4

открытая однотрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 1000 КВА

С4

(35 кВ)

3 462,14

5

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х1000 КВА

С4

(35 кВ)

6 947,15

6

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х1000 КВА

С4

(35 кВ)

8 186,22

7

открытая однотрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 1600 КВА

С4

(35 кВ)

2 239,06

8

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х1600 КВА

С4

(35 кВ)

4 334,86

9

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х1600 КВА

С4

(35 кВ)

5 103,51

10

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 1000 КВА

С4

(35 кВ)

7 169,89

11

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х1000 КВА

С4

(35 кВ)

14 678,95

12

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х1000 КВА

С4

(35 кВ)

16 103,22

13

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 1000 КВА

С4

(35 кВ)

21 786,66

14

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 1600 КВА

С4

(35 кВ)

4 494,90

15

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х1600 КВА

С4

(35 кВ)

9 201,68

16

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х1600 КВА

С4

(35 кВ)

10 086,00

17

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 1600 КВА

С4

(35 кВ)

13 641,84

18

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 2500 КВА

С4

(35 кВ)

2 938,11

19

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х2500 КВА

С4

(35 кВ)

6 013,86

20

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х2500 КВА

С4

(35 кВ)

6 580,17

21

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 2500 КВА

С4

(35 кВ)

5 533,44

22

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 4000 КВА

С4

(35 кВ)

1 863,05

23

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х4000 КВА

С4

(35 кВ)

3 807,73

24

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х4000 КВА

С4

(35 кВ)

4 161,67

25

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 4000 КВА

С4

(35 кВ)

5 582,46

26

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 6300 КВА

С4

(35 кВ)

1 211,97

27

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х6300 КВА

С4

(35 кВ)

2 478,57

28

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х6300 КВА

С4

(35 кВ)

2 703,30

29

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 6300 КВА

С4

(35 кВ)

3 611,54

30

открытая однотрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-3Н с трансформатором 6300 кВА

С4

(110 кВ)

1 911,71

31

открытая однотрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-3Н с трансформатором 10000 кВА

С4

(110 кВ)

1 251,84

32

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-4Н с трансформаторами 2х6300 кВА

С4

(110 кВ)

6 408,81

33

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-4Н с трансформаторами 2х10000 кВА

С4

(110 кВ)

4 132,46

34

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-5Н с трансформаторами 2х6300 кВА

С4

(110 кВ)

6 921,26

35

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-5Н с трансформаторами 2х10000 кВА

С4

(110 кВ)

4 455,31

36

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-9 с трансформаторами 2х6300 кВА

С4

(110 кВ)

8 908,42

37

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-9 с трансформаторами 2х10000 кВА

С4

(110 кВ)

5 707,22

*- Стандартизированные тарифные ставки утверждены в ценах 2001 г.

Приложение № 6

              к приказу Министерства

энергетики и тарифной политики

Республики Мордовия

от «28» декабря 2016 г. № 155

Стандартизированные тарифные ставки (С2 (150кВт), С3 (150кВт), С4 (150кВт)), определяющие величину платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью не более 150 кВт на период с 1 января 2017 года по 30 сентября 2017 года

              (без НДС)

Перечень ставок

Обозна

чение

Уровень напряжения

Размер ставок*

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство воздушных линий в расчете на 1 км линий, (руб./км)

С2 (150кВт)

х

х

1

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x16мм2+1x25 мм1

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

178 810,86

2

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x25мм2+1x35 мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

182 942,99

3

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x35мм2+1x50 мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

188 597,05

4

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x50мм2+1x50мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

194 181,79

5

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x50мм2+1x70мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

198 311,76

6

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x70мм2+1x70мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

205 751,76

7

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x70мм2+1x95мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

210 665,95

8

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x95мм2+1x95мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

217 947,90

9

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3х120мм2+1х95мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

226 707,84

10

ВЛИ-0,4 кВ, СИП4-4х35 мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

159 144,41

11

ВЛИ-0,4 кВ, СИП4-4х50 мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

163 992,37

12

ВЛИ-0,4 кВ, СИП4-4х70 мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

170 288,63

13

ВЛИ-0,4 кВ, СИП4-4х95 мм2

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

176 589,97

14

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x70мм2+1x70мм2 (совместная подвеска)

