Тарифы на электроэнергию для промышленных предприятий, тарифы на тепло для промышленных предприятий,
тарифы на газ для промышленных предприятий, тарифы на водоснабжение промышленных предприятий,
тарифы на утилизацию отходов промышленных предприятий -
быстрые ссылки на единые сводные таблицы по тарифам для промышленных предприятий 2017 год


Москва, Московская область, Санкт-Петербург, Екатеринбург, Новосибирск, Киев, Астана, Минск -
быстрые ссылки на единые сводные таблицы по тарифам для промышленных предприятий 2017 год


Москва, Московская область, Санкт-Петербург, Екатеринбург, Новосибирск, Киев, Астана, Минск -
быстрые ссылки на единые сводные таблицы по тарифам для граждан (физических лиц) 2017 года

Тарифы на присоединение к электросетям Электрические сети для жителей Новгородской области, действующие с 1 января 2017 года

Оплата он-лайн за ЖКУ г. Москва

Loading

Реклама

Реклама

Популярные материалы по тарифам

Графики отключения горячей воды в районе Невский, Санкт-Петербург, 2017 годГрафики отключения горячей воды в районе Невский, Санкт-Петербург, 2017 год
Графики отключения горячей воды в районе Братеево, Южный административный округ (ЮАО), Москва, 2017 годГрафики отключения горячей воды в районе Братеево, Южный административный округ (ЮАО), Москва, 2017 год
Графики отключения горячей воды в районе Выборгский, Санкт-Петербург, 2017 год
Графики отключения горячей воды в районе Зябликово, Южный административный округ (ЮАО), Москва, 2017 год
Отключение горячей воды в Москве в 2017 году начнется с 10 маяОтключение горячей воды в Москве в 2017 году начнется с 10 мая
Графики отключения горячей воды в районе Приморский, Санкт-Петербург, 2017 годГрафики отключения горячей воды в районе Приморский, Санкт-Петербург, 2017 год
В Николаеве с 15 апреля повысится тариф на водуВ Николаеве с 15 апреля повысится тариф на воду
Графики отключения горячей воды в районе Новокосино, Восточный административный округ (ВАО), Москва, 2017 годГрафики отключения горячей воды в районе Новокосино, Восточный административный округ (ВАО), Москва, 2017 год
Графики отключения горячей воды в районе Нагорный, Южный административный округ (ЮАО), Москва, 2017 год
Графики отключения горячей воды в районе Бирюлево Западное, Южный административный округ (ЮАО), Москва, 2017 годГрафики отключения горячей воды в районе Бирюлево Западное, Южный административный округ (ЮАО), Москва, 2017 год
Loading

Сейчас на сайте

Сейчас на сайте 0 пользователя и 58 гостя.

Наши опросы

Рассылка

Будьте в курсе наших последних новостей!

Реклама

Loading
Loading


Тарифы на присоединение к электросетям Электрические сети для жителей Новгородской области, действующие с 1 января 2017 года

Ответ на вопрос: 
Какие тарифы на электроэнергию действуют в Новгородской области в 2017 году?
Ответ на вопрос: 
Сколько стоит электрическая энергия в Новгородской области в 2017 году?

2017 год - тарифы на присоединение к электросетям ООО «Электрические сети» для населения и предприятий Новгородской области

В нижеприведенных таблицах вы можете ознакомиться с тарифами на технологическое присоединение к электросетям ООО «Электрические сети» для населения и предприятий Новгородской области, действующими с 1 января 2017 года

Плата за технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям территориальных сетевых организаций на территории Новгородской области на 2017 год

Категория заявителей Плата за технологическое присоединение, руб. (с НДС)
Заявитель, владеющий объектами, отнесенными к третьей категории надежности электроснабжения (по одному источнику электроснабжения), подающий заявку на технологическое присоединение энергопринимающих устройств (в том числе в целях временного технологического присоединения энергопринимающих устройств, включая передвижные энергопринимающие устройства) максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности) при условии, что расстояние от границ участка заявителя до объектов электросетевого хозяйства на уровне напряжения до 20 кВ включительно    необходимого    заявителю    уровня 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
550,00

Примечания:
1. Под расстоянием от границ участка заявителя до объектов электросетевого хозяйства сетевой организации понимается минимальное 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 класс напряжения, указанный в заявке.
2. Если заявителем на технологическое присоединение выступает: садоводческое, огородническое, дачное некоммерческое объединение, иное некоммерческое объединение (гаражно-строительный, гаражный кооператив), религиозная организация, граждане, объединившие свои гаражи и хозяйственные постройки (погреба, сараи), то плата для указанных заявителей не должна превышать 550 рублей, умноженных на количество членов (абонентов) этих объединений (организаций), при условии присоединения каждым членом этого объединения (организации) 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 (организаций, 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 сетевой организации.
3. 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 выше, с платой за технологическое присоединение в размере 550 рублей, не более одного раза в течение 3 лет.
4. Приложение № 1 не применяется 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. 5. Плата за технологическое присоединение взимается однократно.

