Действующий
по обеспечению достижения главных стратегических ориентиров - энергетической безопасности, энергетической эффективности, бюджетной эффективности и экологической безопасности энергетики;
по выполнению основных групп предусмотренных настоящей Стратегией мероприятий государственной энергетической политики;
по обеспечению достижения стратегических ориентиров развития отраслей топливно-энергетического комплекса.
Доработка и уточнение настоящей Стратегии осуществляется не реже 1 раза в 5 лет с одновременной пролонгацией ее временного диапазона.
Основные показатели
развития экономики и топливно-энергетического комплекса России в 2008 году и прогнозные показатели Энергетической стратегии России на период до 2020 года*
Показатели | 2008 год | Отношение фактических показателей к прогнозным показателям Энергетической стратегии России на период до 2020 года (процентов) | |||
прогнозные показатели Энергетической стратегии России на период до 2020 года | фактические показатели | ||||
Рост валового внутреннего продукта(в процентах к 2000 году) | 148,4 | 165,1 | 111,2 | ||
Рост объема промышленной продукции(в процентах к 2000 году) | 141 | 146,7 | 104 | ||
Среднегодовая мировая цена нефти ("Urals") (долларов США за баррель) | 24 | 94,6 | 394,1 | ||
Среднегодовая контрактная цена газа (долларов США за тыс. куб. м) | 120 | 353,7 | 294,8 | ||
Рост добычи и производства первичных топливно-энергетических ресурсов(в процентах к 2000 году) | 123,2 | 126,4 | 102,6 | ||
Объем добычи и производства первичных топливно-энергетических ресурсов (млн. тонн условного топлива) | 1747 | 1797,8 | 102,9 | ||
Объем добычи нефти (млн. тонн) | 476 | 487,6 | 102,4 | ||
Объем добычи газа (млрд. куб. м) | 638 | 663,6 | 104 | ||
Объем добычи угля (млн. тонн) | 300 | 326,1 | 108,7 | ||
Объем производства электроэнергии(млрд. кВт.ч) | 1009 | 1037,2 | 102,8 | ||
Объем потребления первичных топливно-энергетических ресурсов(млн. тонн условного топлива) | 1043 | 990,9 | 94,9 | ||
Рост потребления первичных энергоресурсов(в процентах к 2000 году) | 115,4 | 110,2 | 95,5 | ||
Объем потребления жидкого топлива (млн. тонн условного топлива) | 218 | 187,3 | 85,9 | ||
Объем потребления газа (млн. тонн условного топлива) | 516 | 525,7 | 101,9 | ||
Объем потребления твердого топлива (млн. тонн условного топлива) | 195 | 175 | 89,7 | ||
Объем потребления электроэнергии(млрд. кВт.ч) | 980 | 1019,6 | 104 | ||
Рост экспорта топливно-энергетических ресурсов(в процентах к 2000 году) | 146,9 | 150,2 | 102,2 | ||
Объем экспорта топливно-энергетических ресурсов - всего (млн. тоннусловного топлива) | 805 | 882,7 | 109,6 | ||
в том числе: | |||||
нефть и нефтепродукты (млн. тонн) | 332 | 360 | 108,4 | ||
газ (млрд. куб. м) | 250 | 247,5 | 99 | ||
уголь (млн. тонн) | 32 | 97,5 | 304,7 | ||
Удельная энергоемкость внутреннего валового продукта (процентов к 2000 году) | 78 | 66,7 | 85,5 | ||
Удельная электроемкость внутреннего валового продукта (в процентах к 2000 году) | 76,4 | 71,5 | 93,6 |
Прогнозные показатели динамики внутреннего спроса на основные виды энергоресурсов на период до 2030 года*
Показатели | 2005 год факт | 2008 год факт | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Внутреннее потребление первичных топливно-энергетических ресурсов (млн. тонн условного топлива) | 949 | 991 | 1008 - 1107 | 1160 - 1250 | 1375 - 1565 |
