Executive Summary of WEO-2011 focus on Russia Energy ...

O СНОВНЫЕ П О Л ОЖ Е Н И Я 

WORLD 

ENERGY 

2 

0 

11 

OUTLOOK 

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ 

РОССИЙСКОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

WORLD 

ENERGY 

2 

0 

11 

OUTLOOK 

OСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ 

Russian translation

МЕЖДУНАРОДНОЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ АГЕНТСТВО 

В компетенцию МЭА с момента основания и до сегодняшнего дня входят два направления 

деятельности: поддержка энергетической безопасности стран-членов путем коллективного реагирования 

на перебои в поставках нефти, а также исследование и анализ путей обеспечения 28 стран – членов 

МЭА и других стран надежной, доступной и чистой энергией. МЭА осуществляет комплексную программу 

сотрудничества в области энергетики среди стран-членов, каждая из которых обязана иметь запасы нефти в 

объеме не менее 90 дней своего чистого импорта. Цели Агентства включают следующее: 

• Обеспечение странам-членам организации доступа к надежным и достаточным запасам всех видов 

энергоносителей, в частности путем поддержания системы эффективного реагирования на чрезвычайные 

ситуации в поставках нефти и нефтепродуктов. 

• Поддержка рациональной энергетической политики, стимулирующей экономическое развитие и 

охрану окружающей среды в глобальных масштабах, в частности в отношении уменьшения выбросов 

парниковых газов, которые вносят свой вклад в изменение климата. 

• Повышение информационной открытости международных рынков энергоресурсов путем сбора и 

анализа данных. 

• Поддержка сотрудничества в мировых масштабах в сфере энергетических технологий с целью 

обеспечить поставки нефти в будущем и смягчить их влияние на окружающую среду, в том 

числе посредством повышения энергоэффективности, а также разработки и широкого 

использования низкоуглеродных технологий. 

• Решение глобальных энергетических проблем путем договоренностей и диалога 

со странами, не являющимися членами организации, промышленными 

предприятиями, международными организациями и другими 

заинтересованными сторонами. 

Страны–члены МЭА: 

© OECD/IEA, <strong>2011</strong> 

International Energy Agency 

9 rue de la Fédération 

75739 Paris Cedex 15, France 

www.iea.org 

Пожалуйста, обратите внимание, что 

использование и распространение этой 

публикации имеет особые ограничения. 

Положения и условия изложены здесь: 

www.iea.org/about/copyright.asp 

Австралия 

Австрия 

Бельгия 

Великобритания 

Венгрия 

Германия 

Греция 

Дания 

Ирландия 

Испания 

Италия 

Канада 

Люксембург 

Нидерланды 

Новая Зеландия 

Норвегия 

Польша 

Португалия 

Республика Корея 

Словацкая Республика 

США 

Турция 

Финляндия 

Франция 

Чешская Республика 

Швейцария 

Швеция 

Япония 

Европейская Комиссия 

также участвует в работе МЭА.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ 

«Если мы не свернем с пути в ближайшее время, то в конце концов 

окажемся там, куда шли» 

Признаков столь необходимых изменений в тенденциях развития мировой энергетики 

практически не наблюдается. Несмотря на то что стабилизация мировой экономики с 

2009 года имела скачкообразный характер и перспективы дальнейшего развития экономики 

так и остались неопределенными, всемирный спрос на первичные энергоресурсы в 2010 году 

вырос на 5%, и, соответственно, выбросы СО 2 

вышли на новый уровень. Субсидии, поощряющие 

расточительное потребление ископаемого топлива, увеличились до свыше 400 миллиардов 

долларов США. Остается неприемлемо высоким количество людей, не имеющих доступа 

к электричеству, – 1,3 млрд человек или около 20% мирового населения. Несмотря на то 

что повышение энергоэффективности во многих странах является приоритетной задачей, 

показатель энергоемкости в мире ухудшается второй год подряд. На этом не особо радужном 

фоне события, произошедшие на атомной электростанции «Фукусима Даичи», и беспорядки 

в некоторых районах Ближнего Востока и Северной Африки (MENA) поставили под сомнение 

надежность поставок энергоресурсов. В то же время в центре внимания правительств оказалась 

проблема сохранения целостности государственных финансовых систем, отодвинув на второй 

план энергетическую политику и ограничив средства для стратегического воздействия. Такая 

ситуация не предвещает ничего хорошего для поставленных целей по предотвращению 

глобального изменения климата. 

<strong>WEO</strong> <strong>2011</strong> оценивает потенциальные угрозы и возможности, стоящие перед глобальной 

энергетической системой, основываясь на тщательном количественном анализе тенденций 

развития энергетики и климатической политики. Анализ включает три глобальных сценария 

и многочисленные ситуационные исследования. Основным сценарием этого <strong>WEO</strong> является 

Сценарий новых стратегий, который предполагает, что последние обязательства правительств 

будут осуществляться осмотрительно, даже если они еще не подкреплены решительными 

мерами. Сравнение с результатами Сценария нынешних стратегий, не предусматривающего 

использования новых дополнительных стратегий, кроме тех, которые были в действии к 

середине <strong>2011</strong> года, показывает затратность этих обязательств и планов. С другой стороны, 

сравнение также информативно для Сценария 450, который отталкивается от принятой на 

международном уровне цели ограничить долгосрочный рост средней мировой температуры 

до двух градусов по Цельсию (2°С) выше уровня доиндустриального периода и определяет 

возможный путь к достижению этой цели. Большая разница в результатах между этими 

тремя сценариями подчеркивает решающую роль правительств в определении целей и 

реализации стратегий, необходимых для формирования нашего энергетического будущего. 

Временная неопределенность не изменит долгосрочную картину 

Несмотря на неопределенность перспектив краткосрочного экономического роста, спрос на 

энергоресурсы в Сценарии новых стратегий стабильно растет, увеличиваясь на одну треть с 

2010 по 2035 год. Если предположить, что мировое население увеличится до 1,7 млрд человек, 

а среднегодовой рост мировой экономики составит 3,5%, в результате получим непрерывно 

растущий спрос на энергетические услуги и средства передвижения. Более низкие, чем 

предполагаемые в данном <strong>WEO</strong>, темпы роста мирового ВВП в краткосрочной перспективе 

лишь незначительно повлияют на долгосрочные тенденции развития. 

Основные положения 

3

Динамика энергетических рынков все больше определяется странами, не входящими в ОЭСР. 

На эти страны приходится 90% прироста населения, 70% увеличения объема производства и 90% 

прироста спроса на энергоресурсы за период с 2010 по 2035 год. Китай укрепляет свои позиции 

крупнейшего потребителя энергоресурсов в мире: в 2035 году его энергопотребление почти на 

70% превысит показатели США (второй по величине потребитель энергии в мире). Однако даже 

в этом случае потребление энергоресурсов на душу населения в Китае не достигнет и половины 

уровня Соединенных Штатов. Темпы роста энергопотребления в Индии, Индонезии, Бразилии 

и на Среднем Востоке опережают даже Китай. 

Глобальные инвестиции в инфраструктуру энергетических поставок в период с <strong>2011</strong> по 

2035 год должны составить 38 трлн долларов США (по курсу доллара 2010 года). Почти две 

трети от общего объема инвестиций приходится на страны, не входящие в ОЭСР. Нефтегазовый 

сектор потребует почти 20 трлн долларов США капиталовложений, поскольку необходимость 

инвестиций в разработку месторождений и добычу сырья, равно как и связанные с этим 

затраты, растут в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Основная часть оставшихся 

капиталовложений будет востребована электроэнергетическим сектором, причем более 40% 

уйдет на сети электропередач и распределительные сети. 

Эра ископаемых видов топлива еще далека от завершения, но их позиции ослабевают. 

Спрос на все виды энергоносителей растет, но доля ископаемых видов топлива в мировом 

потреблении первичных энергоресурсов незначительно уменьшится с 81% в 2010 году до 75% 

в 2035 году. Тем не менее природный газ – единственный вид ископаемого топлива, доля 

которого в мировом энергетическом балансе растет на протяжении всего периода до 2035 года. 

В секторе электроэнергетики на возобновляемые источники энергии во главе с гидро- и 

ветроэнергетикой будет приходиться половина новых мощностей, введенных в действие для 

удовлетворения растущего спроса. 

Мы движемся в верном направлении, но окно возможностей 

ограничить рост температуры на 2°С закрывается 

Мы не можем позволить себе откладывать дальнейшие действия по борьбе с изменением 

климата. Как показывает анализ, проведенный в Сценарии 450, это невозможно если мы 

хотим реализовать долгосрочную цель и ограничить рост средней мировой температуры на 2°С 

при оправданных затратах. В Сценарии новых стратегий мир находится на пути, при котором 

уровень выбросов приведет к долгосрочному повышению температуры в среднем более чем 

на 3,5°C. Без этих новых стратегий мы находимся на еще более опасном пути – к повышению 

температуры на 6°С и более. 

Согласно Сценарию 450, четыре пятых от общего допустимого в 2035 году количества 

выбросов СО 2 

, связанных с энергопользованием, уже «зафиксированы» в существующих 

основных фондах (электростанции, здания, заводы и т.д.). Если до 2017 года не предпринять 

решительных действий, то энергетическая инфраструктура, которая будет существовать в то 

время, исчерпает весь лимит выбросов СО 2 

, предусмотренный Сценарием 450 до 2035 года. 

В таком случае не останется места для дополнительных электростанций, заводов и других 

объектов инфраструктуры, если только они не будут безуглеродными, что потребует огромных 

финансовых вложений. Промедление не принесет никакой экономии: каждый доллар 

инвестиций, не поступивших в электроэнергетику до 2020 года, обернется дополнительно 

4,3 долларами, вложенными после 2020 года, чтобы компенсировать рост выбросов. 

4 World Energy Outlook <strong>2011</strong>

Новые меры по повышению энергоэффективности действуют, но требуется гораздо больше. 

Благодаря более жестким стандартам во всех секторах и частичному отказу от субсидий на 

ископаемые виды топлива, энергоэффективность в Сценарии новых стратегий повышается в 

2 раза быстрее, чем на протяжении последних двух с половиной десятилетий. В Сценарии 450 

необходимы еще более высокие темпы изменений, а на повышение эффективности приходится 

половина дополнительного сокращения выбросов. Наиболее важный вклад в обеспечение 

энергетической безопасности и достижение климатических целей вносят энергоресурсы, 

которые не были потреблены. 

Растущий спрос в транспортном секторе и увеличивающиеся 

расходы на освоение месторождений и добычу сырья 

подтверждают конец эры дешевой нефти 

Временное напряжение на нефтяных рынках может ослабнуть вследствие более медленного 

экономического роста и ожидаемого возвращения на рынок ливийской нефти, но динамика 

спроса и предложения продолжает оказывать сильное влияние на цены. По нашим 

предположениям, в Сценарии новых стратегий средняя цена импортированной сырой нефти 

для стран МЭА останется высокой, приближаясь к 120 долларам США за баррель в 2035 году (по 

курсу доллара 2010 года), т.е. более 210 долларов за баррель в номинальном выражении, хотя 

на практике волатильность цен, вероятно, сохранится. 

Весь чистый рост спроса на нефть происходит в транспортном секторе стран с быстро 

развивающейся экономикой, поскольку вместе с экономическим ростом повышается спрос 

на индивидуальные транспортные средства и грузоперевозки. Потребность в нефти (за 

исключением биотоплива) повышается с 87 миллионов баррелей в день (млн барр./день) 

в 2010 году до 99 млн барр./день в 2035 году. Общее количество легковых автомобилей 

увеличится вдвое, достигнув почти 1,7 млрд в 2035 году. Продажи автомобилей на рынках 

стран, не входящих в ОЭСР, к 2020 году достигнут объемов продаж в странах ОЭСР, при этом 

до 2015 года основные центры автомобильного производства переместятся в страны, не 

входящие в ОЭСР. Потребление нефти будет расти, несмотря на впечатляющие результаты 

в сфере экономии топлива, которых удалось достичь во многих регионах, в частности для 

легковых автомобилей в Европе и для тяжелых грузовиков в Соединенных Штатах. Появляются 

альтернативные автомобильные технологии, использующие нефть гораздо эффективней или 

вообще не использующие ее (например, электромобили), но им необходимо время, чтобы 

стать рентабельными и выйти на рынки. В условиях ограниченных возможностей по замене 

нефти в качестве транспортного топлива, концентрация спроса на нее в транспортном секторе 

делает спрос менее чувствительным к изменениям цен на нефть (особенно там, где существуют 

субсидии на нефтепродукты). 

Стоимость поставки нефти на рынок растет, поскольку нефтяные компании вынуждены 

обращаться к более дорогостоящим и сложным для разработки источникам, чтобы 

компенсировать утраченные мощности и удовлетворить растущий спрос. Традиционное 

производство сырой нефти (крупнейший компонент нефтепоставок) остается на текущем уровне 

и к 2035 году незначительно спадает примерно до 68 млн барр./день. Чтобы компенсировать 

спад добычи сырой нефти на существующих месторождениях, потребуется дополнительный 

валовой рост мощностей в размере 47 млн барр./день, т.е. вдвое больше, чем сегодня 

добывается во всех странах ОПЕК на Ближнем Востоке. В то же время в объемах нефтедобычи 

растет доля газоконденсатной жидкости (более 18 млн барр./день в 2035 году) и нетрадиционных 

источников (10 млн барр./день). Самый большой рост нефтедобычи произойдет в Ираке, за 

Основные положения 5

ним следуют Саудовская Аравия, Бразилия, Казахстан и Канада. Субсидирование биотоплива в 

размере 1,4 трлн долларов США в течение прогнозируемого периода будет стимулировать его 

поставки – они увеличатся втрое, достигнув более 4 млн барр./день. 

Импорт нефти в США, которые на сегодняшний день являются крупнейшим импортером 

в мире, будет падать по мере сокращения спроса. Этому будет способствовать повышение 

энергоэффективности и разработка новых месторождений, таких как легкая нефть из 

малопроницаемых пластов. Однако растущая зависимость от импорта нефти в других странах 

усилит озабоченность по поводу стоимости импорта и надежности поставок. В 2035 году 

азиатские страны, не входящие в ОЭСР, будут импортировать четыре пятых потребляемой 

нефти, в то время как в 2010 году этот показатель составил чуть больше половины. Во всем мире 

растет зависимость от относительно небольшого числа производителей, в основном в регионе 

MENA; при этом нефть поставляется по уязвимым маршрутам поставок. В целом этот регион 

обеспечит более 90% необходимого мирового роста нефтедобычи, вследствие чего доля ОПЕК 

в мировой добыче нефти превысит 50% в 2035 году. 

Недостаточные инвестиции в освоение месторождений и добычу сырья в регионе MENA могут 

иметь далеко идущие последствия для мировых энергетических рынков. Такой дефицит может 

возникнуть в результате целого ряда факторов, в том числе более высоких предполагаемых 

инвестиционных рисков, целенаправленных политических стратегий правительств, стремящихся 

замедлить развитие добывающих мощностей, или ограничения денежных потоков в освоение 

месторождений и добычу сырья в связи с приоритетностью расходов на другие государственные 

программы. Если в период с <strong>2011</strong> по 2015 год инвестиции в регионе MENA будут на треть 

ниже, чем 100 млрд долларов США в год, предполагаемых в Сценарии новых стратегий, то в 

ближайшем будущем потребители могут столкнуться с существенным ростом цен на нефть до 

150 долларов США за баррель (по курсу доллара 2010 года). 

Многообещающие перспективы для природного газа 

Гораздо меньше неопределенности в перспективах для природного газа: факторы, как со 

стороны спроса, так и предложения указывают на блестящее будущее и даже золотую эру 

природного газа. <strong>WEO</strong> <strong>2011</strong> подтверждает основные выводы специального доклада <strong>WEO</strong>, 

изданного в июне <strong>2011</strong> года: потребление газа растет во всех трех сценариях, что еще раз 

свидетельствует об успешности этого вида топлива при самом широком спектре стратегических 

направлений развития в будущем. В Сценарии новых стратегий спрос на газ практически 

сравняется со спросом на уголь, при этом 80% дополнительного спроса поступит со стороны 

стран, не входящих в ОЭСР. Политика диверсификации топлива способствует значительному 

увеличению объемов использования газа в Китае. Такой рост спроса удовлетворяется за счет 

роста внутренней добычи и торговли сжиженным природным газом (СПГ), а также благодаря 

увеличению импорта евразийскими трубопроводами. Торговля газом в мире увеличится вдвое, 

при этом более одной трети прироста приходится на Китай. Россия останется крупнейшим 

производителем газа в 2035 году и станет основным источником роста мировых поставок; за 

ней последуют Китай, Катар, США и Австралия. 

Нетрадиционный газ сегодня составляет половину расчетной базы природных ресурсов 

газа. Его месторождения рассредоточены на гораздо большей территории, чем 

традиционные ресурсы, что может позитивно повлиять на надежность газоснабжения. 

Доля нетрадиционного газа вырастет до одной пятой от общей добычи газа к 2035 году, хотя 

темпы этого роста значительно варьируются по регионам. Рост объемов производства будет 

также зависеть от того, насколько успешно газовая промышленность справится с решением 


экологических проблем: золотая эра газа потребует безукоризненных стандартов добычи. 

Природный газ является самым чистым из ископаемых видов топлива, однако более широкое 

использование газа само по себе (без улавливания и хранения углерода) не сможет поставить 

нас на путь сокращения выбросов углерода, который приведет к ограничению роста средней 

мировой температуры до 2° C. 

Возобновляемые источники энергии выходят на передний план 

Доля возобновляемых источников энергии (исключая большую гидроэлектроэнергетику) в 

производстве электроэнергии увеличится с 3% в 2009 году до 15% в 2035 году. Этому будет 

способствовать почти пятикратное увеличение ежегодных субсидий, которые достигнут 

180 млрд долларов США. Экспансию возобновляемых источников энергии возглавят Китай и 

Европейский Союз, где будет возведено около половины новых мощностей. Хотя ожидается, что 

стоимость субсидий на единицу продукции будет уменьшаться, большинство возобновляемых 

источников энергии будут нуждаться в постоянной поддержке в течение прогнозируемого 

периода, чтобы конкурировать на рынках электроэнергии. Несмотря на значительные 

субсидии, ожидается, что это принесет долгосрочные выгоды с точки зрения энергетической 

безопасности и охраны окружающей среды. Рост потребления электричества, производимого 

из возобновляемых источников, которые иногда находятся в отдаленных местах, потребует 

дополнительных инвестиций в сети электропередач в размере 10% от общего объема 

инвестиций в сети электропередач. В Европейском Союзе эти дополнительные инвестиции 

составят 25% от всех инвестиций в сети электропередач. Вклад гидроэлектроэнергетики в 

мировое производство электроэнергии остается стабильным на уровне примерно 15%. Почти 

половина новых мощностей в объеме 680 гигаватт будет построена в Китае, Индии и Бразилии. 

Будем кружить на месте или мчаться на всех парах навстречу углю 

За последнее десятилетие доля угля в глобальном спросе на энергоресурсы выросла почти 

вдвое. Изменится ли эта тенденция, и как быстро это произойдет – вот наиболее важные 

вопросы для будущего мировой энергетической системы. При сохранении нынешней 

политики потребление угля вырастет еще на 65% к 2035 году. Таким образом, уголь обгонит 

нефть, которая сегодня занимает лидирующие позиции в мировом энергетическом балансе. В 

Сценарии новых стратегий глобальное использование угля растет в течение следующих десяти 

лет, но затем останавливается на отметке, превышающей уровень 2009 года на 25%. Реализация 

Сценария 450 предусматривает, что потребление угля достигнет своей высшей точки задолго 

до 2020 года, а затем пойдет на спад. Диапазон прогнозов спроса на уголь в 2035 году во всех 

трех сценариях сопоставим с объемом всемирного спроса на уголь в 2009 году. Таким образом, 

последствия выбора политических стратегий и технологий для глобального климата огромны. 

Китай потребляет почти половину угля в мире, а пятилетний план развития страны на 

<strong>2011</strong>‐2015 годы, направленный на снижение энергоемкости и углеродоемкости экономики, 

станет определяющим фактором для мировых рынков угля. Превращение Китая в неттоимпортера 

угля в 2009 году привело к росту цен и новым инвестициям в странах-экспортерах, 

в том числе в Австралии, Индонезии, России и Монголии. В Сценарии новых стратегий 

основный рынок продажи угля продолжает смещаться из Атлантического в Тихоокеанский 

регион, но масштабы и направления потоков международной торговли являются весьма 

неопределенными, особенно после 2020 года. Китаю нужен лишь относительно небольшой 

сдвиг спроса или предложения на внутреннем рынке, чтобы снова стать нетто-экспортером, 

конкурирующим за рынки со странами, которые в настоящее время инвестируют в обеспечение 


его потребностей. Потребление угля Индией удваивается в Сценарии новых стратегий. Таким 

образом, Индия вытесняет США в качестве второго по величине потребителя угля в мире и 

становится крупнейшим импортером угля в 2020‐х годах. 

Широкомасштабное внедрение более эффективных угольных электростанций и технологий 

улавливания и хранения углерода (CCS) может улучшить долгосрочные перспективы 

для угля, однако на этом пути еще остаются значительные препятствия. Если бы средняя 

эффективность всех угольных электростанций была на пять процентов выше, чем в Сценарии 

новых стратегий в 2035 году, такой форсированный отказ от наименее эффективных технологий 

сжигания сократил бы выбросы СО 2 

от энергетического сектора на 8% и привел бы к сокращению 

локального загрязнения. Переход к более эффективным технологиям на новых уголных 

электростанциях потребует относительно небольших дополнительных инвестиций, однако 

повышение уровня эффективности на существующих электростанциях обойдется значительно 

дороже. В Сценарии новых стратегий использование технологий CCS сыграет важную роль 

только в конце прогнозируемого периода. Тем не менее в Сценарии 450 CCS является одним 

из главных вариантов борьбы с выбросами, который обеспечит почти одну пятую необходимых 

дополнительных объемов сокращения выбросов. Без широкомасштабного применения 

технологий CCS в 2020‐х годах другим низкоуглеродным технологиям будет чрезвычайно 

сложно обеспечить сокращение выбросов, необходимое для реализации глобальных целей 

климатической политики. 

Изменение планов относительно атомной энергетики будет 

иметь далеко идущие последствия 

События на АЭС «Фукусима Даичи» поставили под сомнение роль атомной энергетики в 

будущем, хотя и не повлияли на политику в Китае, Индии, России и Корее – странах, которые 

активно наращивают атомные мощности. В Сценарии новых стратегий доля атомной энергетики 

вырастет на более чем 70% на протяжении периода до 2035 года, что лишь немногим меньше, 

чем прогнозировалось в прошлом году. Однако мы также изучаем возможные последствия 

более радикального отказа от использования ядерной энергии в исследовании Low Nuclear 

Case (Сокращение использования ядерной энергии). В нем предполагается, что страны ОЭСР 

прекратят строительство новых реакторов, а страны, не входящие в Организацию, возведут 

только половину дополнительных мощностей, прогнозируемых Сценарием новых стратегий. 

В то же время сократится срок службы существующих атомных мощностей. Несмотря на то что 

такое низкоядерное будущее создаст более благоприятные возможности для возобновляемых 

источников энергии, оно также будет способствовать увеличению спроса на ископаемые виды 

топлива: рост глобального спроса на уголь вдвое превысит экспорт энергетических углей 

из Австралии, а рост спроса на газ составит две трети текущего экспорта природного газа из 

России. В конечном итоге цены на энергоносители будут расти, усилится обеспокоенность по 

поводу энергетической безопасности, борьба с изменением климата осложнится, а расходы 

на нее возрастут. Последствия будут особенно тяжелыми для тех стран, которые, располагая 

ограниченным запасом национальных энергетических ресурсов, планировали активно 

использовать атомную энергетику. Кроме того, странам с быстро растущей экономикой станет 

значительно сложнее удовлетворять свои увеличивающиеся потребности в электроэнергии. 

Мир нуждается в российских энергоресурсах, в то время как Россия 

нуждается в повышении энергоэффективности 

Благодаря значительным энергетическим ресурсам Россия продолжает оставаться 

краеугольным камнем мировой энергетической системы на протяжении ближайших 

десятилетий. Может показаться, что предполагаемый высокий спрос и цены на ископаемые 


виды топлива в мире гарантируют России благоприятные перспективы, однако задачи, стоящие 

перед этой страной в энергетическом секторе, во многих отношениях не менее впечатляющи, 

чем размер ее ресурсов. Основные разрабатываемые нефтяные и газовые месторождения 

России в Западной Сибири будут истощаться, возникнет необходимость разрабатывать новое 

поколение более дорогостоящих месторождений, как в традиционных секторах выработки 

в Западной Сибири, так и на новых рубежах Восточной Сибири и Арктики. Чтобы обеспечить 

надлежащие стимулы для инвестиций, России потребуется налоговый режим, адаптирующихся 

к условиям разных проектов. Добыча нефти стабилизируется на уровне около 10,5 млн барр./ 

день, а затем незначительно снизится до 9,7 млн барр./день в 2035 году. Добыча газа увеличится 

на 35% до 860 миллиардов кубических метров в 2035 году, при этом полуостров Ямал станет 

новой точкой опоры для российских поставок. 

По мере изменения географии добычи российской нефти и газа изменяется и география 

экспорта. Основная часть российского экспорта продолжает поступать в западном направлении 

на традиционные рынки в Европе, но сдвиг в сторону азиатских рынков набирает обороты. В 

результате российские доходы от экспорта становятся более разнообразными: доля Китая в 

общем объеме доходов России от экспорта ископаемых видов топлива увеличивается с 2% в 

2010 году до 20% в 2035 году, в то время как доля Европейского Союза падает с 61% до 48%. 

Россия стремится создать более эффективную экономику, менее зависимую от нефти и газа, но 

для этого должна ускорить темпы изменений. Если бы Россия увеличила энергоэффективность 

каждого сектора экономики до уровней, существующих в сопоставимых странах ОЭСР, она 

могла бы сэкономить почти треть своего годового потребления первичных энергоресурсов – 

объем, аналогичный годовому энергопотреблению Соединенного Королевства. Потенциал 

экономии одного только природного газа в объеме 180 млрд кубометров близок к объему 

чистого экспорта России в 2010 году. Согласно нашему анализу, новые стратегии в области 

энергоэффективности и продолжающиеся реформы цен на газ и электроэнергию несколько 

поправят ситуацию, но они позволят лишь частично освоить потенциал энергоэффективности 

страны. Форсированная реализация планов по повышению эффективности и реформ на 

энергетическом рынке может ускорить модернизацию экономики России, тем самым ослабив 

ее зависимость от изменения мировых цен на сырьевые товары. 

Обеспечение всего населения энергоресурсами будет отнюдь не 

столь дорогостоящим 

По нашим оценкам, в 2009 году глобальные инвестиции в обеспечение первоначального 

доступа к современным энергетическим ресурсам составили около 9 миллиардов долларов 

США. Однако чтобы обеспечить всеобщий доступ к энергии к 2030 году, необходимо ежегодно 

инвестировать сумму в пять раз выше указанной – 48 миллиардов долларов. Предоставление 

доступа к источникам энергии всему населению Земли к 2030 году является основной целью, 

заявленной Генеральным секретарем ООН. На сегодняшний день 1,3 миллиарда человек 

лишены доступа к электричеству и 2,7 миллиарда человек продолжают использовать 

традиционную биомассу для приготовления пищи. Объем необходимых инвестиций составляет 

примерно 3% от общего количества инвестиций в энергетику к 2030 г. Согласно прогнозам, без 

этого увеличения глобальная картина в 2030 году практически не изменится по сравнению с 

сегодняшним днем, а в странах Африки южнее Сахары ситуация только ухудшится. Некоторые 

существующие политические стратегии, направленные на помощь беднейшему населению, не 

достигают своей цели. Только 8% субсидий, выделенных на потребление ископаемых видов 

топлива в 2010 году, пошли на нужды 20% самых малообеспеченных слоев населения. 


В мире растет обеспокоенность проблемой доступа к энергоресурсам. ООН объявила 

2012 год «Международным годом устойчивой энергетики для всех», а Саммит «Рио+20» 

предоставит благоприятную возможность для действий. Чтобы обеспечить современными 

источниками энергии население всех стран, необходимо увеличить объемы финансирования, 

которое должно поступать из разных источников и в разных формах. Финансовые решение 

должны учитывать конкретные проблемы, риски и доходность каждой категории проектов. 

Больше всего должны увеличиться инвестиции в частный сектор, но этого не произойдет, 

если государства не примут решительных управленческих и нормативно-правовых мер и 

не будут инвестировать в наращивание потенциала. Государственный сектор, в том числе 

финансирующие организации, должен использовать свои инструменты для привлечения более 

крупных частных инвестиций в те отрасли, где возврат инвестиций в противном случае будет 

незначительным. Обеспечение к 2030 году всеобщего доступа к источникам энергии повлечет 

за собой рост мирового спроса на ископаемые виды топлива и связанные с ними выбросы СО 2 

. 

Однако этот рост составит менее 1% – ничтожная величина по сравнению с вкладом в развитие 

человеческого потенциала и благосостояние населения. 


ГЛАВА 7 

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ 

ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА РОССИИ 

Энергетика: доминирует в российской экономике 

или служит ей 

КЛЮЧЕВЫЕ АСПЕКТЫ 

• Россия занимает ведущие позиции на мировой энергетической арене, поэтому 

энергетическая стратегия, которую изберет правительство в ближайшие годы, 

будет определять не только перспективы развития экономики страны, но 

также существенно повлияет на решение вопросов, связанных с глобальной 

энергетической безопасностью и экологической устойчивостью. 

• Показатели энергоемкости российского ВВП за последние годы улучшились, 

но даже с учетом структуры российской промышленности и сурового климата 

страны, потребление энергетических ресурсов в России остается весьма 

неэффективным. Повышение эффективности во всех секторах экономики до 

уровней, существующих в сопоставимых странах ОЭСР, позволило бы ежегодно 

экономить более 200 млн тонн нефтяного эквивалента (млн т н. э.) первичных 

энергоресурсов, т.е. 30% общего энергопотребления России или годовой объем 

энергопотребления Великобритании. 

• Благодаря более активным стратегиям повышения энергетической эффективности 

и ценовым реформам, которые ослабят общий рост спроса на энергоресурсы, 

начнется освоение этого потенциала энергоэффективности. В результате разрыв 

между показателями энергоэффективности России и других лидирующих стран 

хотя и сокращается, но остается внушительным: потенциал энергосбережения в 

2035 году по сравнению с такими же показателями стран ОЭСР составляет 18% 

общего первичного энергопотребления. 

• Общее энергопотребление России в 2035 году увеличивается на 28%, достигая 

830 млн т н.э. Среднегодовой показатель роста составляет 1%. Самые высокие 

темпы роста наблюдаются в транспортном секторе, за которым следуют 

промышленность и теплоэлектроэнергетика. В Сценарии 450 рост спроса 

прекращается после 2015 года, и его темп составляет всего лишь 0,4% в год, в то 

время как в Сценарии нынешних стратегий – 1,3%. 

• Высокие внутренние цены на природный газ и электричество стимулируют 

повышение эффективности, но сами по себе не смогут существенно повлиять 

на структуру топливно-энергетического баланса. Доля газа незначительно 

уменьшается с 54% в 2009 году до 52% в 2035 году. Спрос на газ растет в среднем 

на 0,8% ежегодно и достигает 530 млрд м 3 в 2035 году; потребление нефти 

Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 11

также растет и в 2035 году постепенно приближается к 3,2 млн барр./день (по 

сравнению с 2,7 млн барр./день в 2009 году); спрос на уголь остается в пределах 

155-175 млн тонн условного топлива в год. 

• Производство электроэнергии увеличивается в среднем на 1,5% в год и к 2035 году 

достигает 1 440 ТВт·ч. Природный газ остается наиболее востребованным видом 

топлива в секторе электроэнергетики, несмотря на то что атомная энергетика, 

а после 2020 года и возобновляемые источники энергии, развиваются более 

высокими темпами. Показателем успеха либерализованного рынка электроэнергии 

станет то, сможет ли он обеспечить инвестиции вовремя и в нужном объеме; 

на протяжении периода до 2035 года энергетическому сектору потребуются 

инвестиции в размере 615 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года). 

• Реформы были направлены в основном на рынок электроэнергии, однако они 

пока не затронули сектор централизованного теплоснабжения в такой же мере. 

Спрос на централизованное теплоснабжение увеличивается лишь на 0,3% в год, 

поскольку оно с трудом может конкурировать с автономными котельными (и 

малыми ТЭЦ), используемыми в промышленности, и автономным отоплением 

квартир и частных домов. 

12 World Energy Outlook <strong>2011</strong> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY

Введение 1 

Для энергетического сектора России характерны колоссальные масштабы 

деятельности. Россия является крупнейшей нефтедобывающей страной в мире, 

крупнейшим производителем и экспортером природного газа и четвертым по величине 

потребителем энергоресурсов (после Китая, Соединенных Штатов Америки и Индии). 

Страна обладает уникальными запасами природного газа, нефти, угля, урана, металлов 

и руд, владеет мощным потенциалом гидроэлектроэнергии и других возобновляемых 

источников, а в Сибири сконцентрирована пятая часть лесных массивов в мире. Такие 

факторы как огромная территория страны и богатство ее ресурсов означают, что курс 

энергетической политики, избранный российским правительством на ближайшие 

годы, будет определять не только перспективы развития экономики страны, но также 

существенно повлияет на решение вопросов, связанных с глобальной энергетической 

безопасностью и экологической устойчивостью. 

Быстрые темпы роста ВВП в период с 2000 по 2008 год, поддерживаемые ростом 

цен на энергоносители на международных рынках, помогли России оправиться от 

стремительного экономического спада 1990-х (Таблица 7.1). Согласно показателям 

паритета покупательной способности (ППС) экономика России на сегодняшний день 

занимает шестое место в мире по величине. Россия значительно опережает другие 

лидирующие страны с быстро развивающейся экономикой (так называемые страны 

БРИКС – Бразилия, Россия, Индия, Китай и ЮАР) по показателям ВВП на душу населения. 

Ее позиция среди крупнейших энергодобывающих стран только усиливается ввиду 

нестабильности, с которой столкнулись некоторые другие производители. Такое 

7 

Таблица 7.1•Ключевые энергетические показатели России 

Единицы измерения 1991 г. 2000 г. 2010 г. 2000–2010* г. 

ВВП (по РОК) млрд долл. США (2010 г.) 1 300 919 1 465 4,8% 

ВВП (по ППС) млрд долл. США (2010 г.) 1 973 1 395 2 223 4,8% 

Население млн человек 148 147 142 -0,4% 

ВВП (по ППС) на душу населения тысяч долл. США (2010 г.) 13,3 9,5 15,7 5,1% 

Спрос на первичные энергоресурсы млн тонн нефтяного 

эквивалента (млн т н.э.) 872 620 687 1,0% 

Спрос на первичные энергоресурсы 

на душу населения т н.э. 5,9 4,2 4,8 1,4% 

Спрос на первичные энергоресурсы 

на единицу ВВП т н.э./1000 долл. США (2010, РОК) 0,67 0,67 0,47 -3,6% 

Чистый экспорт нефти млн барр./день 4,4 3,9 7,5 8,5% 

Чистый экспорт газа млрд м 3 177 185 190 0,3% 

Выбросы CO 2 

, связанные с энергетикой млн т 2 168 1 492 1 604 0,7% 

*Совокупный средний годовой темп роста. 

Примечание: РОК = рыночный обменный курс; ППС = паритет покупательной способности. Данные предоставлены 

для 1991 г., так как в этом году после распада Советского Союза была образована Российская Федерация. 

1. Консультации с российскими чиновниками, представителями промышленности и экспертами, в частности во 

время семинара МЭА в Москве, который состоялся в апреле <strong>2011</strong> года, помогли значительно улучшить качество 

анализа, представленного в Главах 7, 8 и 9. 


положение вместе с высокими ценами на ископаемое топливо, уровень которых 

предположительно сохранится, казалось бы, гарантируют российской энергетике 

блестящие перспективы. Однако проблемы, которые стоят перед этой страной в 

энергетическом секторе, не менее впечатляющие, чем размер ее ресурсов. 

Нефтегазовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие львиную долю 

нынешней добычи России, переходят или уже перешли на стадию спада добычи. 