Стандартизированные тарифные ставки на покрытие расходов на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям территориальных сетевых организаций без учета затрат на строительство энергообъектов (С1) на территории Новгородской области

№ п/п Наименование мероприятий Ставки на диапазоне присоединяемой максимальной мощности (с учетом ранее присоединенной максимальной мощности), руб./кВт (без НДС)
до 150 кВт включительно (0,4-10 кВ) от 150 кВт до 8900 кВт включительно (0,4-10 кВ)
  Стандартизированная тарифная ставка (С1), в том числе:
844,62
524,94
1.
Подготовка и выдача технических условий (С1.1)
360,76
141,57
2.
Проверка сетевой организацией выполнения заявителем технических условий (С1.2)
184,23
107,28
3.
Осмотр (обследование) присоединяемых энергопринимающих устройств заявителя (С1.3)
190,44
192,27
4.
Фактические действия по присоединению и обеспечению работы энергопринимающих устройств в электрической сети (С1.4)
109,19
83,82

Примечания:
1. Ставки определены в ценах 2017 года и не распространяются на заявителей, для которых плата за технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям территориальных сетевых организаций на территории Новгородской области установлена приложением № 1 к настоящему постановлению.
2. Ставки установлены для технологического присоединения энергопринимающих устройств по постоянной и временной схеме электроснабжения (в том числе для обеспечения электрической энергией передвижных энергопринимающих устройств с максимальной мощностью до 150 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности).

Стандартизированные тарифные ставки на покрытие расходов территориальных сетевых организаций на 2017 на строительство 1 км линий электропередачи (С2, СЗ)

