Приложение 3. Индикаторы стратегического развития минерально-сырьевой базы топливно-энергетического комплекса на период до 2030 года
Приложение N 3
к Энергетической стратегии России
на период до 2030 года 
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 0,5 - 0,8 1 - 1,5 2 - 3
балансовых запасов
Доля балансовых запасов угля, 48 - 50 55 - 58 60 - 65
экономически эффективных для
извлечения согласно мировым
стандартам
Прирост запасов и ресурсов урана
Обеспечение прироста запасов к 2030 году в объеме (тыс. тонн):
С - 150, С - 300; прогнозных ресурсов - Р - 1200, Р - 2000, Р - 1700
1 2 1 2 3
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Индикаторы стратегического развития нефтяного комплекса
на период до 2030 года
──────────────────────────────────┬─────────┬──────────┬─────────┬─────────
Индикаторы/направления │2008 год │ 1-й этап │2-й этап │3-й этап
│ (факт) │ │ │
──────────────────────────────────┴─────────┴──────────┴─────────┴─────────
Эффективность недропользования
Коэффициент извлечения нефти 30 30 - 32 32 - 35 35 - 37
Добыча нефти
Доля Восточной Сибири и Дальнего 3 10 - 12 12 - 14 18 - 19
Востока в добыче нефти
(процентов)
Транспортировка нефти
Прирост мощности магистральных 2 36 - 52 61 - 67 65 - 70
трубопроводов для поставок нефти
в дальнее зарубежье (процентов к
2005 году)
Нефтепереработка
Глубина переработки нефти 72 79 82 - 83 89 - 90
(процентов)
Выход светлых нефтепродуктов 57 64 67 - 68 72 - 73
(процентов)
Индекс комплексности Нельсона 4,3 6 6,5 8,5
(единиц)
Душевое потребление 0,5 1 1,1 - 1,3 -
нефтепродуктов (тонн/человек) 1,3 1,6
Экспорт нефти и нефтепродуктов
Доля восточного направления в 8 10 - 11 14 - 15 22 - 25
общем объеме экспорта нефти и
нефтепродуктов (процентов)
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Индикаторы стратегического развития газовой промышленности
на период до 2030 года
──────────────────────────────────┬─────────┬──────────┬─────────┬─────────
Индикаторы/направления │2008 год │ 1-й этап │2-й этап │3-й этап
│ (факт) │ │ │
──────────────────────────────────┴─────────┴──────────┴─────────┴─────────
Добыча газа
Доля новых районов в суммарных 2 13 - 14 21 - 23 38 - 39
объемах добычи (процентов)
в том числе:
Ямал - 6 9 23 - 24
Восточная Сибирь и Дальний 2 7 - 8 12 - 14 15
Восток
Доля независимых производителей 17 20 25 - 26 27
газа и вертикально
интегрированных нефтяных
компаний в суммарных объемах
добычи (процентов)
Транспортировка газа
Рост протяженности магистральных 3 8 - 10 13 - 15 20 - 23
газопроводов (в процентах
к уровню 2005 года)
Доля реконструированных 4 10 - 11 12 - 13 25 - 26
действующих газопроводов
(процентов) в общей
протяженности Единой системы
газоснабжения
Экспорт газа
Доля стран Азиатско- - 11 - 12 16 - 17 19 - 20
Тихоокеанского региона в
структуре экспорта (процентов)
Доля сжиженного природного газа - 4 - 5 10 - 11 14 - 15
в структуре экспорта (процентов)
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Индикаторы стратегического развития угольной промышленности
на период до 2030 года
──────────────────────────────────┬─────────┬─────────┬──────────┬─────────
Индикаторы/направления │2008 год │1-й этап │ 2-й этап │3-й этап
│ (факт) │ │ │
──────────────────────────────────┴─────────┴─────────┴──────────┴─────────
Добыча и транспортировка угля
Удельный вес вновь вводимых 4 5 - 6 15 - 20 25 - 30
мощностей по добыче в общем
объеме добычи угля (процентов)
Доля Восточных регионов страны 33 38 - 39 41 - 42 46 - 47
(Канско-Ачинский бассейн,
Восточная Сибирь, Дальний
Восток) в общем объеме добычи
угля (процентов)
Объем мощностей угольных 110 125 150 175
терминалов морских портов
(в процентах к 2005 году)
Переработка угля
Охват обогащением каменного 32 35 - 40 55 - 60 65 - 70
энергетического угля (процентов)
Калорийный эквивалент 0,62 0,65 0,7 0,75
потребляемого на внутреннем
рынке угольного топлива