В газовой отрасли то же самое происходит и с двумя сверхгигантами – низкозатратными 

Уренгойским и Ямбургским месторождениями, которые внесли огромный вклад 

в газовый баланс за последние двадцать лет. Задача компенсировать этот спад на 

действующих месторождениях усложняется тем, что новые регионы добычи являются 

высокозатратными, более сложными с технической точки зрения и зачастую более 

отдаленными. Неопределенность в отношении системы налогообложения и темпов 

роста спроса на различных рынках еще больше осложняет процесс принятия решений, 

касающихся сроков и объемов российских инвестиций в новые добывающие и 

транспортные мощности. 

Правительство России признало решение этих задач приоритетными направлениями 

стратегического развития (Вставка 7.1), но масштаб их поистине огромен. На данный 

момент пока неясно, в какой мере Россия реализует свой громадный потенциал 

энергосбережения и сможет ли она создать внутренние энергетические рынки, 

способные обеспечить мощные коммерческие стимулы для привлечения инвестиций 

и конечного потребления энергии. В течение ближайших нескольких лет экспорт 

энергоресурсов будет иметь большое значение для экономического роста страны 

в целом. Но заглядывая немного вперед, для российской экономики и энергетики 

открыты разные пути развития. Останется ли Россия в статусе экспортера сырья, чей 

экономический рост в основном зависит от нефтегазового сектора Или будет развивать 

многоотраслевую экономику, которой будет служить (а не доминировать в ней) 

энергетический сектор Ответы на эти вопросы определят не только будущее энергетики 

России, но также в значительной мере повлияют на темпы экономического роста и 

распределение его плодов среди населения страны. 

Тенденции спроса и поставок энергоресурсов 

Последние тенденции развития спроса на энергоресурсы отображают экономическую 

неустойчивость 1990-х и последовавший за ней подъем (Рис. 7.1). Резкий спад 

промышленной и деловой активности в начале 1990-х повлек за собой такой 

же сильный спад и в энергопотреблении: в период между 1991 и 1998 годами 

российский ВВП сократился на 40%, в то время как внутренний спрос на энергоресурсы 

уменьшился практически на треть. После финансового кризиса 1998 года в России 

начался длительный период экономического роста, энергопотребление перестало 

сокращаться и начало расти. 

На Рис. 7.1 также показано значительное расхождение между кривыми 

экономического роста и роста энергопотребления с 2000 года. В период между 

2000 и 2009 годами показатель ВВП вырос более чем на 50%, в то время как спрос 


Рис. 7.1•Спрос на первичные энергоресурсы в России 

по видам топлива и ВВП, 1990-2009 гг. 

Млн т н. э. 

1 000 

800 

600 

400 

200 

0 

1990 1995 2000 2005 2009 

*ВВП в ценах 2010 года. 

125 

100 

75 

50 

25 

0 

Индекс (1990 = 100) 

Прочие 

ВИЭ 

Гидроэнергия 

Атомная 

энергия 

Уголь 

Нефть 

Газ 

Индекс ВВП* 

(правая ось) 

на энергоресурсы увеличился менее чем на 5%, поскольку объемы производства 

переместились в сторону менее энергоемких секторов. Эти показатели 

свидетельствуют о том, что энергоемкость российского ВВП на протяжении 

указанного периода снизилась на одну треть. Тем не менее объем энергоресурсов, 

необходимых для производства единицы ВВП (в пересчете на ППС) в России больше 

чем в два раза превышает средний показатель стран ОЭСР. 

7 

Что касается энергопоставок, на Рис. 7.2 показана скачкообразная кривая добычи 

российской нефти и более плавная кривая добычи угля с начала 1990-х, а также 

намного более стабильная добыча газа. Более постоянный характер газовых поставок 

отчасти объясняется введением в эксплуатацию в 1980-х ключевых месторожденийсверхгигантов 

и преобразованием в 1989 году советского Министерства газовой 

промышленности в новое акционерное общество «Газпром». Добыча нефти, 

Рис. 7.2•Производство энергоресурсов в России по видам топлива, 

1990-2009 гг. 


1 400 

1 200 

1 000 

800 

600 

400 

200 

0 

1990 1993 1996 1999 2002 2005 2009 

Прочие ВИЭ 


Атомная энергия 

Уголь 

Нефть 

Газ 


Вставка 7.1•Формирование политики и нормативно-правовое регулирование 

в энергетическом секторе России 

Учитывая важную роль энергетического сектора России в национальной 

экономике, основные решения, касающиеся энергетической политики, 

принимаются на высшем правительственном уровне. Уровнем ниже 

многочисленные министерства и прочие исполнительные органы, разрабатывают 

стратегические предложения для энергетики, а также работают над различными 

аспектами формирования энергетической политики. 

Министерство энергетики осуществляет ежедневное управление 

энергетическим сектором и контролирует его деятельность, однако оно ни 

в коей мере не является единственным органом, отвечающим за данный 

сектор. Среди других министерств, имеющих отношение к энергетическому 

сектору, Министерство природных ресурсов и защиты окружающей среды 

несет ответственность за урегулирование деятельности по освоению 

месторождений и добыче сырья, выдает лицензии и контролирует соблюдение 

соответствующих требований. Министерство финансов отвечает за налоговую 

политику, являющуюся основной составляющей инвестиционного климата. 

Министерство экономического развития осуществляет управление тарифной 

политикой в газовом секторе и электроэнергетике, а также обеспечивает 

согласованность энергетических стратегий и стратегий по повышению 

энергоэффективности с общими приоритетами развития национальной 

экономики. 

Важную роль для энергетического сектора играют и следующие ведомства: 

Федеральная антимонопольная служба (отвечает за конкурентную 

политику), Федеральная служба по тарифам (устанавливает транспортные 

и прочие регулируемые тарифы), а также Российское энергетическое 

агентство (подчиняется Министерству энергетики и несет ответственность 

за реализацию стратегий по повышению энергоэффективности и 

соответствующих мер, а также осуществляет контроль над их внедрением). 

сокращавшаяся уже в последние годы существования Советского Союза, упала 

еще больше в начале 1990-х в результате распределения добывающих мощностей 

среди многочисленных государственных предприятий, многие из которых вели свою 

деятельность в пределах одного района и зачастую страдали от неэффективного 

управления и недостатка инвестиций. Добыча нефти сократилась более чем на 40%, и 

только на рубеже столетий она начала расти после консолидации промышленности и 

частичной ее приватизации. 

Производство энергоресурсов в России намного больше, чем внутреннее потребление 

страны. Фактически энергоресурсы занимают первое место в общей структуре 

российского экспорта – их доля в стоимостном выражении составляет две трети 

экспорта. В 2010 году Россия экспортировала в среднем 7,5 млн баррелей нефти в 


день (барр./день), примерно две трети из которых – сырая нефть или газоконденсатные 

жидкости (ГКЖ), а остальное – продукты переработки. Чистый экспорт природного 

газа составил 190 миллиардов кубических метров (млрд м 3 ), а чистый экспорт 

угля – 82 миллиона тонн угольного эквивалента (млн т у.э.) 2 . Основная часть этих 

поставок экспортировалась по проверенным маршрутам на запад, в соседние 

страны и на европейские рынки. Небольшая, но растущая доля нефти, газа и угля 

поставляется в Китай и страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Предполагается, что 

этот зарождающийся сдвиг в пользу быстрорастущих рынков Азии будет набирать 

обороты на протяжении прогнозируемого периода. 

Рассматривая изложенные в этом <strong>WEO</strong> показатели для России в целом, нельзя 

забывать о том, что между регионами России существует огромная разница в 

отношении ресурсов, цен и стратегических задач. Производство энергоресурсов 

сконцентрировано в определенных регионах страны, а именно в Уральском 

федеральном округе, включающем такие автономные округа (АО) как Ханты- 

Мансийский (практически 60% нефтедобычи) и Ямало-Ненецкий (примерно 90% 

газодобычи), и в Сибири, где находятся основные угледобывающие регионы – Кузбасс 

и Красноярск, и бòльшая часть мощностей и потенциала гидроэлектроэнергетики в 

России (Рис. 7.3). Центральный федеральный округ, куда входит Москва, напротив, 

имеет несущественное количество ресурсов и ископаемых видов топлива. Тридцать 

семь миллионов жителей данного федерального округа, наряду с другими 

европейскими регионами России, зависят от поставок из отдаленных регионов 

страны. Из-за транспортных расходов наблюдаются значительная разница между 

ценами на энергоносители в зависимости от региона и различия в фактической и 

возможной структуре топливно-энергетического баланса. 

7 

Тенденции в политике 

и государственном управлении 

Опыт экономической нестабильности 1990-х на протяжении большей части последнего 

десятилетия сказывается на тенденциях формирования энергетической политики и 

управлении энергетикой. Делая упор скорее на стабильность, чем на радикальные 

реформы, государство удерживало или в некоторых случаях усиливало свою роль во 

многих ключевых составляющих национальной экономики. Однако эта тенденция не 

была повсеместной (исключением стала либерализация электроэнергетики в середине 

2000-х годов) 3 . В России широко распространено мнение, что стране необходимо 

улучшить качество работы как государственных, так и коммерческих организаций, 

для того чтобы она смогла полностью реализовать свой потенциал. Согласно данным 

2. Уровень экспорта в 2009 г. резко упал вследствие финансово-экономического кризиса; предварительные данные 

для 2010 года указаны здесь с целью дать более объективное представление о текущих объемах экспорта. 

3. Другим примером является предложение продать часть государственных активов в таких компаниях, как нефтяной 

гигант «Роснефть», энергетическая компания «ИнтерРАО», гидроэнергетическая компания «Росгидро», 

и возможно даже российский оператор магистральных нефтепроводов «Транснефть» (хотя еще неясно, когда и 

осуществятся ли вообще эти планы). 


Рис. 7.3 •Доля населения России, энергопотребления и добычи по федеральным округам, 2009 г. 

Население 

Энергопотребление 

Добыча нефти 

Добыча газа 

Северо-Западный федеральный округ 

Уральский федеральный округ 

100% 

75% 

50% 

Дальневосточный федеральный округ 

Добыча угля 

25% 

25% 

25% 

0% 

0% 

0% 

Санкт-Петербург 

Центральный федеральный округ 

50% 

Москва 

Ямало-Ненецкий АО 

25% 

0% 

Нижний Новгород 

Ханты-Мансийский АО 

Ростов-на-Дону 

Южный федеральный округ/ 

Северо-Кавказский федеральный округ 

Екатеринбург 

Приволжский федеральный округ 

Новосибирск 

Кемеровская 

область 

Красноярский 

край 

Сибирский федеральный округ 

100% 

75% 

50% 

25% 

25% 

25% 

0% 

0% 

0% 

Данная карта приведена только с иллюстративной целью и не претендует на определение статуса или суверенитета изображенных территорий. 

Хабаровск 

остров 

Сахалин 

км 

0 400 800 


исследований 4 , Россия все еще воспринимается как страна, испытавающая серьезные 

трудности в связи с коррупцией и бюрократическими помехами, которые увеличивают 

затраты и создают риски для ведения бизнеса. Кроме того, существуют сомнения в 

уважительном отношении к контрактным обязательствам и имущественным правам 

бизнеса. Это отбивает желание у инвесторов осуществлять капиталовложения и 

ограничивает полноценную реализацию потенциала страны. Другая проблема России, 

как и многих богатых природными ресурсами стран, – обеспечить, чтобы большой 

доход от природных ресурсов не сказывался на развитии других секторов экономики, 

успешных национальных институтов и эффективном государственном управлении. 

Ключевые предположения 

Как и в остальных главах данного <strong>WEO</strong>, наши прогнозные оценки относительно 

развития российской энергетики содержатся в трех сценариях: Сценарии нынешних 

стратегий, Сценарии новых стратегий и Сценарии 450. Подробные результаты 

представлены только для Сценария новых стратегий. Этот сценарий охватывает 

действующие стратегии и политические планы России и включает (при наличии 

таковых) целевые показатели развития энергетического сектора и показатели в 

сфере защиты окружающей среды, изложенные в документах, касающихся 

национальной стратегии, и отраслевых программах, даже если соответствующие 

меры или инструменты для их выполнения еще не введены в действие. Мы с 

осторожностью оцениваем перспективы полноценного внедрения этих стратегий 

и достижения целевых показателей, принимая во внимание трудности, которые 

часто возникают с получением необходимой бюджетной и финансовой поддержки, 

и особенно с обеспечением эффективной работы соответствующих учреждений и 

административных механизмов. 

7 

ВВП и население 

Россия вошла в число стран, наиболее пострадавших от недавнего мирового 

финансово-экономического кризиса: падение ВВП на 8% в 2009 году обострило 

риски, связанные с восприимчивостью России к снижению цен на международные 

сырьевые товары и падению спроса на энергоносители. На данный момент экономика 

восстанавливается после глубокого шока: масштабное налогово-бюджетное 

стимулирование, по размерам соответствующее 9% ВВП, смягчило первоначальные 

последствия экономического спада в некоторых секторах, а более высокие цены 

на нефть помогли поддержать производство и сохранить рабочие места. Однако, 

по мнению Международного валютного фонда (МВФ), России потребуются более 

активные стратегии, чтобы не допустить сокращения экономического роста до менее 

4% в год в среднесрочной перспективе, что значительно меньше, чем ожидаемые до 

финансово-экономического кризиса темпы роста (IMF, <strong>2011</strong>a). 

4. Россия занимает 123 место среди 183 стран в Индексе легкости ведения бизнеса Всемирного банка (World 

Bank, <strong>2011</strong>) и 154 место среди 180 стран, исследованных организацией Transparency International в Индексе 

восприятия коррупции (Transparency International, 2010). 


Наши предположения относительно роста ВВП на период до 2016 года составлены на 

основе доклада МВФ о состоянии и перспективах мировой экономики (IMF, <strong>2011</strong>b). 

Ожидается, что фактический ВВП будет расти со среднегодовым темпом 4,3% на 

протяжении периода с 2009 по 2015 год. После 2015 года темп экономического роста 

будет постепенно замедляться в течение длительного срока, а среднегодовой темп 

за весь период с 2009 по 2035 год составит 3,6% (Таблица 7.2). Предполагается, что 

доля сферы услуг в ВВП будет постепенно расти, продолжая тенденцию изменений, 

наблюдаемую с 1990 года. Хотя существует множество факторов неопределенности, 

по нашим оценкам, долгосрочный рост экономики будет сдерживаться уменьшением 

численности населения, слабым банковским сектором, относительно низкими 

темпами инвестиций в новые или модернизированные производственные 

мощности и сохраняющимися проблемами с инвестиционным климатом. Тем не 

менее среднегодовой показатель роста ВВП составляет 3,6% – это выше, чем 3%, 

предполагавшиеся в прошлогодней публикации <strong>WEO</strong> на период с 2008 по 2035 гг. 

Таблиця 7.2•Показатели и предположения относительно населения и ВВП в России 

2009 

(млн) 

Население 

1991- 

2009* 

(%) 

2009- 

2035* 

(%) 

ВВП 

(фактический, по ППС) 

2009 

(млрд долл. 

США) 

1991- 

2009* 

(%) 

2009- 

2035* 

(%) 

ВВП на душу населения 

(фактический, по ППС) 

2009 

(долл. США) 

1991- 

2009* 

(%) 

2009- 

2035* 

(%) 

Россия 142 -0,2% -0,3% 2 138 0,4% 3,6% 15 069 0,7% 3,9% 

Мир 6 765 1,3% 0,9% 70 781 3,2% 3,6% 10 463 1,9% 2,6% 

ЕС 501 0,3% 0,2% 14 911 1,9% 1,9% 29 755 1,5% 1,7% 

*Совокупный среднегодовой темп роста. 

Основной трудностью в среднесрочной перспективе станет мобилизация инвестиций, 

необходимых для модернизации и обновления производственных мощностей страны. 

Валовый прирост основного капитала (т.е. расходы на основные фонды, такие как 

оборудование, освоение земель, здания, установки, транспортные средства или 

технологии) составляет примерно 20% ВВП (максимальное значение в 22% пришлось 

на 2008 г.) – это низкий показатель по сравнению с быстро развивающимися странами. 

Иностранные инвестиции сыграли относительно небольшую роль: приток капитала 

стабильно увеличивался в 2000-х, усиленный возвратом российского капитала из-за 

рубежа, но даже при максимальном значении в 75 млрд долл. США в 2008 году, 

иностранные инвестиции не превышали 5% ВВП (РОК) 5 . 

Наши предположения относительно роста ВВП одинаковы во всех трех сценариях, 

и в целом они ниже показателей, которые использовались Россией для разработки 

стратегических документов и планов развития энергетического сектора. Например, 

5. Несмотря на ограничения по участию в нефтегазовых проектах, значительная доля иностранных инвестиций 

попала в энергетический сектор: данные Росстата показывают, что 30% иностранных инвестиций в 2004-2010 годах 

поступило в нефтегазовый сектор и электроэнергетику. 


основной сценарий Энергетической стратегии России до 2030 года предполагает, 

что средний темп роста ВВП составит почти 5% в год (Институт энергетической 

стратегии, 2010 г.). Разница в прогнозах ВВП, безусловно, имеет большое влияние на 

энергетические потребности. Чтобы напрямую сравнить наши прогнозные оценки 

с предположениями в российских стратегических документах, мы рассмотрели 

сценарий с высоким ВВП, используя более оптимистичный прогноз роста ВВП, 

составленный Министерством экономического развития России (благоприятный 

сценарий экономического роста). Результаты представлены в Главе 9. 

Демографические тенденции в России вызывают обеспокоенность у политиков 

и служат фактором неопределенности в том, что касается будущего. Численность 

населения России сократилась примерно на 4% по сравнению с 1990 годом, т.е. с 

148 миллионов до 142 миллионов человек, хотя данные Росстата показывают, что темп 

демографического спада в последние годы замедлился. Наши сценарии предполагают, 

что население России продолжит сокращаться, но более медленными темпами, и 

к 2035 году достигнет 133 миллиона человек. Наши предположения находятся между 

показателями «высокого» и «низкого» сценариев Росстата, в которых население России 

к 2030 году составит соответственно 128 и 139 миллионов человек. В течение периода 

до 2035 года доля населения России, проживающего в городах, предположительно 

увеличивается с 73% до 78%. Результаты переписи 2010 года помогут лучше 

оценить демографическую ситуацию в России. Согласно предварительным данным, 

предоставленным во втором квартале <strong>2011</strong> года, население России в 2010 году 

составило 142,9 миллиона человек. Данные также свидетельствуют о значительных 

региональных отклонениях в демографических тенденциях на территории России. 

Так, самый высокий темп сокращения численности населения отмечен на Дальнем 

Востоке. 

ВВП на душу населения (по ППС) в 2009 году составил 15 100 долл. США, что в два раза 

выше, чем в Китае, и в два раза ниже, чем в Европейском Союзе. Прогнозируемый 

средний темп роста ВВП на душу населения к 2035 году составляет 3,9% в год, что 

выше, чем темп роста ВВП в целом, вследствие ожидаемого сокращения численности 

населения. По нашим предположениям, с повышением уровня жизни будет расти как 

размер жилой площади, приходящейся на одного человека (со среднего показателя 

22 кв. м (м 2 ) в 2009 году до 38 м 2 в 2035 году), так и количество автомобилей – 

с 220 легковых автомобилей на 1000 человек в 2009 г. до 390 автомобилей на 

1000 человек в 2035 году). 

7 

Политические стратегии: энергетика и климат 

Энергетическая стратегия до 2030 года (Правительство РФ, 2009) представляет 

детальную комплексную концепцию долгосрочных стратегических приоритетов для 

развития энергетического сектора. Элементы стратегии уточняются и в некоторых 

случаях изменяются программами развития нефтяной, газовой и угольной отраслей 

и аналогичным документом для сектора электроэнергетики, принятого в 2008 и 

позднее измененного в 2010 году. В Энергетической стратегии постоянно поднимаются 

вопросы, связанные с инвестициями, эффективностью, безопасностью и надежностью. 


Так, согласно Стратегии, в энергетическом балансе России к 2030 году должны 

произойти три ключевых изменения: снижение доли природного газа в структуре 

первичных топливно-энергетических ресурсов до менее 50%, увеличение доли 

нетопливных источников энергии в потреблении первичных топливно-энергетических 

ресурсов до 13-14 процентов к 2030 году (с нынешних 10%) и снижение энергоемкости 

ВВП. Энергетическая стратегия принимает многосценарный подход к оценке влияния 

различных уровней спроса и поставок в будущем. Сравнение с прогнозными оценками, 

изложенными в данном <strong>WEO</strong>, представлено в Главе 9. 

Рыночная реформа в различных секторах энергетики России продвигается разными 

темпами. Либерализация внутренних рынков угля, нефти и оптовой продажи 

электроэнергии завершена, в то время как реформы других элементов 

электроэнергетического сектора (розничный рынок и рынок мощности) находятся на 

начальной стадии, как и деятельность по реформированию внутреннего газового 

сектора и сектора теплоснабжения. Взаимодействие компонентов энергетического 

сектора России происходит в условиях разных структур рынка и систем 

регулирования. Таким образом, анализ перспектив развития российской энергетики 

усложняется, и в него вносятся факторы неопределенности. Согласно нашему 

анализу, внутренние рынки угля, нефти и оптовой продажи электроэнергии останутся 

коммерчески конкурентоспособными, а остальные сферы будут постепенно 

реформироваться. Мы также предполагаем, что на протяжении всего 

прогнозируемого периода освоение нефтегазовых ресурсов и добыча сырья и далее 

будут осуществляться в основном российскими компаниями, как государственными, 

так и частными (см. Главу 8). 

Российские стратегии по энергоэффективности и энергоемкости и, в меньшей 

степени, обязательства страны сократить выбросы парниковых газов важны, 

чтобы сформулировать результаты исследований в этом выпуске <strong>WEO</strong>. Согласно 

договоренностям, достигнутым в Копенгагене, Россия взяла на себя обязательство 

сократить свои выбросы к 2020 г. на 15-25% по сравнению с показателями 1990 года 6 . 

Наши прогнозы отражают реализацию этих намерений: нижний предел использован 

в качестве показателя обычного хода деятельности в Сценарии нынешних стратегий, 

20%-ная цель – в Сценарии новых стратегий, а высший предел – 25% – в Сценарии 450. 

Все эти показатели, по нашим предположениям, вполне достижимы, поэтому 

они не накладывают дополнительных стратегических ограничений на период 

до 2020 года (см. Главу 9). Снижение энергоемкости российского ВВП на 40% к 

2020 году по сравнению с показателями 2007 года, напротив, представляет собой 

гораздо более масштабную задачу. Эта цель была провозглашена Президентом 

России Д.А. Медведевым в 2008 году, и ее реализация могла бы повлечь за собой 

существенные изменения в сфере энергопотребления (подробнее см. раздел о 

потенциале энергосбережения). 

6. Целевые показатели в пределах этого диапазона зависят от того, насколько будет учтена роль российских лесов 

в качестве поглотителей углерода, и от того, примут ли на себя все страны, являющиеся основными источниками 

выбросов, имеющие юридическую силу обязательства. 


Таблица 7.3•Основные прогнозные оценки для России по сценариям 

Сценарий новых стратегий Сценарий 450 

Цена на электричество 

и природный газ 

Производство 

электроэнергии 

Промышленность 

– Цены на газ для промышленности достигают 

к 2020 году паритета с экспортными ценами; 

постепенный рост цен на электроэнергию и 

газ для населения выше уровня инфляции. 

– Государственная поддержка секторов 

атомной и гидроэнергетики; механизм 

поддержки вводится для других 

возобновляемых источников энергии 

с 2014 года. 

– Меры по повышению эффективности, 

обусловленные ценами. 

– Снижение доли валовой добавленной 

стоимости в ВВП в пользу сферы услуг. 

– Так же как и в Сценарии новых стратегий, 

но с более высоким темпом роста цен на 

электроэнергию и газ для населения. 

– Внутренняя схема торговли квотами в 

электроэнергетике после 2020 г. 

– Более сильная поддержка ядерной 

энергетики и ВИЭ. 

– Внутренняя схема торговли квотами после 

2020 г. 

Транспорт 

Здания 

– Ускоренное развитие транспортных средств, 

работающих на природном газе. 

– Новые строительные нормы и правила, 

установка счетчиков и программы 

модернизации обусловливают повышение 

энергоэффективности отопления – на 50% 

выше, чем в Сценарии текущих стратегий. 

– Стандарты эффективности для оборудования 

и бытовых приборов. 

– Объем жилой площади на одного человека 

увеличивается с 22 м 2 до 38 м 2 . 

– Введение стандартов по топливной 

эффективности. 

– Так же как и в Сценарии новых стратегий, 

но с более значительным повышением 

эффективности отопления – она растет на 

150% по сравнению со Сценарием текущих 

стратегий. 

– Более строгие стандарты эффективности для 

зданий и оборудования. 

7 

Выбросы CO 2 

– Сокращение выбросов на 20% в 2020 году по 

сравнению с 1990 годом. 

– Сокращение выбросов на 25% в 2020 году по 

сравнению с 1990 годом. 

Поставки нефти и газа 

(все сценарии) 

– Режим налогообложения для нефти и газа сможет мобилизовать необходимые инвестиции. 

Таким образом нефтяные ресурсы каждого региона разрабатываются на соответствующем 

уровне и в соответствии с экономическими возможностями (см. Главу 8). 

– В 2014 году достигается цель по использованию попутного газа на 95%, т. е. сокращаются 

объемы факельного сжигания газа. 

Российское правительство поставило еще одну задачу на 2020 год – увеличить долю 

возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в структуре электроэнергетики до 4,5%. На 

данный момент эта цель не подкреплена ни законодательными, ни экономическими 

стимулами. В Сценарии новых стратегий она не достигается, хотя мы предполагаем, 

что механизм поддержки ВИЭ начнет действовать с 2014 года, содействуя более 

быстрому росту потребления энергии из возобновляемых источников ближе к концу 

прогнозируемого периода. В Сценарии 450 мы предполагаем более слаженные 

попытки внедрить технологии с низким уровнем выбросов как в энергетическом 

секторе, так и в других энергоемких секторах. Многие стратегии, рассматриваемые 

в Сценарии 450, взяты из Плана действий по выполнению Климатической доктрины 


(Правительство РФ, <strong>2011</strong>), который был принят в апреле <strong>2011</strong> года 7 . Этот план 

устанавливает ряд мер для различных секторов российской экономики, включая 

экономические инструменты для ограничения выбросов парниковых газов в 

промышленности и энергетике. В связи с этим, мы предположили внутреннюю систему 

торговли квотами после 2020 года в Сценарии 450. 

Ценообразование в энергетике 

На протяжении последних лет Россия значительно изменила свой подход к 

ценообразованию как в электроэнергетическом, так и в газовом секторе, стимулируя 

инвестиции и повышение эффективности. В Сценарии новых стратегий мы 

предполагаем, что цены на электроэнергию для промышленности по-прежнему 

либерализованы. Цены на газ увеличиваются, достигая в 2020 году паритета с 

экспортными ценами за вычетом экспортных пошлин и транспортных расходов. Мы 

полагаем, что регулируемые цены на газ и электричество для населения растут со 

скоростью, превышающей темпы инфляции, и таким образом субсидии для населения 

сокращаются, но не ликвидируются полностью. 

В электроэнергетике полная либерализация оптового рынка произошла в январе 

<strong>2011</strong> года. В результате промышленные потребители покупают электроэнергию 

по оптовым ценам, отражающим затраты 8 . Цены на электричество для населения 

по-прежнему контролируются правительством: регулируемые тарифы на 

электроэнергию определяются региональными энергетическими комиссиями в 

пределах границ, установленных Министерством экономики и Федеральной службой 

по тарифам. Система регулирования столкнулась с трудностями в 2010-<strong>2011</strong> гг. 

вследствие значительного роста тарифов на услуги распределительных сетей, что 

привело к введению в <strong>2011</strong> году дополнительных ограничений цен для конечных 

потребителей. Даже если в данном случае это ограничение было оправданным, 

чрезмерные и постоянные ценовые ограничения могут привести к искажению 

деятельности рынка и подорвать перспективы эффективного инвестирования. 

В газовом секторе Федеральная служба по тарифам устанавливает оптовые тарифы 

на природный газ для промышленности и электроэнергетики. Тарифы на газ и 

электроэнергию для населения устанавливаются на местном уровне региональными 

энергетическими комиссиями. Закон требует от «Газпрома» поставлять 

предварительно согласованные объемы газа потребителям по регулируемым 

ценам, независимо от прибыльности таких поставок. «Газпром» или независимые 

производители могут поставлять дополнительные объемы газа по более высоким 

ценам. Этот нерегулируемый сектор растет и сегодня на него приходится примерно 

одна треть внутренних поставок газа. 

7. План действий не поддерживается финансово и в основном носит скорее характер перечня тем для стратегических 

исследований (и возможно, дальнейшего внедрения их результатов), чем официально заявленных стратегических 

целей, которые можно было бы учесть и внести в Сценарий новых стратегий. 

8. Оптовый рынок не покрывает всю территорию России: существуют «неценовые зоны» (на них приходится примерно 

5% общего потребления), где из-за ограниченной конкуренции все цены остаются регулируемыми. Северная 

Сибирь не является частью объединенной энергосистемы и не включена в оптовую торговлю (Solanko, <strong>2011</strong>). 


Средняя цена на природный газ для российской промышленности в последние годы 

стабильно росла с 0,4 долл. США за миллион британских тепловых единиц (млн БТЕ) в 

2000 году до 2,8 долл. США/млн БТЕ в 2010 году. Начиная с 2007 года заявленной целью 

правительства стало приведение цен на газ для промышленности к паритету с чистыми 

экспортными ценами, т.е. увеличение цен до уровня экспортных цен «Газпрома» для 

Европы за вычетом экспортных пошлин и транспортных расходов. Поскольку цены 

для европейских потребителей не стоят на месте, даже существенное увеличение 

внутренних цен в определенные периоды не успевает за более быстрым ростом 

контрольных цен, которые частично индексируются по ценам на нефть в соответствии 

с условиями договоров долгосрочных поставок в Европу. Изначально достижение 

паритета планировалось на <strong>2011</strong> год, но затем было перенесено на 2014–2015 гг., и 

мы предполагаем, что оно снова будет переноситься на более поздние сроки. Более 

того, существуют большие сомнения, останется ли достижение паритета с экспортными 

ценами, заявленное в период более низких цен на нефть, официальной целью 

стратегии ценообразования в газовом секторе. 

Альтернативой такому ценообразованию мог бы стать регулируемый ценовой 

максимум для внутреннего рынка. Другой альтернативой в случае дальнейших 

реформ внутреннего газового сектора могла бы быть прозрачная цена, обусловленная 

рынком и устанавливаемая на газовой бирже. Цена, установленная на такой бирже, 

будет отображать долгосрочные предельные затраты на поставку российского 

газа (и эффективная регулируемая цена будет установлена на аналогичном уровне). 

Предполагаемые предельные затраты на российские поставки варьируются в 

зависимости от региона, из которого поставляется газ, и действующей налоговой 

ставки, но наш анализ предполагает, что при таком подходе в 2020 году средняя 

внутренняя цена на газ установится на уровне примерно 5,5 долл. США/млн БТЕ (по 

курсу доллара 2010 года). Фактически этот показатель всего лишь чуть ниже показателя 

6,4 долл. США/млн БТЕ, полученного при обратном вычислении чистой экспортной 

стоимости (за точку отсчета принималась цена газа, импортируемого европейскими 

странами ОЭСР в 2020 году). Для целей нашего анализа предполагается, что среди 

задач государственного планирования останется повышение средней цены на газ 

для промышленных потребителей, и мы приняли чистую экспортную цену в качестве 

максимального предела для дальнейшего повышения цен. Таким образом, средняя 

цена на газ для промышленности в России достигает этого уровня (т.е. 6,4 долл. США / 

млн БТЕ) в 2020 году, после чего темп роста реальных цен замедлится до менее 1% в год. 

Затраты на энергоносители, выраженные в долях ВВП, выросли во всех секторах 

конечного потребления России: примерно с 4% ВВП в 2000 году до предполагаемых 11% 

в <strong>2011</strong> г. (Рис. 7.4). Сравнение уровней затрат на энергоносители в различных странах 

может привести к неправильным выводам, поскольку необходимо учитывать разницу 

в климатических условиях и структуре ВВП, но сравнение тенденций за последние 

десять лет может быть вполне информативным. Затраты России на энергоносители, 

выраженные как доля в ВВП, приблизились к показателям Европейского Союза и 

Китая, а начиная с 2007 года превысили показатели Соединенных Штатов вследствие 

роста цен на газ и электричество на протяжении этого периода. Более того, тот факт, 

что Россия (с ее относительно низкими средними ценами для конечных потребителей) 

7 


Рис. 7.4•Общие затраты на энергоносители в процентах ВВП 

13% 

11% 

9% 

Китай 

Европейский 

Союз 

Россия 

Соединенные 

Штаты Америки 

7% 

5% 

3% 

2000 2003 2006 2009 <strong>2011</strong> 

Примечание: на рисунке приведены предварительные данные за 2010 г. и расчетные данные за <strong>2011</strong> год. 

тратит более 10% своего ВВП на энергоносители, свидетельствует о том, до какой 

степени нерационально потребляется энергия. В связи с этим ценовые реформы 

должны сопровождаться повышением энергоэффективности, что позволит смягчить 

удар по семейным бюджетам населения и расходам промышленности. 

Потенциал энергосбережения 

Потенциал энергоэффективности у России намного больше, чем у подавляющего 

большинства других стран. То, как Россия использует этот потенциал на протяжении 

последующих десятилетий, повлияет на формирование энергетического баланса 

страны и поможет определить потребность в инвестициях для освоения 

месторождений и добычи сырья, а также количество ресурсов для экспорта. 

Энергоемкость российского ВВП (количество энергоресурсов, используемых для 

производства единицы российской продукции), достигнув максимального значения 

1996 году, снижается. Но, как признало Правительство Российской Федерации 

(Правительство РФ, 2010), это улучшение энергоемкости вызвано в основном 

структурными изменениями в экономике, т.е. уменьшением доли энергоемкой 

продукции в ВВП. Начиная с 2000 года только относительно небольшая часть этих 

изменений (одна пятая) обусловлена фактическим повышением эффективности 

энергопотребления. В то же время, несмотря на это улучшение, энергоемкость 

России все еще остается одной из самых высоких в мире. Высокая интенсивность 

энергопотребления отчасти объясняется размерами страны, ее долгими суровыми 

зимами и структурой промышленности, но даже с учетом этих трех факторов 

потенциал повышения энергоэффективности в России все еще огромен. 

Если бы в 2008 году все сектора российской экономики использовали энергоресурсы 

так же эффективно, как сопоставимые страны ОЭСР, потребление первичных ресурсов 

можно было бы сократить более чем на 200 млн т н.э. Это равноценно 30% 

энергопотребления страны в упомянутом году и суммарному ежегодному объему 


потребления первичных энергоресурсов в Великобритании. Такая картина более 

энергоэффективной России получается в результате детального сравнительного 

анализа дезагрегированных данных по энергопотреблению в России и странах ОЭСР в 

2008 году 9 (Рис.7.5). Даже при таком уровне сбережения энергоемкость России все еще 

превышает средний показатель стран ОЭСР на 60% (и на 85% – показатель Европейского 

Союза), что объясняется более энергоемкой структурой промышленности России 

и проживанием значительной части населения в регионах, имеющих высокие 

потребности в теплоснабжении 10 . Такой уровень энергосбережения помог бы России 

снизить свою энергоемкость практически до уровня Канады, являющейся членом 

ОЭСР, у которой среднегодовые температуры, а также доля энергетики и тяжелой 

промышленности в ВВП наиболее сходны с российскими показателями. Результаты 

этого анализа также можно рассматривать с другой точки зрения: текущий уровень 

энергопотребления в России мог бы в действительности обслуживать экономику 

значительно большего масштаба. Другими словами, при эффективной реализации 

политики повышения энергоэффективности экономический рост в будущем 

необязательно должен сопровождаться повышением энергопотребления. 

Рис. 7.5•Потенциал экономии первичных энергоресурсов в России по сравнению 

с показателями энергоэффективности в странах ОЭСР, 2008 г. 