№ п/п Марки линий электропередачи Уровень напряжен ия, кВ Ставки платы на диапазоне присоединяемой максимальной мощности до 8900 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной максимальной мощности), руб./ км (без НДС)
До 150 кВт вкл. От 150 кВт до 8900 кВт вкл.
1. Ставка на покрытие расходов на строительство 1 км воздушной линии (С2)
1.1. СИП-2 3 х 35 + 1 х 50 кв. мм (3 х 35 + 1 х 54,6 кв. мм)
0,4
109602,97
219205,93
1.2. СИП-2 3x50 + 1 х50 + 1*16 кв. мм
0,4
123969,98
247939,96
1.3. СИП-2 3 х 50 + 1 х 54,6 кв. мм
0,4
116234,88
232469,76
1.4. СИП-2 3 х 50 + 1 х 54,6 + 1*25 кв. мм
0,4
126221,39
252442,78
1.5. СИП-2 3 х 50 + 1 х 70 кв. мм (3 х 50 + 1 х 70 + 1 х 16 кв. мм)
0,4
116948,42
233896,83
1.6. СИП-2 3 х 70 + 1 х 54,6 кв. мм
0,4
123221,95
246443,90
1.7. СИП-2 3 х 70 + 1 х 70 кв. мм (3 х 70 + 1 х 70 + 1 х 25 кв. мм)
0,4
125482,89
250965,77
1.8. СИП-2 3 х 70 + 1 х 95 + 1*16 кв. м
0,4
126996,59
253993,17
1.9. СИП-2 3 х 70 + 1 х 95 кв. мм
0,4
137782,36
275564,71
1.10. СИП-2 3 х 95 + 1 х 70 кв. мм
0,4
134571,69
269143,39
1.11. СИП-2 3 х 95 + 1 х 70 + 1*25 кв. мм
0,4
135602,57
271205,14
1.12. СИП-2 3 х 95 + 1 х 95 + 1*16 кв. мм
0,4
139281,63
278563,26
1.13. СИП-2 3 х 95 + 1 х 95 кв. мм (3 х 95 + 1 х 95 + 1 х 25 кв. мм)
0,4
149678,43
299356,85
1.14. СИП-2 3 х 120 + 1 х 95 кв. мм
0,4
164774,24
329548,48
1.15. СИП-2 3 х 120 + 1 х 95 + 16 кв. мм
0,4
145869,48
291738,95
1.16. СИП-2 3x120 + 1 х 95 + 25 кв. мм
0,4
148614,50
297229
1.17 СИП-2 3 х 120 + 1 х 120 + 16 кв. мм
0,4
144029,20
288058,41
1.18. СИП-4 4 х 16 кв. мм
0,4
86205,85
172411,70
1.19. СИП-4 4 х 25 кв. мм
0,4
91045,61
182091,23
1.20. СИП-4 4 х 120 кв. мм
0,4
163530,97
327061,95
1.21. СИП-3 3 х 1 х 35 кв. мм
6/10
162504,26
325008,51
1.22. СИП-3 3 х 1 х 50 кв. мм
6/10
170329,11
340658,21
1.23. СИП-3 3 х 1 х 70 кв. мм
6/10
180177,87
360355,75
1.24. СИП-3 3 х 1 х 95 кв. мм
6/10
198880,98
397761,97
1.25. СИП-3 3 х 1 х 120 кв. мм
6/10
207878,35
415756,69
1.26. СИП-3 3 х 1 х 150 кв. мм
6/10
237001,31
474002,61
2. Ставка на покрытие расходов на строительство 1 км кабельной линии кабелем марки АВБбШв, АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв, ПвБбШп, ВБбШв, АСБ, АПвПу2г (без учета метода горизонтально направленного бурения) (СЗ)
2.1. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 25 кв. мм
0,4
133313,94
266627,88
2.2. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 35 кв. мм
0,4
120943,06
241886,12
2.3. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 50 кв. мм
0,4
132708,59
265417,19
2.4. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 70 кв. мм
0,4
145081,36
290162,71
2.5. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 95 кв. мм
0,4
155512,94
311025,88
2.6. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 120 кв. мм
0,4
169400,68
338801,37
2.7. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 5 х 120 кв. мм
0,4
212921,36
425842,72
2.8. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 150 кв. мм
0,4
190702,41
381404,81
2.9. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 185 кв. мм
0,4
246015,13
492030,27
2.10. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 240 кв. мм
0,4
305508,94
611017,89
2.11. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 16 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
207917,41
415834,82
2.12. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 25 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
221207,64
442415,28
2.13. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 35 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
233654,94
467309,89
2.14. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 50 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
259220,95
518441,91
2.15. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 70 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
284693,54
569387,08
2.16. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 95 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
317614,20
635228,40
2.17. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 120 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
345464,21
690928,43
2.18. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп) 4 х 150 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
388670,09
777340,18
2.19. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 185 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
461170,25
922340,51
2.20. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 240 кв. мм - 2 кабеля в траншее
0,4
569820,57
1139641,15
2.21. ПвБбШп - 4 х 50 кв. мм
0,4
232828,28
465656,55
2.22. ПвБбШп - 4 х 95 кв. мм
0,4
341653,11
683306,22
2.23. ПвБбШп - 4 х 150 кв. мм
0,4
463150,98
926301,95
2.24. ВБбШв 4 х 150 кв. мм
0,4
397188,27
794376,55
2.25. АПВГ 4 х 25 кв. мм
0,4
122825,61
245651,22
2.26 АПВГ 4 х 35 кв. мм
0,4
95144,26
190288,53
2.27 АПВГ 4 х 50 кв. мм
0,4
99910,30
199820,60
2.28 АПВГ 4 х 70 кв. мм
0,4
107176,53
214353,06
2.29 АПВГ 4 х 95 кв. мм
0,4
115764,72
231529,45
2.30 АПВГ 4 х 120 кв. мм
0,4
122891,73
245783,47
2.31 АПВГ 4 х 150 кв. мм
0,4
135313,25
270626,50
2.32. АСБ-10-2л 3 х 70 кв. мм
6/10
215729,49
431458,98
2.33. АСБ-10-2л 3 х 95 кв. мм
6/10
229445,31
458890,63
2.34. АСБ-10-2л 3 х 120 кв. мм
6/10
251348,16
502696,33
2.35. АСБ-10-2л 3 х 150 кв. мм
6/10
268564,38
537128,76
2.36. АСБ-10-2л 3 х 185 кв. мм
6/10
294194,80
588389,60
2.37. АСБ-10-2л 3 х 240 кв. мм
6/10
318056,74
636113,48
2.38. АПвПу-10 1 х 240 кв. мм
6/10
562961,32
1125922,64
2.39 АПвПу2г 1x300 кв. мм
6/10
563247,18
1126494,36
2.40 АПвПу2г 1x400 кв. мм
6/10
573744,38
1147548,76
2.41 АПвПУ 2г 3 1x95/35 кв. мм
6/10
309100,15
618200,30
2.42 АПвПУ 2гЗ 1x120/35 кв. мм
6/10
299843,35
599686,71
2.43 АПвПУ 2г 3 1x150/35 кв. мм
6/10
329369,29
658738,59
2.44 АПвПУ 2г 3 1x240/35 кв. мм
6/10
354206,01
708412,01
3. Ставка на покрытие расходов на строительство 1 км кабельной линии марки АВБбШв, АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв, АПвВг, АПвПу2г методом горизонтально направленного бурения (СЗ)
3.1. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 35 кв. мм
0,4
158394,78
316789,56
3.2. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 50 кв. мм