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

87 253,23

15

ВЛИ-0,4 кВ, СИП 2 3x95мм2+1x95мм2 (совместная подвеска)

С2 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

97 264,80

16

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х35мм1

С2 (150кВт)

(6-10 кВ)

181 824,58

17

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х50мм2

С2 (150кВт)

(6-10 кВ)

186 632,84

18

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х70мм2

С2 (150кВт)

(6-10 кВ)

198 242,86

19

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х95мм2

С2 (150кВт)

(6-10 кВ)

212 751,19

20

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х120мм2

С2 (150кВт)

(6-10 кВ)

224 291,44

21

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х70мм2 (совместная подвеска)

С2 (150кВт)

(6-10 кВ)

151 665,40

22

ВЛЗ-10 кВ, СИП 3 1х95мм2 (совместная подвеска)

С2 (150кВт)

(6-10 кВ)

165 256,83

23

одноцепная ВЛ-35 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-95

С2 (150кВт)

(35 кВ)

276 659,32

24

одноцепная ВЛ-35 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-120

С2 (150кВт)

(35 кВ)

352 946,18

25

двухцепная ВЛ-35 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-95

С2 (150кВт)

(35 кВ)

287 529,12

26

двухцепная ВЛ-35 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-120

С2 (150кВт)

(35 кВ)

372 383,78

27

одноцепная ВЛ-110 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-95

С2 (150кВт)

(110 кВ)

350 339,25

28

одноцепная ВЛ-110 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-120

С2 (150кВт)

(110 кВ)

361 046,45

29

двухцепная ВЛ-110 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-95

С2 (150кВт)

(110 кВ)

446 846,31

30

двухцепная ВЛ-110 кВ на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с проводом АС-120.

С2 (150кВт)

(110 кВ)

466 268,67

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов на строительство кабельных линий электропередачи в расчете на 1 км линий (без прокола), (руб./км)

С3 (150кВт)

х

х

1

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 3х50мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

199 281,94

2

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 3х70 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

210 236,64

3

КЛ-0,4 кВ, ААБЛ-1 3х95 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

216 541,20

4

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 3х120 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

224 388,53

5

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 3х150 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

234 041,00

6

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х50 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

156 723,00

7

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х70 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

154 079,01

8

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х95 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

166 866,61

9

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х120 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

179 654,21

10

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х150 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

203 776,28

11

КЛ-0,4 кВ, АВБбШв 4х185 мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

230 812,91

12

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х50мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

186 997,48

13

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х70мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

200 088,87

14

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х95мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

209 933,49

15

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х120мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

221 332,20

16

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х150мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

232 223,76

17

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х185мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

247 116,57

18

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х120мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

377 139,30

19

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х150мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

434 162,82

20

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х185мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

485 968,40

21

КЛ-0,4 кВ, АСБ-1-4х120

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

202 209,66

22

КЛ-0,4 кВ, АСБ-1-4х150

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

232 598,20

23

КЛ-0,4 кВ, АСБ-1-4х185

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

247 391,56

24

КЛ-0,4 кВ, АСБ-1-4х240

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

266 808,15

25

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х120мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

227 472,13

26

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х150мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

237 868,58

27

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х185мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

250 138,19

28

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х240мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

267 714,86

29

КЛ-10(6) кВ, АСБ-10-3х120

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

246 422,24

30

КЛ-10(6) кВ, АСБ-10-3х150

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

275 643,56

31

КЛ-10(6) кВ, АСБ-10-3х185

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

308 468,06

32

КЛ-10(6) кВ, АСБ-10-3х240

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

348 641,02

33

КЛ-10 кВ АПвПг-10 3х70 мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

233 499,00

34

КЛ-10 кВ АПвПг-10 3х95 мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

244 906,88

35

КЛ-10 кВ АПвПг-10 3х120 мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

251 823,47

36

КЛ-10 кВ АПвПг-10 3х240 мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

300 110,19

37

КЛ-35 кВ в земле кабелем из сшитого полиэтилена с номинальным сечением жил 50 мм²