7 


700 

600 

500 

400 

30% 

Уголь 

Нефть 

Газ 


300 

200 

100 

0 

2008 2008 с учетом потенциала 

энергосбережения 

9. Из-за кризиса 2009 год выбивается из общей картины,. поэтому в качестве базового года для анализа был 

выбран 2008 год. Те же подсчеты для 2009 года показали более низкий потенциал энергосбережения (немного 

меньше 200 млн т н. э.), но в процентном выражении энергосбережение осталось на том же уровне – 30%. Данные 

сравнили с показателями европейских стран ОЭСР во всех секторах и подсекторах, кроме тех, где проявляется 

влияние климата, например, повышенная потребность в отоплении для сектора зданий, – в таком случае 

для сравнения использовались Финляндия и Канада. При анализе использовались данные МЭА (IEA, 2010, <strong>2011</strong>), 

ЮНИДО (UNIDO, 2010), ЦЭНЭФ (CENEF, 2008). По результатам анализа, проведенного Всемирным банком (World 

Bank, 2008) и Российской академией наук (2009), потенциал энергосбережения России определялся с учетом лучших 

имеющихся энергетических технологий (а не в сравнении со странами ОЭСР, которым также нужно повышать 

свою эффективность в различных секторах), и поэтому оказался еще более высоким. 

10. Сравнение текущих показателей энергоемкости выражено в виде общего спроса на первичные энергоресурсы, 

разделенного на ВВП (по ППС); тенденции будущего развития представлены с использованием ВВП при рыночном 

обменном курсе (РОК). 


Потенциал энергосбережения первичных видов топлива равен практически 

180 млрд м 3 газа, 600 тыс. барр./день нефти и нефтепродуктов и более 50 млн т у.э. 

угля. Текущая стоимость такого объема сэкономленных ресурсов на международных 

рынках составляет около 70 млрд долларов США или 46% внутренних затрат 

России на энергоресурсы в 2008 году. Конечное потребление электроэнергии 

составляло бы на 170 тераватт-часов меньше нынешнего уровня, что эквивалентно 

мощности примерно 75 тепловых электростанций (ТЭС) с 400-мегаваттными 

газотурбинными установками 11 . Среди секторов конечного потребления наибольший 

потенциал энергосбережения приходится на сектор зданий (включая конечных 

потребителей в жилищно-коммунальном секторе и секторе услуг), за которым 

следуют промышленность и транспортный сектор (Рис. 7.6). Электроэнергетика и 

сектор теплоснабжения обладают высоким потенциалом экономии первичного 

топлива в связи с повышением эффективности процессов преобразования, передачи 

и распределения энергии, а также сокращением потребности в производстве 

электроэнергии и тепла для поставок конечным потребителям, использующим 

энергию более рационально. 

Рис. 7.6•Потенциал энергосбережения в России по секторам, 2008 г. 

Электро- и теплоснабжение 

Другие сектора энергетики 

Непрямая экономия* 

Энергопотребление 

Потенциал 


Факельное сжигание газа 

Конечное потребление 



Здания 

Прочее** 

-100 0 100 200 300 400 


*Непрямая экономия энергии – это дополнительное сокращение потребления первичных энергоресурсов, которое 

сопровождает экономию в секторе конечного потребления. Например, экономия 1 МВт·час электроэнергии в 

секторе зданий приведет к экономии первичного топлива, которое могло быть использовано для производства 

такого количества электроэнергии. 

**Включает сельское хозяйство и неэнергетическое использование. 

Среди ископаемых видов топлива наибольший потенциал экономии приходится 

на природный газ. Это объясняется повышением эффективности производства 

тепловой и электроэнергии, а также сокращением спроса на электроэнергию за 

счет более рационального ее использования в экономике. В то же время сектор 

зданий также обладает значительной долей потенциала (Рис. 7.7). Принимая во 

внимание большие масштабы спроса на российский газ, стратегии, отражающиеся на 

11. Предполагается, что коэффициент загрузки тепловых электростанций составляет 65%. 


Рис. 7.7•Потенциал экономии природного газа в России, 2008 г. 

Спрос на газ в 2008 г. 

Электро- и теплоснабжение 


Потенциал экономии 

Потенциал сокращения спроса на газ 



Здания 

Прочее* 

160 млрд м 3 

Непрямая экономия** 

Факельное сжигание газа*** 

177 млрд м 3 Новый спрос на газ 

-200 -100 0 100 200 300 400 500 

Млрд м 3 

* Включает сельское хозяйство и неэнергетическое использование. 

** Непрямая экономия энергии – это дополнительное сокращение первичного потребления газа, которое 

сопровождает экономию в секторе конечного потребления. 

*** Факельное сжигание газа, т.е. непродуктивное использование газа, не учитывается в спросе на газ, и поэтому 

экономия в этой сфере отображена только в общем потенциале сбережения. 

7 

потреблении газа, сильно влияют на инвестиционные потребности в секторе газовых 

поставок, а также на наличие газа для экспорта. Возможная экономия газа в объеме 

почти 180 млрд м 3 (в том числе вследствие уменьшения спроса на газ и в результате 

сокращения объемов факельного сжигания газа) эквивалентна планируемому 

стабильному уровню добычи на трех крупнейших месторождениях полуострова Ямал 

вместе взятых (Бованенковском, Харасавэйском и Южно-Тамбейском). Этот уровень 

также близок к объему чистого экспорта российского природного газа в 2010 году (или 

120% чистого экспорта в 2009 году). 

Несмотря на выборочное инвестирование в более эффективное энергопотребление 

в России, в частности в ориентированные на экспорт отрасли промышленности, 

а также рост тарифов на газ и электроэнергию с 2000 года, на сегодняшний день 

искоренение практики расточительного использования энергетических ресурсов, 

установившейся в советские времена, происходит очень медленно. В действительности 

оказалось сложным реализовать даже малую часть российского потенциала 

энергосбережения. Ценам еще предстоит подняться до уровня, достаточного, чтобы 

вызвать широкомасштабное повышение эффективности. Таким образом, во многих 

случаях, даже невзирая на имеющийся технический потенциал энергосбережения, 

инвестиции в энергоэффективность характеризуются длительным периодом 

окупаемости и неопределенной нормой прибыли. С этим связана еще одна проблема 

данной сферы – отсутствие данных и недостаточный уровень осведомленности, 

из-за чего население и предприятия либо не знают о потенциальных преимуществах 

от инвестирования в эффективность, либо недооценивают их. Нередко даже после 

определения многообещающих инвестиционных проектов по энергоэффективности 

российские рынки капитала не финансируют появляющиеся возможности. Кроме 


того, существует потребность в специальных знаниях по энергоэффективности среди 

энергопотребляющих учреждений. Знания также необходимы, чтобы поддержать рост 

в новом секторе энергетических услуг. 

Начиная с 2009 года стремительно развиваются стратегия и нормы регулирования 

в сфере повышения энергоэффективности. До этого момента, за исключением 

краткосрочного оживления деятельности в этой сфере в конце 1990-х, никаких 

систематических действий по внедрению стратегий энергоэффективности 

на национальном уровне не проводилось. Некоторые инициативы исходили от 

городских и региональных властей, но в промышленности и среди населения меры 

по энергоэффективности предпринимались отчасти в ответ на растущие цены на 

газ и электричество, а в большей степени в ответ на необходимость замены старого 

оборудования и механизмов, у которых заканчивался срок эксплуатации. Однако 

признание энергоэффективности стратегическим приоритетом со стороны Президента 

России Дмитрия Медведева, и в частности заявленная цель сократить энергоемкость 

на 40% к 2020 году (по сравнению с уровнем 2007 года), дали новый импульс 

национальной политике 12 . 

Основные меры по стимулированию более эффективного энергопотребления 

изложены в базовом законе об энергоэффективности 2009 года и Государственной 

программе по энергосбережению и повышению энергетической эффективности 

на период до 2020 года (Правительство РФ, 2010), которая была принята в конце 

2010 года и сегодня находится на ранней стадии внедрения. Хотя в стратегии все еще 

имеются недоработки, а государственным институтам не хватает потенциала для 

эффективного внедрения политики, сегодня реализуются и разрабатываются меры, 

касающиеся обязательной установки счетчиков электроэнергии на промышленных 

предприятиях и в жилых домах, внедрения стандартов по энергоэффективности 

для оборудования и бытовых приборов, введения строительных норм и 

правил по энергоэффективности, осуществления обязательного энергонадзора 

среди крупных потребителей энергии и обязательного сокращения удельных 

энергозатрат в общественных зданиях. Кроме того, осуществляется целевая 

федеральная поддержка в сфере развития и внедрения региональных программ 

энергоэффективности, а крупным предприятиям для этих целей предоставляются 

федеральные гарантии. 

Требования закона об энергоэффективности, для которых разработаны механизмы 

реализации, учтены в Сценарии нынешних стратегий. Частичное внедрение 

Государственной программы учитывается в Сценарии новых стратегий, а более 

полное – в Сценарии 450. Считается, что в рамках программы энергоэффективности 

12. МЭА подготовило рекомендации по реализации стратегии энергоэффективности в 25 сферах деятельности 

для стран Большой восьмерки и оценило прогресс этих стран относительно контрольных показателей (IEA, 2009). 

Россия получила оценку «полное и адекватное внедрение» только в 10% сфер деятельности, а примерно в одной 

трети сфер не было замечено признаков планирования мер или начала их внедрения. Однако новый цикл 

оценивания, проведенный российским Центром по эффективному использованию энергии (Bashmakov, <strong>2011</strong>), 

показал, что с 2009 г Россия достигла значительных успехов в принятии соответствующих нормативно-правовых 

актов. 


меры государственного регулирования (например более строгие строительные 

нормы и правила), могут более успешно влиять на энергопотребление, чем 

меры (например касающиеся энергопотребления в промышленности), которые, 

опираясь на ограниченные государственные средства, должны привлечь 

частные инвестиции в значительно больших объемах 13 . При уточнении наших 

предположений относительно темпов повышения энергоэффективности в Сценарии 

новых стратегий, мы приняли во внимание институциональный потенциал и наличие 

специальных знаний, необходимых для полноценного внедрения программы по 

энергоэффективности, а также данные о невыполнении задач, поставленных в 

предыдущей программе 14 . 

Перспективы развития 

топливно-энергетического баланса России 

Краткий обзор 

Общий спрос на первичные энергоресурсы в России постепенно растет как в Сценарии 

новых стратегий (средний темп роста 1% в год с 2009 по 2035 год), так и в Сценарии 

нынешних стратегий (более высокий темп – 1,3% в год). По Сценарию нынешних стратегий 

к концу прогнозируемого периода в 2035 году Россия потребляет больше энергии, чем 

в первый год независимости страны (910 млн т н.э. против 872 млн т н.э. в 1991 году). 

По Сценарию новых стратегий показатель энергопотребления в 2035 году составляет 

830 млн т н.э., что намного ниже, чем в 1991 году. В Сценарии 450 общий спрос на 

первичные энергоресурсы растет намного умереннее, всего лишь на 0,4% в год (Рис. 7.8), 

и достигает уровня 720 млн т н.э. в 2035 году, что на 20% ниже, чем в Сценарии нынешних 

стратегий 15 . 

Вместе с прогнозируемым постепенным сокращением численности населения 

России эти тенденции приводят к существенной разнице между показателями 

энергопотребления на душу населения в трех сценариях: составляя 4,6 т н.э. на 

одного человека в 2009 году, энергопотребление на душу населения постепенно 

растет на протяжении прогнозируемого периода и в 2035 году составляет 5,4 т н.э. в 

7 

13. Предполагается, что федеральное финансирование программы по энергоэффективности на период с <strong>2011</strong> по 

2020 год в целом составит 70 млрд рублей (2,5 млрд долл. США). Эта сумма составляет менее 1% от ожидаемого 

объема общих затрат в размере 9500 млрд рублей (340 млрд долл. США). Предполагается, что региональные 

бюджеты внесут еще 6,5% общей суммы, но подавляющее большинство средств (оставшиеся 93%) должно 

поступить из небюджетных источников, т. е. кредиты и международные займы или инвестиции от юридических 

и физических лиц. 

14. Федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика на 2002-2005 гг. и на период до 

2010 года»,принятая в 2001 году. 

15. Темпы роста энергопотребления будут ниже, если проводить расчеты с 2010 по 2035 год и таким образом 

исключить последствия кризиса 2009 года. В этом случае среднегодовой рост спроса на энергоносители 

сокращается до 0,8% по Сценарию новых стратегий, до 1,1% по Сценарию нынешних стратегий, и до 0,2% по 

Сценарию 450. 


Рис. 7.8•Общий спрос на первичные энергоресурсы по различным сценариям 


950 

900 

850 

800 

750 

700 

650 

600 

550 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 

Сценарий нынешних 

стратегий 

Сценарий новых 

стратегий 

Сценарий 450 

Сценарии 450; 6,3 т н.э. на душу населения в Сценарии новых стратегий, и 6,8 т н.э. 

в Сценарии нынешних стратегий. Для сравнения: соответствующий показатель для 

Европейского Союза в 2009 году составил 3,3 т н.э. на одного человека и остается 

неизменным в течение всего периода до 2035 года. 

Оценка энергосбережения 

В Сценарии новых стратегий предполагается, что более высокие цены на энергоресурсы, 

усовершенствованная энергетическая политика и законодательная база, а также 

прогресс в реализации Государственной программы по энергосбережению и 

повышению энергетической эффективности на период до 2020 года помогут сдержать 

рост энергопотребления. Результаты в каждом секторе варьируются 16 , но суммарное 

энергосбережение на протяжении прогнозируемого периода по данному сценарию 

в сравнении со Сценарием нынешних стратегий составляет 715 млн т н.э – это 

больше, чем текущее энергопотребление страны за год. Такая экономия также 

позволяет сократить общие расходы российских потребителей на оплату услуг 

энергоснабжения (Вставка 7.2). 

Вставка 7.2•Каковы выгоды от повышения энергоэффективности 

Должным образом разработанные меры по повышению энергоэффективности 

сэкономят и деньги, и энергоресурсы. Даже если меры, предусмотренные в 

Сценарии новых стратегий, не помогут в полной мере реализовать потенциал 

энергосбережения России, то приведут к значительному сокращению 

расходов промышленных предприятий и населения России на оплату 

услуг энергоснабжения. На протяжении 2010-2035 гг. суммарные расходы 

на энергоносители во всех секторах конечного потребления в России на 

16. Далее в настоящей главе более подробно рассматриваются стратегии и оценки для каждого из секторов (электроэнергетики 

и теплоснабжения, промышленности, транспорта и зданий). 


230 млрд долл. США меньше (по курсу доллара 2010 года) в Сценарии 

новых стратегий, чем в Сценарии нынешних стратегий. Годовой уровень 

энергосбережения на протяжении прогнозируемого периода растет и к 

2035 году достигает более 25 млрд долл. США в год, что составляет почти 

1% прогнозируемого ВВП (РОК). Энергосбережение повышается, несмотря 

на предположение, что цены на энергоресурсы в Сценарии нынешних 

стратегий растут медленнее. Наибольшую выгоду получит население, сектор 

услуг и сельское хозяйство, которые в общей сложности сэкономят более 

100 млрд долл. США, промышленность сэкономит еще 90 млрд долл. США. 

Повышение энергоэффективности будет выгодно и для транспортного сектора. 

В то же время влияния стратегий и мер, рассмотренных в Сценарии новых стратегий, 

недостаточно, чтобы воспользоваться всеми потенциальными выгодами 

энергосбережения. Согласно Сценарию новых стратегий, если бы в 2035 году 

энергоэффективность во всех секторах в России соответствовала предполагаемым 

уровням в странах ОЭСР, российский потенциал энергосбережения составил бы 

150 млн т н.э., или 18% прогнозируемого потребления первичных энергоресурсов 

(Рис. 7.9). Такой потенциал энергосбережения в Сценарии новых стратегий – шаг 

вперед по сравнению с 2008 годом, когда потенциал энергосбережения 

относительно показателей энергоэффективности стран ОЭСР оценивался в 30% 

потребления первичных энергоресурсов, но это ниже показателя, к которому 

стремится Россия. 

7 

Рис. 7.9•Потенциал энергосбережения России на основе данных 

энергоэффективности для сопоставимых стран ОЭСР 

в Сценарии новых стратегий, 2008 и 2035 годы 

лн т н.э. 

900 

800 

700 

00 

500 

00 

300 

200 

100 

0 

Спрос 

на первичные 

энергоресурсы 

–30% 

С учетом 

потенциального 


Спрос 

на первичные 

энергоресурсы 

–18% 

С учетом 

потенциального 


Прочие В Э 

иомасса 

и отходы 


Атомная 


Газ 

Нефть 

голь 

Примечание: данные за 2008 год соответствуют данным на Рис. 7.5. Данные за 2035 год являются упрощенной 

версией того же анализа, т. е. контрольные показатели ОЭСР применялись для большинства секторов, кроме тех, 

которые напрямую подвержены влиянию климатических факторов – в этих случаях для сравнения использованы 

показатели Канады и Финляндии. 


Относительно умеренный темп повышения энергоэффективности, прогнозируемый 

в Сценарии новых стратегий, отчасти объясняется предполагаемым темпом роста 

ВВП, который не позволит быстро осуществить обновление и замену основных 

производственных фондов России. Другой фактор связан с имеющимися пробелами в 

энергетической политике. Несмотря на стремление России реализовать масштабные 

стратегические цели, а именно сократить энергоемкость на 40% к 2020 году, все 

меры, которые потребуются для их реализации, еще предстоит ввести в действие, а 

в некоторых случаях и разработать. Примером последнего является транспортный 

сектор, где за последние годы наблюдаются самые высокие темпы роста спроса 

на энергоресурсы, но для которого до сих пор не разрабатываются стандарты, 

способствующие повышению эффективности использования топлива или другие меры 

по повышению энергоэффективности. Как показывает наш анализ, чтобы в большей 

степени реализовать свой потенциал энергоэффективности (в том числе достичь 

сокращения энергоемкости к 2020 году), России необходимо осуществить дальнейшие 

рыночные реформы как в энергетике, так и в экономике в целом. Потребуется также 

усилить меры, направленные на более полное отражение затрат и внешних факторов 

в ценах на энергоресурсы. 

Еще более серьезная проблема, с которой сталкиваются многие страны мира, состоит 

в том, чтобы обеспечить эффективное внедрение стратегий и мер. С 2009 года 

Россия ускоренными темпами внедряет стратегию и систему нормативно-правового 

регулирования для повышения энергоэффективности, но нет никаких гарантий того, 

что эти инвестиции быстро окупятся в столь же короткий срок. Опыт стран ОЭСР 

показывает, что устранить различные препятствия организационного, финансового 

и поведенческого характера нелегко (IEA, 2009). Несмотря на усилия, особенно 

со стороны Россий ского энергетического агентства, развить институциональный 

потенциал России и повысить уровень знаний об энергоэффективности, особенно среди 

сотрудников Российского энергетического агентства, этот процесс все еще находится на 

начальной стадии и потребует постоянной финансовой поддержки и людских ресурсов. 

Предварительные результаты показывают, что некоторые важные аспекты стратегии 

энергоэффективности, например, региональные программы энергоэффективности и 

энергоаудит промышленных предприятий, постепенно внедряются, но по времени 

отстают от изначально разработанных планов. Контроль над реализацией политики 

и ее оценка, которые являются главным элементом любой успешной стратегии 

повышения энергоэффективности, осложняются из-за отсутствия данных по энергетике. 

Насколько быстро Россия сможет реализовать свою цель по сокращению энергоемкости, 

зависит не только от цен на энергоресурсы и стратегий. Темпы экономического 

роста и структурных преобразований в экономике, т.е. уход от энергоемких видов 

промышленности, существенно повлияют на соотношение энергопотребления и ВВП. 

Как уже указывалось выше, эти два фактора стали основной причиной снижения 

энергоемкости в период с 2000 по 2008 год. По нашему предположению, ВВП в 

последующие годы растет медленнее, чем в период с 2000 по 2008 год, и сдерживает 

темп структурных преобразований. Таким образом фактическое повышение 

энергоэффективности играет все более важную роль в достижении желаемого уровня 


энергоемкости. В Сценарии новых стратегий сокращение энергоемкости на 40% к 

2020 году (по отношению к уровню 2007 года), к которому стремится российское 

правительство, достигается в 2028 году (Рис. 7.10), а в Сценарии 450 – в 2025 году 17 . 

В то время как благодаря прогнозируемому снижению энергоемкости разрыв между 

Россией и странами ОЭСР и Европейского Союза сокращается, предполагаемые темпы 

изменений в России ниже, чем в других быстро развивающихся странах (БРИКС). Россия 

снизит энергоемкость своего ВВП наполовину в период между 2009 и 2035 годами, в то 

время как сокращение энергоемкости в других странах БРИКС (Бразилия, Индия, Китай 

и ЮАР) за этот же период составит 56%. 

Рис. 7.10•Энергоемкость по потреблению первичных энергоресурсов в России, 

странах БРИКС и Европейском Союзе в Сценарии новых стратегий 

Т н. э. / тыс. долларов ВВП 

(по курсу доллара 2010 года, РОК) 

0,7 

0,6 

0,5 

0,4 

0,3 

0,2 

0,1 

Цель 40% 

Россия 

БРИКС (без России) 

Европейский Союз 

7 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 

Примечание: страны БРИКС – Бразилия, Россия, Индия, Китай и ЮАР. 

Тенденции развития внутреннего топливно-энергетического баланса 

по видам топлива 

На данный момент ископаемые виды топлива являются наиболее важным источником 

поставок энергоносителей в России и, по нашим оценкам, в Сценарии новых 

стратегий ситуация не изменится на протяжении всего прогнозируемого периода. 

В 2009 году на ископаемое топливо приходилось 90% общих поставок первичных 

энергоресурсов – незначительное сокращение с 93% в 1991 году. Предполагается, что, 

по мере постепенного роста доли атомной энергии и ВИЭ, доля ископаемого топлива 

продолжает уменьшаться на протяжении всего прогнозируемого периода и к 2035 году 

достигает 85% (Рис. 7.11). 

В отношении ископаемых видов топлива главным стратегическим вопросом, которому 

уделяется особое внимание в Энергетической стратегии до 2030 года, является 

17. При условии форсированного развития менее энергоемких секторов, таких как легкая промышленность и 

сектор услуг, достичь этой цели можно раньше. Влияние более высокого роста ВВП на энергетический сектор 

рассматривается в Главе 9. 


Рис. 7.11•Первичный спрос на энергоносители в России по видам топлива 

согласно Сценарию новых стратегий 

лн т у.э. 

1 000 

800 

600 

400 

200 

Прочие В Э 


томная 


Газ 

ефть 

голь 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 

доля природного газа в структуре первичных топливно-энергетических ресурсов. 

Она увеличилась с 43% в 1991 году до 54% в 2009 году, а внутреннее потребление 

природного газа в России восстановилось практически до уровня начала 1990-х. 

В то же время спрос на нефть и уголь в стране почти наполовину меньше, чем в 

1991 году. Рост спроса на природный газ в 1990-х стимулировался внутренней ценовой 

политикой, которая удерживала низкую цену на газ в основном для того, чтобы 

справиться с последствиями постсоветского экономического кризиса в социальной 

сфере и промышленности, в то время как произошла либерализация цен на уголь 

и нефть. Повышение цен на природный газ, начиная с 2000 года, должно было 

ограничить рост потребления, а также помочь обеспечить необходимые инвестиции 

в новые добывающие мощности. Однако рост потребления природного газа в России 

не прекратился – его темп составил в среднем 1,4% в год в период с 2000 по 2010 гг. 

В Энергетической стратегии 2009 года была поставлена цель сократить долю 

природного газа в структуре внутреннего потребления топливно-энергетических 

ресурсов с нынешних 54% до 46-47% в 2030 году. 

В Сценарии новых стратегий потребление природного газа растет более умеренными 

темпами – в среднем на 0,8% в год на протяжении периода с 2009 по 2035 гг., и в 

2035 году достигает 530 млрд м 3 . При этом природный газ продолжает доминировать 

в структуре топливно-энергетического баланса. Годовой спрос на уголь остается в 

пределах 155-175 млн т у.э. на протяжении прогнозируемого периода, в то время 

как спрос на нефть увеличивается до 3,2 млн барр./день. Если сравнить структуру 

потребления топливно-энергетических ресурсов, используя наши оценки для 2030 г., 

а не для 2035 г., с целевыми показателями, изложенными в Энергетической стратегии 

до 2030 г., мы увидим, что доля природного газа в 2030 году по оценкам <strong>WEO</strong> составляет 

53% – это значительно выше 46-47%, намеченных в Энергетической стратегии. 

Соответственно, рассчитанные в <strong>WEO</strong> доли и угля, и нефти ниже соответствующих 

показателей в Энергетической стратегии: 19% для нефти (в сравнении с 22%) и 15% для 

угля (в сравнении с 18-19%). 


Согласно нашему анализу, даже рост цен не сможет поколебать сильную конкурентную 

позицию природного газа в России (Вставка 7.3), и он продолжает доминировать 

в структуре топливного баланса. Для того чтобы уголь или другие конкурирующие 

виды топлива смогли ощутимо уменьшить рыночную долю газа, соотношение цен 

на эти энергоносители должно еще более увеличиться. Преимущество природного 

газа состоит в том, что он является доминирующим топливом в крупнейших 

регионах европейской части России, где наблюдается самый высокий спрос на 

энергоносители среди промышленности и населения. Там, где разница цен является 

минимальной, газ остается предпочитаемым видом топлива для нового оборудования 

в электроэнергетике и промышленности в силу его универсальности и экологических 

характеристик. В жилищно-коммунальном секторе уголь не считается приемлемой 

конкурентоспособной альтернативой газу. Альтернативное использование угля в 

промышленности или в электроэнергетике сталкивается с жесткими ограничениями, 

которые ослабляют его конкурентную позицию. Эти ограничения в основном связаны со 

значительной удаленностью ведущих центров угледобычи в Сибири от главных центров 

спроса в европейской части России и, соответственно, высокими транспортными 

расходами. В некоторой степени аналогичные соображения касаются гидроэнергетики, 

потенциал которой также главным образом сконцентрирован в Сибири (см. Главу 8). 

7 

Вставка 7.3•Более высокие цены на газ, энергоэффективность 

и переход на альтернативные виды топлива 

Рост цен на газ для промышленности в России повлияет на эффективность 

потребления природного газа, а также на его привлекательность по сравнению с 

другими энергоносителями. При определенном уровне цен крупным потребителям 

природного газа в промышленности и электроэнергетике будет выгоднее перейти на 

альтернативные виды топлива, а именно на российский уголь. Средняя цена на газ 

для промышленности в России в 2010 году составила 2,8 долл. США / млн БТЕ. 

В Сценарии новых стратегий эта цена в 2020 году увеличивается до уровня, 

эквивалентного прогнозируемой экспортной цене на российский газ за вычетом 

экспортных пошлин и транспортных расходов, и достигает 6,4 долл. США / млн БТЕ 

(230 долл. США за 1 000 м 3 ; все цены в реальном выражении по курсу доллара 

2010 года). Реальные цены после 2020 г. растут более умеренно – менее чем на 1% 

в год. Средняя цена с доставкой на энергетический уголь для промышленности 

остается на уровне 50-60 долл. США за тонну на протяжении всего прогнозируемого 

периода, что вполовину меньше цены на природный газ в пересчете на 

энергетический эквивалент. 

Хотя частичная замена природного газа, который сегодня используется на 

внутреннем рынке, углем кажется хорошим выходом, более внимательное 

изучение ситуации дает понять, что в действительности такой переход может быть 

ограничен вследствие региональных различий в транспортных расходах. Нынешняя 

средняя цена на энергетический уголь удерживается на низком уровне в результате 

того, что основная доля поставок угля осуществляется на относительно короткие 


расстояния от основных центров угледобычи в Сибири. Однако чтобы уголь завоевал 

значительную долю рынка природного газа, он должен составить ему конкуренцию 

и в европейской части России, где наблюдается самая высокая плотность населения 

и сконцентрирована основная часть промышленных предприятий (Центральный 

и Приволжский федеральные округа на Рис. 7.3). Транспортировка угля через всю 

страну значительно повышает его стоимость с учетом доставки. При дополнительных 

затратах на транспортировку железнодорожным транспортом, составляющих как 

минимум 30 долл. США за тонну, цена энергетического угля для промышленности 

или электростанций, находящихся в центре европейской части России, увеличивается 

до 80-90 долл. США за тонну. 

При таком уровне цен преимущество угля перед газом уже не столь очевидно. Кроме 

того, при производстве электроэнергии путем сжигания угля достигается меньшая 

конверсионная эффективность, чем у природного газа. Мы проанализировали 

долгосрочные предельные затраты на производство электроэнергии в России, и 

по нашим оценкам цена на газ должна вырасти до 7,5 долл. США / млн БТЕ, чтобы 

при цене 85 долл. США за тонну энергетического угля в европейской части России 

угольная электрогенерация была конкурентоспособной. В Сценарии новых стратегий 

средние цены на природный газ в России не достигают этого уровня ни на одном 

промежутке прогнозируемого периода. В результате шансов на переход с газа на 

уголь в электроэнергетике мало (а в секторе конечного потребления признаков 

такого перехода нет вообще). 

В настоящее время неископаемые виды топлива в российском энергетическом 

балансе представлены преимущественно атомной энергетикой – она обеспечивает 

7% спроса на первичные энергоресурсы. Доля ВИЭ небольшая и составляет 3%, 

которые в основном приходятся на гидроэлектроэнергетику (2%). Предполагается, что 

на протяжении периода до 2035 г. сектор альтернативных источников энергии растет 

быстрее, чем сектор ископаемого топлива. Доля атомной энергетики увеличивается 

в среднем на 2% в год, использование ВИЭ растет на 4% в год, при этом доля ВИЭ, 

не относящихся к гидроэлектроэнерегике, начав с очень низкого показателя, растет 

очень быстро. В результате в 2035 году суммарная доля атомной энергетики и ВИЭ в 

Сценарии новых стратегий увеличивается с нынешних 9% до 15% (13,5% в 2030 году, 

что согласуется с 13-14%, намеченными в Энергетической стратегии). 

Тенденции развития внутреннего топливно-энергетического баланса 

по секторам 

Рост спроса на энергоресурсы в России с 2000 года сильно варьировался по секторам. 

Годовое энергопотребление в секторе зданий (включая жилые здания и здания 

сферы услуг) ежегодно сокращалось в среднем на 0,9% в течение последних 

десяти лет. Энергопотребление в промышленности оставалось на одном уровне на 

протяжении последнего десятилетия. В наибольшей степени рост общего спроса 


спровоцирован транспортным сектором, где потребление ежегодно росло на 3,1% 18 . 

В тепло- и электроэнергетике наблюдались неоднородные тенденции: производство 

электроэнергии увеличивалось почти на 2% в год, в то время как централизованное 

теплоснабжение сокращалось в среднем на 1%. 

Предполагается, что в Сценарии новых стратегий спрос на энергоресурсы в 

транспортном секторе продолжает быстро расти, хотя темп роста замедлится и составит 

в среднем 1,3% в год (Рис. 7.12). За транспортным сектором следуют энергопотребление 

в промышленности и в секторе тепло- и электроэнергетики. Наименьший темп 

роста спроса на энергоресурсы наблюдается в секторе зданий (включая жилые 

здания и здания сферы услуг), что свидетельствует об очень высоком потенциале 

энергосбережения в этом секторе и отчасти о влиянии новых стратегий повышения 

энергоэффективности. 

Рис. 7.12•Прирост спроса на энергоресурсы по секторам и видам топлива 

в Сценарии новых стратегий, 2009-2035 гг. 

–0,3% 0% 0,3% 0,6% 0,9% 1,2% 1,5% 

Электро- и теплоэнергетика 




Здания 

Прочее 

–20 0 20 40 60 80 100 


* Совокупный среднегодовой темп роста. 

Конечное потребление 

Уголь 

Нефть 

Газ 



Биомасса 


Электричество 

Тепловая энергия 

Среднегодовой 

темп роста 

(правая ось)* 

7 

Электро- и теплоэнергетика 

Электроэнергетический сектор в России является четвертым по величине в мире после 

Соединенных Штатов, Китая и Японии, и вместе с обширными тепловыми сетями 

составляет основу российской экономики. Электроэнергетические и тепловые системы, 

соединенные многочисленными теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), сталкиваются с 

одинаковыми проблемами устаревающей инфраструктуры, хотя, по сути, на 

протяжении последних двух десятилетий шли разными путями развития. Спрос на 

электроэнергию вырос почти до уровня 1991 года, а структура и функционирование 

промышленности были преобразованы в результате масштабной, хотя и не полной, 

либерализации рынка. Централизованное теплоснабжение, напротив, сократилось 

примерно на 40% от уровня 1991 года. Прогнозы роста в данном секторе очень 

18. Данные представлены для периода 2000-2010 гг. с использованием предварительных данных за 2010 год; 

темпы роста за период 2000-2009 гг. ниже из-за влияния финансово-экономического кризиса. 


умеренные, хотя большинство ТЭЦ перешли в частную собственность, разработке и 

внедрению реформ для решения конкретных проблем сектора почти не уделялось 

внимания. 

Предполагается, что реформа российского рынка электроэнергии, начавшаяся 

в 2003 году, окажет значительное влияние на энергетический сектор России и 

долгосрочное экономическое развитие. Это была одна из наиболее смелых из когдалибо 

проводившихся реформ электроэнергетики, поскольку она предусматривала 

реструктуризацию электроэнергетической системы РАО «ЕЭС» и приватизацию самого 

большого на данный момент электроэнергетического сектора. Генерирующие объекты 

суммарной мощностью 100 ГВт были проданы новым владельцам, среди которых 

крупные российские («Газпром», «СУЭК», «Лукойл») и иностранные (Enel, Eon, Fortum) 

компании. Если Россия сможет обеспечить эффективное регулирование и преодолеть 

некоторые ограничения в межрегиональной передаче электроэнергии, появится 

возможность создать конкурентоспособный оптовый спотовый рынок, покрывающий 

европейскую часть России, Урал и большую часть Сибири. 

Однако создать и поддерживать конкурентную среду в электроэнергетике – непростая 

задача. Несмотря на то что в результате либерализации большая часть тепловых 

электростанций была передана в частные руки, более 60% общей мощности все 

еще принадлежит государству либо контролируется им. В последнее время эта 

цифра постепенно увеличивается. Атомные электростанции (АЭС) и большинство 

объектов гидроэлектроэнергетики находятся в государственной собственности, а в 

настоящее время крупные государственные компании, в частности «ИнтерРАО» и 

«Газпром», берут под контроль дополнительные тепловые электростанции 19 . На это 

соотношение могли бы повлиять новые попытки приватизации, например в секторе 

гидроэнергетики. Но в условиях наблюдающейся консолидации генерирующих 

мощностей в руках государственных или зависимых от государства предприятий 

абсолютно необходимо обеспечить независимое и объективное регулирование и 

контроль, иначе развитие структуры конкурентоспособного оптового рынка станет 

невозможным. 

Еще одной трудностью, с которой сталкиваются органы, формирующие политику в 

России, на протяжении прогнозируемого периода, станет взаимодействие между 

различными элементами энергорынка, находящимися на различных этапах развития. К 

ним относятся взаимодействие между оптовым и розничным рынками электроэнергии, 

теплоснабжение, рынки мощности и рынки других энергоносителей (в основном 

природного газа). Дальнейшее развитие электроэнергетического сектора может 

стать катализатором более масштабных реформ в энергетике в целом, но никакой 

уверенности в таком развитии событий нет. Рыночный подход к оптовым продажам 

электроэнергии выделяется на фоне политики относительно других секторов топливно- 

19. Эта тенденция усилилась в середине <strong>2011</strong> года после того, как состоялось объединение энергоактивов «Газпрома» 

(36 ГВт), среди которых и компания «Мосэнерго», обслуживающая столицу, с активами частного «КЭС- 

Холдинга» (16 ГВт). По условиям сделки «КЭС» получит 25%-ный пакет в компании «Газпром энергохолдинг». 

После слияния мощности «Газпром энергохолдинга» составят 52 ГВт, т. е. одну треть всех тепловых электрогенерирующих 

активов России. 


энергетического комплекса. Правительство может поддаться искушению вмешаться в 

работу рынка электроэнергии, что повлечет за собой негативные последствия для 

эффективных инвестиций в электроэнергетику и конечного потребления энергии в 

долгосрочной перспективе. 

Общая установленная мощность электростанций в России на данный момент 

составляет около 225 ГВт, из которых более чем две трети – это ТЭС, 21% – ГЭС и 

11% – АЭС. Чуть более половины тепловых станций составляют ТЭЦ, хотя точная 

классификация мощностей на рис. 7.13 усложняется тем фактом, что большинство ТЭС 

также вырабатывают и продают небольшие объемы тепловой энергии 20 . На газовые 

электростанции (ТЭС и ТЭЦ) приходится 44% общей мощности. 