0,4
170374,67
340749,34
3.3. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 70 кв. мм
0,4
180319,19
360638,38
3.4. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 95 кв. мм
0,4
188307,12
376614,25
3.5. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 120 кв. мм
0,4
200660,66
401321,33
3.6. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 150 кв. мм
0,4
216009,31
432018,63
3.7. АПвВг 4 х 35 кв. мм
0,4
151190,51
302381,03
3.8. АПвВг 4 х 50 кв. мм
0,4
155956,55
311913,10
3.9. АПвВг 4 х 70 кв. мм
0,4
163222,78
326445,57
3.10. АПвВг 4 х 95 кв. мм
0,4
171810,97
343621,95
3.11. АПвВг 4 х 120 кв. мм
0,4
178937,98
357875,97
3.12. АПвВг 4 х 150 кв. мм
0,4
191359,50
382719,00
3.13. АПвПу 2г 3 1x95/35 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
457238,87
914477,74
3.14. АПвПу 2г 3 1x120/35 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
445823,31
891646,63
3.15. АПвПу 2г 3 1x150/35 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
488074,12
976148,24
4. Ставка на покрытие расходов на строительство 1 км кабельной линии марки АВБбШв, АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв, ПвБбШп, ВБбШв, АСБ, АПвПу2г методом горизонтально направленного бурения с использованием труб Электропайп (СЗ)
4.1. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 25 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
803928,57
1607857,15
4.2. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 25 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1046433,18
2092866,36
4.3. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 35 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
808753,66
1617507,32
4.4. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 35 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1056082,87
2112165,75
4.5. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 50 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
819556,95
1639113,91
4.6. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 50 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1077689,93
2155379,87
4.7. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 70 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
835507,91
1671015,82
4.8. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 70 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1109595,59
2219191,18
4.9. ПвБбШп - 4 х 50 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
893906,10
1787812,20
4.10. ПвБбШп - 4 х 50 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1226391,50
2452783,01
4.11. ПвБбШп - 4 х 95 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
996805,91
1993611,82
4.12. ПвБбШп - 4 х 95 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1432186,91
2864373,82
4.13. ПвБбШп - 4 х 150 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
1111295,09
2222590,18
4.14. ПвБбШп - 4 х 150 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1661169,95
3322339,91
4.15. ВБбШв 4 х 150 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
1050447,37
2100894,75
4.16. ВБбШв 4 х 150 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1539471,71
3078943,42
4.17. . АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 120 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
860995,72
1721991,45
4.18. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 120 кв. мм (прокол
0,4
1160569,35
2321138,71
  две трубы)
4.19. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 150 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
/ 875106,72
1750213,45
4.20. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 150 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1188793,22
2377586,45
4.21. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 95 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
847746,18
1695492,36
4.22. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 95 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1134072,13
2268144,27
4.23. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 185 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
909494,68
1818989,36
4.24. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 185 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1257569,13
2515138,27
4.25. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 240 кв. мм (прокол одна труба)
0,4
959519,91
1919039,82
4.26. АВБбШв (АВБбШвнг, АПвБбШп, АПвБбШв) 4 х 240 кв. мм (прокол две трубы)
0,4
1357619,59
2715239,18
4.27. АСБ-10-2л 3 х 70 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
912809,87
1825619,75
4.28. АСБ-10-2л 3 х 70 кв. мм (прокол две трубы)
6/10
1264196,72
2528393,44
4.29. АСБ-10-2л 3 х 95 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
927210,68
1854421,36
4.30. АСБ-10-2л 3 х 95 кв. мм (прокол две трубы)
6/10
1292996,45
2585992,91
4.31. АСБ-10-2л 3 х 120 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
949899,71
1899799,42
4.32. АСБ-10-2л 3 х 120 кв. мм (прокол две трубы)
6/10
1338375,91
2676751,83
4.33 АСБ-10-2л 3 х 150 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
966715,86
1933431,73
4.34. АСБ-10-2л 3 х 150 кв. мм (прокол две трубы)
6/10
1372006,82
2744013,64
4.35. АСБ-10-2л 3 х 185 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
989580,92
1979161,85
4.36. АСБ-10-2л 3 х 185 кв. мм (прокол две трубы)
6/10
1417739,28
2835478,57
4.37. АСБ-10-2л 3 х 240 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
1007873,72
2015747,45
4.38. АСБ-10-2Л 3 х 240 кв. мм (прокол две трубы)
6/10
1454327,22
2908654,45
4.39. АПвПу2г-10 1 х240 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
1127508,69
2255017,39
4.40. АПвПу2г-10 1 х240 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
1693597,63
3387195,26
4.41. АПвПу 2г 1x300 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
1499749,50
2999499
4.42. АПвПу 2г 1x300 кв. мм (прокол две трубы)
6/10
2222048,50
4444097
4.43. АПвПу 2г 1x400 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
1509641,50
3019283
4.44. АПвПу 2г 1x400 кв. мм (прокол две трубы)
6/10
2241832,50
4483665
4.45. АПвПу 2г 3x240 кв. мм (прокол одна труба)
6/10
1240063,50
2480127
4.46. АПвПу 2г 3x240 кв. мм (прокол две трубы)
6/10
1633740,50
3267481