то же (в процентах к 2005 году) | 100 | 104 | 106 - 117 | 122 - 132 | 145 - 165 |
Внутреннее потребление нефти (переработка) (млн. тонн) | 208 | 236 | 232 - 239 | 249 - 260 | 275 - 311 |
то же (в процентах к 2005 году) | 100 | 113 | 112 - 115 | 120 - 125 | 132 - 150 |
Внутреннее потребление газа (млрд. куб. м) | 443 | 457 | 478 - 519 | 539 - 564 | 605 - 641 |
то же (в процентах к 2005 году) | 100 | 103 | 108 - 117 | 122 - 127 | 137 - 145 |
Внутреннее потребление твердого топлива (млн. тонн условного топлива) | 167 | 174 | 168 - 197 | 198 - 238 | 248 - 302 |
то же (в процентах к 2005 году) | 100 | 104 | 98 - 115 | 116 - 140 | 145 - 177 |
Внутреннее потребление электроэнергии(млрд. кВт·ч) | 941 | 1020 | 1041 - 1218 | 1315 - 1518 | 1740 - 2164 |
то же (в процентах к 2005 году) | 100 | 108 | 111 - 130 | 140 - 161 | 185 - 230 |
Показатели | 2005 год факт | 2008 год факт | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Экспорт - всего(млн. тонн условного топлива) | 865 | 883 | 913 - 943 | 978 - 1013 | 974 - 985 |
то же (в процентах к 2005 году) | 100 | 102 | 106 - 109 | 113 - 117 | 113 - 114 |
в том числе: | |||||
сырая нефть (млн. тонн) | 253 | 243 | 243-244 | 240-252 | 222-248 |
природный газ (млрд. куб. м) | 256 | 241 | 270-294 | 332-341 | 349-368 |
уголь (млн. тонн условного топлива) | 58 | 70 | 72-74 | 74-75 | 69-74 |
электроэнергия(нетто-экспорт,млрд. кВт·ч) | 12 | 17 | 18-25 | 35 | 45-60 |
1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Рост душевого энергопотребления, (в процентах к 2005 году) | ||
не менее 10 процентов | не менее 20 процентов | не менее 40 процентов |
Рост душевого электропотребления, (в процентах к 2005 году) | ||
не менее 13 процентов | не менее 43 процентов | не менее 85 процентов |
Рост душевого потребления моторного топлива (в процентах к 2005 году) | ||
не менее 23 процентов | не менее 41 процента | не менее 70 процентов |
Снижение среднего износа основных производственных фондов (в процентах к 2005 году) | ||
на 10 процентов | на 10 процентов | на 5 процентов |
Ликвидация дефицита и поддержание устойчивого резерва электро- и теплогенерирующих мощностей, включающих поддержание резерва мощности электростанций на уровне 17 процентов общей установленной мощности электростанций в ЕЭС России | ||
1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Удельная энергоемкость валового внутреннего продукта (в процентах к 2005 году) | ||
не более 78 процентов | не более 57 процентов | не более 44 процентов |
Создание дополнительного энергетического потенциала экономического развития | ||
не менее 100 млн. тонн условного топлива в год | не менее 200 млн. тонн условного топлива в год | не менее 300 млн. тонн условного топлива в год |
Формирование высокотехнологического сегмента энергосервисных услуг в объеме | ||
не менее 200 млрд. рублей в год | не менее 300 млрд. рублей в год | не менее 400 млрд. рублей в год |
Среднее ежегодное снижение удельных потерь и расходов на собственные нужды на предприятиях ТЭК (в процентах к предыдущему году) | ||
не менее 1 процента | не менее 1 процента | не менее 0,5 процента |
Снижение удельных расходов топлива на производство тепла котельными (в процентах к 2005 году) | ||