Рис. 7.13•Установленная мощность электростанций и ТЕЦ в России 

по видам энергоносителей, 2009 г. 


Нефть 


Тепловые 

электростанции (ТЭС) 

Теплоэлектроцентрали 

(ТЭЦ) 

7 

Уголь 


Природный газ 

0 20 40 60 80 100 120 

ГВт 

По нашим предположениям, в Сценарии новых стратегий генерирующие мощности 

увеличиваются до 280 ГВт в 2035 году, а общий объем производимой электроэнергии 

растет в среднем на 1,5% в год между 2009 и 2035 годами и в конце прогнозируемого 

периода достигает 1 440 ТВт·ч (Рис. 7.14). Нынешний уровень годового конечного 

потребления электроэнергии на душу населения составляет примерно 5 МВт·ч и 

близок к текущему показателю для Европейского Союза (5,5 МВт·ч). Предполагается, 

что энергопотребление в России на душу населения растет примерно на 1,9% 

в год и в 2017 году превышает показатели для Европейского Союза. Наиболее 

распространенным топливом в электроэнергетике остается природный газ. 

Производство электроэнергии из газа увеличивается с 470 ТВт·ч в 2009 году до 630 ТВт·ч 

в 2035 году и составляет 44% от общего объема. Производство электроэнергии из угля 

также увеличивается до 225 ТВт·ч в 2035 году. Использование мазута для производства 

электроэнергии практически полностью прекращается. 

20. В статистике МЭА практически все тепловые электростанции классифицируются как ТЭЦ из-за того, что они 

производят тепловую энергию. Однако в целях создания модели этого сектора мы разделили все генерирующие 

мощности на ТЭС, т.е. вырабатывающие только электроэнергию, и ТЭЦ (см. Рис. 7.13) на основании технологий, 

применяемых на различных станциях. 


Самые высокие темпы роста производства электроэнергии наблюдаются в атомной 

энергетике, а также, на более отдаленных сроках прогнозируемого периода, за счет 

ВИЭ, не связанных с гидроэлектроэнергетикой. Если рассматривать показатели для 

2030 года (для сравнения с целями Энергетической стратегии до 2030 года), доли 

атомной энергетики (19%), гидроэнергетики (15%) и прочих ВИЭ (4%) в производстве 

электроэнергии приближаются к целям, поставленным в Энергетической стратегии 

(скорее в процентном, чем в абсолютном выражении. Более подробную информацию 

см. в Главе 8). В результате в 2030 году доля неископаемых видов топлива в общем 

объеме производства электроэнергии увеличивается с 34% до 38%, что соответствует 

целевым показателям стратегии. 

Рис. 7.14•Производство электроэнергии с применением различных видов 

топлива в России в Сценарии новых стратегий, 1990-2035 гг. 

ТВт·ч 

1 500 

1 250 

1 000 

750 

500 

250 






Нефть 

Уголь 

0 

1990 2000 2009 2015 2020 2025 2030 2035 

Важным элементом успешной электроэнергетический системы является ее 

способность привлекать эффективные инвестиции. Падение спроса на электроэнергию 

после 1990-х годов привело к тому, что за последние двадцать лет в России 

было введено в эксплуатацию относительно мало новых тепловых или атомных 

электростанций (Рис. 7.15). В результате возраст генерирующих мощностей в России 

значительно превышает возраст энергетических активов европейских стран – членов 

ОЭСР (различия с Китаем еще более существенные: в силу стремительного роста 

населения и экономики большинство генерирующих мощностей были построены на 

протяжении последних десяти лет). Высокий средний возраст оборудования ТЭС в 

России также означает, что их средняя эффективность находится на низком уровне. 

Согласно данным МЭА, средний термический КПД газовых электростанций в России (за 

исключением ТЭЦ) составляет 38%; для сравнения: аналогичный средний показатель 

для стран ОЭСР – 49%, а для новых ТЭС с газотурбинной установкой, являющихся на 

данный момент лучшей технологией, – до 60%. С другой стороны, тот факт, что большая 

часть генерирующих мощностей нуждается в замене, дает России возможность создать 

благоприятную нормативно-правовую базу и за короткий срок повысить эффективность 

и улучшить экологические показатели сектора. В этом плане у России намного больше 

«пространства для маневра», чем у многих ведущих промышленно развитых стран. 


Рис. 7.15•Возрастная структура оборудования российских тепловых 

и атомных электростанций в сравнении с показателями 

выбранных стран и регионов, 2010 г. 

ГВт · ч 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 


Нефть 


Уголь 

Доля тепловых и атомных 

генерирующих мощностей 

(правая ось): 

Россия 

10 

0 

< 10 лет 10-19 лет 20-29 лет 30-39 лет 40-49 лет > 50 лет Не 

определено 

Источник: База данных Платтс по электростанциям мира, декабрь 2010 года, IAEA (<strong>2011</strong>). 

10% 

0% 

Китай 


Новые инвестиции до 2018 года обеспечиваются при помощи контрактных 

обязательств, накладываемых на инвесторов в процессе приватизации. Такой 

административный подход вполне оправдан, когда нужно обеспечить стабильную 

работу системы, особенно в условиях недостаточно развитых финансовых рынков 

и отсутствия опыта у регулирующих органов. Однако он недостаточно гибок и 

ограничивает возможности для инноваций. Правительство в настоящий момент 

пересматривает механизм рынка мощности и ищет пути обеспечения инвестиций 

после 2018 года, намереваясь перейти к более гибкому подходу, который создаст 

условия для привлечения эффективных и своевременных инвестиций в генерирующие 

мощности при наименьших затратах. Для этого потребуется дополнительное 

усовершенствование нормативно-правовой базы. Органам, формирующим политику, 

также необходимо учесть последствия изменений годового спроса на электроэнергию 

на протяжении последующих десятилетий, которые отчасти объясняются вероятным 

увеличением потребности в кондиционировании в летний период (Вставка 7.4). 

7 

Вставка 7.4•Прохлада для россиян: аномально высокие температуры 

и потребность в кондиционировании воздуха 

Лето 2010 года было самым жарким в истории России. В европейской части 

страны и на южном Урале температура летом превысила свой средний показатель 

более чем на 6°С (Росгидромет, <strong>2011</strong>). Хотя лето <strong>2011</strong> года не было настолько 

жарким, оно все же продолжило тенденцию более высоких температур. Так 

как уровень жизни в России становится выше, а меняющийся климат повышает 

вероятность более жарких летних периодов, потребность в охлаждении воздуха, 

вполне возможно, будет расти. Кондиционеры еще не получили широкого 

распространения: согласно данным Росстата за 2009 год только 6 из 100 семей 

имеют дома такую бытовую технику, но этот рынок стремительно растет. 


Влияние, которое более широкое использование систем охлаждения воздуха 

имеет на сезонное потребление электроэнергии, можно видеть в странах южной 

Европы – во всех на протяжении последних десятилетий наблюдается скачок 

спроса на электроэнергию в летний период. В Италии количество кондиционеров 

воздуха увеличивалось ежегодно на 15% с 2001 по 2009 год, с 11 до 34 единиц 

на 100 семей (продажам в Италии также способствовала аномальная жара в 

2003 году). Это спровоцировало летний пик спроса на электроэнергию, который 

теперь постоянно превышает зимний пик. 

Очень маловероятно, что сезонный спрос в России изменится до такой степени. 

Спрос на электроэнергию в зимний период в России примерно на 30% выше 

летнего показателя. Тем не менее даже небольшое выравнивание показателей 

спроса в течение года повлияет на работу электроэнергетической системы. 

России понадобится больше мощностей для обеспечения базовой нагрузки 

по отношению к другим мощностям, поэтому графики ремонта и сервисного 

обслуживания станций, которые обычно проводятся летом, нужно будет 

пересмотреть. Повышенный спрос на системы охлаждения воздуха также будет 

способствовать росту доли спроса на электроэнергию по отношению к спросу 

на тепловую энергию, что повлияет на принятие решений относительно новых 

мощностей и ограничит ввод в эксплуатацию новых ТЭЦ. 

По нашим предположениям, в Сценарии новых стратегий требуемый объем 

инвестиций в электроэнергетику в <strong>2011</strong>-2035 гг. составляет 615 млрд долларов 

США (по курсу 2010 года), из которых более 250 млрд долл. (40%) должны 

поступить в сектор передачи и распределения энергии, а 360 млрд долл. – в 

электрогенерацию (Рис. 7.16). Инвестиции в генерирующие мощности обусловлены 

в основном ожидаемым выводом из эксплуатации устаревшего оборудования 

или модернизацией установленной мощности. Принимая во внимание возраст 

действующих электростанций, мы предполагаем, что свыше 80% установленных 

мощностей тепловых электростанций будут заменены или модернизированы на 

протяжении прогнозируемого периода, в т.ч. 64 ГВт мощности ТЭС и 68 ГВт мощности 

ТЭЦ. Предполагается, что конкурентоспособный рынок электроэнергии обеспечит ввод 

в эксплуатацию новых тепловых электростанций, близких по уровню эффективности 

к лучшим имеющимся технологиям. В результате значительно вырастет общая 

эффективность российской электроэнергетики: производство электроэнергии на ТЭС в 

2035 году повышается более чем на 30% по сравнению с 2009 годом, но потребление 

ископаемого топлива за этот период вырастет лишь на 5% 21 . По сравнению с другими 

секторами российской энергетики, электроэнергетика (в частности производство 

электроэнергии) вносит наибольший вклад в сокращение разрыва с прогнозируемыми 

показателями энергоэффективности в странах ОЭСР на протяжении периода до 

2035 года. 

21. Этот показатель включает как потребление ископаемого топлива на ТЭС, так и предполагаемое потребление 

топлива на ТЭЦ, производящих электроэнергию. 


Рис. 7.16•Суммарные инвестиции в электроэнергетику в России по видам 

энергоресурсов в Сценарии новых стратегий, <strong>2011</strong>-2035 гг. 

Млрд долл. США (2010) 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

<strong>2011</strong>-2020 2021-2035 

Передача и 

распреледение 




Нефть 


В секторе передачи и распределения электроэнергии две трети требуемых 

инвестиций необходимы для замены или модернизации старой инфраструктуры, 

а одна треть – для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию. Как и в 

секторе электрогенерации, после распада Советского Союза инвестиции в сети 

передачи и распределения электроэнергии почти отсутствовали. Особенно пострадали 

распределительные системы, которые характеризуются высокой степенью износа и 

требуют капитального ремонта. По нашим оценкам, в 2009 году 3,7% российских сетей 

передачи и распределения электроэнергии достигли возраста 40 лет, что значительно 

выше среднего показателя в мире – 1,6% или показателя европейских стран ОЭСР – 

1,8%. Это лишь одна из причин, по которой потери во время передачи и распределения 

энергии в России составляют около 11%. В 1990 году потери электроэнергии находились 

на уровне 8%, и сегодня они значительно превышают средние 6% в странах ОЭСР, даже 

если учитывать дальность передачи электроэнергии по территории России. 

Реформы были направлены в основном на рынок электроэнергии и пока 

не затронули сектор теплоснабжения в такой же мере. В связи с этим будущее 

централизованного теплоснабжения в России характеризуется значительной 

степенью неопределенности (см. «Фокус»). Потребление тепла, произведенного 

централизованными станциями (ТЭЦ и большими котельными), сократилось в 1990-х 

и впоследствии продолжало снижаться, в отличие от потребления электроэнергии, 

которое начало расти после 2000 года (Рис. 7.17). Отказ от услуг централизованного 

теплоснабжения и падение спроса со стороны имеющихся потребителей, в частности 

больших промышленных предприятий, перевесили рост спроса, спровоцированный 

строительством новых жилых домов. В Сценарии новых стратегий, по нашим прогнозам, 

спрос на теплоснабжение остается относительно стабильным на протяжении периода 

до 2035 года, увеличиваясь в среднем всего на 0,3% в год. 

Сектор теплоэнергетики служит одним из крупнейших сырьевых рынков 

в России. Потребляя примерно одну треть первичных топливных ресурсов в 

стране, теплоэнергетика играет особо важную роль в энергосбережении и охране 

окружающей среды. Статистические данные по теплоэнергетике в основном 

Уголь 

7 


Рис. 7.17•Централизованное теплоснабжение по секторам 



250 

200 

150 

100 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

Прочее* 

Здания 


Соотношение 

централизованного 

тепло- и электроснабжения 


50 

0,5 

0 

0 

1990 2000 2009 2015 2020 2025 2030 2035 

*Включает сельское хозяйство, неэнергетическое использование и другие потребности энергетического сектора, 

также с учетом потерь в сетях теплоснабжения. 

отсутствуют, но, согласно статистике МЭА, общие поставки энергии от источников 

централизованного теплоснабжения в 2009 году составили 5 650 петаджоулей (ПДж) 

(135 млн т н.э. или 1 570 ТВт·ч), что в пересчете на энергию примерно в 1,6 раза 

превышает выработку электричества. Более 40% этого тепла производится примерно 

500 ТЭЦ, 50% – тепловыми котельными, а остальное – промышленными и другими 

источниками 22 . 

По нашим оценкам, около 70–80% жилищного фонда и почти 3 млрд м 2 отапливаемой 

площади сегодня подключены к централизованному теплоснабжению, которое 

служит основным источником тепла примерно для 100 миллионов людей. Однако 

рынок централизованного теплоснабжения в настоящее время испытывает 

трудности из-за переноса промышленных предприятий за городскую черту и 

растущей популярности частных домов, расположенных вдали от центральной части 

городов. Сочетание низкого уровня обслуживания и растущих цен (особенно для 

промышленности) также заставляет имеющихся клиентов отказываться от таких 

услуг. Так, в Челябинске на протяжении периода с 1992 по 2002 год централизованная 

система теплоснабжения лишилась более 660 МВт тепловой нагрузки, так как 

промышленные потребители установили собственные котельные. Некоторые более 

обеспеченные потребители в жилищно-бытовом секторе также стремятся перейти 

на децентрализованное отопление своих квартир. Эти тенденции вызывают массу 

проблем в секторе централизованного теплоснабжения. У поставщиков остается 

относительно маленькая клиентская база, которая еще в меньшей степени способна 

покрыть затраты и обеспечить крайне необходимые инвестиции. Что касается ТЭЦ, 

то их эффективность снижается из-за сокращения тепловой нагрузки по сравнению 

со спросом на электричество. 

22. Следует принять во внимание, что в статистике МЭА в производстве тепловой энергии учитывается только 

произведенная тепловая энергия, которая поступила в продажу. Тепло, вырабатываемое промышленностью и 

населением для собственного использования не учитывается в этой категории. 


Ф о к у с 

Какое будущее ожидает централизованное теплоснабжение в России 

Широкая распространенность централизованного теплоснабжения и высокая 

доля ТЭЦ зачастую считаются признаком эффективного энергопотребления, 

но только не в случае России. На данный момент этот сектор поставляет 

ограниченный объем низкокачественных услуг теплоснабжения с большими 

потерями энергии, при этом постоянно повышая тарифы (хотя в большинстве 

случаев они все равно остаются ниже уровня себестоимости). Одна из целей 

Энергетической стратегии России до 2030 года состоит в усовершенствовании 

системы теплоснабжения страны, в том числе посредством увеличения доли 

рынка ТЭЦ за счет тепловых котельных. Такой шаг будет соответствовать мировым 

тенденциям. Но в действительности производство тепла на ТЭЦ в России 

уменьшилось более чем на треть с 1990 года, и признаков улучшения в этом 

секторе не наблюдается. Хотя ТЭЦ имеют огромный потенциал эффективности 

по сравнению с раздельным производством тепло- и электроэнергии, сектор 

страдает от неблагоприятных рыночных условий и в целом по-прежнему 

крайне нуждается в инвестициях. Вполне вероятно, что отдельные предприятия 

или изолированные населенные пункты будут массово устанавливать малые 

и микро-ТЭЦ, но отсутствие единства в функционировании и возможностях 

свободного рынка электроэнергии и нереформированного теплового сектора 

вряд ли будут стимулировать введение в эксплуатацию новых крупных ТЭЦ. 

Главным приоритетом российской политики является установка счетчиков 

и систем контроля, которые будут предоставлять точную информацию о 

производстве тепла и его потреблении, позволят подсчитать фактические 

расходы и затраты (а также дадут потребителям возможность регулировать 

теплопотребление). Создание конкурентоспособного сектора централизованного 

теплоснабжения также затронет болезненный вопрос тарифов и способов 

их вычисления: тарифы должны полностью отражать затраты эффективного 

теплоснабжения и устранить перекрестное субсидирование. В то же 

время не менее важной проблемой реформирования централизованного 

теплоснабжения (которое существенно продвинулось с момента принятия в 

2010 году Закона о теплоснабжении) является отсутствие единого министерства 

или федерального ведомства, несущего полную ответственность за этот сектор, 

который состоит из тысяч поставщиков тепла, распределительных компаний и 

местных муниципалитетов. 

7 

Российская система теплоснабжения имеет огромный потенциал энергосбережения 

при производстве тепла на ТЭЦ и в котельных, а особенно в тепловых сетях. Показатель 

эффективности российских ТЭЦ и котельных намного ниже, чем международные 

показатели для электростанций с наилучшими существующими технологиями. 

Согласно данным Министерства энергетики РФ, возраст 80% российских котельных 

превышает 30 лет (20% перешагнули 50-летний рубеж), а изношенные теплопроводы 


протяженностью почти 200 000 км приводят к высоким и все увеличивающимся 

потерям тепла. Произвести точную оценку этих потерь тяжело из-за отсутствия 

данных и измерительных приборов, но в Энергетической стратегии до 2030 года их 

уровень составляет 19% от общего производства тепла. Потери при теплоснабжении 

жилых домов еще выше и достигают 30% и более из-за большей протяженности 

распределительных сетей (для сравнения: аналогичный показатель в Финляндии 

составляет 5–15%). 

Рассматривая перспективы развития централизованного теплоснабжения в Сценарии 

новых стратегий, мы руководствовались предположением о том, что реформы в 

теплоэнергетике и дальше будут носить неопределенный характер и будут сильно 

отличаться в зависимости от региона. В целом поступающих инвестиций достаточно 

для того, чтобы поддерживать в рабочем состоянии опирающиеся на ТЭЦ городские 

системы теплоснабжения. Однако незначительное повышение энергоэффективности 

теплоснабжения вряд ли сможет вернуть утраченных потребителей или заставит 

расти уменьшающуюся долю рынка, тем более что тенденция перехода на 

децентрализованное теплоснабжение в промышленности и жилом секторе набирает 

обороты. Это означает, что несоответствие между тепловым и электроэнергетическим 

сектором будет расти, и в первую очередь его почувствуют региональные 

электроэнергетические компании, которые поставляют оба вида энергии. Как показано 

на Рис. 7.17, мы предполагаем, что соотношение спроса на тепло- и электроэнергию 

сокращается на протяжении периода до 2035 года, а значит доля ТЭЦ в производстве 

электроэнергии в России будет уменьшаться. 


Российская промышленность ежегодно потребляет примерно 125 млн т н.э. 

энергоресурсов, т.е. 29% общего конечного энергопотребления, при этом на 

природный газ, электричество и тепло приходится 76% этого объема. Основными 

промышленными потребителями энергоресурсов в России являются предприятия 

черной металлургии и сталелитейной промышленности (29%), химической 

промышленности (23%), производители нерудных материалов, таких как цемент (12%), 

и цветных металлов (5%), таких как алюминий. Энергоемкость российского 

промышленного производства достигла максимального значения в середине 1990-х, 

а затем уменьшилась вдвое. Это стало возможным вследствие более интенсивного 

использования производственных мощностей, закрытия наиболее неэффективных 

заводов и внедрения некоторых мер по энергоэффективности, но секторальный 

анализ показывает, что российская промышленность до сих пор использует намного 

больше энергоресурсов на единицу продукции, чем зарубежная. 

Наглядным примером служат черная металлургия и сталелитейная промышленность. 

В этом секторе на протяжении последних двух десятилетий произошли значительные 

структурные изменения. Так, доля сталеварения с применением мартеновских 

печей (наиболее неэффективная технология) уменьшилась с более 50% в 1990 году до 

менее 10% в 2009 году, что свидетельствует о более быстром отказе от этой технологии, 

чем наблюдается на Украине (World Steel Association, 2000, 2010). Несмотря на это, 


по нашим оценкам, потенциал энергосбережения в России остается значительным – 

5,3 ГДж на тонну произведенной стали (IEA, 2010) 23 . Повышение энергоэффективности 

черной металлургии и сталелитейной промышленности в России до уровня стран 

ОЭСР может сэкономить 5,3 млн т н.э. (общее энергопотребление сектора составляет 

примерно 35 млн т н.э.). В целом для промышленного сектора, по нашим оценкам, 

потенциал энергосбережения относительно показателей эффективности стран ОЭСР 

составляет 27 млн т н.э. или 21% текущего энергопотребления. 

В Сценарии новых стратегий энергопотребление в промышленности на протяжении 

периода с 2009 по 2035 год увеличивается на 27%. Средний показатель роста составляет 

0,9% в год. Рост энергопотребления за этот период ниже, чем рост общего объема 

производства в промышленности, благодаря снижению энергоемкости и постепенному 

переходу к менее энергоемким видам производства. Структурные изменения наряду 

с изменением соотношения цен на газ и электроэнергию в пользу электроэнергии 

приводят к повышению промышленного спроса на нее: в среднем спрос растет 

почти на 2% в год и к 2035 году электричество становится самым востребованным 

энергоносителем в секторе (Рис. 7.18). Ожидается, что спрос промышленности на 

централизованное теплоснабжение останется на том же уровне, поскольку предприятия 

строят больше собственных ТЭЦ и котельных (для которых предпочитаемым видом 

топлива остается природный газ). 

7 

Рис. 7.18•Спрос российской промышленности на энергоресурсы по видам 

топлива в Сценарии новых стратегий, 2010-2035 гг. 


60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

2000 2009 2020 2035 

Уголь 

Нефть 


Электроэнергия 

Тепловая энергия 


Предполагается, что повышение энергоэффективности в промышленности происходит 

благодаря внедрению нового оборудования и технологий, так как срок эксплуатации 

производственных фондов подходит к концу. Темпы такого обновления отчасти зависят 

от цен на энергоресурсы, особенно для тех секторов промышленности, которые 

конкурируют на экспортных рынках. В то же время во многих случаях доля энергоресурсов 

в общем объеме производственных затрат является относительно низкой, поэтому нельзя 

23. Это значение получено при сравнении с наилучшими имеющимися технологиями. Показатель энергосбережения, 

рассматриваемый в нашем анализе, несколько меньше, поскольку при сравнении использовались показатели 

стран ОЭСР. 


однозначно утверждать, что повышение цен само по себе сможет стимулировать более 

масштабные инвестиции в новые технологии. Из этих соображений законодательство 

об энергоэффективности содержит положение, обязывающее проводить энергоаудит 

на всех промышленных предприятиях, затраты которых на энергоносители превышают 

10 миллионов рублей в год (350 тыс.долл. США по курсу доллара в середине <strong>2011</strong> года). 

Это положение касается примерно 150 тысяч компаний. Энергоаудит и выдаваемые 

по его итогам энергетические «паспорта» должны повысить осведомленность о 

возможностях энергосбережения и стимулировать компании внедрять проекты по 

энергоэффективности, однако на данный момент реализация энергоаудита продвигается 

очень низкими темпами 24 . Рынок энергетических услуг, который мог бы помочь компаниям 

воспользоваться возможностями энергосбережения, все еще относительно малоразвит 

из-за некоторых технических и законодательных препятствий, а также ограниченных 

возможностей долгосрочного финансирования. 


На транспортный сектор в России приходится 21% конечного энергопотребления 

или 90 млн т н.э. Энергопотребление в этом секторе росло самыми высокими 

темпами: спрос на энергоресурсы увеличивался в среднем на 3,4% ежегодно с 2000 

по 2008 год, а в 2009 году снизился на 8%. Общее энергопотребление в транспортном 

секторе распределяется между пассажирским и грузовым транспортом (65% общего 

объема) и транспортировкой нефти и газа. В Сценарии новых стратегий спрос 

на энергоресурсы в транспортном секторе ежегодно растет на 1,3% (Рис. 7.19). 

Наибольший прирост энергопотребления наблюдается в двух подсекторах: 

Рис. 7.19•Энергопотребление в транспортном секторе по видам транспорта 



140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

Прочее 

Судоходный 

транспорт 

Внутренние 

авиаперевозки 

Железнодорожный 


Автодорожный 


Трубопроводы * 

0 

2000 2009 2015 2020 2025 2030 2035 

* Под энергопотреблением трубопроводов имеются в виду энергетические ресурсы, используемые для 

транспортировки нефти и газа. 

24. Первый этап проведения энергоаудита на соответствующих промышленных предприятиях должен закончиться 

к концу 2012 года. Это требование также касается всех коммунальных служб, энергопоставляющих компаний, 

общественных организаций и правительственных учреждений. Российское энергетическое агентство пытается 

ускорить этот процесс, но из-за сравнительно медленного старта и большого количества предприятий, срок завершения 

энергоаудита, возможно, придется отложить. 


трубопроводный транспорт (33%) и автомобильные перевозки (28%). Однако самые 

высокие темпы роста спроса приходится на железнодорожный транспорт (3,5% в год) 

и внутренние авиаперевозки (2,9% в год). 

Российский автомобильный рынок стремительно вырос за последние десять лет, 

особенно если принимать во внимание сокращение численности населения. Согласно 

данным Росстата, количество личных пассажирских автомобилей увеличилось с 

почти 20 миллионов в 2000 году до свыше 31 миллиона в 2009 году (в 1991 году этот 

показатель составлял менее 10 миллионов). Российский рынок легковых автомобилей 

был самым быстрорастущим в мире, однако он сильно пострадал от экономического 

кризиса: в 2009 году продажи упали почти на 50% по сравнению с предыдущим годом. 

Рынок постепенно восстанавливается, но его стабильный и быстрый рост в будущем 

ограничивается большими расстояниями между российскими городами и относительно 

слабыми темпами развития инфраструктуры. Ожидается, что эти факторы будут 

сдерживать энергопотребление в секторе автомобильного транспорта после 2015 года. 

Россия ставит цель удвоить протяженность своих дорог к 2030 году, расширить 

железнодорожную сеть сообщения, увеличить объемы внутренних авиаперевозок, 

а также более эффективно использовать внутренние водные пути (Правительство 

РФ, 2008). По международным меркам нынешняя плотность национальной сети 

автодорог в России низкая, что объясняется громадными размерами страны. Общая 

протяженность асфальтированных дорог в России составляет 776 000 км – это 

на 20% меньше, чем в Японии, хотя площадь России в 45 раз больше. В то 

же время увеличивается несоответствие между ростом автопродаж и развитием 

инфраструктуры: российский автомобильный парк вырос на 60% в 2000-2009 годах, 

а сеть дорог за это же время увеличилась только на 3%. В Сценарии новых стратегий 

количество автомобилей постепенно растет на протяжении прогнозируемого периода 

и в 2035 году достигает около 390 автомобилей на 1 000 жителей, но этот рост 

медленнее, чем в 2000-2009 годах, когда количество автомобилей на 1 000 жителей 

увеличилось с 140 до 220 единиц (Таблица 7.4). 

7 

Таблица 7.4•Количество пассажирских легковых автомобилей в отдельных 

странах в Сценарии новых стратегий (автомобилей на 1 000 человек) 

2000 2009 2020 2035 2009-2035* 

Россия 140 220 300 390 2,2% 

Китай 4 30 110 300 9,5% 

Европейский Союз 430 475 520 560 0,7% 


По нашим оценкам, средний расход топлива автомобильным парком в России 

превышает 13 литров на 100 км. Если бы топливная эффективность в России 

соответствовала уровню европейских стран ОЭСР (где средняя эффективность 

составляет примерно 8 литров на 100 км), это позволило бы ежегодно экономить 

нефтепродукты в объеме около 12 млн т н.э. (примерно 240 тыс. барр./день). В Сценарии 


новых стратегий при отсутствии конкретных политических мер, стимулирующих 

топливную эффективность и обновление автомобильного парка, Россия довольно 

медленно осваивает этот потенциал энергосбережения. По нашим прогнозам, 

средняя топливная эффективность российского автомобильного парка постепенно 

повышается на протяжении прогнозируемого периода и к 2035 году достигает 

8 литров на 100 км. Такое повышение объясняется более широким распространением 

в России международных тенденций в конструкции и эффективности автомобилей. 

Эти тенденции передаются вместе с импортированными автомобилями и при 

российской сборке иностранных марок автомобилей 25 , при этом они отражаются и на 

топливной эффективности продукции российского автопрома. Повышению топливной 

эффективности также способствует переход от автомобилей премиум-класса к более 

дешевым и экономичным моделям, которые присутствуют на более массовых рынках. 

Предполагается, что использование автомобилей, работающих на природном 

газе, в России будет стремительно расти при поддержке «Газпрома» и 

соответствующих нормативных актов, удерживающих цену на сжатый природный 

газ ниже цены на бензин. На данный момент в России насчитывается примерно 

100 000 автомобилей, работающих на природном газе, и 250 автомобильных 

газонаполнительных компрессорных станций. «Газпром» поддерживает постепенное 

расширение инфраструктуры для сжатого природного газа, и ожидается, что это 

будет способствовать использованию природного газа в транспортных целях – 

его потребление растет в среднем на 13% в год. В Сценарии новых стратегий 

ежегодные продажи автомобилей, работающих на природном газе, к 2035 году 

увеличиваются более чем на 200 000 единиц (10% общего объема автопродаж в 

России). Предполагается, что ежегодное потребление природного газа автомобильным 

транспортом, находясь изначально на низком уровне, к 2035 году достигает 3 млрд м 3 

или около 5% общего энергопотребления в секторе автоперевозок. 

Мы предполагаем, что потребление энергии для транспортировки нефти и газа 

по трубопроводам постепенно растет на протяжении прогнозируемого периода, 

ежегодно увеличиваясь примерно на 1,4%. Этому способствует рост добычи и экспорта 

газа, а также последующее расширение транспортной системы трубопроводов. По 

нашим оценкам, потенциал энергосбережения за счет повышения эффективности 

транспортировки газа составляет примерно 6 млн т н.э. или 7 млрд м 3 . «Газпром» 

осуществляет капиталовложения в замену неэффективного оборудования 

и компрессорных станций (согласно годовым отчетам «Газпрома», инвестиции 

составили свыше 5 млрд долл. США в период с 2006 по 2009 год). Однако, по 

имеющимся данным, потребление энергии для транспортирования российского 

газа за этот период не уменьшилось: объем энергоресурсов, необходимый для 

транспортировки 1 млн м 3 газа на 1 км по трубопроводу, остался неизменным и 

составляет приблизительно 20 кг н.э. Следовательно, можно сделать вывод о том, что, 

хотя инвестиции «Газпрома» могут противодействовать влиянию естественного износа 

применяемого оборудования, они не повышают эффективность системы в целом. 

25. Согласно данным Росстата, на иностранные марки автомобилей приходится более одной трети российского автомобильного 

парка, а в двух крупнейших городах – Москве и Санкт-Петербурге – они составляют более половины. 


В газовом секторе основное внимание и инвестиции направлены на газотранспортные 

сети (ГТС) высокого давления. Но с точки зрения эффективности и воздействия на 

окружающую среду, большей проблемой является газораспределительная система, 

значительно превышающая их по протяженности. Согласно данным МЭА, потери 

при транспортировке и распределении газа составляют примерно 6 млрд м 3 (хотя 

фактический показатель может быть значительно выше). По нашим скромным 

подсчетам, основывающимся на ранее проведенном исследовании (IEA, 2006), объем 

утечек всей российской ГТС за год может достигать 12 млрд м 3 природного газа. 

Вложение инвестиций, необходимых для сокращения утечек в распределительных 

сетях, сложно обосновать с экономической точки зрения, даже при наличии квот на 

выбросы углерода, поскольку утечки случаются в трубопроводе протяженностью более 

чем полмиллиона километров. 

Сектор зданий 

На сектор зданий (включая жилые здания и здания сферы услуг) в России приходится 

35% конечного энергопотребления, что в 2009 году составило 147 млн т н.э. Таким 

образом, здания стали самым большим сектором конечного потребления энергии. 

Потребление тепла составляет наибольшую долю энергопотребления (45%), 

за ним следуют природный газ (30%) и электричество (16%). Энергоресурсы в 

основном используются для подогрева воды и отопления помещений. Общая 

доля энергоносителей, потребляемых бытовыми и осветительными приборами, 

а также используемых для приготовления пищи, оценивается менее чем в 20%. 

Энергопотребление зданий с 1991 года снижалось со скоростью 2,3% в год, но с 

2000 года темп спада замедлился. Тем не менее фонд зданий остается одним из 

главных источников энергосбережения в России. Сравнивая энергопотребление 

жилых домов в России и Канаде, которая входит в ОЭСР и имеет средние температуры, 

наиболее сходные с российскими, мы пришли к заключению, что в России используется 

в два раза больше энергоресурсов для отопления квадратного метра жилой 

площади (Рис. 7.20) 26 . Наши выводы совпадают с данными, полученными в результате 

проектов, реализованных в России: в ходе проекта Всемирного банка в Череповце в 

конце 1990-х было модернизировано 650 зданий, вследствие чего потребление тепла 

в домах сократилось на 45% (World Bank, 2010). Общий потенциал энергосбережения 

в зданиях составляет 64 млн т н.э., из которых почти 47 млн т н.э. приходятся на 

отопление помещений. 

Для России трудности с повышением энергоэффективности в жилищном хозяйстве 

состоят в ускорении темпа модернизации существующих зданий. За последние 

десятилетия этот темп замедляется. На протяжении 1970-1980-х годов капитальный 

ремонт проводился в 3% жилых зданий ежегодно, но к 2009 году этот показатель 

снизился до 0,6%. В многоквартирных домах тяжело скоординировать инициативы 

по повышению энергоэффективности зданий в целом из-за большого количества 

7 

26. Расчет был скорректирован с учетом различного состава жилищного хозяйства в двух странах: большинство 

домов в России – многоквартирные дома, в то время как в Канаде большинство людей проживают в частных 

домах на одну семью. 


владельцев жилья, а у жилищных кооперативов трудности возникают с получением 

кредита на проведение капитального ремонта. Упрощение процедур получения 

финансирования для модернизации жилых зданий станет важным шагом для 

достижения Россией целей по повышению энергоэффективности. 

В Сценарии новых стратегий рост энергопотребления в зданиях сдерживается рядом 

новых стратегий и мер, не все из которых на сегодня подкреплены разработанными 

механизмами внедрения. Эти стратегии в случае распространения и полноценного 

внедрения могли бы оказать сильное влияние на сектор зданий 27 . К ним относятся 

более жесткие строительные нормы и правила для новых зданий, новые стандарты 

эффективности для бытовых приборов и отказ от использования ламп накаливания, 

требования к модернизации существующего фонда зданий с сопутствующим 

повышением энергоэффективности, а также обязательная установка счетчиков 

электричества, тепла, воды и природного газа во всех зданиях. Особое внимание 

уделяется повышению энергоэффективности в государственном секторе: так, по 

состоянию на 2010 год все государственные предприятия обязаны ежегодно сокращать 

удельное потребление воды и энергии как минимум на 3% на протяжении пяти лет 

до 2015 года 28 . В некоторых сферах эти федеральные постановления повторяют 

действующие меры, принятые на законодательном уровне отдельными регионами 

или городами (Вставка 7.5), хотя в большинстве случаев они представляют собой 

абсолютно новое направление в российской политике. 

Вставка 7.5•Также эффективно как … в Москве 

Строительный бум в Москве в течение последнего десятилетия ежегодно 

добавляет свыше 3 млн м 2 жилой площади в жилищное хозяйство; темп 

модернизации существующих зданий здесь также выше, чем где-либо в России. 

Столица не только выросла, она стала богаче. На протяжении периода с 2000 

по 2009 год, фактический ВВП Москвы ежегодно увеличивался более чем на 

6% (8,5% ежегодно, исключая 2009 год). Тем не менее этот рост благосостояния 

и увеличение жилой площади не отразился на показателях энерго- и 

водопотребления. Водопотребление ежегодно сокращалось на протяжении 

указанного периода в среднем почти на 4%, а потребление горячей воды – на 

1,4%. Спрос на услуги теплоснабжения оставался стабильным, а потребление 

газа населением незначительно снижалось на 0,3% в год. Из всех основных 

показателей возросло только потребление электроэнергии. 