Примечание:
1. Ставки определены в ценах 2001 года и не распространяются на заявителей, для которых плата за технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям территориальных сетевых организаций на территории Новгородской области указана в приложении N 1,
2. Ставки данного приложения применяются в случаях присоединения энергопринимающих устройств:
- мощностью до 8900 кВт на уровне напряжения до 35кВ;
- мощностью свыше 8900 кВт на уровне напряжения до 35 кВ;
-мощностью до 8900 кВт на уровне напряжения свыше 35 кВт.
3. С 1 января 2017 г. по 30 сентября 2017 г. (включительно) размер включаемой в состав платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более чем 150 кВт инвестиционной составляющей на покрытие расходов на строительство объектов элеткросетевого хозяйства от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики равен 50% от величины указанных расходов.
4. С 1 октября 2017 г. в состав платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более чем 150 кВт не включаются расходы, связанные со строительством объектов электросетевого хозяйства - от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики.

Стандартизированные тарифные ставки на покрытие расходов территориальных сетевых организаций на 2017 год на строительство трансформаторных подстанций (С4)

№ п/п Тип подстанции Ставки платы на диапазоне присодиняемой максимальной мощности до 8900 кВт включительно (с учетом ранее присоединеной максимальной мощности), руб./кВт (без НДС)
До 150 кВт вкл. От 150 кВт до
8900 кВт вкл.
1. Ставка на покрытие расходов на строительство блочной комплектной трансформаторной подстанции (БКТП) 10/0,4 кВ (С4)
1.1. БКТП-630 кВА проходного типа
973,86
1947,73
1.2. БКТП-630 кВА тупикового типа
718,17
1436,35
1.3. БКТП-1000 кВА проходного типа
644,01
1288,03
1.4. БКТП-1000 кВА тупикового типа
570,22
1140,44
1.5. 2БКТП 160 кВА тупикового типа
3277,30
6554,60
1.6. 2БКТП 250 кВА тупикового типа
2278,55
4557,10
1.7. 2БКТП-630 кВА проходного типа
935,91
1871,82
1.8. 2БКТП-630 кВА тупикового типа
974,84
1949,69
1.9. 2БКТП-1000 кВА проходного типа
617,96
1235,93
1.10. 2БКТП-1000 кВА тупикового типа
734,25
1468,51
2.Ставка на покрытие расходов на строительство комплектной трансформаторной 10/0,4 кВ (С4) подстанции типа "Континент" (КТП 
2.1. КТП-250 кВА "Континент'-проходного типа
686,00
1372,00
2.2. КТП-400 кВА "Континент"-проходного типа
445,76
891,53
2.3. КТП-630 кВА "Континент" проходного типа
354,58
709,17
2.4. КТП-1000 кВА "Континент" проходного типа
281,42
562,84
2.5. 2КТП-250 кВА "Континент'-проходного типа
909,30
1818,60
2.6. 2КТП-250 кВА"Континент'-тупикового типа
753,45
1506,91
2.7. 2КТП-400 кВА "Континент" проходного типа
578,18
1156,36
2.8. 2КТП-400 кВА "Континент" тупикового типа
536,48
1072,97
2.9. 2КТП-630 кВА "Континент" проходного типа
427,49
854,99
2.10. 2КТП-630 кВА "Континент" тупикового типа
362,10
724,21
2.11. 2КТП-1000 кВА "Континент" проходного типа
318,48
636,96
2.12. 2КТП-1000 кВА "Континент" тупикового типа
277,68
555,36
3.Ставка на покрытие расходов на строительство комплектной трансформаторной подстанции киоскового типа (КТПК) 10/0,4 кВ (С4)
3.1. КТПК 25 кВА тупикового типа
2120,60
4241,20
3.2. КТПК 40 кВА тупикового типа
1355,87
2711,74
3.3. КТПК 63 кВА тупикового типа
890,94
1781,89
3.4. КТПК 100 кВА тупикового типа
746,68
1493,36
3.5. КТПК 160 кВА проходного типа
496,27
992,54