Научно-технический прогресс и инновации
Удельный вес прогрессивных
технологий добычи в общем объеме
добычи угля:
подземный способ 25 35 - 40 55 - 60 65 - 70
("шахта-лава")
открытый способ 20 30 - 35 40 - 50 60
(поточная и поточно-цикличная)
Доля угля, используемая для - - 1,5 5 - 8
получения продуктов глубокой
переработки угля, в общем объеме
добычи угля (процентов)
Экономическая эффективность угольной промышленности
Прирост добычи на одного 110 150 250 - 375 -
занятого в отрасли (в 260 420
процентах к 2005 году)
Темпы роста нагрузки на очистной 120 135 - 200 - 400 -
забой (в процентах к 2005 году) 140 250 450
Экологическая эффективность угольной промышленности
Уровень рекультивации земель 50 60 65 - 70 100
от годового нарушения
(процентов)
Уровень сброса загрязненных 87 80 - 85 70 - 60 30 - 35
сточных вод относительно
общего сброса (процентов)
Коэффициент водооборота 0,7 0,73 0,8 - 0,9 -
0,85 0,95
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Индикаторы стратегического развития электроэнергетики
на период до 2030 года
──────────────────────────────────┬─────────┬─────────┬──────────┬─────────
Индикаторы/направления │2008 год │1-й этап │ 2-й этап │3-й этап
│ (факт) │ │ │
──────────────────────────────────┴─────────┴─────────┴──────────┴─────────
Производство электроэнергии
Доля нетопливных источников 32,5 не менее не менее не менее
энергии в структуре производства 34 35 38
электроэнергии (процентов)
Топливообеспечение тепловых электростанций
Доля газа в структуре 70,3 70 - 71 65 - 66 60 - 62
топливообеспечения (процентов)
Доля угля в структуре 26 25 - 26 29 - 30 34 - 36
топливообеспечения (процентов)
Энергетическая безопасность и надежность электроснабжения
Вероятность бездефицитной работы 0,9960 не менее не менее не менее
энергосистем России 0,9990 0,9991 0,9997
Эффективность электроэнергетики
Коэффициент полезного действия 34 не менее не менее не менее
угольных электростанций 35 38 41
(процентов)
Коэффициент полезного действия 38 не менее не менее не менее
газовых электростанций 45 50 53
(процентов)
Коэффициент полезного действия 32 не менее не менее не менее
атомных электростанций 32 34 36
(процентов)
Удельные расходы топлива на 333 не более не более не более
отпуск электроэнергии от (99) 315 (94) 300 (90) 270 (81)
тепловых электростанций, граммов
условного топлива/кВт·ч (в
процентах к 2005 году)
Потери в электрических сетях 13 не более не более не более
(процентов отпуска 12 10 8
электроэнергии в сеть)
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Индикаторы стратегического развития теплоснабжения
на период до 2030 года
──────────────────────────────────┬─────────┬─────────┬──────────┬─────────
Индикаторы/направления │2008 год │1-й этап │ 2-й этап │3-й этап
│ (факт) │ │ │
──────────────────────────────────┴─────────┴─────────┴──────────┴─────────
Энергетическая безопасность и надежность теплоснабжения
Частота отключений 0,27 не более не более не более
теплоснабжения, 1/год 0,25 0,20 0,15
Частота нарушений теплоснабжения 0,06 не более не более не более
по вине источников, 1/(источник· 0,05 0,03 0,01
год)
Обновление тепловых сетей 2 не менее не менее не менее
(процентов общей протяженности 10 40 90
сетей)
Инновационное развитие теплоснабжения
Доля систем, оснащенных новыми 10 не менее не менее 100
высокоэффективными технологиями 40 80
эксплуатации (процентов)
Эффективность теплоснабжения
Коэффициент полезного 5 не менее не менее не менее
использования тепла топлива на 15 40 50
теплоэлектроцентралях
(в процентах к 2005 году)
Средний удельный расход топлива 99 не более не более не более
в котельных (в процентах к 2005 98 94 90
году)
Повышение энергоэффективности 5 не менее не менее не менее
зданий (в процентах к 2005 году) 10 30 50
Уровень тепловых потерь 19 не более не более не более
(процентов общего производства 16 13 8 - 10
тепла)
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────