Показатели Москвы выделяются по двум причинам: из-за высокой концентрации 

строительства и богатства в столице, а также из-за того, что Москва, наряду 

с Татарстаном и Челябинском, была в авангарде движения по повышению 

27. В Сценарии новых стратегий мы предполагаем, что эти меры внедрены частично (или в некоторых случаях с 

задержкой) (Таблица 7.3). 

28. Этот тип стратегий вызывает много вопросов относительно концепции некоторых мер по повышению энергоэффективности 

в России: правильно ли выбран баланс между административными мерами и финансовыми 

стимулами, поощряющими выбор более энергоэффективных технологий. 


энергоэффективности зданий в России. Опережая федеральное законодательство, 

Москва ввела новые строительные нормы и правила в 1994 году, снова 

ужесточила требования в 1999 году и была среди первых городов, начавших 

установку счетчиков электроэнергии. Помимо стимулирования повышения 

энергоэффективности, применение счетчиков в некоторых случаях показало, 

что фактическое потребление было намного ниже предполагаемого уровня, на 

который насчитывалась ежемесячная оплата. 

Аналогичные меры в настоящее время принимаются повсеместно. По состоянию 

на 2009 год 53 из 83 российских регионов ввели строительные нормы и 

правила, устанавливающие стандарты энергоэффективности, а политические 

стратегии теперь также подкреплены более жесткими постановлениями 

федеральных органов. Успешное распространение, а затем и опережение опыта 

Москвы по всей стране станет значительным достижением на пути повышения 

энергоэффективности в России. 

Политические меры, предусмотренные в Сценарии новых стратегий, недостаточно 

жесткие, чтобы поддерживать спад энергопотребления, начавшийся в 1991 году, на 

протяжении прогнозируемого периода. Общий спрос на энергоресурсы в секторе 

зданий (включая жилые здания и здания сферы услуг) растет ежегодно в среднем 

на 0,7% за счет спроса в сфере услуг, который увеличивается на 1% в год, и за 

счет предполагаемого увеличения жилой площади в расчете на одного человека. 

В жилищном секторе имеет место повышение энергоэффективности: среднее 

количество требуемых энергоресурсов для отопления одного квадратного метра 

площади снижается с 0,023 т н.э. в 2009 г. до 0,018 т н.э. в 2035 году (Рис. 7.20). 

Однако даже при предполагаемых темпах повышения энергоэффективности Россия в 

2035 году использует на 50% больше энергоресурсов для обогрева одного квадратного 

метра площади, чем Канада в 2009 году. 

7 

Рис. 7.20•Эффективность энергопотребления для отопления жилых помещений, 

2009-2035 гг. 

Т н. э. / м 2 

0.025 

0.020 

Россия 

Канада, 2009 г. 

0.015 

0.010 

0.005 

0 

2009 2015 2020 2025 2030 2035 


ГЛАВА 8 

РОССИЙСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ 

РЕСУРСОВ И ПОСТАВОК 

Создание нового поколения сверхресурсов 


• Россия обладает огромными топливно-энергетическими ресурсами, которые 

помогают ей сохранять позицию лидера по добыче и экспорту энергоресурсов 

на протяжении всего прогнозируемого периода и в дальнейшем. Согласно 

нашим предположениям, добыча будет ограничиваться не отсутствием 

доступа к капиталу, а длительностью и техническими трудностями разработки 

новых месторождений в отдаленных регионах, когда добыча на действующих 

месторождениях пойдет на спад. 

• В Сценарии новых стратегий добыча нефти в течение ближайших пяти лет 

стабилизируется на уровне около 10,5 млн барр./день, а затем начинает 

понемногу снижаться до 9,7 млн барр./день к 2035 году. Экспорт нефти 

сокращается с 7,5 млн барр./день в 2010 году до 6,4 млн барр./день в 

2035 году. Происходят важнейшие изменения в отношении нефтедобывающих 

регионов: усиливается роль новых высокозатратных регионов в Восточной 

Сибири, Каспийском регионе и впоследствии в Арктике. Роль газоконденсатных 

жидкостей также постепенно растет. 

• Мы предполагаем, что режим налогообложения обеспечит надлежащее 

стимулирование как для разработки новых регионов, так и для долгосрочного 

инвестирования в основной нефтедобывающий регион Западной Сибири. 

Однако если в традиционных регионах добычи сохранятся действующие 

эффективные налоговые ставки, то наши оценки по добыче (и экспорту) в 

2035 году будут примерно на 1,8 млн барр./день ниже. 

• Добыча природного газа увеличивается с 637 млрд м 3 в 2010 году до 

860 млрд м 3 в 2035 году. Чистый экспорт газа значительно растет с 

190 млрд м 3 почти до 330 млрд м 3 в 2035 году. Добыча газа на полуострове 

Ямал становится новой точкой опоры для российских газовых поставок. 

Наряду с месторождениями в Баренцевом море и Восточной Сибири, 

добыча природного газа на этом полуострове помогает компенсировать 

предполагаемый спад в остальных регионах Западной Сибири и 

удовлетворять растущий спрос. Предполагается, что другие компании, 

помимо «Газпрома», увеличат свою долю в добыче природного газа, но при 

этом нефтегазовые ресурсы будут по-прежнему разрабатываться в основном 

российскими государственными и частными компаниями. 

Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 57

• Добыча угля увеличивается до 270 млн тонн угольного эквивалента (млн т у.э.) к 

середине 2020-х годов, а затем начинает понемногу спадать. Внутренний спрос 

на уголь остается стабильным на протяжении этого времени, а уровень экспорта 

начинает снижаться к концу прогнозируемого периода, поскольку спрос на уголь 

в мире стабилизируется и России становится сложнее конкурировать с другими 

экспортерами. 

• Россия строит широкомасштабные планы по увеличению роли атомной и 

гидроэнергетики. Несмотря на то что данные наших оценок для новых мощностей 

АЭС ниже, чем в официальных планах России, производство электроэнергии на 

атомных станциях растет на 2% в год и увеличивается на две трети в период до 

2035 года. Темпы роста в секторе крупной гидроэнергетики составляют 1% в год. 

Доля возобновляемых источников энергии (исключая гидроэнергетику) растет 

наиболее быстро, но все же остается на низком уровне по сравнению с другими 

видами топлива и значительным потенциалом. 


Обзор 

Россия обладает огромными энергоресурсами: 13% мировых извлекаемых запасов 

традиционной нефти, 26% природного газа и 18% угля (Рис. 8.1), а также определенны м 

потенциалом роста производства электроэнергии из возобновляемых источников. 

Несмотря на свое месторасположение в отдаленных регионах с суровым климатом, 

эти ресурсы помогают России сохранять позицию лидера по добыче и экспорту 

энергоресурсов на протяжении всего прогнозируемого периода и в дальнейшем. 

Согласно нашим предположениям, добыча будет ограничиваться не отсутствием 

доступа к капиталу (хотя он мог бы быть улучшен), а длительностью и техническими 

трудностями разработки новых месторождений в отдаленных регионах, когда добыча 

на действующих месторождениях пойдет на спад. 

Рис. 8.1•Доля России в мировых запасах, добыче и экспорте 

ископаемых видов топлива, 2010 г. 

30% 

25% 

20% 

Уголь 

Нефть 

Газ 

15% 

10% 

8 

5% 

0% 

Ресурсы Добыча Экспорт 

Примечания: Учитывались только традиционные запасы нефти и природного газа. Если учитывать запасы 

нетрадиционного газа, доля газовых ресурсов России сократится до 22%. Данные по добыче и экспорту 

приведены за 2010 год; объем экспорта показывает долю России в чистом экспорте всех рассматриваемых в <strong>WEO</strong> 

регионов. 

Источник: Базы данных МЭА. 

В Сценарии новых стратегий добыча нефти в течение пяти ближайших лет стабилизируется 

на уровне около 10,5 млн барр./день, а затем начинает понемногу снижаться до 

9,7 млн барр./день в 2035 году (Рис. 8.2). Чистый экспорт сырой нефти и нефтепродуктов 

сокращается по мере постепенного роста внутреннего спроса, особенно в транспортном 

секторе. Таким образом ожидается, что чистый экспорт российской нефти достигнет 

максимальной отметки до 2015 года. На протяжении прогнозируемого периода центр 

тяжести нефтедобычи в России смещается от традиционных регионов Западной Сибири 

дальше на восток. При этом ожидается также переориентация экспортных потоков в 

пользу быстрорастущих рынков Азии. 

Добыча природного газа увеличивается с 637 млрд м 3 в год в 2010 году до 690 млрд м 3 

в 2020 году и 860 млрд м 3 в 2035 году (Рис. 8.3) 1 . Умеренный рост внутреннего 

спроса, по мере того как Россия начинает использовать природный газ более 

1. Пояснения к способу, используемому МЭА для определения объемов добычи газа в различных странах, изложены 

во Вставке 8.3. 


Рис. 8.2•Баланс российской нефти в Сценарии новых стратегий 

Млн барр./день 

12 

10 

8 

6 

Фактическая 

добыча 

Фактическое 

потребление 

Чистый 

экспорт 

4 

2 

0 

1990 2000 2010 2020 2030 2035 

Рис. 8.3•Баланс российского природного газа в Сценарии новых стратегий 

лрд м 3 

1 000 

800 

00 

актиче ская 

добыча 

актиче ское 


истый 


400 

200 

0 

10 2000 2010 2020 2030 2035 

рационально, позволяет увеличить чистый экспорт почти до 330 млрд м 3 в год к 

2035 г. На протяжении прогнозируемого периода ожидается существенное изменение 

экспортных потоков: экспорт природного газа из России в Китай начинается ближе к 

2020 г. После 2020 г. торговля стремительно растет и в 2035 году достигает 75 млрд м 3 

в год. Российские традиционные поставки на европейские рынки растут медленнее 

и достигают примерно 235 млрд м 3 в 2035 году (для сравнения: этот показатель в 

2010 году составил 200 млрд м 3 ) 2 . 

К середине 2020-х годов добыча угля увеличивается почти до 270 млн т у.э., а 

затем постепенно сокращается (Рис. 8.4). Внутренний спрос на уголь остается 

стабильным, так как повышение эффективности использования угля компенсирует рост 

энергопотребления, вызванный экономическим ростом. Несмотря на значительное 

увеличение объемов экспорта в последние годы, конкурентоспособность российского 

угля как на внутреннем, так и на международном рынке сдерживается высокими 

2. «Газпром» также сбывает объемы газа, импортированные из Каспийского региона, поэтому суммарный объем 

газа, экспортируемого Россией, выше, чем показатели чистого экспорта. 


Рис. 8.4•Баланс российского угля в Сценарии новых стратегий 

лн т у.э. 

300 

250 

200 

150 

актиче ская 

добыча 

актиче ское 


истый 


100 

50 

0 

–50 

1990 2000 2010 2020 2030 2035 

транспортными расходами. Поскольку спрос на импортный уголь в Европе снижается, 

экспорт российского угля переключается на восточное направление. Из-за относительной 

близости Китая к основным российским запасам угля в Сибири основные направления 

экспорта переориентируются на китайские рынки. Однако в целом России с трудом 

удается конкурировать с другими экспортерами, по мере того как мировой спрос на 

уголь стабилизируется после 2025 года в Сценарии новых стратегий. 

Россия, помимо богатых запасов ископаемых видов топлива, владеет развитой 

атомной промышленностью и огромным потенциалом гидроэнергетики и других ВИЭ. 

По нашим предположениям, использование атомной энергии и ВИЭ на протяжении 

прогнозируемого периода постепенно растет и их суммарная доля в поставках 

первичной энергии увеличивается с 10% в 2009 году до 15% в 2035 году. Больше 

всего увеличивается доля атомной энергетики (в среднем она растет на 2% в 

год) и гидроэнергетики (средний ежегодный рост составляет 1%). Однако самые 

быстрые темпы роста ожидают возобновляемые источники энергии, не связанные с 

гидроэнергетикой, – их изначально очень низкая доля в среднем растет на 7% в год. При 

этом рост в основном наблюдается ближе к концу прогнозируемого периода благодаря 

внедрению программ поддержки и снижению технологических затрат (Рис. 8.5). 

Львиная доля электроэнергии, производимой атомными электростанциями и ВИЭ, 

потребляется внутренним рынком, хотя на данный момент рассматриваются или 

разрабатываются проекты, ориентированные на экспортные рынки. Примерами могут 

служить проекты гидроэлектростанций вдоль китайской границы и предложенный 

проект атомной электростанции в Калининградской области – на территории 

российского анклава на Балтийском побережье. В будущем проекты по производству 

электроэнергии из ВИЭ и биомассы также могут быть ориентированы на экспорт в 

Европейский Союз и способствовать достижению стратегических целей по более 

широкому использованию ВИЭ. Ключевыми фигурами российской атомной энергетики 

являются государственные компании. Кроме того, в последние годы наблюдается 

консолидация гидроэнергетических мощностей в компании «РусГидро», основная 

часть активов которой находится в государственной собственности, хотя некоторые 

гидроэлектростанции контролируются частными российскими промышленными 

8 


Рис. 8.5•Производство электроэнергии на АЭС и из ВИЭ 

в Сценарии новых стратегий 

лн т н.э. 

0 

0 

00 

80 

60 

рочие ВИЭ 


и отходы 

Гидроэнергетика 

томная 

энергетика 

0 

0 

0 

990 000 00 00 00 0 

группами (также есть основания полагать, что правительство может сократить свою 

долю собственности в «РусГидро» в течение ближайших нескольких лет). Ожидается, 

что рост сектора ВИЭ откроет новые возможности как для новых участников рынка, так 

и для действующих электроэнергетических компаний. 

Основными фигурами сектора нефтедобычи являются российские компании: две 

компании, основная часть активов которых принадлежит государству, – «Роснефть» 

и «Газпром» (включая «Газпром нефть» – дочернее предприятие, занятое в 

основном нефтедобычей), и семь частных или публично котируемых компаний: 

«Лукойл», «ТНК-ВР», «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть», «Русснефть» и 

«Славнефть» (контролируется совместно «ТНК-ВР» и «Газпром нефтью»). В общей 

сложности на эти компании приходится около 90% добычи нефти в стране (Рис. 8.6). 

Figure 8.6•Предполагаемые показатели добычи нефти и природного газа 

в России с разбивкой по типам компаний, 2010 г. 

Газ 

Нефть 

«Газпром» 

«Новатек» 

Российские нефтяные компании 

Российские государственные 

нефтяные компании 

Семерка крупнейших российских 

частных нефтяных компаний 

Прочие российские 

нефте-/газодобывающие 

компании 

Иностранные компании 

0 2 4 6 8 10 12 

Млн барр. н. э. / день 

Примечание: «ТНК-ВР» считается российской компанией. Данные приведены в миллионах баррелей 

нефтяного эквивалента (млн барр. н.э.), что позволяет провести сравнение по энергетическому эквиваленту: 

10,5 млн барр. н.э./день для природного газа соответствует 637 млрд м 3 в год. 


Остальная часть добывается менее крупными частными российскими нефтяными 

компаниями и небольшим числом иностранных компаний (ExxonMobil, Shell, Total, 

Statoil, Wintershall, ENI 3 ), работающих по различным схемам (для ExxonMobil – это 

соглашения о разделе продукции в проекте «Сахалин-1», как и для Total в проекте 

«Харьяга»; в отношении других участников – это долевое участие с правом выполнения 

функции оператора или без него). Даже находясь в частной собственности, все крупные 

российские нефтяные компании поддерживают крепкие связи с правительством. 

Нефтепроводы большой протяженности являются монополией государственной 

компании «Транснефть» 4 . 

В России действуют примерно 80 газодобывающих компаний (Henderson, 2010). 

Большинство из них – небольшие региональные предприятия, в то время как лидером 

по добыче газа является «Газпром» (80%). Увеличиваются доли производства частной 

газодобывающей компании «Новатек» (6%) и нефтяных компаний, добывающих 

нефтяной газ (10%), а остальной объем добычи принадлежит иностранным компаниям и 

небольшим местным частным предприятиям. Власть «Газпрома» над российской газовой 

промышленностью обеспечивается монополией на международные газотранспортные 

трубопроводы и экспорт природного газа, однако его лидирующая позиция в сфере 

добычи российского природного газа может несколько пошатнуться в связи с ростом 

компании «Новатек» и других российских газодобывающих компаний. 

Мы предполагаем, что на протяжении прогнозируемого периода нефтегазовые 

ресурсы по-прежнему разрабатываются в основном российскими государственными 

и частными компаниями. Несмотря на периодические заявления российского 

правительства о намерениях открыть нефтегазовую отрасль для иностранных 

инвестиций, история подсказывает, что это длительный процесс. Возможным 

исключением в среднесрочной перспективе могло бы быть участие китайских (и 

вероятно индийских) компаний в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, возможно 

в качестве кредиторов, а не инвесторов. Предыдущие попытки китайских компаний 

укрепить свои позиции в секторе разведки и добычи российских ресурсов принесли 

незначительные плоды 5 . В то же время, учитывая увеличивающийся вес Китая 

в мировой энергетической промышленности и его роль в качестве рынка для 

энергоресурсов в восточной части России, такое развитие событий может быть 

вполне естественным, хотя и деликатным с точки зрения политики. Участие западных 

иностранных компаний, вероятно, будет ограничиваться в основном арктическими 

ресурсами или глубокими залежами на шельфе, которые требуют больших 

8 

3. Wintershall и ENI (совместно с ENEL) являются партнерами, добывающими конденсат на газовых месторождениях. 

4. Единственным исключением является трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума («КТК»), который 

пролегает с Северного Каспия до Новороссийска, портового города России на Черном море. «Транснефть» 

является миноритарным акционером в этой компании. Около 80% мощностей «КТК» используется для транспортировки 

казахской сырой нефти. 

5. Компания «Синопек» образовала совместное предприятие с компанией «Роснефть» («Удмуртнефть»), занимающейся 

добычей нефти в Волго-Уральском регионе, а Китайская национальная нефтегазовая корпорация (КННК) 

образовала совместное геолого-разведывательное предприятие с «Роснефтью» в Восточной Сибири («Восток 

Энерджи»). Также следует обратить внимание на ссуды Китая на строительство трубопровода Восточная Сибирь 

– Тихий океан в обмен на льготные поставки в будущем. 


капиталовложений и применения передовых технологий. Примером может служить 

участие компаний Total и Statoil в Штокмановском проекте, компании Total и других 

иностранных компаний в проекте «Ямал-СПГ» и соглашение между ExxonMobil и 

«Роснефтью» о глубоководной разведке в Черном море и Карском море в Арктике. Еще 

одной хорошей возможностью могло бы стать участие западных компаний в крупных 

проектах по строительству заводов, перерабатывающих газ в жидкое топливо. С другой 

стороны, весьма вероятно, что нефтепромысловые сервисные услуги будут в большей 

степени предоставляться независимыми нефтепромысловыми компаниями, так как 

сервисные службы, ранее входившие в структуру вертикально-интегрированных 

нефтегазовых компаний, продолжают отделяться, усиливая конкурентную борьбу и 

повышая эффективность. 

В условиях постсоветского экономического кризиса реструктуризация российской 

угольной промышленности осуществлялась медленнее, чем нефтяной. В настоящее 

время этот сектор полностью либерализован, а с 1999 года добыча угля стабильно 

росла до наступления экономического кризиса в 2009 году. Среди десяти основных 

угледобывающих компаний, чей объем добычи превышает 10 млн тонн угольного 

эквивалента (млн т у.э.) в год, крупнейшей является «СУЭК». Несколько ключевых 

компаний входят в крупные многоотраслевые объединения, занимающиеся 

производством электроэнергии и стали, добычей полезных ископаемых и 

изготовлением листового метала, например «Мечел», «Евраз», «Северсталь». Эти 

предприятия предпочитают использовать добытый уголь в пределах объединения, 

а не продавать его. «СУЭК» является крупнейшим экспортером, на него приходится 

30 млн т у.э. от общего чистого экспорта, составившего в 2010 году 80 млн т у.э. Мы 

предполагаем, что рационализация угольной промышленности будет продолжаться. 

Нефть 

Ресурсы 

По нашим оценкам, доказанные запасы нефти в России насчитывают около 

77 миллиардов баррелей. Эта оценка соответствует цифрам, заявленным 

компанией British Petroleum (ВР) в ежегодном статистическом анализе (BP, <strong>2011</strong>), 

и данным Института геонаук и природных ресурсов Германии (BGR, 2010). Она 

также соответствует суммарным данным, опубликованным ключевыми российскими 

нефтяными компаниями. Учитывая то, что все основные российские нефтекомпании 

проводят тщательную проверку своих запасов (согласно правилам Комиссии по 

ценным бумагам и биржам США [SEC] и рекомендациям Системы управления 

углеводородными ресурсами [PRMS]), объем доказанных ресурсов можно считать 

достоверным. Объем максимально извлекаемых ресурсов (МИР) рассчитан менее 

точно. МЭА, основываясь на данных Геологической службы США за 2000 год (USGS, 

2000) и более поздних данных 6 , оценивает объем максимально извлекаемых ресурсов 

6. Мы использовали: обновленные данные по ресурсам Геологической службы США, опубликованные после 2000 

года; показатели суммарной добычи согласно базам данных МЭА; и некоторые упрощающие предположения 

относительно мирового распределения показателя «прироста запасов», используемого для оценки ресурсов Геологической 

службой США. 


на уровне 480 миллиардов баррелей (сырая нефть и газоконденсатные жидкости), из 

которых примерно 144 миллиарда уже добыты. 

Принимая во внимание размеры России и разнообразие ее регионов, в данной 

публикации <strong>WEO</strong> мы отдельно рассмотрели и смоделировали основные 

ресурсосодержащие районы страны. На Рис. 8.7 показаны восемь основных 

бассейнов (где добываются нефть и природный газ). Основная часть этих ресурсов 

находится в традиционных нефтедобывающих районах Западной Сибири и Волго- 

Уральского региона, на которые в общей сложности приходится почти 65% общего 

объема оставшейся извлекаемой традиционной нефти (Таблица 8.1). Однако 

существуют два фактора, которые могут поставить под сомнение лидирующую 

позицию традиционных областей нефте- и газодобычи, а именно: 

• Данным регионам может приписываться слишком большой прирост запасов. С одной 

стороны, месторождения в этих регионах достаточно зрелые, а с другой стороны, 

незначительное увеличение коэффициентов отдачи на огромных традиционных 

месторождениях может обеспечить большие дополнительные резервы; 

• Геологическая служба США дает довольно невысокие оценки ресурсам в новых 

регионах. Более того, другие источники указывают бóльшие объемы максимально 

Таблица 8.1•Ресурсы традиционной нефти в различных регионах России 

по состоянию на конец 2010 года (миллиардов баррелей) 

(сырая нефть + газоконденсатные жидкости) 

8 

Доказанные 

запасы* 

Максимально 

извлекаемые 

ресурсы 

Суммарная 

добыча 

Всего 

Остаток извлекаемых ресурсов 

% остатка % остатка 

извлекаемых извлекаемых 

ресурсов России ресурсов России 

по версии ABCD** 

Западная Сибирь 48 266 80 186 55% 55% 

Волго-Уральский 

регион 16 81 51 29 9% 10% 

Тимано-Печорский 

регион 4 28 5 22 7% 7% 

Восточная Сибирь 5 21 0 21 6% 14% 

Сахалин 2 9 1 7 2% 3% 

Каспийский регион 2 25 5 20 6% 5% 

Баренцево море 0 18 0 18 5% 3% 

Другие зоны 

арктического шельфа 

0 30 0 30 9% 3% 

Прочие 0 2 1 0 0% 0% 

Всего по России 77 480 144 336 100% 100% 

*Доказанные запасы приблизительно распределены по бассейнам в соответствии с отчетами компаний. 

**Эта графа содержит оценочные данные МЭА, основанные на российской классификационной системе («ABCD», 

см. Вставку 8.1), с учетом коэффициентов отдачи и возможностей использования различных категорий для оценки 

среднего значения. 

Источники: Геологическая служба США; данные, предоставленные МЭА Геологической службой США; базы 

данных и аналитические данные МЭА. 


Рис. 8.7•Нефтегазоносные бассейны России 

Примечания: «Западная Сибирь» включает только береговую зону; шельф (Карское море) включен в «Другие шельфовые зоны Арктики». «Восточная Сибирь» включает северную часть 

Красноярского административного округа (месторасположение Ванкорского нефтегазового месторождения); хотя эта зона геологически относится к Западносибирскому региону, она 

считается Восточной Сибирью, к которой она принадлежит административно. «Сахалин» включает остров Сахалин и Охотское море. Каспийский регион включает российский сектор 

Каспийского моря и Прикаспийский бассейн: сюда также включен Северо-Кавказский округ, так как месторождения на Северном Кавказе геологически относятся к Прикаспийскому 

бассейну, а также потому, что добыча и запасы в данном регионе считаются государственной тайной, что усложняет процесс составления отдельных прогнозов. 


извлекаемых ресурсов в Восточной Сибири (Efimov, 2009), на Сахалине и на 

арктическом континентальном шельфе (Правительство РФ, 2009; Kontorovich, 

2010; Piskarev, 2009), включая зоны Баренцева моря, Карского моря и почти 

неразведанные зоны моря Лаптевых, а также Восточно-Сибирского и Чукотского 

морей. Глубинные залежи Черного моря не исследовались Геологической службой 

США, но бытует мнение, что они хранят 7 миллиардов баррелей извлекаемых 

ресурсов. 

Сравнение наших оценок на основе данных Геологической службы США с 

оценками ресурсов по классификации «ABCD», опубликованными российским 

правительством (Таблица 8.2), свидетельствует, что в той мере, в какой эти две 

системы поддаются сравнению, результаты вполне сопоставимы (Вставка 8.1 содержит 

подробную российскую классификацию нефтяных и газовых ресурсов, а также ее 

сравнение с другими международными системами). 

Дополнительные доказанные, допустимые и возможные запасы основных российских 

нефтяных компаний (проверенные согласно схеме Системы управления ресурсами 

нефти) в общей сложности насчитывают примерно 150 миллиардов баррелей. Сюда 

включены только лицензированные месторождения и не включены обширные 

Таблица 8.2•Ресурсы традиционного углеводородного сырья в различных 

регионах России по состоянию на конец 2009 года согласно 

российской классификационной системе 

8 

Нефть 

(млрд барр.) 

Газоконденсатные жидкости 

(млрд барр.) 


(трлн м 3 ) 

ABC1, C2 C3, D1, D2 ABC1, C2 C3, D1, D2 ABC1, C2 C3, D1, D2 

Западная Сибирь 111 208 16 30 41 71 

Волго-Уральский регион 28 23 0,6 0,9 0,9 2 

Тимано-Печорский регион 15 31 0,5 3 0,7 4 

Восточная Сибирь 19 79 3 20 8 40 

Сахалин 3 15 0,7 4 1 8 

Каспийский регион 4 15 8 4 6 8 

Баренцево море 3 9 0,5 12 5 12 


арктического шельфа 0,1 28 0,0 11 4 18 

Прочие 0,4 5 0,0 0,0 0,5 0,2 

Всего в России 183 414 29 85 68 163 

Примечания: Что касается нефти, то запасы в категориях ABC считаются государственной тайной, поэтому точно 

определить общие и региональные объемы сложно. Министерство природных ресурсов публикует данные 

о запасах категории D, а также всех категориях запасов природного газа и газоконденсатных жидкостей. Эта 

таблица обобщает ключевые значения по регионам, включая оценки МЭА по запасам нефти в категориях 

ABC. Ранее использовавшаяся категория неразведанных ресурсов C3 была включена в D1 в последней версии 

классификационной системы, которая полностью вступает в силу в январе 2012 года. 


нелицензированные и плохо разведанные регионы, в том числе большая часть 

континентального шельфа Арктики. Следовательно, общий объем максимально 

извлекаемых ресурсов в размере 480 миллиардов баррелей, составляющих основу 

наших предположений относительно будущей добычи, вполне достоверен. 

Вставка 8.1•Сравнение российской системы классификации запасов 

с Системой управления углеводородными ресурсами 

Несмотря на то что запасы нефтегазовых компаний России все чаще подаются 

в соответствии с классификационной Системой управления углеводородными 

ресурсами (PRMS) и/или правилами Комиссии по ценным бумагам и биржам США 

для подачи отчетов о запасах, в документации правительства России и научных 

учреждений в основном используется российская система классификации 

запасов. В этой системе используются классы, обозначенные буквами алфавита 

(A, B, C1, C2, D1, D2 и D3), соответствующие уменьшению вероятности технической 

извлекаемости ресурсов: 

• «A» – запасы, которые полностью доказаны разведочным бурением и добычей. 

• «B» – запасы, установленные по результатам испытания скважин. 

• «C1» – оценки для установленных месторождений, включая участки, где еще 

не проводилось бурение и испытания, но для которых есть геофизические 

данные. 

• «C2» – это предварительные оценки на основании разведки. 

• «D1» – это оценки углеводородного потенциала на основании данных 

наземной сейсморазведки. 

• «D2» – возможные ресурсы в новых регионах на основании региональных 

геологических исследований. 

• «D3» – представляет прогноз для углеводородных ресурсов новых бассейнов 

на основании общих геологических факторов. 

Однозначного совпадения между российской классификацией и стандартами 

PRMS нет. Однако в целом эксперты в данной сфере предполагают, что 

запасы A, B и C1 (ABC1) находятся в пределах доказанных и доказанных + 

вероятных ресурсов; C2 и часть C1 соответствуют вероятным и возможным 

запасам; в то время как ресурсы D1, D2 и D3 приближаются к оценкам 

неразведанных углеводородных ресурсов. Кроме того, ресурсы D1, D2 и D3 

обычно расцениваются как запасы нефти, а не как извлекаемая нефть. C1 и C2 – 

обычно технически извлекаемые, но не обязательно экономически извлекаемые 

запасы. A и B обычно и технически, и экономически извлекаемы, поскольку они 

основаны на утвержденном плане разработки 7 . 

7. Для оценки газовых запасов в России традиционно применяется фактор извлечения 100%, что является одной 

из причин, почему оценки PRMS дают меньшие значения, чем ABC1. 


Добыча 

Нефть или конденсат добывается на более чем на 1 000 различных месторождений 

России, при этом около 35 крупных месторождений обеспечивают 50% общего 

объема добычи. Добыча достигла своего максимума в объеме приблизительно 

11,5 миллионов баррелей в день (млн барр./день) во времена Советского Союза в 

1980-е годы, затем в середине 1990-х резко упала всего до 6 млн барр./день. 

В 2000-х годах начался постепенный подъем, и уже в 2007 году объемы добычи 

превысили 10 млн барр./день. Энергетическая стратегия до 2030 года (Правительство 

РФ, 2009) предусматривает постепенный рост добычи на протяжении последующих 

десятилетий до 530–555 миллионов тонн в 2030 году (около 11 млн барр./день). 

Генеральная схема развития нефтяной отрасли до 2020 года (Министерство 

энергетики Российской Федерации, <strong>2011</strong>) больше ориентирована на сохранение 

постоянного уровня добычи благодаря налоговым льготам, повышению 

эффективности и проведению более обширной разведки и бурения. На основании 

этих стратегических документов мы делаем предположение о том, что на 

протяжении прогнозируемого периода политика (включая налоговую политику) 

будет разрабатываться и корректироваться таким образом, чтобы максимально 

долго удерживать нынешний уровень добычи, т.е. примерно 10 млн барр./день. 

Это предположение обосновывает наши оценки относительно поставок. 

В Сценарии новых стратегий добыча нефти в России стабилизируется на уровне 

около 10,5 млн барр./день на протяжении последующих нескольких лет, после чего 

начинает понемногу спадать. Тем не менее объем нефтедобычи не опускается ниже 

9,6 млн барр./день в течение всего прогнозируемого периода до 2035 года (Рис. 8.2). 

Это происходит в результате того, что спад выработки на старых (Волго-Уральский 

регион) или стареющих месторождениях (Западная Сибирь) уравновешивается 

освоением новых месторождений, находящихся зачастую в отдаленных регионах. 

Несмотря на значительный прогнозируемый рост добычи газоконденсатных 

жидкостей (подробнее см. раздел о природном газе и Вставку 8.4), в отрасли 

ожидается общий небольшой спад добычи. 

8 

Новейшая история нефтедобычи в России делится на два основных этапа (Рис. 8.8). 

Во время первого этапа, который длился примерно до 2006 года, наблюдалось 

восстановление поставок из Западной Сибири, обусловленное применением более 

современных технологий эксплуатации месторождений. Второй этап, включающий 

последние пять лет, характеризуется введением в эксплуатацию новых нефтяных 

месторождений: в Тимано-Печорском регионе, на Сахалине и совсем недавно в 

Восточной Сибири, и стабилизацией или даже сокращением объемов добычи в 

Западной Сибири. Следует отметить удивительно стабильный уровень добычи в 

Волго-Уральском бассейне на протяжении всего периода, несмотря на то что за 

семьдесят лет с начала его эксплуатации уже добыто более 60% предполагаемых 

извлекаемых запасов. Это также связано с применением современных технологий – 

процессом, начавшимся позже, чем в Западной Сибири. 


Рис. 8.8•Тенденции в нефтедобыче по регионам России 

в последние годы 


12 

10 

8 

6 

4 

2 

Другие 

Восточная Сибирь 


Каспийский регион 


регион 


регион 

Западная Сибирь 

0 

2002 2004 2006 2008 2010 

Учитывая лидирующую позицию Западной Сибири в нефтедобывающей отрасли 

России (на данный регион приходится примерно две трети общего объема 

добычи), развитие показателей добычи в этом регионе составляет основу любых 

оценок относительно будущего нефтедобычи. Стабилизация добычи в данном 

регионе с 2006 года может свидетельствовать о том, что все легкие пути с 

применением современных технологий уже использованы. В то же время большой 

объем оставшихся извлекаемых ресурсов дает повод полагать, что существует 

возможность сохранить или даже увеличить текущий уровень добычи при наличии 

соответствующих инвестиций. Действующие налоговые каникулы и прочие льготы в 

основном способствуют инвестированию в новые месторождения в таких регионах, 

как Восточная Сибирь, поэтому для Западной Сибири – и соответственно для 

нефтедобывающей отрасли России в целом – критическим моментом является 

реструктуризация налоговой системы, которая бы способствовала инвестициям 

в небольшие и пока еще не освоенные месторождения или в повышенные 

нефтеотдачи на действующих месторождениях. 

Как упоминалось выше, наши прогнозы для различных регионов в Сценарии новых 

стратегий основаны на предположении, что политика России будет корректироваться 

с целью сохранить текущие уровни общих объемов добычи (или максимально 

близкие к ним). Фактически для моделирования российских поставок это означает, 

что налоговому режиму удастся мобилизовать необходимые инвестиции, чтобы 

обеспечить соответствующий уровень эксплуатации нефтяных ресурсов в каждом 

из регионов сообразно с их экономическими возможностями. Такой метод подобен 

дифференцированному подходу, применяемому в настоящее время налоговыми 

органами для стимулирования разработки новых месторождений в Восточной Сибири, 

однако он является абсолютно новым для традиционных районов добычи в Западной 

Сибири и Волго-Уральском регионе (Вставка 8.2). 


Вставка 8.2•Компромисс между налогами и экономическими показателями 8 

Инвестиции в нефтедобывающую отрасль в России, как и во многих других 

странах, очень восприимчивы к изменениям в налоговом режиме. Действующая 

система налогообложения для нефтяных месторождений состоит из трех 

основных компонентов: налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) за 

каждый добытый баррель 9 , экспортная пошлина за каждый экспортированный 

баррель 10 и налог на прибыль предприятия со ставкой 20% 11 . При таком 

положении вещей очень тяжело выйти на уровень рентабельности при 

разработке нового месторождения. Проект, в котором эксплуатационные 

расходы составляют 6 долл. США/баррель, капитальные затраты – 6 долл. США/ 

баррель и транспортные расходы – 6 долл. США/баррель имеет внутреннюю 

норму рентабельности (ВНР) менее чем 5% (при цене 80 долл. США/баррель 

нефти марки «Urals»). Этого недостаточно для обоснования инвестиций, 

особенно принимая во внимание политические и логистические риски в России. 