С3 (150кВт)

(35 кВ)

262 261,03

38

КЛ-35 кВ в земле кабелем из сшитого полиэтилена с номинальным сечением жил 70 мм²

С3 (150кВт)

(35 кВ)

292 745,99

39

КЛ-110 кВ в земле кабелем из сшитого полиэтилена с номинальным сечением жил 185 мм²

С3 (150кВт)

(110 кВ)

1 541 913,98

40

КЛ-110 кВ в земле кабелем из сшитого полиэтилена с номинальным сечением жил 240 мм²

С3 (150кВт)

(110 кВ)

1 238 860,86

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство кабельных линий электропередачи с устройством переходов методом горизонтально-направленного бурения в расчете на 100 м. линий, (руб./100 м)

С3 (150кВт)

х

х

1

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х50мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

84 342,38

2

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х70мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

85 538,43

3

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х95мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

86 487,84

4

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х120мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

87 563,49

5

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х150мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

88 620,00

6

КЛ-0,4 кВ, ААБл-1 4х185мм3

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

90 106,54

7

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х120мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

103 137,74

8

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х150мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

108 813,70

9

КЛ-0,4 кВ, ВБбШвнг 4х185мм2

С3 (150кВт)

(0,4 и ниже кВ)

114 961,22

10

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х120мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

88 084,87

11

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х150мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

89 038,25

12

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х185мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

90 264,16

13

КЛ-10 (6) кВ, ААБл-10 3х240мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

91 986,59

14

КЛ-10 кВ ААБл-10 3х70 мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

57 492,60

15

КЛ-10 кВ ААБл-10 3х95 мм2

С3 (150кВт)

(6-10 кВ)

59 796,61

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство пунктов секционирования (реклоузеров, РП-распределительных пунктов, ПП-переключательных пунктов), (руб./кВт)

С4 (150кВт)

х

х

1

пункт секционирования 10 кВ, реклоузер с 2-мя разъединителями

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

2 511,76

2

распределительный пункт 10 (6) кВ

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

759,94

3

распределительный пункт 10 (6) кВ совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х400 кВА)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

2 475,49

4

распределительный пункт 10 (6) кВ совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х630 кВА)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 608,18

5

распределительный пункт 10 (6) кВ совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х1000 кВА)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 033,90

6

распределительный пункт 10 (6) кВ четырехсекционный

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 484,90

7

распределительный пункт 10 (6) кВ четырехсекционный совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х1000 кВА)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 818,96

8

распределительный пункт 10 (6) кВ четырехсекционный совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х1600 кВА)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 170,32

9

распределительный пункт 10 (6) кВ совмещенный с трансформаторной подстанцией (2х1600 кВА)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

679,66

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство комплектных трансформаторных подстанций (КТП), распределительных трансформаторных подстанций (РТП) с уровнем напряжения до 35 кВ, (руб./кВт)

С4 (150кВт)

х

х

1

КТП 63 кВА-10/0,4кВ

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

2 233,10

2

КТП 1600 кВА-10/0,4кВ

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

485,96

3

КТП 2000 кВА-10/0,4кВ

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

411,53

4

КТП 2500 кВА-10/0,4кВ

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

351,96

5

мачтовая КТП 25-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

2 374,85

6

мачтовая КТП-40-10/0,4 кВ

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 566,97

7

мачтовая КТП-63-10/0,4 кВ

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 040,11

8

КТП киоскового типа 100-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

891,09

9

КТП киоскового типа 160-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

618,90

10

КТП киоскового типа 250-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

458,26

11

КТП блочного типа в бетонной оболочке

250-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

2 053,14

12

КТП киоскового типа 400-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

363,36

13

КТП блочного типа в бетонной оболочке

400-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 311,38

14

КТП киоскового типа 630-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

297,15

15

строительство КТП блочного типа в бетонной оболочке 630-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

863,24

16

КТП киоскового типа 1000-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

307,50

17

КТП блочного типа в бетонной оболочке

1000-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

593,59

18

КТП блочного типа в бетонной оболочке

1250-10/0,4 (однотрансформаторная)

