Действующий
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 |
(млрд. долларов США, в ценах 2007 года) | ||||
Капиталовложения | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | Всего 2009 - 2030 годы |
| Всего | 162 - 165 | 134 - 139 | 313 - 321 | 609 - 625 |
| в том числе: | ||||
| добыча с геолого-разведочными работами | 110 - 111 | 109 - 112 | 272 - 278 | 491 - 501 |
| переработка | 21 - 22 | 8 - 9 | 18 - 19 | 47 - 50 |
| транспорт | 31 - 32 | 17 - 18 | 23 - 24 | 71 - 74 |
(млрд. куб. м) | |||||
2005 год (факт) | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | |
| Добыча газа - всего | 641 | 664 | 685 - 745 | 803 - 837 | 885 - 940 |
| в том числе: | |||||
| Тюменская область | 585 | 600 | 580 - 592 | 584 - 586 | 608 - 637 |
| в том числе по районам: | |||||
| Надым - Пуртазовский | 582 | 592 | 531 - 559 | 462 - 468 | 317 - 323 |
| Обско-Тазовская губа | - | - | 0 - 7 | 20 - 21 | 67 - 68 |
| Большехетская впадина | 3 | 8 | 9 - 10 | 24 - 25 | 30 - 32 |
| Ямал | - | - | 12 - 44 | 72 - 76 | 185 - 220 |
| Томская область | 3 | 4 | 6 - 7 | 5 - 6 | 4 - 5 |
| Европейские районы | 46 | 46 | 54 - 91 | 116 - 119 | 131 - 137 |
| в том числе: | |||||
| Прикаспий | - | - | 8 - 20 | 20 - 22 | 21 - 22 |
| Штокмановское месторождение | - | - | 0 - 23 | 50 - 51 | 69 - 71 |
| Восточная Сибирь | 4 | 4 | 9 - 13 | 26 - 55 | 45 - 65 |
| Дальний Восток | 3 | 9 | 34 - 40 | 65 - 67 | 85 - 87 |
| в том числе: | |||||
| остров Сахалин | 2 | 7 | 31 - 36 | 36 - 37 | 50 - 51 |
Прогноз потребности в капитальных вложениях для развития газовой промышленности на период до 2030 года
(млрд. долларов США, в ценах 2007 года) | ||||
Капиталовложения | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | Всего 2009 -2030 годы |
| Всего | 150 - 155 | 131 - 136 | 284 - 299 | 565 - 590 |
| в том числе: | ||||
| добыча | 45 - 46 | 43 - 45 | 98 - 103 | 186 - 194 |
| транспорт | 73 - 75 | 63 - 65 | 141 - 149 | 277 - 289 |
| подземные хранилища газа, переработка, прочие | 32 - 34 | 25 - 26 | 45 - 47 | 103 - 107 |
(млн. тонн) | |||||
2005 год (факт) | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | |
| Добыча угля | 299 | 326 | 314 - 350 | 365 - 410 | 425 - 470 |
| из них коксующийся | 69 | 66 | 70 - 84 | 90 - 94 | 101 - 106 |
| в том числе: | |||||
| Донецкий бассейн | 8 | 7 | 5 - 6 | 7 - 8 | 5 - 8 |
| Уральский бассейн | 5 | 4 | 2 - 3 | 3 - 4 | 5 - 8 |
| Печорский бассейн | 13 | 13 | 12 - 13 | 12 - 13 | 12 - 13 |
| Кузнецкий бассейн | 166 | 184 | 174 - 186 | 190 - 195 | 201 - 205 |
| Канско-Ачинский бассейн | 37 | 46 | 45 - 55 | 55 - 87 | 90 - 115 |
| Восточная Сибирь | 37 | 40 | 40 - 46 | 53 - 54 | 58 - 60 |
| Дальний Восток | 32 | 32 | 32 - 38 | 39 - 46 | 44 - 57 |
2005 год (факт) | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | |
| Потребление электроэнергии, внутренний спрос, (млрд. кВт. ч) | 941 | 1021 | 1041 - 1218 | 1315 - 1518 | 1740 - 2164 |