В приведенном примере эффективная налоговая ставка для экспортируемой 

нефти составляет 84%. 

По этой причине российское правительство предоставляет ряд налоговых 

льгот или налоговые каникулы до достижения определенного уровня добычи 

некоторым проектам по освоению новых месторождений в Восточной Сибири, 

Ямало-Ненецком округе, а с 2012 года также в Черном и Охотском морях. 

Это целенаправленные политические меры, поддерживающие освоение 

новых районов добычи и региональное экономическое развитие. Также 

существует возможность получения налоговых льгот для отдельных проектов. 

Откорректировав налоговую ставку, правительство вполне может позволить 

нефтяным компаниям иметь ВНР на уровне примерно 15%, если они смогут 

продемонстрировать, что достижение экономической эффективности для них 

является трудновыполнимой задачей. 

Этот индивидуальный подход имеет свои преимущества, однако ставит под 

сомнение стабильность налогового режима, что особенно важно для нефтяных 

компаний. Между различными министерствами и компаниями велись и до сих 

пор ведутся оживленные споры относительно необходимости реформирования 

8 

8. Данная статья касается нефти, но аналогичные вопросы касаются и газовых проектов, хотя действующая налоговая 

нагрузка на газовые проекты значительно меньше (в пересчете на энергетический эквивалент). Ежегодный 

рост налогов в газовой отрасли планируется в 2012, 2013 и 2014 годах. 

9. НДПИ рассчитывается в долл. США/баррель по формуле: 0,22*(P-15), где P – это рыночная цена нефти марки 

«Urals» в долл. США/баррель. Например, при цене на нефть (марки «Urals») 80 долл. США/баррель, НДПИ будет 

равен 14,24 долл. США/баррель. Более старые месторождения получают скидку от 30% до 70% на уплату НДПИ, 

в зависимости от степени истощения их запасов. 

10. Экспортная пошлина вычисляется в долл. США/баррель по формуле 4+ (0.65*(P-25)). Например, при цене на 

нефть (марки «Urals») 80 долл. США/баррель, пошлина составляет 39,75 долл. США/баррель. Обсуждается возможность 

снижения коэффициента с 0,65 до 0,60 в рамках введения новой системы налогообложения «60-66», в 

которой выравниваются экспортные пошлины на сырую нефть и нефтепродукты. 

11. Налог на прибыль определяется регионами: региональные администрации могут сократить его до минимальной 

ставки 15,5%. 


налоговой системы. В ходе любой подобной реформы потребуется найти баланс 

между сохранением уровня государственного дохода (учитывая большое 

значение поступлений от нефтяных налогов для государственного бюджета) и 

предоставлением компаниям достаточных стимулов для инвестиций в новые 

проекты (поддерживая таким образом экономическое развитие в новых 

добывающих регионах). В то же время необходимо сохранить мотивацию к 

сокращению затрат благодаря внедрению новых технологий. 

Формирование налоговой системы, которая бы как минимум стимулировала 

сохранение существующего уровня добычи в основном регионе Западной 

Сибири, будет иметь важнейшее значение, поскольку недостаток инвестиций 

в этот регион может привести к стремительному сокращению общих объемов 

добычи российской нефти. Текущая эффективная ставка налогообложения для 

экспортируемой нефти в традиционных районах добычи в Западной Сибири 

и Волго-Уральском регионе составляет примерно 75%. По нашим оценкам, в 

случае сохранения этой ставки на протяжении прогнозируемого периода общий 

объем добычи (и экспорта) российской нефти сократится еще на 1,8 млн барр./ 

день в 2035 году. Хотя налоговые поступления в казну остались бы примерно на 

том же уровне (более высокие налоги компенсировали бы меньшие объемы 

добычи), велика вероятность того, что это повлечет за собой значительное 

сокращение темпов экономического роста, учитывая значение нефтяного 

сектора для ВВП России 12 . 

При таких предположениях относительно налогового режима прогнозные оценки 

нефтедобычи в каждом из основных бассейнов (Таблица 8.3) в некоторой степени 

соответствуют пропорциональному распределению оставшихся региональных 

ресурсов, показанному в Таблице 8.1. Спад в Волго-Уральском регионе сначала 

замедляется, а потом ускоряется после 2020 года, уровень добычи в Тимано- 

Печорском регионе и на Сахалине остается стабильным или почти стабильным, 

в то время как Восточная Сибирь и Каспийский регион за счет своего потенциала 

демонстрируют значительный рост добычи. Важно то, что добыча в Западной 

Сибири остается относительно активной, демонстрируя незначительный спад 

в период до 2025 года, однако снова увеличиваясь к концу прогнозируемого 

периода за счет ожидаемого роста добычи газоконденсатных жидкостей в газовом 

секторе. У арктического континентального прибрежного шельфа также имеется 

большой потенциал, но логистические трудности, вероятно, будут препятствовать 

его превращению в основную зону добычи вплоть до конца прогнозируемого 

периода. 

Более детально останавливаясь на Западной Сибири, следует отметить, что добыча 

стабилизируется на уровне примерно 5,9 млн барр./день в 2020-х годах. Перспективы 

12. В целях данного анализа чувствительности к налоговым ставкам мы предполагаем, что рост ВВП останется 

без изменений. 


Таблица 8.3•Прогнозы нефтедобычи* по основным бассейнам (млн барр./день) 

2010 2015 2020 2025 2030 2035 

Западная Сибирь 6,75 6,33 5,87 5,80 5,98 6,19 

Волго-Уральский регион 2,10 2,07 1,90 1,72 1,46 1,15 

Тимано-Печорский регион 0,60 0,62 0,59 0,57 0,58 0,59 

Восточная Сибирь 0,43 0,72 0,76 0,75 0,74 0,72 

Сахалин 0,31 0,30 0,31 0,31 0,32 0,29 

Каспийский регион 0,23 0,27 0,34 0,35 0,38 0,41 

Баренцево море 0,00 0,00 0,01 0,05 0,10 0,13 

Другие зоны арктического шельфа 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 

Прочие 0,02 0,11 0,11 0,11 0,16 0,18 

Всего в России 10,45 10,42 9,89 9,68 9,72 9,66 

* Включает сырую нефть, газоконденсатные жидкости и нетрадиционную нефть. 

Примечание: «Прочие» включают прогнозы для присадок (см. определение присадок, используемое МЭА (IEA, 

2010a, глава 4)) и газоконденсатных жидкостей для всей России, что объясняет рост этой категории. Данные за 

2010 год не учитывают присадки из-за недостаточного количества статистических данных. 

этого региона зависят от многих месторождений (Рис. 8.9), крупнейшими из которых 

являются 13 : 

• Самотлорское месторождение – супергигантское месторождение, 

открытое в 1965 году, изначальные извлекаемые запасы которого составляли 

28 миллиардов баррелей. Добыча достигла максимального уровня 3 млн барр./ 

день в 1980 году. Запасы данного месторождения все еще содержат 

примерно 7 млрд баррелей, а добыча недавно стабилизировалась на уровне 

500 тысяч баррелей в день (тыс. барр./день), который «ТНК-ВР» планирует 

поддерживать за счет постоянных инвестиций. 

8 

• Приобское месторождение – одно из более «молодых» гигантов региона, запасы 

которого насчитывают примерно 7 миллиардов баррелей. Река Обь разделяет это 

месторождение на две части. На левом берегу добыча началась в 1988 году, на 

правом – в 1999 году. За последние десять лет добыча увеличилась примерно до 

800 тыс. барр./день, что является самым высоким показателем в России. 

• Красноленинское месторождение – это фактически группа месторождений, чьи 

запасы нефти сопоставимы с запасами Приобского месторождения. Хотя добыча 

началась в 1980-х годах, это сложный бассейн, широкомасштабная разработка 

которого началась лишь недавно. На сегодняшний день здесь добывается около 

150 тыс. барр./день. 

• Уренгойское месторождение, больше известное своей добычей природного 

газа, также имеет огромные запасы нефти и конденсата – примерно 1 миллиард 

13. В большинстве случаев мы следуем российскому ГОСТу (государственному стандарту) 7.79-2000 для транслитерации 

названий российских месторождений, кроме случаев, когда в английском языке есть широко применяемое 

название. 


Рис. 8.9•Основные нефтяные месторождения и инфраструктура поставок в России 

Норвегия 

Швеция 

Основной трубопровод 

Планируемый трубопровод 

Нефтяные терминалы 

Основные нефтяные 

месторождения 

Черное 

море 

Украина 

Балтийское море 

Каспийский 

регион 

Грузия 

Армения 

Азербайджан 



регион 

Казахстан 

Баренцево море 


регион 


Карское море 

Другие шельфовые 

зоны Арктики 

море Лаптевых 

Каспийское 

море 

Туркменистан Узбекистан 

Иран 

Китай 

Монголия 


Другие шельфовые 

зоны Арктики 

Всточно-Сибирское 

море 

Китай 

Чукотское 

море 

Берингово 

море 


Охотское 

море 

о. Сахалин 

Япония 

Латвия 

Эстония 

Польша 

Новороссийск 

Туапсе 

Литва 

Беларусь 

Усть-Луга 

Москва 

Приморск 

Санкт-Петербург 

Самара 

Ромашкино 

Мурманск 

Месторождение 

Харьяга 

Уват 

Приразломное 

месторождение 

Уренгой 

Сургут 

Самотлор 


Томск 

Тайшет 


Иркутск 

Сковородино 

Дацин 

Находка 

Ванино 


Козьмино 

BPS-2 

BPS 

Красноленинское 


Месторождения 

им. Требса и Титова 

Приобское 


Ванкорское 


Р О С С И Я 

Федоровское месторождение 

Верхнечонское 



баррелей нефти и 4 миллиарда баррелей конденсата. На данный момент здесь 

добывается примерно 70 тыс. барр./день конденсата и менее 10 тыс. барр./день 

сырой нефти. 

• Лянторское и Федоровское месторождения – пример старых, затухающих 

гигантов с максимальными извлекаемыми запасами в размере 10 миллиардов 

баррелей. Они все еще являются лучшими месторождениями «Сургутнефтегаза», 

чья добыча в Западной Сибири сокращается. Показатели добычи на каждом из этих 

месторождений превышают 150 тыс. барр./день. 

• Тевлинско-Русскинское, Повховское, Ватьеганское месторождения – также 

стареющие гиганты, формирующие основу нефтедобычи «Лукойла» в Западной 

Сибири. При оставшихся запасах в 2,5 миллиарда баррелей, показатель добычи 

на этих месторождениях недавно пошел на убыль со скоростью около 6% в год, 

снизившись приблизительно до 400 тыс. барр./день в 2010 году. Однако по 

словам «Лукойла», это было отчасти вызвано ограничениями в электроснабжении, 

необходимом для подъема содержащей все больше воды продукции 

скважин, поэтому добыча может стабилизироваться после дополнительных 

капиталовложений. 

• Уватское месторождение – интересный случай разработки нового месторождения 

«с нуля», демонстрирующий, что Западносибирский регион все еще имеет 

значительные нетронутые запасы 14 . Месторождение расположено в южной части 

бассейна, вдали от существующей инфраструктуры, а его разработка только 

начинается. Извлекаемые ресурсы оцениваются примерно в 2 миллиарда баррелей, 

а плановый стабильный уровень добычи составляет около 150 тыс. барр./день. В 

той же части нефтеносного региона есть и другие месторождения, которые могли 

бы использовать инфраструктуру, созданную для Уватского месторождения. 

Несмотря на незаурядные показатели на протяжении последнего десятилетия, 

по нашим прогнозам, добыча в Волго-Уральском регионе начнет неотвратимо 

сокращаться после 2016 года вследствие истощения запасов. В данном регионе 

сосредоточено несколько старых месторождений-гигантов, таких как: 

• Арланское месторождение в Башкирии, имеющее более 8 000 скважин и 

добывающее нефть с содержанием воды более 93%. При изначальных запасах в 

объеме около 2 миллиардов баррелей это месторождение уже сильно истощено, 

и сейчас здесь добывается примерно 60 тыс. барр./день нефти. 

• Ромашкинское месторождение в Татарстане – предок всех месторожденийсверхгигантов 

в России. Месторождение было открыто в 1948 году, и его 

изначальные извлекаемые запасы оценивались в 18 миллиардов баррелей. В 

настоящее время доказанные запасы все еще составляют около 2 миллиардов 

баррелей. В течение многих лет «Татнефть» удерживает стабильную добычу на 

отметке приблизительно 300 тыс. барр./день. 

8 

14. Другим примером потенциала для новых больших месторождений в Западной Сибири является Гыданский 

полуостров в Ямало-Ненецком округе, который расположен вблизи северной части Красноярского округа. 


В Тимано-Печорском регионе насчитывается множество месторождений среднего 

размера, разработка которых была начата совсем недавно. По нашим оценкам, 

добыча здесь сохраняется на уровне примерно 0,6 млн барр./день до 2035 года. 

Следует отметить следующие месторождения: 

• Приразломное месторождение в Печорском море (не путать с береговым 

месторождением с таким же названием в Западной Сибири). Это первая шельфовая 

разработка в российской Арктике и, следовательно, ей уделяется много внимания, 

как предшественнице возможных будущих разработок. На этом месторождении 

используется выведенная из эксплуатации в Северном море и перестроенная 

платформа Hutton. Добыча, вероятно, начнется, в 2012 году и достигнет стабильного 

показателя 120 тыс. барр./день. 

• Месторождение Харьяга, эксплуатируемое компанией Total согласно договору о 

разделе продукции. На сегодняшний день добыча составляет 25 тыс. барр./день, а 

доказанные и вероятные запасы превышают 1 миллиард баррелей. 

• Месторождения им. Требса и Титова, вместе представляющие одно из последних 

известных лицензированных сверхгигантов. Доказанные и вероятные запасы этих 

месторождений оцениваются примерно в 1 миллиард баррелей. Лицензию на их 

разработку получила «Башнефть» в конце 2010 года, которая планирует осваивать 

месторождения в сотрудничестве с компанией «Лукойл». 

Предполагается, что месторождения Восточной Сибири сделают наибольший вклад 

в рост российских поставок (Рис. 8.10) в течение периода до 2035 года, при этом 

на протяжении последующих пяти – восьми лет поставки вырастут более чем 

на 300 тыс. барр./день, достигнув в общем около 0,8 млн барр./день. Добыча 

стабилизируется примерно на этом же уровне на протяжении прогнозируемого 

Рис. 8.10•Изменения в российской нефтедобыче по регионам 




Другие 


Другие шельфовые зоны Арктики 

Тимано-Печорский регион 



Волго-Уральский регион 

2009-2020 

2020-2035 

-1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0 0,2 0,4 


Примечание: «Другие» включают прогнозы для присадок и газоконденсатных жидкостей для всей России, что 

объясняет рост этой категории. 


периода. Спады на недавно открытых месторождениях будут компенсироваться 

постепенным ростом добычи на новых месторождениях, находящихся дальше от 

существующей инфраструктуры. В целом в Восточной Сибири находятся следующие 

недавно открытые месторождения: 

• Ванкорское месторождение, запасы которого оцениваются в 3 миллиарда 

баррелей, было введено в эксплуатацию в 2009-2010 гг. С тех пор именно 

это месторождение в основном обеспечивает рост добычи российской нефти. 

Объемы выработки в 2010 году достигли 250 тыс. барр./день, а в июле <strong>2011</strong> года – 

315 тыс. барр./день. Планы увеличить добычу до 500 тыс. барр./день не были 

полностью подтверждены и могут зависеть от переговоров с правительством 

относительно действующего налогового режима. Хотя Ванкорское месторождение 

административно относится к Красноярскому региону и поэтому обычно считается 

восточносибирским, геологически оно относится к Западносибирскому региону 

и расположено очень близко к Ямало-Ненецкому округу, поэтому может 

подключиться к действующей здесь транспортной инфраструктуре. «Роснефть» 

также построила новый трубопровод протяженностью 500 километров, который 

соединяет Ванкорское месторождение с системой «Транснефть» (в пос. Пурпе), 

создав связь между Ямало-Ненецким округом и трубопроводом «Восточная 

Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) и восточными рынками. Такое увеличение 

доступа к рынкам устраняет основное препятствие на пути к разработке других 

месторождений в регионе. 

8 

• Верхнечонское месторождение находится в Иркутской области 15 . При запасах, 

превышающих миллиард баррелей, его разработка стала возможной благодаря 

строительству трубопровода ВСТО, который проходит рядом с месторождением 

и обеспечивает транспортировку нефти из этого отдаленного региона. Добыча 

в настоящее время составляет 60 тыс. барр./день и постепенно растет до 

прогнозируемого максимального уровня в 150 тыс. барр./день. 

• Талаканское месторождение, имеющее 800 миллионов баррелей запасов, 

расположено рядом с Верхнечонским и, следовательно, с трубопроводом ВСТО. Это 

месторождение играет центральную роль в стратегии расширения «Сургутнефтегаз» 

в Восточной Сибири. Добыча составляет 40 тыс. барр./день и находится в стадии 

роста. 

Промышленная добыча в российском секторе Каспийского моря началась в 2010 году. 

Значение этой области для российского нефтедобывающего сектора в настоящее 

время незначительное, но увеличивается со временем – объемы выработки 

постепенно растут с текущего показателя 230 тыс. барр./день до 400 тыс. барр./ 

15. Верхнечонское месторождение и несколько подобных ему в Восточной Сибири необычны тем, что на них 

добыча производится из докембрийских горных пород. Эта особенность и отсутствие соседних материнских пород 

были использованы авторами теории небиологического происхождения нефти в качестве доказательства. 

Однако более поздние исследования полностью подтвердили биологическое происхождение нефти в данном 

регионе и ее возникновение из материнских пород, расположенных на значительном расстоянии (Evere, 2010). 


день в 2035 году (включая береговые Прикаспийские и Северо-Кавказские районы 

бассейна): 

• Месторождение имени Юрия Корчагина – первое большое прибрежное 

месторождение, которое подлежит разработке в российском секторе Каспийского 

моря. Его освоение ведет компания «Лукойл», а доказанные запасы составляют 

более 200 миллионов баррелей. Впервые добыча нефти началась в 2010 году. 

• Месторождение имени Владимира Филановского – крупнейшее прибрежное 

месторождение, обнаруженное в российском секторе Каспийского моря, запасы 

которого насчитывают более 1 миллиарда баррелей извлекаемых ресурсов. 

Оно является следующим прибрежным каспийским месторождением, 

запланированным для разработки. 

Основные разработки на острове Сахалин обеспечивают значительные объемы 

газоконденсатных жидкостей, кроме того, здесь содержатся обширные запасы 

извлекаемых ресурсов. Но пока некоторые дополнительные сахалинские проекты 

находятся на стадии обсуждения (Сахалин-3, -4, -5…), мы предполагаем, что высокие 

затраты вызовут задержки в освоении месторождений, и до 2035 года добыча 

останется на уровне примерно 300 тыс. барр./день. 

• Чайво, Одопту и Аркутун-Даги – тройка основных нефтяных месторождений, 

входящих в состав проекта Сахалин-1, оператором которого является ExxonMobil. 

При разведанных запасах 300 миллионов баррелей, на Чайво в 2010 году 

добывалось примерно 100 тыс. барр./день, что на 50% меньше, чем во время пика 

добычи в 2007 году. Этот спад не обязательно свидетельствует о первых признаках 

угасания, поскольку добыча здесь ограничивается отсутствием инфраструктуры 

для экспорта природного газа. С другой стороны, добыча на Одопту растет, 

компенсируя тем самым сокращающиеся объемы добычи на Чайво. 

• Пильтун-Астохское и Лунское месторождения, входящие в проект Сахалин-2, 

являются в основном проектом добычи природного газа и экспорта сжиженного 

природного газа (СПГ), но у них также имеются обширные извлекаемые запасы 

нефти, насчитывающие примерно 700 миллионов баррелей. В настоящее время 

здесь добывается примерно 150 тыс. барр./день нефти. 

Баренцево море является главным образом газоносной провинцией, но разработка 

Штокмановского месторождения, которую предполагается начать после 2020 года, 

обеспечит значительный объем добычи газоконденсатных жидкостей. 

Инвестиции и затраты 

По нашим предположениям, для того чтобы обеспечить прогнозируемые в Сценарии 

новых стратегий уровни добычи нефти, общий объем инвестиций в освоение 

месторождений и добычу сырья в России в течение периода с <strong>2011</strong> по 2035 год 

составит 740 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года) или в среднем свыше 

29 млрд долл. США ежегодно. Эти инвестиции необходимы для компенсации спада 

добычи на действующих месторождениях, так как в Сценарии новых стратегий к 


2035 году добыча сырой нефти на месторождениях, которые эксплуатировались 

в 2010 году, снижается с 9,8 млн барр./день до 3 млн барр./день, то есть на 

70% (Рис. 8.11). Исходя из этого, на протяжении прогнозируемого периода потребуется 

увеличить добычу нефти из традиционных источников на 5 млн барр./день, чтобы 

выйти на предполагаемый уровень добычи. Примерно две трети добытой сырой 

нефти в 2035 году поступает из уже разведанных месторождений, в то время как 

оставшуюся треть необходимо добывать на новых месторождениях, которые еще 

предстоит разведать или открыть. Мы предполагаем, что большинство этих новых 

месторождений будут открыты в Сибири, как Восточной так и Западной, в Каспийском 

регионе и, в меньшей степени, в Тимано-Печорском бассейне. 

Рис. 8.11•Добыча российской нефти по типам в Сценарии новых стратегий 


12 

10 

8 

6 

4 

2 

Газоконденсатные 

жидкости 

Нетрадиционная нефть 

Сырая нефть 

из месторождений: 

еще не обнаруженных 

подлежащих разработке 

ныне эксплуатируемых 

8 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 

Оценка темпов спада на существующих российских нефтяных месторождениях 

осложняется тем фактом, что за последние двадцать лет на добычу влияет 

множество факторов, не относящихся к геологии. Во-первых, как уже упоминалось во 

Вставке 8.2, темпы добычи меняются под влиянием изменений в налоговом режиме. 

Большинство старых месторождений также продемонстрировало рост добычи в 

период с 2000 по 2010 год вследствие применения новых технологий (гидравлический 

разрыв пласта, горизонтальное бурение и оптимизация откачки). Кроме того, в этот 

период началась разработка спутниковых месторождений, расположенных вокруг 

основных зон добычи, или пластов, которые изначально остались над или под 

основными зонами добычи. Колебания объемов добычи природного газа, связанные 

с экономическим кризисом 2009 года, также повлияли на добычу газоконденсатных 

жидкостей и, следовательно, на общие объемы их добычи. Однако существует 

несколько примеров месторождений, демонстрирующих явную тенденцию спада, 

темп которого составляет примерно 5–6% в год, что свидетельствует о вероятном 

появлении такой же тенденции в будущем среди крупных месторождений в 

традиционных регионах добычи 16 . 

16. Это соответствует результатам исследований МЭА (IEA, 2008), согласно которым спад добычи на береговых 

месторождениях-гигантах, после того как они пройдут стадию стабильной добычи, составит 5,5%. 


В освоенных добывающих районах Западной Сибири и Волго-Уральском регионе 

затраты на добычу низкие, а эксплуатационные расходы (включая издержки сбыта и 

прочие общие расходы) оцениваются на уровне примерно 4–8 долл. США/баррель. 

Однако эти расходы постоянно увеличиваются – по мере старения месторождений 

содержание воды в добытой нефти растет, равно как и цены на электроэнергию 

на либерализованном рынке электроэнергии и инфляция стоимости технического 

обслуживания по всему миру. Разработка месторождений «с нуля» как в Западной 

Сибири вдали от основной инфраструктуры, так и в новых регионах (Каспийском, 

Восточной Сибири, на Сахалине, в Тимано-Печорском бассейне) предполагает 

более высокие эксплуатационные расходы в пределах 6–10 долл. США/баррель 

из-за своей отдаленности и ограниченной инфраструктуры. При освоении морских 

месторождений, таких как Сахалин-1 и Приразломное (начало добычи в Печорском 

море запланировано на конец <strong>2011</strong> года), эксплуатационные расходы еще выше, 

вероятно, порядка 15 долл. США/баррель. 

Капитальные расходы для месторождений, разрабатываемых «с нуля», 

находятся в пределах 5–10 долл. США/баррель. Хотя можно было бы ожидать 

повышенной капиталоемкости освоения месторождений в новых регионах в 

связи с необходимостью создания инфраструктуры, вероятнее всего, этот процесс 

будет проводиться пошагово, что значительно сократит капитальные затраты. 

Первыми будут реализовываться те проекты, которые расположены ближе всего 

к существующей инфраструктуре, а последующие проекты будут осуществляться 

на основе постепенного развития предыдущих. Капитальные затраты в таких 

случаях подобны затратам, необходимым для поддержания добычи на старых 

месторождениях, о чем свидетельствует инвестиционный бюджет компании 

«ТНК-ВР» на Самотлорском месторождении: 4,6 млрд долл. США, вложенные за 

последние пять лет в сохранение добычи на уровне около 500 тыс. барр./день, 

соответствуют капитальным затратам порядка 8 долл. США/баррель. Прибрежные 

месторождения требуют бóльших капиталовложений. К примеру, затраты на 

Приразломном месторождении оцениваются в 10–12 долл. США/баррель. В связи 

со значительной удаленностью большинства месторождений от рынков сбыта 

транспортные расходы также играют ключевую роль при расчете экономических 

показателей добычи нефти (и природного газа). Для большинства экспортеров 

нефти среднестатистические расходы составляют 5–10 долл. США за баррель (при 

этом нижний порог применим к Волго-Уральским экспортным поставкам в Европу, а 

верхний порог к Западносибирским поставкам в Китай по трубопроводу ВСТО). 

Экспортные поставки 

По нашим прогнозам, в Сценарии новых стратегий экспортные поставки нефти (сырой 

и нефтепродуктов) постепенно уменьшаются и достигают максимального объема в 

размере 7,7 млн барр./день в 2012 году (немного больше, чем в 2010 году), а к 

2035 году экспорт составляет 6,4 млн барр./день. При этом добыча сырой нефти 

сокращается, а внутренний спрос на транспортное топливо продолжает расти. 

Экспорт все также будет осуществляться различными путями: через действующие 


трубопроводы в Европу, отгрузки из северных, восточных и черноморских портов, 

а также через законченный трубопровод ВСТО и его ответвления до побережья 

Тихого океана и Китая. Согласно нашим предположениям, ожидается постоянное 

увеличение экспортных потоков нефти на запад через российские экспортные 

терминалы в Приморске и Усть-Луге на Балтийском море, отчасти чтобы избежать 

транзита через третьи страны. Однако главным изменением на протяжении 

прогнозируемого периода становится расширение восточного коридора в Китай и 

на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. 

Экспорт российской нефти на восток развивался медленнее, чем можно было ожидать 

в соответствии с коммерческой логикой. Потребовалось время для достижения 

компромисса между коммерческими и государственными интересами, который 

бы способствовал продвижению и развитию проектов как в пределах России (где 

изначальное лидерство «Юкоса» в переговорах о трубопроводе с Китаем было 

утрачено после банкротства компании), так и между Россией и другими основными 

региональными участниками – Китаем и Японией. Договора о кредитовании, 

заключенные в 2009 году между Китаем и «Роснефтью» (15 млрд долл. США) 

и «Транснефтью» (10 млрд дол. США), способствовали принятию решений как 

относительно маршрута трубопровода, так и относительно объемов поставок 

(поскольку займы были предоставлены в счет будущих поставок нефти). 

Первая очередь проекта ВСТО, запущенная в декабре 2009 года,– трубопровод 

протяженностью 2 700 км от Тайшета до Сковородино с пропускной способностью 

600 тыс. барр./день. С января <strong>2011</strong> года по отводу трубопровода начались поставки 

300 тыс. барр./день в южном направлении из Сковородино в Дацин, Китай. 

Оставшийся объем на сегодняшний день транспортируется железной дорогой в 

бухту Козьмина на тихоокеанском побережье России. На втором этапе проекта 

ВСТО, который реализуется в настоящее время, трубопровод будет продлен из 

Сковородино до побережья, т.е. его протяженность увеличится еще на 2 100 км, 

а общая пропускная способность – до 1 млн барр./день. Также существует 

возможность удвоить пропускную способность ответвления трубопровода, ведущего 

в Китай (до 600 тыс. барр./день). Мы предполагаем, что мощность ВСТО достигает 

1 млн барр./день в 2013 году, а дальнейшее расширение системы позволит 

увеличить пропускную способность до 1,6 млн барр./день в начале 2020-х годов. 

Такое расширение, а также возможность дальнейшего усиления экспортных путей 

в восточном направлении на более поздних сроках прогнозируемого периода 

в ответ на возрастающий спрос на нефть на азиатских рынках позволяют России 

сбалансировать экспорт в восточном и западном направлениях (см. Главу 9). 

8 

Разделение между экспортными поставками сырой нефти и нефтепродуктов 

будет определяться в основном налоговой политикой. За последние десять 

лет правительство России предпринимает различные попытки стимулировать 

экспорт нефтепродуктов за счет экспорта сырой нефти. Благоприятный налоговый 

режим для экспорта продукции изначально должен был стимулировать крайне 

необходимую модернизацию российских нефтеперерабатывающих заводов, 


увеличивая объем добавленной стоимости, который остается в России. Однако до 

сих пор эта политика не имела успеха: несмотря на то, что в 2010 году примерно 

треть российского экспорта была представлена нефтепродуктами, бóльшую часть 

их составлял недорогой мазут с низкой добавленной стоимостью, поскольку 

российские нефтеперерабатывающие заводы не имели надлежащего оборудования 

для производства и поставки высококачественных топливных продуктов. 

Предполагаемые изменения в налоговом режиме в <strong>2011</strong> году 17 в сочетании с более 

строгими техническими требованиями для бензина на внутреннем рынке призваны 

способствовать достижению изначальной цели. 


Ресурсы 

Разведанные запасы природного газа России обычно оцениваются приблизительно 

в 45 триллионов кубических метров (трлн м 3 ) 18 . Эти данные полностью совпадают 

с цифрами, опубликованными основными добывающими компаниями, которые 

пользуются российской классификационной системой «ABC1» для классификации 

запасов. Однако по версии СУУР, разведанные запасы насчитывают примерно 

26 трлн м 3 . «Газпром», например, сообщает о запасах 33 трлн м 3 по системе «ABC1» 

и лишь о 19 трлн м 3 разведанных запасов согласно СУУР. Более низкое значение по 

СУУР обусловлено показателями фактической добычи на больших традиционных 

месторождениях и тем фактом, что разработка новых больших месторождений, таких 

как Ямальское или Штокмановское, все еще находится на стадии разработки. 

Используя методологию, аналогичную примененной для анализа нефтересурсов 

в данном разделе и основанную на публикациях Геологической службы США, 

мы оцениваем максимально извлекаемые запасы традиционного природного 

газа на уровне 130 трлн м 3 , из которых уже добыт 21 трлн м 3 . Распределение 

определенных нами объемов максимально извлекаемых ресурсов между основными 

бассейнами (Таблица 8.4) демонстрирует лидирующую позицию Западной Сибири, 

где сосредоточены все крупнейшие месторождения «Газпрома», на которых уже 

добывается природный газ (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное), либо находящиеся 

в стадии разработки (полуостров Ямал), а также большая часть природного газа 

с нефтяных месторождений, добываемого нефтяными компаниями. Хотя на 

сегодняшний день добыча в Баренцевом и Карском морях не ведется, эти регионы 

считаются очень перспективными. 

17. Как, например, активно обсуждаемая реформа «60-66» для экспортных пошлин, которая предположительно 

должна уменьшить маржинальную ставку налога на экспорт сырой нефти с 65% до 60%, в то время как налог на 

экспорт некоторых нефтепродуктов будет установлен на уровне 66% от экспортного налога на сырую нефть. На 

момент подготовки данной публикации последняя часть реформы была принята, а первая часть находится на 

стадии обсуждения. 

18. 45 в отчетах компании BP, <strong>2011</strong> г.; 48 – в отчетах компании O&GJ, 2010 г.; 46 – в отчетах компании Cedigaz, 

<strong>2011</strong> г.; 48 – в отчетах Правительства РФ, 2009. 


Таблица 8.4•Запасы традиционного газа в различных регионах России 

по состоянию на конец 2010 года (трлн м 3 ) 

Разведанные 

запасы* 

Максимально 

извлекаемые 

ресурсы 

Суммарная 

добыча 

Остаток извлекаемых ресурсов 

Всего 

Из них 

в России 

Из них в России 

по ABCD** 

Западная Сибирь 22 59 18 41 39% 53% 

Волго-Уральский регион 1 5 1 4 3% 1% 

Тимано-Печорский регион 1 3 1 2 2% 2% 

Восточная Сибирь 1 7 0 7 7% 18% 

Сахалин 1 3 0 3 3% 3% 

Каспийский регион 1 7 1 6 6% 7% 

Баренцево море 0 23 0 23 21% 7% 

Другие зоны арктического шельфа 0 20 0 20 19% 9% 

Прочие 0 1 0 1 1% 0% 

Всего по России 26 127 21 106 100% 100% 

* Разведанные запасы приблизительно разделены по бассейнам в соответствии с отчетами компании. 

**Эта графа содержит оценочные данные МЭА, основанные на российской классификационной системе («ABCD», 

см. Вставку 8.1), с учетом коэффициентов отдачи и возможностей использования различных категорий для оценки 

среднего значения. 

Источники: Геологическая служба США; данные, предоставленные МЭА Геологической службой США; базы 

данных и аналитические данные МЭА; Министерство природных ресурсов Российской Федерации для данных 

«ABCD» (Вставка 8.1 и Таблица 8.2) с анализом МЭА для оценки средних извлекаемых ресурсов. 

8 

Как и по отношению к нефти, методология, основывающаяся на оценке Геологической 

службы США, может переоценивать увеличение запасов в Западной Сибири и 

недооценивать ресурсы в недостаточно разведанных регионах Восточной Сибири 

и Арктического прибрежного континентального шельфа (кроме зоны Баренцева 

моря). В целом, наши данные, основанные на показателях Геологической службы 

США, традиционно сравниваются с показателями по российской классификационной 

системе, даже с учетом разницы в определениях (Таблица 8.2). По российской системе 

«ABCD», в частности, количество ресурсов в абсолютном выражении больше, чем по 

нашим аналитическим данным, основанным на оценке Геологической службы США, а 

показатели для Западной и Восточной Сибири выше 19 . 

Вставка 8.3•Что представляет собой один млрд м 3 

Миллиард метров кубических (млрд м 3 ) природного газа – это широко 

применяемая единица измерения в добыче и торговле газом, но что собой 

представляет этот «млрд м 3 » зависит от способа измерения и количества 

содержащейся в нем энергии. Стандарт МЭА предполагает исчисление объема 

газа как фактического физического объема, измеренного при температуре 

19. Некоторые российские данные включают Карское море в Западную Сибирь, что увеличивает показатели Западной 

Сибири и уменьшает показатели других зон арктического шельфа. 


15°C и атмосферном давлении. Это означает, что 1 млрд м 3 российского 

газа в энергетическом эквиваленте может отличаться от 1 млрд м 3 газа из 

другой страны. Фактически, значительное содержание метана приводит к 

тому, что один среднестатистический российский млрд м 3 (при 15°C) содержит 

38,2 петаджоулей (ПДж) энергии (согласно коэффициентам преобразования, 

используемым МЭА) по сравнению с 41,4 ПДж в 1 млрд м 3 газа из Катара. В 

случае России возникают дополнительные поводы для путаницы, потому что 

согласно российским стандартам объемы газа измеряются при температуре 20°C 

и атмосферном давлении, что немного отличается от условий измерения МЭА20. 

Преодоление многочисленных подводных камней в виде различных тепловых 

эквивалентов и коэффициентов преобразования может быть непростой 

задачей, для решения которой существует несколько способов 21 . Подход 

МЭА заключается в ведении учета базовых балансов для каждой страны 

в энергетическом выражении (а не в объемном) и ведении базы данных 

о различном энергетическом эквиваленте импорта, экспорта, добычи и 

потребления газа для каждой страны (IEA, 2010b). Для данных, представленных 

в млрд м 3 в данном <strong>WEO</strong>, 1 млрд м 3 российского газа равен 0,82 млн т н.э.; 

1 млрд м 3 также равен 1,017 млрд м 3 согласно российскому стандарту с учетом 

различных температур, при которых были произведены измерения. 