не менее 2 процентов | не менее 6 процентов | не менее 10 процентов |
1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Создание динамически устойчивой и предсказуемой институционально-правовой среды функционирования энергетического сектора | ||
Гармонизация соотношения вклада ТЭК в налоговые поступления в бюджетную систему страны и в общий объем инвестиций в основной капитал, обеспечивающая финансово-экономическую устойчивость предприятий ТЭК при выполнении ими своих бюджетных обязательств |
1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Снижение удельных показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, сброса загрязненных сточных вод в водоемы, образования отходов предприятиями энергетического сектора (в процентах к 2005 году) | ||
не менее 25 процентов | не менее 40 процентов | не менее 50 процентов |
Обеспечение уровня эмиссии парниковых газов (в процентах к 2005 году) | ||
не более 83 процентов | не более 90 процентов | не более 105 процентов |
Коэффициент утилизации попутного нефтяного газа | ||
95 процентов | 95 процентов | 95 процентов |
Индикаторы стратегического развития минерально-сырьевой базы топливно-энергетического комплекса на период до 2030 года
Индикаторы/направления | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Прирост запасов нефти (млн. тонн) | |||
Российская Федерация - всего | 1854 | 5597 | 5122 |
в том числе: | |||
Западно-Сибирская провинция | 1205 | 2500 | 2500 |
Восточная Сибирь | 165 | 1200 | 1200 |
Европейский Север | 91 | 330 | 200 |
Прирост запасов природного газа (млрд. куб. м) | |||
Российская Федерация - всего | 4100 | 5400 | 6500 |
в том числе: | |||
Западная Сибирь | 1200 | 2100 | 3000 |
Восточная Сибирь | 480 | 1400 | 1200 |
моря России | 350 | 1700 | 2000 |
Объемы глубокого бурения (тыс. метров) | |||
Российская Федерация - всего | 7350 | 24100 | 39850 |
в том числе: | |||
Западная Сибирь | 3300 | 12250 | 2300 |
Тимано-Печорская провинция | 700 | 1600 | 1800 |
Восточная Сибирь | 1250 | 3300 | 6100 |
моря России | 850 | 2150 | 3200 |
Объемы сейсморазведки (тыс. км) | |||
Российская Федерация - всего | 730 | 1180 | 1500 |
в том числе: | |||
Западная Сибирь | 240 | 350 | 500 |
Восточная Сибирь | 190 | 270 | 350 |
моря России | 180 | 350 | 500 |
Прирост запасов угля (процентов) | |||
Среднегодовые темпы роста балансовых запасов | 0,5 - 0,8 | 1 - 1,5 | 2 - 3 |
Доля балансовых запасов угля, экономически эффективных для извлечения согласно мировым стандартам | 48 - 50 | 55 - 58 | 60 - 65 |
Прирост запасов и ресурсов урана | |||
Обеспечение прироста запасов к 2030 году в объеме (тыс. тонн):С1 - 150, С2 - 300; прогнозных ресурсов - Р1 - 1200, Р2 - 2000, Р3 - 1700 |
Индикаторы/направления | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Эффективность недропользования | ||||
Коэффициент извлечения нефти | 30 | 30 - 32 | 32 - 35 | 35 - 37 |
Добыча нефти | ||||
Доля Восточной Сибири и Дальнего Востока в добыче нефти (процентов) | 3 | 10 - 12 | 12 - 14 | 18 - 19 |
Транспортировка нефти | ||||
Прирост мощности магистральных трубопроводов для поставок нефти в дальнее зарубежье (процентов к 2005 году) | 2 | 36 - 52 | 61 - 67 | 65 - 70 |
Нефтепереработка | ||||
Глубина переработки нефти(процентов) | 72 | 79 | 82 - 83 | 89 - 90 |