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

507,22

19

КТП в металлической оболочке без коридоров обслуживания (проходного типа) 2х63кВА

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 995,74

20

КТП в металлической оболочке без коридоров обслуживания (проходного типа) 2х100кВА

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 304,76

21

КТП в металлической оболочке без коридоров обслуживания (проходного типа) 2х160кВА

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

845,35

22

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х160кВА

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

3 847,26

23

КТП блочного типа в бетонной оболочке 2х160кВА

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

3 835,95

24

двухтрансформаторная КТП 250-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

2 694,88

25

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х250-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

2 497,65

26

КТП блочного типа в бетонной оболочке

2х250-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

2 490,48

27

двухтрансформаторная КТП 400 -10//0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 784,93

28

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х400 -10//0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 608,85

29

КТП блочного типа в бетонной оболочке

2х400 -10//0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 604,33

30

двухтрансформаторная КТП 630-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 333,42

31

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич»

2х630-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 086,62

32

КТП блочного типа в бетонной оболочке

2х630-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

1 083,77

33

двухтрансформаторная КТП 1000-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

970,06

34

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х1000-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

768,67

35

КТП блочного типа в бетонной оболочке

2х1000-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

931,11

36

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х1250-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

584,02

37

КТП блочного типа в бетонной оболочке

2х1250-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

701,70

38

КТП блочного типа в оболочке типа «Сэндвич» 2х1600-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

903,60

39

КТП блочного типа в бетонной оболочке

2х1600-10/0,4

С4 (150кВт)

(6-10 кВ)

601,12

Стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство центров питания, подстанций уровнем напряжения 35 кВ и выше (ПС), (руб./кВт)

С4 (150кВт)

х

х

1

открытая однотрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 630 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

2 724,71

2

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х630 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

5 467,55

3

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х630 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

6 329,37

4

открытая однотрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 1000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

1 730,73

5

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х1000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

3 472,88

6

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х1000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

4 092,29

7

открытая однотрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 1600 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

1 119,30

8

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х1600 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

2 167,00

9

открытая двухтрансформаторная ПС 35/0,4 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х1600 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

2 551,24

10

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 1000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

3 584,23

11

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х1000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

7 338,01

12

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х1000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

8 050,00

13

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 1000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

10 891,15

14

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 1600 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

2 247,00

15

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х1600 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

4 599,92

16

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х1600 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

5 041,99

17

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 1600 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

6 819,56

18

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 2500 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

1 468,76

19

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х2500 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

3 006,33

20

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х2500 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

3 289,43

21

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 2500 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

2 766,17

22

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 4000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

931,34

23

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х4000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

1 903,49

24

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х4000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

2 080,42

25

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 4000 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

2 790,67

26

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-3Н с трансформатором 6300 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

605,86

27

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-4Н с трансформаторами 2х6300 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

1 239,04

28

открытая двухтрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-5Н с трансформаторами 2х6300 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

1 351,38

29

открытая однотрансформаторная ПС 35/6-10 кВ по схеме 35-9 с трансформатором 6300 КВА

С4 (150кВт)

(35 кВ)

1 805,41

30

открытая однотрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-3Н с трансформатором 6300 кВА

С4 (150кВт)

(110 кВ)

955,66

31

открытая однотрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-3Н с трансформатором 10000 кВА

С4 (150кВт)

(110 кВ)

625,79

32

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-4Н с трансформаторами 2х6300 кВА

С4 (150кВт)

(110 кВ)

3 203,76

33

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-4Н с трансформаторами 2х10000 кВА

С4 (150кВт)

(110 кВ)

2 065,82

34

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-5Н с трансформаторами 2х6300 кВА

С4 (150кВт)

(110 кВ)

3 459,94

35

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-5Н с трансформаторами 2х10000 кВА

С4 (150кВт)

(110 кВ)

2 227,21

36

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-9 с трансформаторами 2х6300 кВА

С4 (150кВт)

(110 кВ)

4 453,32

37

открытая двухтрансформаторная ПС 110/6-10 кВ по схеме 110-9 с трансформаторами 2х10000 кВА

С4 (150кВт)

(110 кВ)

2 853,04

*- Стандартизированные тарифные ставки утверждены в ценах 2001 г.