Добыча 

В Сценарии новых стратегий общая добыча газа в России увеличивается с 637 млрд м 3 

в 2010 году до 690 млрд м 3 в 2020 году, до 820 млрд м 3 в 2030 году и 860 млрд м 3 в 

2035 году (Вставка 8.3 объясняет принцип представления данных МЭА относительно 

объемов газа). Добыча на уровне 820 млрд м 3 в 2030 году опускает наши прогнозы 

примерно на 7% ниже уровня, запланированного в Энергетической стратегии России 

до 2030 года. Это частично объясняется нашими более низкими прогнозными 

показателями спроса на внутреннем рынке. Согласно показателям оставшихся 

извлекаемых ресурсов, добыча газа в России будет все также сконцентрирована в 

Западной Сибири. Однако общая доля этого региона в суммарных объемах российской 

добычи, вероятно, будет уменьшаться примерно с 90% в 2010 году до 78% в 2035 году 

вследствие стремительного роста добычи в Восточной Сибири и Баренцевом море. 

Распределение последних показателей добычи по регионам (Рис. 8.12) подчеркивает 

лидерство месторождений Западной Сибири по отношению к другим регионам России. 

20. Еще одной трудностью является то, что энергетический эквивалент углеводородов может рассчитываться на 

основании высшей теплотворной способности (ВТС) или низшей теплотворной способности (НТС); для газа НТС 

приблизительно равна 90% ВТС. Россия предоставляет данные на основании НТС; МЭА использует ВТС при предоставлении 

энергетических данных в джоулях, а НТС – при исчислении в млн т н.э. (чтобы упростить сравнение с 

другими видами топлива). 

21. Другие организации, как например ВР в своих годовых статистических публикациях или Cedigaz, подают отчеты 

об объемах на основании энергетического эквивалента, т.е. они применяют «стандартные» кубические метры 

газа с высшей теплотворной способностью 41,87 МДж/м 3 (BP) или 40 МДж/м 3 (Cedigaz). Этот подход равноценен 

выражению нефтедобычи в тоннах нефтяного эквивалента, который фактически является энергетической единицей, 

а не единицей массы. 


Рис. 8.12•Последние тенденции добычи газа по регионам 

Млрд м 3 /год 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

Прочие 





регион 


регион 


0 

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

В Западной Сибири особенно выделяются три месторождения: гиганты добычи – 

Уренгойское и Ямбургское месторождения 22 , которые за последние двадцать лет 

были основой российской газодобычи, и Заполярное, введенное в эксплуатацию в 

2001 году. Однако доля других регионов в российском газовом балансе увеличивается, 

особенно по мере развития добычи газа на Сахалине и его экспорта. 

На протяжении последних лет Россия могла удовлетворить внутренний спрос 

на газ и выполнить свои экспортные обязательства, разрабатывая небольшие 

спутниковые месторождения в Западной Сибири, а также за счет стабильного 

роста добычи частных компаний, таких как «Новатек», и объемов попутного газа, 

добываемого нефтяными компаниями. Уменьшение спроса вследствие финансовоэкономического 

кризиса ослабило давление на поставки и существенно сократило 

потребность в широкомасштабных импортных поставках из Центральной Азии. 

Хотя в недавнем прошлом даже незначительное увеличение поставок было 

достаточным для удовлетворения российского внутренного спроса, стремительный 

рост мирового спроса на газ и необходимость для России компенсировать спады 

добычи на традиционных Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем месторождениях 

(с темпом 50 млрд м 3 каждые четыре-пять лет) вызовут потребность в проведении 

новых геолого-разведочных работ и наращивании добычи за счет новых 

месторождений. 

8 

Стратегическим вопросом для российской газовой отрасли является то, насколько сильно 

Россия будет зависеть от «Газпрома» и его мегапроектов, таких как «Ямал» и «Штокман», 

для удовлетворения этого будущего спроса. Иными словами, вопрос заключается 

в том, смогут ли многочисленные небольшие месторождения других российских 

газодобывающих компаний, таких как «Новатек» и российских нефтяных компаний, 

владеющих значительными, но недостаточно используемыми газодобывающими 

22. Это два месторождения из традиционной «большой тройки» российских месторождений газа в Западной 

Сибири. Третьим в этой тройке считается Медвежье месторождение. Но добыча на этом месторождении была 

меньше 15 млрд м 3 в 2009 году, поэтому название «большая тройка» уже не совсем точно отображает картину 

(если только не включить в эту «большую тройку» Заполярное месторождение). 


мощностями, обеспечить большую долю добычи (см. Фокус). Мы предполагаем, 

что структура российского газового рынка будет медленно меняться на протяжении 

прогнозируемого периода, при этом сверхдоминирование «Газпрома» в добыче газа, 

его транспортировке и продаже немного уменьшится, но все же сохранится. Даже 

при относительно несущественных улучшениях доступа к транспортным мощностям 

и газовому бартеру 23 (и посредством совместных предприятий с «Газпромом» по 

реализации газа) поддерживающая роль компаний, не входящих в «Газпром», в общем 

балансе российского газа предположительно будет увеличиваться, в значительной 

степени устраняя предыдущую зависимость от среднеазиатского газа. 

Наши прогнозы относительно поставок газа по регионам (Таблица 8.5) демонстрируют 

постепенное увеличение объема добычи в Западной Сибири с 564 млрд м 3 в 

2010 году до примерно 665 млрд м 3 в 2035 году. За этим показателем стоит изменение 

географической направленности добычи в Западной Сибири, вне Надым-Пур-Тазовского 

региона, где сосредоточено большинство добывающих месторождений. Спад добычи 

в Надым-Пур-Тазовском регионе до сих пор удавалось частично компенсировать 

разработкой близлежащих спутниковых месторождений и более глубоких горизонтов 

на основных месторождениях, но главным образом разработкой Заполярного 

месторождения, начатой в 2000-х годах (добыча на котором сейчас остается на 

стабильном уровне – примерно 110 млрд м 3 в год). На протяжении прогнозируемого 

периода происходит постепенное перемещение добычи на полуостров Ямал благодаря 

новой транспортной инфраструктуре, построенной для разработки находящегося 

здесь сверхгиганта ‒ Бованенковского месторождения. Введение Бованенковского 

месторождения в эксплуатацию ожидается в 2012 году, на первом этапе объем добычи 

после стабилизации предполагается на уровне 110 млрд м 3 в год, а открытие других 

близлежащих месторождений планируется в последующие годы. 

Таблица 8.5 • Прогнозы добычи газа по основным бассейнам (млрд м 3 в год) 

2010 2015 2020 2025 2030 2035 

Западная Сибирь 564 604 604 630 646 665 

Волго-Уральский регион 24 20 16 14 11 10 

Тимано-Печорский регион 3 3 2 2 2 2 

Восточная Сибирь 5 7 24 61 67 77 

Сахалин 23 25 25 26 27 28 

Каспийский регион 17 18 17 17 17 17 

Баренцево море 0 1 2 27 50 58 

Другие зоны арктического шельфа 0 0 0 1 1 1 

Прочие 1 1 1 1 1 1 

Всего по России 637 679 692 779 822 858 

23. Пилотный бартер российского газа осуществлялся с 2006 по 2008 год; с тех пор вносились различные проекты 

предложений повторного введения его уже на постоянной основе, но никаких решений относительно его формы 

или масштаба так и не было принято. 



Последний мегапроект 

В России разрабатываются два газовых мегапроекта: «Ямал», разработка 

которого была начата в 2008 году, с ожидаемым началом добычи в 2012 году, 

и Штокмановский проект, сроки которого неоднократно переносились, с 

ожидаемым началом добычи газа в конце текущего десятилетия 24 . По всем 

подсчетам, эти две разработки, особенно Ямальский проект, будут играть важную 

роль в российских поставках. Хотя теперь эти проекты представляются менее 

значимыми для перспектив российских поставок, чем в прошлом. Причиной 

этого изменения является расширение возможностей поставок, особенно со 

стороны компаний, не входящих в группу «Газпром». Увеличение доли таких 

добывающих компаний предполагается Правительством в Энергетической 

стратегии, которая прогнозирует рост их доли в добыче от нынешних 20% 

до более чем 25% к 2030 году. Подробный индивидуализированный анализ 

(Henderson, 2010) определяет потенциал добычи газа такими компаниями на 

еще более высоком уровне, увеличивающемся приблизительно с 150 млрд м 3 

в 2010 году до более 300 млрд м 3 в 2020 году и 370 млрд м 3 в 2030 году 

(достигая примерно 45% общей добычи). Часть этого роста уже предусмотрена в 

инвестиционных планах заинтересованных компаний и может быть реализована 

в полном объеме за счет упрощенного доступа к трубопроводам «Газпрома» и к 

более прибыльным сегментам внутреннего рынка. 

Такой масштабный рост обеспечил бы выполнение всего нашего 

запланированного роста российской газодобычи по Сценарию новых стратегий, 

оставляя за «Газпромом» задачу сохранить относительно стабильный 

уровень добычи, равный нынешнему показателю. В таком случае разработки 

на полуострове Ямал и Штокмановском месторождении будут необходимы 

для компенсации спада на нынешних месторождениях «Газпрома», однако 

существует вероятность, что объем добычи, особенно на Штокмановском 

месторождении, будет увеличиваться медленнее, чем ожидается на 

сегодняшний день. 

Акцент на большее количество малых проектов с меньшим сроком реализации 

(наряду с повышенным вниманием к эффективности потребления газа на 

внутреннем рынке) стал бы последовательным стратегическим ответом России 

на неопределенность темпов роста спроса на газ в Европе. В некоторой степени, 

это уже отображено в собственных планах «Газпрома»: после разработки 

Бованенковского (с предусматриваемым пиком добычи на уровне 110 млрд м 3 в 

год) и Штокмановского месторождений (70–90 млрд м 3 в год) объем добычи 

на других крупнейших месторождениях, запланированных для разработки, 

снижается до 30–40 млрд м 3 в год. При условии налаженной инфраструктуры 

на полуострове Ямал у «Газпрома» будет больше возможностей определять 

8 

24. На момент подготовки данной публикации решение о разработке еще не было принято партнерами данного 

проекта. 


объемы инвестиций в дополнительные небольшие месторождения в ответ на 

рыночные конъюнктуры в Европе и других странах. 

Но это отнюдь не означает, что данные мегапроекты будут последними в своем 

роде. На протяжении прогнозируемого периода спрос на быстрорастущих 

неевропейских рынках вполне может стать основанием для масштабных работ 

по разведке и добыче. «Газпром» уже рассматривает возможности реализации 

сжиженного природного газа с Штокмановского месторождения в Индию, 

а «Новатек» ищет рынки для сжиженного природного газа из полуострова 

Ямал в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Может возникнуть новое поколение 

российских мегапроектов в Восточной Сибири, хотя и меньшего масштаба, чем 

«Ямал» и «Штокман», ориентированных на экспорт в азиатском направлении. 

Другой крупный проект на полуострове Ямал – строительство завода СПГ, предложенное 

компанией «Новатек», – ориентирован на добычу и последующее сжижение газа 

с Южно-Тамбейского месторождения-гиганта и близлежащих месторождений в 

объеме 20 млрд м 3 в год к 2016 году. Экономическое обоснование этого проекта 

получило большую поддержку, когда добыча на Ямальских газовых месторождениях, 

предназначенных для производства СПГ, была освобождена от налога на добычу 

природных ископаемых (Вставка 8.2) на период, пока общий объем добычи газа не 

достигнет 250 млрд м 3 (а добыча конденсата – 20 млн т). 

По нашим прогнозам, разработки в Западной Сибири будут играть важную роль в 

обеспечении общего уровня добычи до начала 2020-х годов, после чего будут введены 

в эксплуатацию новые месторождения, например, прибрежное Штокмановское 

месторождение в Баренцевом море. Планы относительно этого месторождения все 

еще неоднозначны, главным образом из-за неопределенности, на каких рынках и 

каким образом будет реализовываться этот газ. Ближайший срок первой добычи 

запланирован приблизительно на 2017 год, но мы предполагаем, что добыча 

начнется не раньше конца этого десятилетия. Согласно нашим прогнозам, объем 

добычи в Баренцевом море увеличится примерно до 60 млрд м 3 в 2035 году. 

Наряду с неопределенностью относительно даты запуска это предположение 

потенциально может быть улучшено, так как по предварительным планам «Газпрома» 

производительность Штокмановского месторождения после стабилизации добычи 

предполагается на уровне 70 млрд м 3 . 

Два крупных месторождения в Восточной Сибири – Ковыкта, чьи запасы насчитывают 

порядка 2 трлн м 3 , и Чаяндин, с запасами газа свыше 1 трлн м 3 ‒ предположительно 

будут играть ключевую роль в поставках газа по активно обсуждаемому газопроводу 

в Китай. На протяжении последних нескольких лет велись жаркие споры по 

вопросу права собственности на Ковыктинское месторождение, что сдерживало 

его разработку. В начале <strong>2011</strong> года «Газпром» приобрел месторождение и смог 

обеспечить добычу практически 40 млрд м 3 в год. Проблемой разработки многих 

восточносибирских газовых месторождений, включая Ковыктинское, является 


высокое содержание гелия. Хотя он является ценным и все более дефицитным во 

всем мире продуктом, рентабельную транспортировку гелия из очень отдаленных 

регионов Восточной Сибири на рынки сбыта обеспечить сложно. Так как российскими 

нормативными документами на правовом уровне ограничиваются утечки этого 

ценного ресурса, разработчики проектов изучают различные подходы, включая 

подземные хранилища, которые дали бы возможность начать добычу. Основываясь 

на нашем предположении о том, что Россия и Китай достигнут соглашения о 

взаимовыгодных условиях продажи природного газа, мы прогнозируем, что объем 

добычи в Восточной Сибири вырастет с 5 млрд м 3 в 2010 году до более чем 60 млрд м 3 

к середине 2020-х годов и более чем 75 млрд м 3 к 2035 году, заняв таким образом 

второе место в тенденции общего роста поставок и уступив первенство Западной 

Сибири (Рис. 8.13). Даже без соглашения о трубопроводе с Китаем предполагается 

наличие возможностей для значительного роста добычи природного газа в Восточной 

Сибири и для его экспорта в виде СПГ в страны Азии, в частности Японию, Корею и, 

опять же, Китай. 

Рис. 8.13•Изменения в добыче российского природного газа по регионам 








Прочие 


Тимано-Печорский регион 

Волго-Уральский регион 

2009-2020 

2020-2035 

-20 0 20 40 60 80 100 120 

Млрд м 3 

8 

На Дальнем Востоке, в Сахалинском регионе, проект «Сахалин-2» включает 

строительство первого в России завода СПГ производительностью 14 млрд м 3 . Это 

совместное предприятие, созданное компаниями Shell, «Газпром», Mitsui и Mitsubishi, 

разрабатывающими Лунское и Пильтун-Астохское месторождения. Обсуждается вопрос 

расширения производства завода путем создания дополнительной технологической 

линии на 7 млрд м 3 , при этом предполгается возможность поступления природного 

газа из проекта «Сахалин-1» или других газовых месторождений Сахалинского региона. 

Часть объемов добычи природного газа на Сахалине (и Восточной Сибири), как и 

в отношении газа для экспорта, зарезервирована для внутреннего использования. 

Правительство продвигает проект строительства новых сетей газоснабжения и 

распределения, чтобы сделать газ широкодоступным для местного промышленного 

и бытового использования, начиная с Владивостока (через построенный недавно 

трубопровод «Владивосток ‒ Хабаровск ‒ Сахалин»). Наш прогноз предполагает очень 


небольшое увеличение общей добычи природного газа, которая в 2035 году достигнет 

28 млрд м 3 в год. 

Другим крупным регионом добычи газа в России является Каспийский бассейн, где 

расположено газовое месторождение-сверхгигант – Астраханское, извлекаемые запасы 

которого насчитывают более 3 трлн м 3 . Добыча на уровне примерно 10 млрд м 3 в 

год является низкой для месторождения такого масштаба и связана с техническими 

трудностями и дополнительными затратами, вызванными высоким содержанием 

сероводорода. Добыча могла бы увеличиться благодаря развитию технологии, 

применяемой для такого типа газовых месторождений с высоким уровнем кислотности. 

Также в данном регионе существует несколько среднемасштабных проектов разработки 

прибрежного шельфа Каспийского моря: Центральное и Хвалынское месторождения. 

Энергетическая стратегия до 2030 года (Правительство РФ, 2009) предусматривает 

постепенный рост добычи природного газа с прибрежного шельфа Каспийского моря 

до 21-22 млрд м 3 в год к 2030 году; наш же прогноз более осторожен и предполагает 

уровень 17 млрд м 3 . 

В целом, российская газодобыча будет постепенно продвигаться на север и восток, 

при этом полуостров Ямал, Баренцево море и Восточная Сибирь к 2035 году будут 

обеспечивать одну треть общей добычи. В традиционных регионах Западной Сибири 

внимание сконцентрируется на более глубоких и менее продуктивных горизонтах, 

при этом по возможности будет использоваться существующая инфраструктура. 

Также будут предприниматься попытки продавать газоконденсатные жидкости (ГКЖ), 

добыча которых предположительно удвоится в период между 2010 и 2035 годами и 

достигнет показателя свыше 1,3 млн барр./день (Вставка 8.4). 

Вставка 8.4•Курьезный случай пропажи газоконденсатной жидкости… 

Особенностью российской добычи природного газа в сравнении с другими 

крупными производителями, такими как Катар, является относительно низкое 

содержание ГКЖ. Это объясняется тем, что традиционная добыча природного 

газа на месторождениях, расположенных в наземной части Западной Сибири, 

происходит главным образом из самого верхнего сеноманского горизонта. 

В нем содержится очень сухой газ, представляющий собой практически 

чистый метан. Это также касается новых проектов, таких как Бованенковское 

и Штокмановское месторождения, которые также будут добывать природный 

газ из этого же горизонта. Так как этот горизонт являлся главной опорой 

российской газодобычи в течение многих лет, исторически сложилось 

так, что Россия добывала относительно немного ГКЖ, и, следовательно, 

производительность ее газоперерабатывающих заводов была ограничена. 

По сути, данных по добыче ГКЖ мало, а различные источники приводят 

различные показатели. По оценкам МЭА, в 2010 году добыча ГКЖ в России 

составила примерно 650 тыс. барр./день. 


Более глубокие залежи (валанжинские и ачимовские) традиционных 

месторождений, содержащих более влажный природный газ, были совсем 

недавно введены в эксплуатацию и имеют потенциал увеличения добычи ГКЖ. 

В новых регионах, таких как Восточная Сибирь и Сахалин, природный газ также 

более влажный. Сокращение сжигания попутного газа, являющегося естественно 

обогащенным, также способствует добыче ГКЖ. Темп инвестирования 

газоперерабатывающих заводов в извлечение ГКЖ был низким, поэтому на 

сегодняшний день продается только небольшая часть этана и примерно 

половина бутана и пропана. Дальнейшее развитие ГПЗ является важной 

составляющей стратегии Министерства энергетики. В последующие десять 

лет планируется строительство нескольких новых заводов и модернизация 

существующих, поэтому мы прогнозируем рост извлечения и использования 

ГКЖ на протяжении всего прогнозируемого периода, что в конечном итоге к 2035 

году приведет к удвоению показателя добычи ГКЖ. Цена на нефть и налоговый 

режим на сегодняшний день очень благоприятны для добычи ГКЖ, что побудило 

такие компании, как «Новатек» инвестировать средства в ГПЗ и экспортировать 

ГКЖ. Это не только положительно сказывается на экономических показателях их 

газовых месторождений, но также обеспечивает доступ на экспортные рынки, в 

то время как их доступ на внутренний газовый рынок ограничен. 

8 

Инвестиции и затраты 

По прогнозам в Сценарии новых стратегий общий объем инвестиций в сектор разведки 

и добычи газа в период между <strong>2011</strong> и 2035 годом составит свыше 730 млрд долл. 

США (по курсу доллара 2010 года). Основная доля инвестиций будет необходима для 

восполнения уменьшающейся добычи на эксплуатируемых месторождениях. Темпы 

спада нелегко оценить по данным добычи, в частности ввиду того, что «Газпром» 

регулировал уровни добычи на крупных месторождениях Западной Сибири для 

приведения поставок в соответствие со спросом (как можно было заметить во время 

экономического кризиса 2009 года, хотя некоторым нефтяным компаниям также 

был ограничен доступ к трубопроводам «Газпрома» на протяжении этого периода). 

В целом, по нашим оценкам, к 2035 году России нужно будет ввести в эксплуатацию 

новые мощности в объеме 640 млрд м 3 , чтобы обеспечить прогнозный показатель 

поставок в Сценарии новых стратегий. 

Затраты традиционных наземных месторождений Западной Сибири и новых проектов 

разработки месторождений «с нуля», которые требуют создания новых объектов 

инфраструктуры, как, в частности, Ямальское, Штокмановское и Ковыктинское 

месторождения, существенно отличаются. Для традиционных месторождений 

требуются очень низкие капитальные затраты – порядка 4 долл. США на тысячу 

кубических метров (тыс. м 3 ), что доказано примером некоторых последних 

разработок компании «Новатек», в то время как капитальные затраты новых проектов 

составляют от 30 до 60 долл. США/тыс. м 3 . Аналогично, эксплуатационные расходы 

колеблются приблизительно от 5 долл. США/тыс. м 3 для традиционных береговых 


месторождений до 50 долл. США/тыс. м 3 для будущих проектов производства СПГ 

в Арктике. Транспортные расходы, вероятно, будут варьироваться в пределах от 

10 долл. США/тыс. м 3 до 55 долл. США/тыс. м 3 , хотя в случае транспортировки по 

трубопроводу, являющемуся монополией «Газпрома», расходы не всегда верно 

отображаются в ценах. 

Налоговый режим для газового сектора сейчас более благоприятен, чем для нефтяного, 

так как экспортная пошлина не превышает 30%, а налог на добычу полезных 

ископаемых в десять раз меньше, чем для нефти, если считать по энергетическому 

эквиваленту. Однако Правительство России уже объявило о существенном увеличении 

налога на добычу газа в течение последующих нескольких лет, начиная с 2012 

года, а также о реформе экспортной пошлины. Как и для нефти, проекты новых 

месторождений будут привлекательны для капиталовложений даже при нынешнем 

налоговом режиме, при условии «налоговых каникул», которые предоставляются 

для каждого проекта индивидуально (как например, для проекта «Ямал-СПГ»). 

Проекты в традиционных регионах добычи теоретически дают привлекательные 

экономические расчеты, которые, однако, частично теряют свою привлекательность 

из-за трубопроводной и экспортной монополии «Газпрома», что означает снижение 

цены реализации для других газодобывающих компаний. 

Экспорт подлежит обложению пошлиной в размере 30% от реализованной экспортной 

цены. На данный момент имеется несколько случаев освобождений от налогов: для 

газа, экспортируемого в Турцию по трубопроводу «Голубой поток», который пролегает 

по дну Черного моря, для некоторых экспортных поставок газа в соседние страны и 

пока что для всех проектов экспорта СПГ. Тот факт, что экспорт СПГ освобожден 

от пошлин, в то время как проекты трубопроводной передачи обычно облагаются 

пошлиной до 30%, имеет особое значение для «Штокмановского» проекта, так как 

его партнеры рассматривают различные варианты продаж природного газа с этого 

месторождения. 

Сжигание газа 

Объем утилизации попутного нефтяного газа, добываемого нефтяными 

компаниями, постоянно повышается, так как постоянно растет объем газа, добытого 

(но не сожженного) нефтяными компаниями, как в абсолютном выражении, так 

и по отношению к объемам добычи нефти. Заявленные показатели утилизации 

попутного газа колеблются между 50% и 95%, в зависимости от компании, при 

этом средний показатель составляет примерно 75%, но относительно этих данных 

высказывался определенный скептицизм. Государственные компании – «Роснефть» 

и «Газпром нефть», общая доля которых в сжигании газа составляет более 50%, 

имеют самые низкие показатели. 

С 2002 года показатель увеличения объема производства попутного газа превысил 

показатели роста нефтедобычи, т.е. увеличилось отношение добычи попутного 

газа к добыче нефти (Рис. 8.14). Эти данные согласуются с той точкой зрения, что 

объем сжигаемого газа за последние годы уменьшился. Тем не менее, стремление 


Рис. 8.14•Добыча попутного газа в объемном выражении 

и относительно добычи нефти, 2002-2010 гг. 

Млрд м 3 

60 

50 

40 

30 

0,18 

0,15 

0,12 

0,09 

Объем производства 

попутного газа 

Отношение производства 

попутного газа (млрд м 3 ) 

к добыче нефти (млн т) 


20 

10 

0 

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

Источник: Росстат. 

0,06 

0,03 

0 

регуляторных органов достичь показателя объема утилизации попутного газа к 

2012 году на уровне 95% вряд ли осуществимо – есть основания полагать, что эта 

цель может быть достигнута только в 2014 году. 

Точный объем сжигаемого газа не определен, так как более 50% факельных 

установок не оборудовано счетчиками. Различные министерства и официальные 

лица называют цифры, варьирующиеся от 16 млрд м 3 до свыше 20 млрд м 3 в 

2010 году. Глобальное партнерство по борьбе с факельным сжиганием газа (Global 

Gas Flaring Reduction Partnership ‒ GGFRP) дает оценку на основе спутниковых 

измерений, составляющую 35 млрд м 3 в 2010 году (GGFRP, <strong>2011</strong>), но методика и 

калибровка спутниковых измерений все еще совершенствуется. По сути, данные 

GGFRP подтверждают значительное сокращение объемов сжигания газа в России 

с 2009 по 2010 год, в то время как российская статистика говорит об их увеличении 

вследствие начала эксплуатации новых месторождений в отдаленных регионах 

Восточной Сибири. По другим оценкам (PFC, 2007), показатель сжигания газа 

составляет примерно 30 млрд м 3 (после корректировки, учитывающей сокращение 

сжигания с момента начала исследования). 

С целью поощрения утилизации попутного газа правительство планирует в 100 раз 

увеличить действующий (довольно невысокий) штраф, которым облагаются компании 

за сжигание газа, а также облагать дополнительными штрафами за сжигание газа в 

факелах без счетчиков. Однако улучшенный доступ к трубопроводам «Газпрома» и 

дальнейший рост цен на газ на внутреннем рынке могут стать более эффективным 

способом стимулирования сокращения объемов сжигания. По нашим оценкам, в 

случае достижения объема утилизации попутного газа на уровне 95% и учитывая 

вероятность нынешнего неполного предоставления данных, высвобожденные 

дополнительные объемы газа составили бы около 20 млрд м 3 в год 25 . 

8 

25. Экономия 17 млрд м 3 газа за счет сокращения сжигания газа включена в расчет потенциального энергосбережения 

в России, описанного в Главе 7. 


Транспортировка и хранение 

Все объекты по добыче, переработке, хранению и распределению интегрированы 

в единую систему газоснабжения, владельцем и оператором которой является 

«Газпром». Двадцать пять подземных газохранилищ рабочей емкостью 65 млрд м 3 

были введены в эксплуатацию в конце 2009 года. Их максимальная суточная выработка 

составляла 0,62 млрд м 3 /день. «Газпром» вкладывает средства в строительство 

дополнительных хранилищ, чтобы соответствовать ожидаемым показателям роста 

внутреннего спроса, поэтому на 2030 год запланировано 87 млрд м 3 рабочей 

емкости и 1 млрд м 3 /день возможной выработки, а также дальнейшая разработка 

распределительной системы для поставок газа в регионы, которые на данный момент 

имеют ограниченное газоснабжение (особенно в Дальневосточном округе России). 

Прогнозы для экспортных потоков 

природного газа 

Чистый экспорт газа растет почти на 75% c показателя 190 млрд м 3 в 2010 году почти 

до 330 млрд м 3 к 2035 году (Рис. 8.3). Общий экспорт газа на протяжении этого же 

периода растет примерно с 215 млрд м 3 до 360 млрд м 3 ; темп увеличения экспорта в 

Европу будет умеренным, а темп роста экспорта в виде СПГ по трубопроводу в Азию 

будет намного выше. 

Трубопроводы и в дальнейшем будут играть роль маршрутов для сбыта основной 

части российских поставок на протяжении прогнозируемого периода. В дополнение 

к существующим трубопроводам, которые проходят через территорию Беларуси 

и Украины и ведут в Европу, трубопровод «Северный поток», который проходит 

по Балтийскому морю, предоставит новые возможности и увеличит гибкость 

экспортных маршрутов. Первая очередь «Северного потока» пропускной мощностью 

27 млрд м 3 в год должна быть введена в эксплуатацию в конце <strong>2011</strong> года. 

Его пропускная мощность должна удвоиться после завершения второго этапа 

строительства, который предполагается закончить в 2013 году. На данный момент 

нет каких-либо однозначных решений компании относительно строительства 

трубопровода «Южный поток» по дну Черного моря. Если он будет построен 

согласно графику, предусмотренному «Газпромом» и его партнерами по проекту, с 

первыми поставками, запланированными на 2015 год, то дополнительная пропускная 

мощность «Южного потока», составляющая 63 млрд м 3 , могла бы значительно 

изменить схему российских экспортных потоков (см. Главу 9). Частично заменяя 

существующие экспортные каналы, трубопроводы смогут сократить предполагаемые 

риски транзита через Украину, а также транзитные ставки. Однако «Южный поток» 

остается пока дорогостоящим проектом. Предварительные капитальные затраты 

оцениваются в объеме 22 млрд долл. США (South Stream, <strong>2011</strong>), что значительно 

больше оценочных затрат в 3 млрд долл. США для модернизации украинской системы 

трубопроводов (эти оценки не включают дополнительные объекты инфраструктуры, 

которые понадобятся на территории России, чтобы транспортировать большие 

объемы газа к отправной точке трубопровода «Южный поток» на черноморском 

побережье России). 


Строительство нового газопровода в Китай зависит от соглашения о ценах на будущие 

поставки. В целом, пакет соглашений, необходимых, чтобы начать двустороннюю 

торговлю газом, мог бы включать договора с Китаем о займах или предоплате 

за газ, но на данном этапе участие Китая в разведке и добыче российского газа 

считается маловероятным (как было в случае газовых договоров между Китаем и 

Туркменистаном). Сейчас обсуждаются два маршрута нового трубопровода, одному 

из которых ‒ через Алтай, или Западному ‒ Россия отдает предпочтение на первом 

этапе (Рис. 8.15). Второй этап строительства мог бы продлить трубопровод восточнее 

и ближе к рынкам Манчжурии и севера Китая. В Китай природный газ изначально 

поставлялся бы из Западной Сибири за счет существующей здесь инфраструктуры, 

а впоследствии – из новых разрабатываемых месторождений Восточной Сибири, 

например из Ковыктинского месторождения-гиганта. Если соглашение о ценах 

будет достигнуто в <strong>2011</strong> году, трубопровод может быть введен в эксплуатацию уже с 

2016 года. По нашим прогнозам, российский экспорт газа в Китай достигнет 30 млрд м 3 

в 2020-е годы и 75 млрд м 3 в 2035 году. 

Россия также ставит перед собой цель диверсифицировать экспорт газа путем 

развития экспортных мощностей для СПГ. Эта цель была сформулирована, когда 

Северная Америка стала рассматриваться как перспективный рынок, но эти ожидания 

не оправдались из-за активного развития добычи нетрадиционного газа в Северной 

Америке и, следовательно, значительно снизившейся потребности в импорте. В то 

время как восточные проекты («Сахалин» и «Владивосток») могли бы обслуживать 

растущие рынки импорта СПГ в Азии, рыночные перспективы для СПГ-проектов 

в Арктике («Ямал» и «Штокман») менее ясны, что привносит дополнительную 

неопределенность относительно временных рамок, когда Россия заявит о себе как 

мировой поставщик СПГ. 

В дополнение к действующему заводу «Сахалин-2», было предложено несколько 

новых СПГ-проектов, основными среди которых являются: 

• Добавление третьей технологической линии на заводе «Сахалин-2» 

производительностью 7 млрд м 3 /год. Для нее, в частности, мог бы поставляться газ 

с месторождений Сахалин-1, что устранило бы некоторые затруднения, связанные 

с нефтедобычей на этом месторождении. 

• Предложенное «Газпромом» возведение во Владивостоке завода СПГ 

производительностью 14 млрд м 3 /год, поставки газа на который будут осуществляться 

либо с месторождений в Восточной Сибири по новому трубопроводу, либо из 

Сахалина. Предварительное соглашение, уже достигнутое с консорциумом японских 

компаний относительно технико-экономического обоснования этого проекта 

стоимостью 7 млрд долл. США, говорит о том, что запланированная дата начала работ 

(2017 год) вполне обоснована. 

• Проект завода «Ямал-СПГ» компании «Новатек» производительностью 20 млрд м 3 /год. 

По этому проекту планируется поставлять СПГ по северному маршруту на азиатские 

рынки (Вставка 8.5). Окончание работ запланировано на 2016 год, хотя, вероятнее 

всего, эта дата будет перенесена на более поздний срок. 

8 


Рис. 8.15•Основные газовые месторождения и инфраструктура поставок в России 

Нидерланды 

Дания 

Штокмановское 

м-ние 

Северный поток 

Германия 

Чехия Польша Эстония 

Южно-Тамбейское м-ние 

Бованенковское 

Экспорт Латвия 

м-ние 

в Европу Литва Санкт-Петербург r 

Заполярное м-ние 

Словакия 

Ямбургское 

Южно-Русское 

Ухта 

Венгрия Беларусь 

м-ние 

м-ние 

Якутск 


Медвежье 

Уренгойское Восточная Сибирь 

Румыния 

Москва 

м-ние 

м-ние 


Сургут 

Сияние севера 

Сирия 

Планируемые экспортные 

терминалы СПГ Norway 


Экспорт 

в Европу 

Основные газовые месторождения 

Существующий газопровод 

Строящийся/планируемый 

трубопровод 

Существующие экспортные 

терминалы СПГ 

Швеция 

Оренбург 

Р О С С И Я о. Сахалин 

Комсомольск 

Томск 

Красноярск 

Иркутск 

Монголия 

Чаяндинское 

м-ние 

Дацин 

Китай 


Южный поток 

Турция 

Грузия 

Арм. 

Астраханское м-ние 

Хвалынское м-ние 

Центральное м-ние 

Азерб. 

Экспорт 

в Финляндию 

Волгоград 

Мурманск 

Казахстан 

Тюмень 

Оренбургское м-ние 

п-ов 

Ямал 

Новосибирск 



Китай 

Кемерово 





регион 

Балтийское море 



регион 

Каспийский 

регион 


Карское море 


море Лаптевых 

Ковыткинское 

м-ние 

Восточно-Сибирское море 

Чукотское 

море 

Харбин 

Охотское 

море 

Северная 

Корея 

Берингово 

море 

Черное море 

Владивосток 

Япония 

Каспийское 

море 


• Проект «Штокман» в Баренцевом море предполагает поставки природного газа по 

трубопроводу, а на втором этапе также завод СПГ производительностью 10 млрд м 3 в 

год. Согласно предварительному графику добыча начинается с 2017 года, но решение 

еще не было подтверждено. Мы предполагаем, что этот проект будет введен в 

эксплуатацию в конце этого десятилетия. 

Хотя относительно этих проектов есть некоторые неопределенности, а также 

вероятность задержки выполнения арктических проектов, учитывая суровые 

климатические условия, мы прогнозируем постоянное увеличение мощности 

производства СПГ с нынешнего показателя 14 млрд м 3 /год до 33 млрд м 3 /год в 

2020 году и 70 млрд м 3 /год в 2035 году. К концу прогнозируемого периода СПГ 

будет насчитывать примерно 20% общего объема российского экспорта. Требуемые 

инвестиции для объектов инфраструктуры заводов СПГ оцениваются на уровне 

примерно 80 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года). 

Вставка 8.5•Северный путь на рынок 

Северный морской путь (или Северо-западный проход) от Атлантического до 

Тихого океана через российские арктические моря в течение многих столетий 

привлекал мореплавателей и торговцев, хотя он всегда оставался лишь крайним 

вариантом для мировой торговли из-за чрезвычайно суровых климатических 

условий. Однако постепенное уменьшение ледяного покрова в Арктике 

вследствие изменения климата может увеличить количество дней летом, когда 

поверхность моря свободна ото льда и доступна для судоходства, и уменьшить 

потребность в помощи ледоколов. Это привлекло внимание потенциальных 

производителей СПГ, находящихся на дальнем севере российской Арктики, в 

особенности из-за того, что спрос на импорт на их изначальном целевом рынке, 

т.е. в Северной Америке, практически исчез. Примером возобновленного 

интереса к этому пути стали поставки конденсата компанией «Новатек» из 

Мурманска в Китай через российскую Арктику летом 2010 года и повторно в 

июле <strong>2011</strong> года, причем июльская поставка была одной из самых ранних летних 

отправок по этому пути. 