3.6. КТПК 160 кВА тупикового типа
397,94
795,88
3.7. КТПК 250 кВА проходного типа
327,31
654,62
3.8. КТПК 250 кВА тупикового типа
277,58
555,16
3.9. КТПК 400 кВА проходного типа
218,01
436,02
3.10. КТПК 400 кВА тупикового типа
202,33
404,66
3.11. КТПК 630 кВА проходного типа
155,88
311,76
3.12. КТПК 630 кВА тупикового типа
153,80
307,60
3.13. 2 КТПК 100 кВА проходного типа
1095,28
2190,56
3.14. 2 КТПК 100 кВА тупикового типа
911,56
1823,12
3.15 2 КТПК 160 кВА проходного типа
716,19
1432,38
3.16. 2 КТПК 160 кВА тупикового типа
594,14
1188,28
3.17. 2 КТПК 50 кВА проходного типа
639,78
1279,56
3.18. 2 КТПК 250 кВА тупикового типа
383,28
766,56
3.19. 2 КТПК 400 кВА проходного типа
348,65
697,30
3.20. 2 КТПК 400 кВА тупикового типа
281,77
563,54
3.21. 2 КТПК 630 кВА проходного типа
302,74
605,47
3.22. 2 КТПК 630 кВА тупикового типа
228,65
457,30
4. Ставка на покрытие расходов на строительство комплектной трансформаторной 0/0,4 кВ (С4) подстанции шкафного типа (КТП )'
4.1. КТП 25 кВА тупикового типа
1407,09
2814,18
4.2. КТП 40 кВА тупикового типа
910,86
1821,73
4.3. КТП 63 кВА тупикового типа
621,80
1243,60
4.4. КТП 100 кВА тупикового типа
413,12
826,24
4.5. КТП 160 кВА тупикового типа
289,62
579,25
4.6. КТП 250 кВА тупикового типа
220,09
440,18
5. Ставка на покрытие расходов на строительство трансформаторной подстанции (кирпичная)
5.1. ТП 2x630 кВА проходного типа
426,66
853,32
5.2. ТП 2x1000 кВА проходного типа
359,82
719,64
6. Ставки на покрытие расходов на строительство столбовых тран подстанций (СТП) и мачтовых трансформаторных подстанций (МТГ сформаторных ) 10 (6)/0,4 кВ
6.1. СТП -25 кВа
1276,45
2552,91
6.2. СТП -40 кВа
833,03
1666,06
6.3. СТП -63 кВа
487,09
974,18
6.4. СТП -100 кВа
323,95
647,90
6.5. МТП-100 кВа
335,93
671,86
6.6. МТП -160 кВа
226,54
453,08
6.7. МТП -250 кВа
165,65
331,30
7. Ставка на покрытие расходов на строительство подстанций 110/10 кВ
7.1. ПС 2*2500 кВА
-
10459,60
7.2. ПС 2*4000 кВА
-
6631,47
7.3. ПС 2*6300 кВА
-
4238,07
7.4. ПС 2*16000 кВА
-
1757,33
8. Ставка на покрытие расходов на строительство распределительной трансформаторной подстанции (РТП) 10 (6)/0,4 кВ
8.1. РТП 2*1000 кВА
474,09
948,19
9. Ставки на покрытие расходов на строительство пунктов секционирования
9.1. РП
470,38
940,76
9.2. Реклоузер РВА TEL-10-12,5-630
38,73
44,46

Примечания:
1. Ставки установлены в ценах 2001 года для присоединения энергопринимающих устройств по третьей категории надежности электроснабжения.
2. Ставки данного приложения применяются в случаях присоединения энергопринимающих устройств по третьей категории надежности электроснабжения:
- мощностью до 8900 кВт на уровне напряжения до 35кВ;
- мощностью свыше 8900 кВт на уровне напряжения до 35 кВ;
- мощностью до 8900 кВт на уровне напряжения свыше 35 кВт.
3. С 1 января 2017 г. по 30 сентября 2017 г. (включительно) размер включаемой в состав платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более чем 150 кВт инвестиционной составляющей на покрытие расходов на строительство объектов элеткросетевого хозяйства от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики равен 50% от величины указанных расходов.
4. С 1 октября 2017 года в состав платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более чем 150 кВт не включаются расходы, связанные со строительством объектов электросетевого хозяйства - от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики.