Выход светлых нефтепродуктов(процентов) | 57 | 64 | 67 - 68 | 72 - 73 |
Индекс комплексности Нельсона(единиц) | 4,3 | 6 | 6,5 | 8,5 |
Душевое потребление нефтепродуктов (тонн/человек) | 0,5 | 1 | 1,1 - 1,3 | 1,3 - 1,6 |
Экспорт нефти и нефтепродуктов | ||||
Доля восточного направления в общем объеме экспорта нефти и нефтепродуктов (процентов) | 8 | 10 - 11 | 14 - 15 | 22 - 25 |
Индикаторы/направления | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Добыча газа | ||||
Доля новых районов в суммарных объемах добычи (процентов) | 2 | 13 - 14 | 21 - 23 | 38 - 39 |
в том числе: | ||||
Ямал | - | 6 | 9 | 23 - 24 |
Восточная Сибирь и Дальний Восток | 2 | 7 - 8 | 12 - 14 | 15 |
Доля независимых производителей газа и вертикально интегрированных нефтяных компаний в суммарных объемах добычи (процентов) | 17 | 20 | 25 - 26 | 27 |
Транспортировка газа | ||||
Рост протяженности магистральных газопроводов(в процентах к уровню 2005 года) | 3 | 8 - 10 | 13 - 15 | 20 - 23 |
Доля реконструированных действующих газопроводов(процентов) в общей протяженности Единой системы газоснабжения | 4 | 10 - 11 | 12 - 13 | 25 - 26 |
Экспорт газа | ||||
Доля стран Азиатско-Тихоокеанского региона в структуре экспорта (процентов) | - | 11 - 12 | 16 - 17 | 19 - 20 |
Доля сжиженного природного газа в структуре экспорта (процентов) | - | 4 - 5 | 10 - 11 | 14 - 15 |
Индикаторы/направления | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Добыча и транспортировка угля | ||||
Удельный вес вновь вводимых мощностей по добыче в общем объеме добычи угля (процентов) | 4 | 5 - 6 | 15 - 20 | 25 - 30 |
Доля Восточных регионов страны (Канско-Ачинский бассейн, Восточная Сибирь, Дальний Восток) в общем объеме добычи угля (процентов) | 33 | 38 - 39 | 41 - 42 | 46 - 47 |
Объем мощностей угольных терминалов морских портов(в процентах к 2005 году) | 110 | 125 | 150 | 175 |
Переработка угля | ||||
Охват обогащением каменного энергетического угля (процентов) | 32 | 35 - 40 | 55 - 60 | 65 - 70 |
Калорийный эквивалент потребляемого на внутреннем рынке угольного топлива | 0,62 | 0,65 | 0,7 | 0,75 |
Научно-технический прогресс и инновации | ||||
Удельный вес прогрессивных технологий добычи в общем объеме добычи угля: | ||||
подземный способ("шахта-лава") | 25 | 35 - 40 | 55 - 60 | 65 - 70 |
открытый способ(поточная и поточно-цикличная) | 20 | 30 - 35 | 40 - 50 | 60 |
Доля угля, используемая для получения продуктов глубокой переработки угля, в общем объеме добычи угля (процентов) | - | - | 1,5 | 5 - 8 |
Экономическая эффективность угольной промышленности | ||||
Прирост добычи на одного занятогов отрасли (в процентах к 2005 году) | 110 | 150 | 250 - 260 | 375 - 420 |
Темпы роста нагрузки на очистной забой (в процентах к 2005 году) | 120 | 135 - 140 | 200 - 250 | 400 - 450 |
Экологическая эффективность угольной промышленности | ||||
Уровень рекультивации земельот годового нарушения (процентов) | 50 | 60 | 65 - 70 | 100 |
Уровень сброса загрязненных сточных вод относительнообщего сброса (процентов) | 87 | 80 - 85 | 70 - 60 | 30 - 35 |
Коэффициент водооборота | 0,7 | 0,73 | 0,8 - 0,85 | 0,9 - 0,95 |
Индикаторы/направления | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | |||||
Производство электроэнергии | |||||||||