| Экспорт электроэнергии,сальдо, (млрд. кВт.ч) | 12 | 16 | 18 - 25 | 35 | 45 - 60 |
| Производство электроэнергии -всего (млрд. кВт.ч) | 953 | 1037 | 1059 - 1245 | 1350 - 1555 | 1800 - 2210 |
| в том числе: | |||||
| атомные электростанции | 149 | 163 | 194 - 220 | 247 - 282 | 356 - 437 |
| генерирующие объекты, использующие возобновляемые источники энергии, и гидроаккумулирующие электростанции | 175 | 167,5 | 181 - 199 | 224 - 240 | 319 - 422 |
| конденсационные электростанции | 277 | 322 | 299 - 423 | 432 - 592 | 620 - 873 |
| теплоэлектроцентрали | 352 | 385 | 385 - 403 | 441 - 447 | 478 - 505 |
| Структура производства электроэнергии (процентов): | |||||
| атомные электростанции | 15,7 | 15,7 | 17,6 - 18,3 | 18,2 - 18,3 | 19,7 - 19,8 |
| генерирующие объекты, использующие возобновляемые источники энергии, и гидроаккумулирующие электростанции | 18,3 | 16,1 | 16 - 17,1 | 15,4 - 16,6 | 17,7 - 19,1 |
| конденсационные электростанции | 29,1 | 31,1 | 28,2 - 34 | 32 - 38,1 | 34,4 - 39,5 |
| теплоэлектроцентра-ли | 36,9 | 37,1 | 32,4 - 36,4 | 28,3 - 33,1 | 21,6 - 28,1 |
Прогноз поэтапного изменения установленной мощности электростанций России по видам генерации на период до 2030 года
(млн. кВт) | |||||
2005 год (факт) | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | |
| Установленная мощность - всего | 216,3 | 224,9 | 239 - 267 | 275 - 315 | 355 - 445 |
| в том числе: | |||||
| атомные электростанции | 23,7 | 23,8 | 28 - 33 | 37 - 41 | 52 - 62 |
| генерирующие объекты, использующие возобновляемые источники энергии, и гидроаккумулирующие электростанции | 46,2 | 47,2 | 55 - 59 | 66 - 73 | 91 - 129 |
| конденсационные электростанции | 67,1 | 68,4 | 67 - 83 | 73 - 103 | 100 - 148 |
| теплоэлектроцентрали | 79,3 | 85,5 | 89 - 92 | 98 - 99 | 106 - 112 |
(млн. тонн условного топлива) | |||||
2005 год (факт) | 2008 год (факт) | 1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | |
| Суммарная потребность в топливе | 286 | 304 | 296 - 333 | 348 - 388 | 416 - 460 |
| в том числе: | |||||
| газ | 194 | 214 | 210 - 222 | 233 - 237 | 265 - 266 |
| твердое топливо(уголь и прочее) | 77 | 79 | 74 - 101 | 97 - 137 | 131 - 185 |
| мазут | 8 | 5 | 5 - 6 | 6 - 7 | 6 - 7 |
Прогноз капитальных вложений, необходимых для развития электроэнергетики России на период до 2030 года
(млрд. долларов США, в ценах 2007 года) | ||||
1-й этап | 2-й этап | 3-й этап | 2009 - 2030 годы - всего | |
| Капиталовложения в электроэнергетику | 122 - 126 | 110 - 233 | 340 - 529 | 572 - 888 |
| в том числе: | ||||
| атомные электростанции | 29 - 30 | 13 - 28 | 58 - 81 | 100 - 139 |
| гидроэлектростанции мощностью более 25 МВт и гидроаккумулирующие электростанции | 17 - 18 | 8 - 15 | 30 - 92 | 55 - 125 |
| тепловые электростанции (конденсационные электростанции и теплоэлектроцентрали) | 32 - 33 | 46 - 112 | 122 - 145 | 200 - 290 |
| сети | 44 - 45 | 43 - 78 | 130 - 211 | 217 - 334 |