Ставки платы за технологическое присоединение единицы мощности энергопринимающего устройства к электрическим сетям территориальных сетевых организаций по мероприятиям "последней мили" на территории Новгородской области на 2017 год

№ п/п Наименование мероприятий Ставки платы в зависимости от присоединяемой максимальной мощности (с учетом ранее присоединенной максимальной мощности), руб./кВт (без НДС)
До 150 кВт вкл. От 150 кВт до
8900 кВт вкл.
1.
Разработка сетевой организацией проектной документации по строительству "последней мили"
X
X
2.
Выполнение сетевой организацией мероприятий, связанных со строительством "последней мили":
X
X
2.1.
строительство воздушных линий электропередачи 0,4; 6/10 кВ
4144,49
8288,58
2.2.
строительство кабельных линий электропередачи 04; 6/10 кВ без учета применения метода горизонтально-направленного бурения
2998,15
5996,30
2.3.
строительство кабельных линий электропередачи 0,4; 6/10 кВ с учетом применения метода горизонтально-направленного бурения
11717,55
9512,50
2.4.
строительство трансформаторных подстанций с уровнем напряжения до 35 кВ
X
2.4.1.
БКТП-630 кВА проходного типа
6509,66
13019,33
2.4.2.
БКТП-630 кВА тупикового типа
4800,54
9601,08
2.4.3.
БКТП-1000 кВА проходного типа
4304,83
8609,66
2.4.4.
БКТП-1000 кВА тупикового типа
3811,57
7623,14
2.4.5.
2БКТП 160 кВА тупикового типа
21906,65
43813,31
2.4.6.
2БКТП 250 кВА тупикового типа
15230,65
30461,30
2.4.7.
2БКТП-630 кВА проходного типа
6255,96
12511,92
2.4.8.
2БКТП-630 кВА тупикового типа
6516,18
13032,43
2.4.9.
2БКТП-1000 кВА проходного типа
4130,70
8261,40
2.4.10.
2БКТП-1000 кВА тупикового типа
4907,99
9816,05
2.4.11.
КТП-250 кВА "Континент"-проходного типа
4585,47
9170,94
2.4.12.
КТП-400 кВА "Континент"- проходного типа
2979,65
5959,31
2.4.13.
КТП-630 кВА "Континент" проходного типа
2370,17
4740,35
2.4.14.
КТП-1000 кВА "Континент" проходного типа
1881,11
3762,23
2.4.15.
2КТП-250 кВА "Континент"-проходного типа
6078,09
12156,18
2.4.16.
2КТП-250 кВА "Континент"-тупикового типа
5036,36
10072,73
2.4.17.
2КТП-400 кВА "Континент" проходного типа
3864,76
7729,53
2.4.18.
2КТП-400 кВА "Континент" тупикового типа
3586,06
7172,12
2.4.19.
2КТП-630 кВА "Континент" проходного типа
2857,53
5715,06
2.4.20.
2КТП-630 кВА "Континент" тупикового типа
2420,44
4840,88
2.4.21.
2КТП-1000 кВА "Континент" проходного типа
2128,83
4257,67
2.4.22.
2КТП-1000 кВА "Континент" тупикового типа
1856,11
3712,23
2.4.23.
КТПК 25 кВА тупикового типа
14174,85
28349,77
2.4.24.
КТПК 40 кВА тупикового типа
9063,12
18126,25
2.4.25.
КТПК 63 кВА тупикового типа
5955,36
11910,79
2.4.26.
КТПК 100 кВА тупикового типа
4991,09
9982,22
2.4.27.
КТПК 160 кВА проходного типа
3317,21
6634,43
2.4.28.
КТПК 160 кВА тупикового типа
2659,99
5319,98
2.4.29.
КТПК 250 кВА проходного типа
2187,86
4375,72
2.4.30.
КТПК 250 кВА тупикового типа
1855,44
3710,89
2.4.31.
КТПК 400 кВА проходного типа
1457,26
2914,51
2.4.32.
КТПК 400 кВА тупикового типа
1352,46
2704,96
2.4.33.
КТПК 630 кВА проходного типа
1041,96
2083,92
2.4.34.
КТПК 630 кВА тупикового типа
1028,02
2056,04
2.4.35.
2 КТПК 100 кВА проходного типа
7321,25
14642,49
2.4.36.
2 КТПК 100 кВА тупикового типа
6093,20
12186,40
2.4.37.
2 КТПК 160 кВА проходного типа
4787,24
9574,48
2.4.38.
2 КТПК 160 кВА тупикового типа
3971,41
7942,82
2.4.39.
2 КТПК 50 кВА проходного типа
4276,49
8552,97
2.4.40
2 КТПК 250 кВА тупикового типа
2562
5124
2.4.41
2 КТПК 400 кВА проходного типа
2330,47
4660,94
2.4.42
2 КТПК 400 кВА тупикового типа
1883,45
3766,90
2.4.43
2 КТПК 630 кВА проходного типа
2023,59
4047,18
2.4.44
2 КТПК 630 кВА тупикового типа
1528,38
3056,76
2.4.45
КТП 25 кВА тупикового типа
9405,50
18810,99
2.4.46
КТП 40 кВА тупикового типа
6088,52
12177,10
2.4.47
КТП 63 кВА тупикового типа
4156,34
8312,67
2.4.48
КТП 100 кВА тупикового типа
2761,44
5522,88
2.4.49
КТП 160 кВА тупикового типа
1935,92
3871,84
2.4.50.
КТП 250 кВА тупикового типа
1471,16
2942,32
2.4.51.
ТП 2x630 кВА проходного типа (кирпичная)
2851,98
5703,96
2.4.52.
ТП 2x1000 кВА проходного типа (кирпичная)
2405,17
4810,34
2.4.53.
СТП -25 кВа
8532,25
17064,57
2.4.54.
СТП -40 кВа
5568,27
11136,54
2.4.55.
СТП -63 кВа
3255,88
6511,77
2.4.56.
СТП -100 кВа
2165,42
4330,86
2.4.57.
МТП -100 кВа
2245,48
4490,95
2.4.58.
МТП -160 кВа
1514,27
3028,55
2.4.59.
МТП -250 кВа
1107,26
2214,53
2.4.60.
ПС 2*2500 кВА 110/10 кВ
69915,73
2.4.61.
ПС 2*4000 кВА 110/10 кВ
44327,13
2.4.62.
ПС 2*6300 кВА 110/10 кВ
28328,79
2.4.63.
ПС 2*16000 кВА 110/10 кВ
11746,63
2.5.
Ставка на покрытие расходов на строительство распределительной трансформаторной подстанции (РТП) 10 (6)/0,4 кВ
3168,99
6338,04
2.6.
Ставки на покрытие расходов на строительство пунктов секционирования
X
2.6.1.
РП
3144,22
6288,45
2.6.2.
Рекпоузер
258,89
517,77