Доля нетопливных источников энергии в структуре производства электроэнергии (процентов) | 32,5 | не менее 34 | не менее 35 | не менее 38 | |||||
Топливообеспечение тепловых электростанций | |||||||||
Доля газа в структуре топливообеспечения(процентов) | 70,3 | 70 - 71 | 65 - 66 | 60 - 62 | |||||
Доля угля в структуре топливообеспечения(процентов) | 26 | 25 - 26 | 29 - 30 | 34 - 36 | |||||
Энергетическая безопасность и надежность электроснабжения | |||||||||
Вероятность бездефицитной работы энергосистем России | 0,9960 | не менее 0,9990 | не менее 0,9991 | не менее 0,9997 | |||||
Эффективность электроэнергетики | |||||||||
Коэффициент полезного действия угольных электростанций (процентов) | 34 | не менее 35 | не менее 38 | не менее 41 | |||||
Коэффициент полезного действия газовых электростанций (процентов) | 38 | не менее 45 | не менее 50 | не менее 53 | |||||
Коэффициент полезного действия атомных электростанций (процентов) | 32 | не менее 32 | не менее 34 | не менее 36 | |||||
Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии от тепловых электростанций, граммов условного топлива / кВт.ч (в процентах к 2005 году) | 333 (99) | не более 315 (94) | не более 300 (90) | не более 270 (81) | |||||
Потери в электрических сетях (процентов отпуска электроэнергии в сеть) | 13 | не более 12 | не более 10 | не более 8 |
Индикаторы/направления | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап |
Энергетическая безопасность и надежность теплоснабжения | ||||
Частота отключений теплоснабжения, 1/год | 0,27 | не более 0,25 | не более 0,20 | не более 0,15 |
Частота нарушений теплоснабжения по вине источников, 1/(источник·год) | 0,06 | не более 0,05 | не более 0,03 | не более 0,01 |
Обновление тепловых сетей (процентов общей протяженности сетей) | 2 | не менее 10 | не менее 40 | не менее 90 |
Инновационное развитие теплоснабжения | ||||
Доля систем, оснащенных новыми высокоэффективными технологиями эксплуатации (процентов) | 10 | не менее 40 | не менее 80 | 100 |
Эффективность теплоснабжения | ||||
Коэффициент полезного использования тепла топлива на теплоэлектроцентралях(в процентах к 2005 году) | 5 | не менее 15 | не менее 40 | не менее 50 |
Средний удельный расход топлива в котельных(в процентах к 2005 году) | 99 | не более 98 | не более 94 | не более 90 |
Повышение энергоэффективности зданий (в процентах к 2005 году) | 5 | не менее 10 | не менее 30 | не менее 50 |
Уровень тепловых потерь (процентов общего производства тепла) | 19 | не более 16 | не более 13 | не более 8-10 |
2005 год (факт) | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | |
Внутреннее потребление (млн. тонн условного топлива) | 949 | 991 | 1008 - 1107 | 1160 - 1250 | 1375 - 1565 |
то же (процентов к 2005 году) | 100 | 104 | 106 - 116 | 122 - 131 | 144 - 164 |
в том числе из общего потребления (млн. тонн условного топлива): | |||||
газ | 495 | 526 | 528 - 573 | 592 - 619 | 656 - 696 |
жидкие (нефть и конденсат) | 181 | 187 | 195 - 211 | 240 - 245 | 309 - 343 |
твердое топливо(уголь и прочее) | 167 | 175 | 168 - 197 | 198 - 238 | 248 - 302 |
нетопливные | 106 | 103 | 117 - 127 | 130 - 147 | 163 - 224 |
то же (процентов): | |||||
газ | 52,2 | 53,1 | 51,8 - 52,3 | 49,5 - 51,1 | 44,5 - 47,7 |