Приложение № 7

              к приказу Министерства

энергетики и тарифной политики

Республики Мордовия

от «28» декабря 2016 г. № 155

Формулы платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии максимальной мощностью свыше 150 кВт и менее 8 900 кВт

              1. Если отсутствует необходимость реализации мероприятий «последней мили», то плата за технологическое присоединение (Ti) определяется по формуле, как произведение стандартизированной тарифной ставки на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии по мероприятиям, не включающим в себя мероприятия «последний мили» (С1) и объема максимальной мощности (№i), указанного в заявке на технологическое присоединение Заявителем по следующей формуле:

Ti (без «последней мили») = C1× №i (руб.) (без НДС) (1)

              2. Если предусматривается мероприятие «последней мили» по прокладке воздушных (ВЛ) и (или) кабельных (КЛ) линий, то плата за технологическое присоединение (Ti) определяется по формуле, как сумма произведений стандартизированной тарифной ставки (С1) и объема максимальной мощности (№i), указанного в заявке на технологическое присоединение Заявителем, и стандартизированной тарифной ставки на покрытие расходов сетевой организации на строительство воздушных (С2) и (или) кабельных линий (С3) электропередачи на i-м уровне напряжения, и суммарной протяженности воздушных и (или) кабельных линий (Li) на i-м уровне напряжения, строительство которых предусмотрено согласно выданных технических условий для технологического присоединения Заявителя (км) по следующей формуле:

при прокладке ВЛ

Ti (вл) = (C1 × №i) + Σ(C2 i× Z изм. ст × Li) (руб.) (без НДС) (2)

при прокладке KЛ

Ti (кл) = (C1 × №i) + Σ(C3i × Z изм. ст × Li) (руб.) (без НДС) (3)

                            3. Если предусматриваются мероприятия «последней мили» по строительству комплектных трансформаторных подстанций (КТП) с уровнем напряжения до 35 кВ, то плата за технологическое присоединение (Ti) определяется по формуле, как сумма расходов, определенных по формуле (2) или (3) и произведения ставки C4, и объема максимальной мощности (№i), указанного в заявке на технологическое присоединение Заявителем по следующей формуле:

ВЛ + КТП

Ti (вл + ктп) = (C1 × №i) + Σ(C2i × Z изм. ст × Li) + (C4i × Z изм. ст × №i) (руб.) (без НДС) (4)

КЛ + КТП

Ti (кл + ктп) = (C1 × №i) + Σ(C3i× Z изм. ст × Li) + (C4i × Z изм. ст × №i) (руб.) (без НДС) (5)

ВЛ + КЛ + КТП

Ti (кл +вл+ ктп) = (C1 × №i) + Σ(C2i× Z изм. ст × Li) + Σ(C3i× Z изм. ст × Li) + (C4i × Z изм. ст × №i) (руб.) (без НДС) (6)

4. В случае если срок выполнения мероприятий, указанных в пункте 3 предусмотрен на период больше одного года:

ВЛ + КТП

Ti (вл + ктп) = (C1 × №i) + (0,5 × (Σ(C2i × Z изм. ст × Li) + (C4i × Z изм. ст × №i)) × ×) + +(0,5 × (Σ(C2i × Z изм. ст × Li) + (C4i × Z изм. ст × №i)) × ) (руб.) (без НДС) (7)

КЛ + КТП

Ti (кл + ктп) = (C1 × №i) + (0,5 × (Σ(C3i× Z изм. ст × Li) + (C4i × Z изм. ст × №i)) × ) + +(0,5 × (Σ(C3i× Z изм. ст × Li) + (C4i × Z изм. ст × №i)) × ) (руб.) (без НДС) (8)

ВЛ + КЛ + КТП

Ti (кл +вл+ ктп) = (C1 × №i) + (0,5 × (Σ(C2i× Z изм. ст × Li) + Σ(C3i× Z изм. ст × Li) + (C4i × Z изм. ст × №i)) × ) + (0,5 × (Σ(C2i× Z изм. ст × Li) + Σ(C3i× Z изм. ст × Li) + (C4i × Z изм. ст × №i)) × ) (руб.) (без НДС) (9)