Примечания:
1. Ставки платы указаны в ценах 2017 года.
2. Ставки платы за технологическое присоединение данного приложения не распространяются на заявителей, для которых плата за технологическое присоединение к электрическим сетям установлена приложением № 1 к настоящему постановлению.
3. КТПК- комплектная трансформаторная подстанция киоскового типа.
4. КТП- комплектная трансформаторная подстанция шкафного типа.
5. СТП- комплектная трансформаторная подстанция столбового типа.
6. МТП - комплектная трансформаторная подстанция мачтового типа
7. БКТП- блочная комплектная трансформаторная подстанция.
8. ПС - трансформаторная подстанция.
9. Ставки данного приложения применяются в случаях присоединения энергопринимающих устройств:
- мощностью до 8900 кВт на уровне напряжения до 35кВ;
- мощностью свыше 8900 кВт на уровне напряжения до 35 кВ;
- мощностью до 8900 кВт на уровне напряжения свыше 35 кВт.
10. Ставки по пунктам 2.1.-2.3. установлены независимо от категории надежности электроснабжения.
11. Ставки по пунктам 2.4., 2.5., 2.6, установлены для третьей категории надежности электроснабжения.
12. С 1 января 2017 г. по 30 сентября 2017 г. (включительно) размер включаемой в состав платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более чем 150 кВт инвестиционной составляющей на покрытие расходов на строительство объектов элеткросетевого хозяйства от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики равен 50% от величины указанных расходов.
13. С 1 октября 2017 года в состав платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более чем 150 кВт не включаются расходы, связанные со строительством объектов электросетевого хозяйства - от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики.

Постановление комитета по ценовой и тарифной политике Новгородской области от 28 декабря 2016 года № 61 Великий Новгород Об установлении платы и ставок платы за технологическое присоединение к электрическим сетям территориальных сетевых организаций на территории Новгородской области на 2017 год

2017 год - тарифы на присоединение к электросетям ООО «Электрические сети» для населения и предприятий Новгородской области





Дополнительно