жидкие (нефть и конденсат) | 19,1 | 18,9 | 19 - 19,4 | 19,6 - 20,7 | 21,9 - 22,5 |
твердое топливо (уголь и прочее) | 17,6 | 17,7 | 16,7 - 17,8 | 17,1 - 19,1 | 18 - 19,3 |
нетопливные | 11,2 | 10,4 | 11,5 - 11,6 | 11,2 - 11,8 | 11,8 - 14,3 |
Вывоз (млн. тоннусловного топлива) | 865 | 883 | 913 - 943 | 978 - 1013 | 974 - 985 |
в том числе: | |||||
СНГ | 177 | 162 | 172 - 175 | 174 - 179 | 153 - 171 |
из них газ | 110 | 91 | 101 - 103 | 100 - 105 | 90 - 106 |
дальнее зарубежье | 688 | 720 | 741 - 768 | 804 - 834 | 803 - 832 |
из них газ | 184 | 190 | 210 - 235 | 281 - 287 | 311 - 317 |
Прирост запасов(млн. тонн условного топлива) | -1 | 10 | 2 | 2 | 3 |
Итого расход(млн. тонн условного топлива) | 1813 | 1884 | 1923 - 2052 | 2140 - 2266 | 2363 - 2542 |
Ресурсы (млн. тонн условного топлива) | 1813 | 1884 | 1923 - 2052 | 2140 - 2266 | 2363 - 2542 |
в том числе: | |||||
импорт | 80 | 83 | 96 - 100 | 92 - 93 | 86 - 87 |
из них газ | 64 | 64 | 76 - 80 | 79 - 80 | 80 - 81 |
Производство - всего (млн. тонн условного топлива) | 1733 | 1803 | 1827 - 1952 | 2047 - 2173 | 2276 - 2456 |
то же (в процентах к 2005 году) | 100 | 104 | 105 - 113 | 118 - 125 | 131 - 142 |
из общего производства (млн. тонн условного топлива): | |||||
газ | 736,5 | 760,9 | 784 - 853 | 919 - 958 | 1015 - 1078 |
жидкие (нефть и конденсат) | 667,2 | 694,2 | 691 - 705 | 718 - 748 | 760 - 761 |
твердое топливо (уголь и прочее) | 202,8 | 221,8 | 212 - 260 | 246 - 311 | 282 - 381 |
нетопливные | 126,5 | 126,1 | 134 - 140 | 156 - 164 | 219 - 236 |
то же (в процентах): | |||||
газ | 42,5 | 42,2 | 42,9 - 43,7 | 44,1 - 44,9 | 43,9 - 44,6 |
жидкие (нефть и конденсат) | 38,5 | 38,5 | 36,1 - 37,8 | 34,4 - 35,1 | 31 - 33,4 |
твердое топливо (уголь и прочее) | 11,7 | 12,3 | 11,6 - 13,3 | 12 - 14,3 | 12,4 - 15,5 |
нетопливные | 7,3 | 7 | 6,9 - 7,7 | 7,2 - 8 | 9,5 - 9,6 |
2005 год (факт) | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | |
Добыча нефти - всего (млн. тонн) | 470,2 | 487,6 | 486 - 495 | 505 - 525 | 530 - 535 |
то же (в процентах к 2005 году) | 100 | 103,7 | 103 - 105 | 107 - 112 | 113 - 114 |
в том числе из общей добычи(млн. тонн): | |||||
Север, Северо-Запад | 24,5 | 29,1 | 32 - 35 | 35 - 36 | 42 - 43 |
Поволжье | 52,7 | 54,1 | 49 - 50 | 44 - 45 | 34 - 36 |
Урал | 49,2 | 52,6 | 45 - 47 | 36 - 41 | 25 - 29 |
Кавказ, Прикаспий | 4,9 | 4,8 | 7 - 11 | 19 - 20 | 21 - 22 |
Тюменская область | 320,2 | 319 | 282 - 297 | 275 - 300 | 291 - 292 |
Томская область | 14,1 | 13,7 | 12 - 13 | 11 - 12 | 10 - 11 |
Восточная Сибирь | 0,2 | 0,5 | 21 - 33 | 41 - 52 | 75 - 69 |
Дальний Восток | 4,4 | 13,8 | 23 - 25 | 30 - 31 | 32 - 33 |
Прогноз поэтапного развития переработки нефти и производства основных нефтепродуктов на период до 2030 года
2005 год (факт) | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | |
Переработка - всего (млн. тонн) | 208 | 237 | 232 - 239 | 249 - 260 | 275 - 311 |
то же (в процентах к 2005 году) | 100 | 113,8 | 112 - 115 | 120 - 125 | 132 - 150 |
Производство по видам нефтепродуктов (млн. тонн): | |||||
моторные топлива | 100,2 | 114,1 | 133 - 140 | 151 - 155 | 179 - 188 |
автобензин | 32 | 35,8 | 41 - 43 | 46 - 47 | 55 - 57 |
дизельное топливо | 60 | 69 | 79 - 83 | 90 - 91 | 106 - 111 |
мазут | 56,7 | 63,9 | 48 - 50 | 40 - 42 | 25 - 29 |