где:

i – уровень напряжения;

t – год утверждения платы;

f – период, указанный в технических условиях, начиная с года, следующего за годом утверждения платы;

№i – объем максимальной мощности, указанной в заявке;

Li – протяжённость ВЛ (КЛ) на i-том уровне напряжения;

C1 – стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, не включающим в себя мероприятия «последней мили», (руб./кВт);

C2i – стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство воздушных линий электропередачи на i-том уровне напряжения, (руб./км);

C3i – стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство кабельных линий электропередачи на i-том уровне напряжения, (руб./км);

C4i - стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство подстанций электропередачи на i-том уровне напряжения, (руб./кВт);

Z изм. ст. – индекс изменения сметной стоимости по строительно-монтажным работам для Республики Мордовия на квартал, предшествующий кварталу, в котором определяется плата за технологическое присоединение, к федеральным единичным расценкам 2001 года, рекомендуемый Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации.

– произведение прогнозных индексов-дефляторов по подразделу «Строительство», публикуемых Министерством экономического развития Российской Федерации на соответствующий год (при отсутствии данного индекса используется индекс потребительских цен на соответствующий год) за половину периода, указанного в технических условиях, начиная с года, следующего за годом утверждения платы;

– произведение прогнозных индексов-дефляторов по подразделу «Строительство», публикуемых Министерством экономического развития Российской Федерации на соответствующий год (при отсутствии данного индекса используется индекс потребительских цен на соответствующий год) за период, указанный в технических условиях, начиная с года, следующего за годом утверждения платы .

Приложение № 8

              к приказу Министерства

энергетики и тарифной политики

Республики Мордовия

от «28» декабря 2016 г. № 155

Формулы платы за технологическое присоединение к электрическим сетям для заявителей, осуществляющих технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более 150 кВт

1. Если отсутствует необходимость реализации мероприятий «последней мили», то плата за технологическое присоединение (Ti) определяется по формуле, как произведение стандартизированной тарифной ставки на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии по мероприятиям, не включающим в себя мероприятия «последний мили» (С1) и объема максимальной мощности (№i), указанного в заявке на технологическое присоединение заявителем по следующей формуле:

Ti (без «последней мили») = C1× №i (руб.) (без НДС) (10)

              2. Если предусматривается мероприятие «последней мили» по прокладке воздушных (ВЛ) и (или) кабельных (КЛ) линий, то плата за технологическое присоединение (Ti) определяется по формуле, как сумма произведений стандартизированной тарифной ставки (С1) и объема максимальной мощности (№i), указанного в заявке на технологическое присоединение заявителем, и стандартизированной тарифной ставки на покрытие расходов сетевой организации на строительство воздушных (С2(150 кВт)) и (или) кабельных линий (С3(150 кВт)) электропередачи на i-м уровне напряжения, и суммарной протяженности воздушных и (или) кабельных линий (Li) на i-м уровне напряжения, строительство которых предусмотрено согласно выданных технических условий для технологического присоединения заявителя (км) по следующей формуле:

при прокладке ВЛ

Ti (вл 150 кВт) = (C1 × №i) + Σ(C2 i (150 кВт)× Z изм. ст × Li) (руб.) (без НДС) (11)

при прокладке KЛ

Ti (кл 150 кВт) = (C1 × №i) + Σ(C3i (150 кВт)× Z изм. ст × Li) (руб.) (без НДС) (12)

                            3. Если предусматриваются мероприятия «последней мили» по строительству комплектных трансформаторных подстанций (КТП) с уровнем напряжения до 35 кВ, то плата за технологическое присоединение (Ti) определяется по формуле, как сумма расходов, определенных по формуле (2) или (3) и произведения ставки C4(150 кВт), и объема максимальной мощности (№i), указанного в заявке на технологическое присоединение заявителем по следующей формуле:

ВЛ + КТП

Ti (вл 150 кВт + ктп 150 кВт) = (C1 × №i) + Σ(C2i(150 кВт) × Z изм. ст × Li) + (C4i (150 кВт)× Z изм. ст × №i)

(руб.) (без НДС) (13)

КЛ + КТП

Ti (кл 150 кВт + ктп 150 кВт) = (C1 × №i) + Σ(C3i(150 кВт)× Z изм. ст × Li) + (C4i(150 кВт) × Z изм. ст × №i)

(руб.) (без НДС) (14)

ВЛ + КЛ + КТП

Ti (кл 150 кВт+ вл 150 кВт+ ктп 150 кВт) = (C1 × №i) + Σ(C2i(150 кВт)× Z изм. ст × Li) +

+ Σ(C3i(150 кВт)× Z изм. ст × Li) + (C4i(150 кВт) × Z изм. ст × №i) (руб.) (без НДС) (15)

4. В случае если срок выполнения мероприятий, указанных в пункте 3 предусмотрен на период больше одного года:

ВЛ + КТП

Ti (вл 150 кВт + ктп 150 кВт) = (C1 × №i) + (0,5 × (Σ(C2i(150 кВт) × Z изм. ст × Li) + (C4i(150 кВт) × Z изм. ст × ×№i)) ×) + (0,5 × (Σ(C2i(150 кВт) × Z изм. ст × Li) + (C4i(150 кВт) × Z изм. ст × №i)) × ) (руб.) (без НДС) (16)

КЛ + КТП

Ti (кл 150 кВт + ктп 150 кВт) = (C1 × №i) + (0,5 × (Σ(C3i(150 кВт)× Z изм. ст × Li) + (C4i(150 кВт) × Z изм. ст × × №i)) × ) + (0,5 × (Σ(C3i(150 кВт)× Z изм. ст × Li) + (C4i(150 кВт) × Z изм. ст × №i)) × ) (руб.) (без НДС) (17)

ВЛ + КЛ + КТП

Ti (кл 150 кВт + вл 150 кВт + ктп 150 кВт) = (C1 × №i) + (0,5 × (Σ(C2i(150 кВт)× Z изм. ст × Li) +

+ Σ(C3i(150 кВт)× Z изм. ст × Li) + (C4i (150 кВт)× Z изм. ст × №i)) × ) +

+ (0,5 × (Σ(C2i(150 кВт)× Z изм. ст × Li) + Σ(C3i(150 кВт)× Z изм. ст × Li) +

+ (C4i(150 кВт) × Z изм. ст × №i)) × ) (руб.) (без НДС) (18)

где:

i – уровень напряжения;

t – год утверждения платы;

f – период, указанный в технических условиях, начиная с года, следующего за годом утверждения платы;

№i – объем максимальной мощности, указанной в заявке;

Li – протяжённость ВЛ (КЛ) на i-том уровне напряжения;

C1– стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, не включающим в себя мероприятия «последней мили», (руб./кВт);

C2i(150 кВт) – стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство воздушных линий электропередачи на i-том уровне напряжения для заявителей, осуществляющих технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более 150 кВт, (руб./км);

C3i(150 кВт) – стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство кабельных линий электропередачи на i-том уровне напряжения для заявителей, осуществляющих технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более 150 кВт, (руб./км);

C4i(150 кВт) - стандартизированная тарифная ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство подстанций электропередачи на i-том уровне напряжения для заявителей, осуществляющих технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более 150 кВт, (руб./кВт);

Z изм. ст. – индекс изменения сметной стоимости по строительно-монтажным работам для Республики Мордовия на квартал, предшествующий кварталу, в котором определяется плата за технологическое присоединение, к федеральным единичным расценкам 2001 года, рекомендуемый Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации;

– произведение прогнозных индексов-дефляторов по подразделу «Строительство», публикуемых Министерством экономического развития Российской Федерации на соответствующий год (при отсутствии данного индекса используется индекс потребительских цен на соответствующий год) за половину периода, указанного в технических условиях, начиная с года, следующего за годом утверждения платы;

– произведение прогнозных индексов-дефляторов по подразделу «Строительство», публикуемых Министерством экономического развития Российской Федерации на соответствующий год (при отсутствии данного индекса используется индекс потребительских цен на соответствующий год) за период, указанный в технических условиях, начиная с года, следующего за годом утверждения платы.