В случае проходимости, Северный морской путь является вне всяких сомнений 

самым быстрым морским путем из Европы в Северо-Восточную Азию. 

Поставка компании «Новатек» длилась примерно 22 дня, что вполовину 

меньше, чем поставки по другому оптимальному пути, проходящему через 

Суэцкий канал. Для поставщиков СПГ Северный морской путь мог бы означать 

рейс из Мурманска до СПГ-терминалов в Китае всего лишь примерно 

на 30% длиннее, чем рейс из Катара. Но этот путь все еще далек от 

совершенства в плане круглогодичного функционирования, а его постоянное 

использование приведет к значительным дополнительным расходам. Для 

его эксплуатации понадобятся специальные ледово-упрочненные танкеры 

СПГ, вероятно, с более низкой, чем у обычных танкеров, вместительностью 

8 


из-за ограниченных размеров для проходимости через узкие проливы 26 , а 

также использование сопровождающих ледоколов (услуги которых также 

повлекут значительные затраты), как минимум для подстраховки. В летние 

месяцы, когда Северный морской путь свободен для судоходства, было бы 

выгодно заключать сезонные договора с азиатским рынком, в то время как 

в другие периоды можно было бы продавать природный газ в Европу или 

страны Атлантического региона. Во избежание приостановки добычи в связи 

с транспортной ненадежностью понадобится возведение дорогостоящих 

дополнительных хранилищ. 

Нетрадиционные ресурсы 

Из-за огромных запасов традиционной нефти и природного газа нетрадиционным 

ресурсам в России уделяется относительно мало внимания, а объем имеющихся 

нетрадиционных ресурсов в целом почти неизвестен. Тем не менее, Россия имеет 

значительный потенциал в этой сфере. По мере дальнейшего усовершенствования 

технологий и снижения затрат (в основном благодаря инвестициям в других регионах 

мира) возможности России развивать свой потенциал нетрадиционных ресурсов 

возрастут. 

Сверхтяжелая и битуминозная нефть 

Известно, что Россия обладает обширными ресурсами битуминозной и сверхтяжелой 

нефти, но публикуемые оценки очень отличаются. BGR определяет объем в 

345 миллиардов баррелей извлекаемых ресурсов (BGR, 2010), в то время как 

российские источники более осторожны в своих оценках и озвучивают цифру 

примерно в 250 миллиардов баррелей, что уже обсуждалось в World Energy 

Outlook 2010 (IEA 2010a). Последние данные Правительства России еще более 

осторожны, они оценивают запасы в объеме более 120 миллиардов баррелей, 

около одной трети которых находятся в Татарстане, половина – в Восточной Сибири, 

и еще немного – в окрестностях Санкт-Петербурга. В Татарстане («Татнефть») и в 

Тимано-Печорском регионе («Лукойл») выполнялось несколько экспериментальных 

проектов с применением термальных методов добычи на основе пара, как например 

гравитационное дренирование при закачке пара. Однако крупномасштабные 

разработки находятся практически в зачаточном состоянии. Например, Генеральная 

схема развития нефтедобывающей промышленности до 2020 года предусматривает 

разработки в Татарстане только в умеренном масштабе, с производительностью 

порядка 40 тыс. барр./день в 2020-х годах. Следовательно, мы прогнозируем, что 

объем добычи будет равен примерно 100 тыс. барр./день к 2035 году, хотя имеющиеся 

ресурсы позволяют значительно увеличить эту цифру. 

26. Ограничения размеров: максимальная осадка судна – 12,5 м, максимальная ширина – 30 м (Ragner, 2008) по 

сравнению с 12 м осадки и 50 м ширины для танкеров СПГ Q-Flex и похожими габаритами (12 м и 53 м) для Q-Max. 


Горючие сланцы 

Горючие сланцы, также известные как нефтяные сланцы, малоизвестны в России. BGR 

и Геологическая служба США (IEA, 2010a) оценивают приповерхностные ресурсы на 

уровне примерно 290 миллиардов баррелей, хотя их извлекаемый объем неизвестен. 

Более изученные залежи находятся возле Балтийского моря и в Волго-Уральском 

бассейне. Также известно о наличии некоторого количества залежей в Восточной 

Сибири. Прибалтийские залежи всегда использовались в качестве твердого топлива 

для электростанций (например, находящиеся неподалеку от Эстонии), но затем 

предпочтение было отдано природному газу. На данный момент в России нет плана 

по использованию приповерхностных ресурсов горючих сланцев. 

Также следует уделить внимание битуминозным сланцам баженовской свиты, 

являющимся материнской породой, залегающей по всему Западносибирскому 

бассейну (IEA, 2010a). Будучи, вероятно, наиболее обширными залежами сланцев в 

мире, они содержат некоторое количество легкой нефти в малопроницаемых пластах, 

подобно нефтеносным сланцам с месторождения Баккен в Соединенных Штатах 

Америки, и громадные остаточные объемы горючесланцевых веществ. Технология 

рентабельной добычи таких сланцев, залегающих на глубине 3 000 метров, стала бы 

прорывом, который бы продлил жизнь объектам инфраструктуры в Западной Сибири 

на много лет вперед. Мы не включали добычу горючих сланцев в свои прогнозы до 

2035 года. 

8 

Переработка газа и угля в жидкое топливо 

Переработка газа в жидкое топливо (GTL) могла бы стать для России перспективным 

способом эксплуатации газовых месторождений, расположенных вдали от 

трубопроводов, обеспечивая при этом подстраховку от разделения цен на нефть 

и на газ. Было предложено несколько проектов, например, в Якутской области, 

предполагающих производство либо дизеля и нафты, либо метанола. Однако, похоже, 

пока ни один проект не прошел стадию разработки концепции. Учитывая возможные 

технологические разработки мелкомасштабного производства GTL (IEA, 2010a), мы 

предполагаем, что такое производство начнется в России в 2020-х годах и достигнет 

объемов 120 тыс. барр./день к 2035 году. Крупный проект переработки газа, добытого 

в Арктике, как альтернатива или дополнение к некоторым будущим заводам СПГ, 

мог бы стать вполне реальным способом выгодного использования некоторых 

высокозатратных газовых месторождений Арктики, но такие разработки не включены 

в наши прогнозы. 

Переработка угля в жидкое топливо (CTL) также является потенциально перспективной, 

так как Россия имеет обширные запасы угля, залегающие далеко от рынков сбыта. 

Имеется информация о предварительных обсуждениях проектов CTL (к которым 

проявила интерес китайская корпорация Shenhua Group), но ввиду отсутствия 

конкретной информации о разработке проекта мы не включали CTL в наши прогнозы 

до 2035 года. 


Метан угольных пластов 

Использование метана угольных пластов (CBM) наиболее перспективно в 

сравнении с остальными нетрадиционными углеводородными ресурсами России. 

Экспериментальные проекты уже запущены «Газпромом» в Кемеровской области, а 

также есть конкретные планы перейти на широкомасштабное производство на уровне 

4 млрд м 3 /год к 2016 году, а в более долгосрочной перспективе выйти на показатель 

20 млрд м 3 /год. Мы прогнозируем, что интерес к этим ресурсам не исчезнет и добыча 

увеличится до 38 млрд м 3 /год к 2035 году. Извлекаемые ресурсы оцениваются на 

уровне 17 трлн м 3 , что вполне достаточно, чтобы поддерживать такой уровень добычи. 

Сланцевый газ и газ в плотных породах 

Запасы сланцевого газа в России очень мало изучены, и большинство оценок до 

сих пор проводится на основании новаторской исследовательской работы Рогнера 

(Rogner, 1997). Анализ МЭА оценивает запас извлекаемого сланцевого газа в России 

на уровне 4 трлн м 3 (IEA, 2009). Пласты сланцевого газа в России находятся в регионах, 

которые не так суровы, как Арктика, в основном это Волго-Уральский регион, 

Балтийский регион и даже Московская область, следовательно этот ресурс потребует 

усиленного внимания. Аналогично, недостаточно информации и о других запасах газа 

в плотных породах (газа, содержащегося в пластах с очень малой проницаемостью) в 

России. Если такие пласты будут расценены как требующие применения технологии 

гидравлического разрыва пласта для достижения рентабельности, то, по нашим 

подсчетам, нынешний показатель уровня добычи газа из плотных пород в России 

достигнет примерно 20 млрд м 3 /год. В Сценарии новых стратегий мы прогнозируем, 

что добыча сланцевого газа и газа из плотных пород будет увеличиваться медленно и 

к 2035 году достигнет примерно 30 млрд м 3 . 

Гидраты метана 

Несмотря на то, что общий объем метана в гидратных пробках по всему миру является 

предметом широко варьирующихся оценок, нет сомнений в огромных запасах этого 

ресурса (IEA, 2009) и в том, что их значительная часть расположена в российской 

Арктике ‒ как в наземной вечной мерзлоте, так и в континентальном шельфе 

арктических морей. Несмотря на частые сообщения о том, что на месторождении 

Мессояха на севере Западной Сибири добывался газ из гидратов метана, по-видимому, 

это произошло по стечению обстоятельств, когда залежь традиционного газа случайно 

пополнилась сверху путем нарушения герметизации гидратов метана. Но даже эта 

интерпретация событий не полностью подтверждена. 

Несмотря на значительные запасы ресурсов, нехватка испытанных технологий для 

добычи метана из гидратов и наличие огромных запасов традиционного газа в 

тех же регионах российской Арктики служат причиной отсутствия конкретного 

пилотного проекта по добыче метана из гидратов в России. По сути, гидраты метана, 

присутствующие в вечной мерзлоте, чаще считаются угрозой безопасности бурения 


на севере, чем ресурсом, не говоря уже об их потенциальной угрозе для окружающей 

среды (Вставка 8.6). По нашим прогнозам, добыча метана из гидратов не начнется на 

протяжении периода, рассматриваемого в данном <strong>WEO</strong>. 

Вставка 8.6•Гидраты метана и климатические риски 

Гидраты метана являются не только потенциальным газовым ресурсом, но и 

возможным основным фактором, влияющим на изменение климата. Глобальное 

потепление может вызвать распад гидратов метана, что в свою очередь приведет 

к колоссальному выбросу метана в атмосферу. Так как метан провоцирует 

парниковый эффект, в 25 раз превышающий эффект углекислого газа на единицу 

массы за 100 лет, то такие выбросы могут спровоцировать катастрофическую 

цепь событий с обратной связью. 

С этой точки зрения, гидраты, находящиеся в Арктике, считаются группой риска 

из-за стремительного потепления в Арктике, наблюдающегося в последние 

годы, а также из-за небольшой глубины морей и прибрежных зон неглубоко 

залегающей вечной мерзлоты, в которой они содержатся. В частности, 

регион Восточно-Сибирского моря считается наиболее уязвимым. Последние 

предварительные измерения (Sakhova and Semiletov, 2010) говорят о том, что 

темпы распада гидратов метана намного выше, чем изначально предполагалось. 

Учитывая, что предполагается существование громадных объемов метана в 

виде гидратов в данном регионе, и если эти объемы будут подтверждены, 

можно ожидать резкого всплеска интереса к добыче этого метана, до того как он 

попадет в атмосферу естественным путем. Например, при долгосрочной цене на 

углекислый газ, составляющей 50 долл. США/тонну CO 2 -эквивалента, стоимость 

превентивного выброса метана в атмосферу будет на ошеломляющем уровне – 

890 долл. США / тыс. м 3 (25 долл. США/млн брит. тепл. ед.). 

8 

Уголь 

Россия обладает огромными запасами угля. Максимально извлекаемые ресурсы 

оцениваются на уровне порядка 4 трлн тонн и занимают третье место в мире, уступая 

Соединенным Штатам и Китаю. Примерно две трети этого объема составляет 

антрацит, а одну треть – бурый уголь. Разведанные запасы насчитывают примерно 

160 млрд тонн согласно классификации СУУР (190 млрд тонн по российской 

классификации «ABC1»), из которых примерно 70 миллиардов тонн – антрацит, 

а остальное – бурый уголь (BGR, 2010). 

Хотя угольные залежи есть во многих регионах России, один только Кузнецкий 

угольный бассейн (Кузбасс) в Кемеровской области в Сибири обеспечивает 60% 

объема добычи. Вторым по величине бассейном является Канско-Ачинский 

бассейн, расположенный неподалеку от южной части Красноярского края. Его доля 

добычи составляет примерно 15%, добывается здесь в основном лигнит. Остальной 

уголь добывается в различных частях Восточной Сибири и Дальнего Востока, и, 


в меньшей степени, в Тимано-Печорском бассейне и российской части Донецкого 

бассейна (Донбасса), неподалеку от границы с Украиной. Для многих угольных 

бассейнов характерны суровые климатические условия, а также в большинстве 

случаев отдаленность и ограниченное количество объектов инфраструктуры для 

транспортировки угля. Доминирование Кузбасса и Канско-Ачинского бассейна 

является следствием наличия в них значительных ресурсов и их расположения вблизи 

Транссибирской магистрали на юге Сибири. Тунгусский угольный бассейн в Сибири и 

Ленский угольный бассейн, имеющие громадные запасы разработаны незначительно 

вследствие их удаленности. 

Добыча угля стабильно росла последние десять лет (Рис. 8.16), кроме 2009 года, 

когда промышленность пострадала от экономического кризиса. Такой характер 

роста был обусловлен скорее увеличением экспорта, чем ростом внутреннего 

спроса. В результате, Россия стала третьим по величине экспортером угля в мире 

(после Австралии и Индонезии). Основным рынком экспорта является Европейский 

Союз, доля которого составляет примерно 60% российского экспорта, но наши 

предположения в Сценарии новых стратегий указывают на то, что ориентированность 

экспорта переключится с запада на восток, в частности на Китай. Это соответствует 

ожиданиям, изложенным в стратегических документах России, о том, что основные 

зоны роста добычи угля будут на востоке страны, в частности в Канско-Ачинском 

бассейне и Восточной Сибири. При таких обстоятельствах логично было бы ожидать 

большего участия Китая в угольном секторе, равно как и в нефтяном и газовом 

секторах России. Помимо обсуждений возможного предоставления ссуд для развития 

угольного сектора, уже есть явные признаки заинтересованности китайских компаний 

в непосредственном участии в совместных предприятиях по разработке российского 

угольного сектора. Импорт угля в Россию остается на стабильном показателе около 

20 млн т у.э./год. Уголь поставляется главным образом из Казахстана, так как 

некоторые электростанции в России привязаны к своему традиционному источнику 

снабжения еще с советских времен. 

Рис. 8.16•Добыча и экспорт российского угля 

Млн т у.э. 

300 

250 

200 

Чистый экспорт 

Внутренние 

поставки 

150 

100 

50 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 


Энергетическая стратегия России ставит несколько амбициозных целей по увеличению 

добычи угля в течение последующих десятилетий с планируемым объемом 

производства в рамках 315‒375 млн т у.э. к 2030 году, в зависимости от сценария 

развития. Внедрение стратегии, подробно изложенной в долгосрочной программе 

развития угольного сектора, аналогичным образом устанавливает значение в 

320 млн т у.э. в качестве нижнего предела будущего объема производства в 2030 году. 

Наши предположения более осторожны (Таблица 8.6), так как транспортные расходы 

ограничивают возможность российского угля конкурировать на экспортных рынках, а 

внутренний спрос постепенно сокращается за счет повышения энергоэффективности. 

Мы предполагаем, что добыча угля в России в 2035 году будет на уровне примерно 

250 млн т у.э./год после достижения пика при показателе чуть ниже 270 млн т у.э. в 

середине 2020-х. 

Таблица 8.6•Добыча угля в России по видам в Сценарии новых стратегий (млн т у.э.) 

2009 2015 2020 2025 2030 2035 

Коксующийся уголь 58 61 62 60 59 58 

Паровичный уголь 126 158 162 167 161 154 

Бурый уголь 35 38 38 39 37 36 

Всего 219 258 262 267 257 248 

Чистый экспорт 77 94 96 96 88 80 

8 

Несмотря на существующую стратегическую цель по увеличению потребления 

угля на внутреннем рынке, доля угля в потреблении первичных энергоресурсов 

в России непрерывно падает: с 22% в 1990 году до 19% в 2000 году и до 15% 

в 2009 году. Потребление угля в России столкнулось с проблемой сильной 

конкуренции в виде дешевых и легкодоступных внутренних поставок природного 

газа. Как уже упоминалось в Главе 7, ценовое преимущество природного газа 

на внутреннем рынке России постепенно уменьшается, так как цены на него 

растут. Это дает возможность увеличить долю угля в российском энергетическом 

балансе, особенно в том случае, если развитие мощностей ядерной энергетики не 

пойдет по запланированному пути. Однако, несмотря на относительно низкую по 

международным стандартам себестоимость добычи российского угля, расстояние 

от основных мест добычи угля в Сибири до основных центров его потребления в 

европейской части России ограничивает возможность установить для него цену, 

конкурирующую с ценой на природный газ на внутреннем рынке, тем более что 

запасы России на западных месторождениях в Печорском и Донецком бассейнах 

быстро истощаются 27 . Кроме того, в потреблении угля доминируют сектора теплои 

электроэнергетики (примерно две трети от общего объема), а также сектор 

27. См. Вставку 7.4 в Главе 7. Возможной альтернативой могло бы быть размещение электроэнергетических станций, 

работающих на угле, ближе к залежам в Сибири, и передача выработанной электроэнергии оттуда, что выгоднее, 

чем транспортировка угля. Пока что реализация такого варианта сдерживается недостаточным количеством 

мощностей передачи электроэнергии через всю страну. Это ограничение предположительно будет уменьшено 

(но не устранено) благодаря новым инвестициям в электрические сети на протяжении прогнозируемого периода. 


металлургии и сталеварения. У обоих секторов имеется значительный потенциал 

повышения энергоэффективности. Также существуют логистические и, возможно, 

экологические проблемы, которые необходимо решить, прежде чем уголь сможет 

применяться в более широких масштабах для производства электроэнергии и тепла 

для самых крупных городов России. Особенно это касается теплоэлектроцентралей 

(ТЭЦ), которые зачастую расположены в жилых районах. 

Перспективы экспорта в Сценарии новых стратегий определяются ожидаемым 

смещением баланса спроса и предложения на европейских и китайских рынках. 

Основным нынешним направлением экспорта является Европейский Союз (ЕС), 

поставки в который предположительно будут сокращаться, так как потребность 

в импорте в ЕС снижается с пиковой отметки свыше 190 млн т у.э. в 2008 году до 

155 млн т у.э. в 2020 году и 110 млн т у.э. в 2035 году. Чистый спрос на импорт в 

Китае (около 125 млн т у.э. в 2010 году) увеличивается на протяжении нынешнего 

десятилетия, достигая примерно 190 млн т у.э. в 2018 году, а затем снижаясь до 

80 млн т у.э. в 2035 году, и при любых обстоятельствах остается восприимчивым 

к незначительным изменениям внутреннего баланса спроса и предложения в 

Китае. В результате, общий чистый экспорт в России увеличивается примерно до 

100 млн т у.э. в 2018 году, а затем снижается менее чем до 80 млн т у.э. в 2035 году, 

по мере спада потребности Китая в импорте. 

Конкурентная позиция российского угля на международных рынках, как и в самой 

России, подвержена влиянию относительно высоких транспортных расходов, которые 

составляют значительную часть экспортных затрат. Россия находится на верху 

международной кривой денежных средств и затрат для продаваемого по всему миру 

паровичного угля, что обеспечивает ей самую низкую маржу для международной 

торговли и означает, что Россия, вероятно, окажется среди экспортеров, которые 

в первую очередь пострадают от каких-либо спадов международного спроса. 

Ключевым стратегическим вопросом, сформулированным в предварительной 

программе российских властей для угольного сектора, является адекватная 

пропускная способность железных дорог и портов, а также эффективное управление 

логистикой. Расценки в российских портах, например, могут добавить к затратам 

10 долл. США/тонну, в то время как обычные расценки в других портах мира 

составляют 2–5 долл. США/тонну. 

Атомная энергетика 

После катастрофы в Чернобыле российская атомная промышленность оставалась 

ослабленной на протяжении долгих лет, но за последнее десятилетие ситуация 

улучшилась благодаря усиленной политической поддержке, государственному 

финансированию национальной программы строительства и существенно возросшей 

роли атомной энергетики в российской энергетической стратегии. Государственная 

атомная энергетическая корпорация «Росатом» и правительство России имеют 

разработанные планы, которые позволят более чем в два раза увеличить ядерный 

потенциал России на протяжении последующего двадцатилетия. На сегодняшний день 


на эти планы не повлияли никакие изменения политики после аварии на Фукусиме, 

и Россия имеет достаточно сырья и промышленно-технологическую базу для 

восстановления своей атомной промышленности. Однако пока что реализация планов 

сдерживается высокими капитальными затратами, ограниченностью финансовых 

ресурсов и слишком длинными сроками введения в эксплуатацию. Мы предполагаем, 

что эти ограничения останутся как минимум до 2020 года. Обязательства России по 

нескольким международным ядерным проектам также, вероятно, замедлят темп 

роста внутреннего сектора атомной энергетики. 

Мы предполагаем, что ядерный потенциал России вырастет с нынешнего показателя 

в 24 гигаватт (ГВт) до 31 ГВт в 2020 году и 37 ГВт в 2035 году, увеличиваясь в среднем 

на 1,7% в год на протяжении прогнозируемого периода (Рис. 8.17). Это более чем на 

25% ниже нижнего предела диапазона, намеченного Энергетической стратегией до 

2030 года и другими планами развития секторов электро- и атомной энергетики. 

Однако учитывая, что спрос на электроэнергию в Сценарии новых стратегий 

значительно ниже уровня, предусматриваемого стратегическими документами 

России, доля атомной энергетики в общем объеме производства электроэнергии 

по-прежнему увеличивается с нынешнего показателя 17% до 19% в 2035 году и 18,6% 

в 2030 году, что соответствует росту, запланированному Энергетической стратегией 

до 2030 года. Атомная энергетика играет более важную роль в Сценарии 450, 

поддерживаемая предполагаемым введением схемы торговли квотами на 

внутренние выбросы после 2020 года. Согласно этому сценарию ядерный потенциал 

увеличивается до 50 ГВт, а производство электроэнергии – более чем до 365 ТВт·ч 

в 2035 году. 

По состоянию на <strong>2011</strong> год Россия имеет 32 ядерных реактора, установленных на 

десяти электростанциях. Оператором всех этих станций является государственная 

компания по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях 

8 

Рис. 8.17•Установленная мощность АЭС и доля выработки электроэнергии 


ГВт 

40 

35 

30 

25 

20 

32% 

28% 

24% 

20% 

16% 

Новые мощности 

Существующие 

мощности 

Доля выработки 



15 

10 

12% 

8% 

5 

0 

0% 

2010 2015 2020 2025 2030 

2035 

Примечание: График выведения из эксплуатации существующих мощностей основан на предположении, что все 

ныне имеющиеся станции получают разрешение на продление срока работы на 15 лет в дополнение к своему 

изначальному 30-летнему сроку. 

4% 


«Росэнергоатом» (входящая в состав «Росатома» и являющаяся второй в мире 

компанией по производственным мощностям в атомной энергетике после EdF) 28 . 

За последнее десятилетие были введены в эксплуатацию три реактора: «Ростов-1» 

(также известный как «Волгодонск-1») в 2001 году, «Калинин-3» в 2004 году и «Ростов-2» 

в 2010 году. Еще два реактора были запущены в 1990-х годах. Все остальные реакторы 

(27 из 32) были введены в эксплуатацию в 1970-х и 1980-х годах с первоначальным 

сроком работы 30 лет. «Росатом» уже дал разрешение или рассматривает вариант 

выдачи разрешения на продление срока эксплуатации этих реакторов в среднем еще 

на пятнадцать лет. 

Объем производства российских АЭС увеличивается со 130 ТВт·ч в 2000 году до 

164 ТВт·ч в 2009 году, главным образом за счет увеличения коэффициента нагрузки 

почти до 80% в 2009 году. Предполагается, что производство электроэнергии на 

АЭС в 2035 году достигнет 270 ТВт·ч. Учитывая, что практически все существующие 

станции запланированы к выведению из эксплуатации к концу прогнозируемого 

периода, ожидается значительное ускорение ввода в эксплуатацию новых 

реакторов. Предполагается, что из дополнительных мощностей производство 

12 ГВт будет обеспечено путем завершения станций, строительство которых было 

ранее остановлено, а остальное будет обеспечено новыми реакторами, как на 

существующих объектах, так и на двенадцати новых АЭС по всей России 29 . 

Стремительное развитие российского потенциала производства электроэнергии 

на АЭС будет очень капиталоемким, при этом затраты могут увеличиться еще 

больше, если авария на Фукусиме приведет к введению дополнительных 

требований к безопасности. Наша оценка общего объема затрат на увеличение 

ядерного потенциала, предусмотренного в Сценарии новых стратегий, составляет 

115 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года) – в среднем 4,6 млрд долл. США/ 

год. Это в целом соответствует опубликованным компанией «Росатом» данным за 

2010 год в рамках общей инвестиционной программы стоимостью 163 млрд рублей 

(5,2 млрд долл. США), из которых примерно три четверти были выделены на 

возведение новых станций. По состоянию на 2010 год «Росатомом» велось 

строительство десяти новых реакторов на шести объектах, а также плавучей АЭС для 

отдаленных регионов Арктики 30 . 

28. Четырнадцать из действующих реакторов используют технологию ВВЭР (водо-водяного энергетического 

реактора – советская технология, подобная технологии, применяемой в странах ОЭСР), пятнадцать используют 

технологию канального реактора большой мощности (советского образца с графитовым замедлителем, которая 

применялась в Чернобыле и сейчас считается устаревшей), а также есть один реактор на быстрых нейтронах. 

Стандартным энергоблоком для новых построенных реакторов является обновленный вариант ВВЭР, обеспечивающий 

1 200 МВтэ. 

29. Не все новые мощности будут ориентированы на российский рынок. Один из двух проектируемых энергоблоков 

производительностью 1200 МВтэ с технологией ВВЭР, в Калининградской области России, недалеко от 

границы с Литвой, который предварительно планируется ввести в эксплуатацию в 2016 году, нацелен на продажу 

более половины своей выработанной электроэнергии Германии, Польше и странам Прибалтики. 

30. Первая плавучая АЭС «Академик Ломоносов», оборудованная двумя реакторами по 35 МВт, была введена 

в эксплуатацию в 2010 году. Согласно планам, она начнет подавать электроэнергию на прибрежную буровую 

площадку в Арктике с 2012 года. Небольшие кассетные реакторы являются новой технологией, которая вызывает 

существенный интерес; однако к этому типу небольших АЭС есть ряд вопросов, экономических и связанных с 

политическими рисками. 


Наряду со стабильно высокими уровнями государственного финансирования, 

программа развития атомной энергетики потребует своевременной и достаточной 

заинтересованности со стороны российской промышленности, например для 

строительства огромных корпусов для реакторов. Она также потребует привлечения 

большого количества специалистов-ядерщиков высокого уровня. Как и в других 

странах, это не простая задача, учитывая, что в 1990-х годах в атомной промышленности 

работало мало молодых инженеров-специалистов. Имеющиеся промышленные 

и человеческие ресурсы должны быть достаточными не только для национальной 

ядерной программы, но также для растущего количества международных проектов. 

«Атомстройэкспорт», также входящий в «Росатом», становится все более активным 

конкурентом иностранным компаниям. Россия имеет проекты ядерной энергетики 

на стадии планирования или разработки в пятнадцати странах мира, причем самые 

перспективные проекты находятся в Китае (где строительство двух реакторов было 

завершено в 2006-2007 гг. на Тайване), Индии, Турции, Беларуси, Вьетнаме, Армении 

и Украине. Все эти факторы заставляют нас быть осторожными в оценке перспектив 

очень быстрого роста ядерного потенциала России на внутреннем рынке. 

Россия обладает значительными запасами урана, достаточными для поддержания 

ее амбиций в сфере ядерной энергетики. Эти запасы оцениваются на уровне 

648 тыс. тонн (килотонн), из которых 100 килотонн являются разведанными запасами, 

что составляет примерно 4% общих мировых запасов (BGR, 2010) 31 . Разведанные 

ресурсы согласно российской классификации «ABC1» составляют 284 килотонны. 

Большинство этих запасов сосредоточены в Республике Саха на Дальнем Востоке 

России и вдоль границы с Монголией, в частности в Забайкалье. В 2009 году Россия 

добыла 3,6 килотонн, или 7% мирового объема добычи. В отличие от ископаемых 

видов топлива, рудниковая добыча урана меньше, чем его потребление, так как на 

коммерческие и военные запасы приходится около одной четверти мировых поставок. 

Но рост спроса на уран для ядерной энергетики, как в России, так и за рубежом, 

предположительно ужесточит мировой баланс. 

В настоящее время основные источники российских поставок находятся в 

Забайкальском крае, но Россия планирует увеличить добычу урана за счет 

использования запасов из более отдаленных месторождений в Республике 

Саха. Основным проектом в этой сфере является крупномасштабная разработка 

месторождения Элькон, где предполагается начать добычу в 2015 году и достичь 

показателя 5 килотонн к середине 2020-х годов, что превышает весь нынешний 

объем добычи России. Основными трудностями, как и для остальных залежей, 

является расстояние от существующих объектов инфраструктуры и суровый климат. 

Несколько иностранных компаний из Европы, Японии, Индии и Китая участвуют или 

заинтересованы в участии в совместных проектах по добыче урановых руд в России 

в партнерстве с государственным предприятием «Атомредметзолото» (АРМЗ). АРМЗ 

также расширяет свою деятельность за пределами России, получив контрольный пакет 

акций канадской компании Uranium One (которая является оператором нескольких 

8 

31. В отличие от других энергетических ресурсов, запасы и ресурсы урана классифицируются согласно себестоимости 

добычи; данные запасов согласно BGR меньше 80 долл. США/кг. 


проектов в Казахстане). Россия обладает большими возможностями в области 

конверсии, обогащения и производства ядерного топлива, чтобы обеспечивать 

топливом и обслуживать не только российские станции, но и иностранных операторов 

АЭС. Россия также создала Международный центр по обогащению урана в Ангарске 

(Сибирь), который является многосторонней инициативой, нацеленной на обеспечение 

гарантированных поставок урановой продукции в страны – участницы инициативы 

(помимо России, в данной инициативе на сегодняшний день участвуют Армения, 

Казахстан и Украина) в качестве альтернативы разработкам своих собственных 

обогатительных мощностей 32 . 

Гидроэнергетика и прочие ВИЭ 

Работа сектора гидроэнергетики в России хорошо налажена, так как он развивался 

в основном еще в советские времена. Однако Россия далеко не исчерпала свой 

гидроэнергетический потенциал и не использовала даже часть возможностей 

производства энергии из негидроэнергетических возобновляемых источников. 

Нынешняя доля возобновляемой энергии в российском энергетическом балансе 

остановилась на уровне 48 ГВт установленной мощности ГЭС, что составляет 18% от 

общего объема произведенной электроэнергии в 2009 году (Рис. 8.18). Кроме того, 

существенный вклад среди возобновляемых источников энергии вносит биомасса, в 

частности топливная древесина, используемая для отопления в сельской местности. 

Современные технологии ВИЭ применяются крайне мало. 

Рис. 8.18•Доля возобновляемых источников энергии в российских 

общих поставках первичных энергоресурсов, выработке 

тепло- и электроэнергии, 2009 г. 

20% 

15% 


Биомасса и отходы 

Гидроресурсы 

10% 

5% 

0% 

Общий спрос 

на первичную энергию 




тепла 

32. Инициатива также включает идею создания «топливного банка» согласно договору с Международным агентством 

по атомной энергии, который обеспечит запас урана, доступного странам, столкнувшимся с проблемой 

нарушения энергоснабжения, не связанного с техническими или коммерческими причинами. 


Гидроэнергетика 

Российская гидроэнергетика, также как и атомная промышленность, выходит из 

стадии существенного упадка в 1990-х годах, когда строительство большого количества 

новых станций было приостановлено ввиду недостаточного финансирования. 

Как и в отношении атомного сектора, имеются обширные планы по развитию 

гидроэнергетического сектора в последующие десятилетия, но определенности в 

темпах их реализации нет. В 2009 году имел место сильный упадок, когда авария 

в Сибири на Саяно-Шушенской ГЭС производительностью 6400 мегаватт (МВт) 

полностью вывела из строя три из десяти турбин на крупнейшей гидроэлектростанции 

России и нанесла ущерб остальным турбинам. 

В 2009 году общий объем производства российских ГЭС и гидроаккумулирующих 

электростанций (ГАЭС) был немного ниже пиковой отметки периода после 1990-х 

годов, которая была достигнута в 2007 году и составила 177 тераватт-часов (ТВт·ч). 

Крупнейшей гидроэнергетической компанией в России является компания 

«РусГидро», основная доля которой принадлежит государству. Другие мощности 

принадлежат региональным энергетическим компаниям, а некоторые также связаны 

с энергоемкими промышленными объектами и промышленными группами. Объем 

производства на Красноярской ГЭС (6 ГВт), например, практически полностью 

потребляется большим Красноярским алюминиевым заводом. 

Мы прогнозируем, что общий объем производства электроэнергии на ГЭС будет 

медленно расти в начале прогнозируемого периода, а после 2020 года темп 

роста усилится, и в 2035 году достигнет отметки 218 ТВт·ч. Доля гидроэнергетики 

в общей структуре электроэнергии сокращается с 18% в 2009 году, но остается 

на уровне примерно 15% после 2020 года. Общая производительность растет 

с нынешнего показателя 48 ГВт до 51 ГВт в 2020 году, а в 2035 году до 61 ГВт. 

Дополнительная мощность в начале прогнозируемого периода обеспечивается 

главным образом завершением неоконченных проектов, многие из которых находятся 

в Северо-Кавказском регионе. Со временем предполагается рост в европейской части 

России (преимущественно в виде аккумулирующих бассейнов), но в основном рост 

производительности ожидается в Сибири и, в меньшей степени, на Дальнем Востоке. 

Проблема инвестирования в гидроэнергетический сектор России не связана с 

нехваткой ресурсов: в целом Россия использует 20% своего гидроэнергетического 

потенциала, пригодного для коммерческого использования 33 . Наибольшим 

препятствием, как и для угольного сектора (о чем говорилось ранее), является 

удаленность от рынков сбыта. Большая часть имеющегося гидроэнергетического 

потенциала сосредоточена в Сибири, вдали от основных центров потребления 

электроэнергии. Предполагается, что использование гидроэнергетического 

потенциала России останется ограниченным лимитированной мощностью передачи 

электроэнергии через всю страну, хотя инвестиции в электрические сети немного 

уменьшают эти ограничения под конец прогнозируемого периода. Альтернативным 

8 

33. Этот показатель для России составляет 852 ТВт·ч в год (WEC, 2010) и определяется как объем полной теоретической 

мощности, которая может быть использована в пределах нынешней технологии при существующих и 

прогнозируемых местных экономических обстоятельствах. 


решением проблемы ограниченного местного спроса могло бы быть расширение 

международной торговли электроэнергией с Китаем. Двусторонние заявления и 

коммерческие интересы еще предстоит трансформировать в конкретные инициативы, 

основным препятствием на пути к которым является нехватка мощности для передачи 

электроэнергии на большие расстояния. 

В этом секторе также есть серьезная проблема, заключающаяся в устаревании 

оборудования и объектов инфраструктуры: из 510 функционирующих ГЭС по 

всей стране 72% имеют возраст более тридцати лет, а возраст 38% из них уже 

превышает 50 лет. Поэтому часть будущих инвестиций должна идти на обновление 

существующих объектов, а компания «РусГидро» должна в краткосрочной 

перспективе реконструировать Саяно-Шушенскую ГЭС. Окончание ремонтных работ 

на этой станции запланировано к 2014 году, а оценочная стоимость составляет 

33 млрд рублей (1,2 млрд долл. США). 


За исключением хорошо развитой гидроэнергетики, современные ВИЭ на 

сегодняшний день занимают незначительную нишу в российской энергетической 

структуре, значительно меньше имеющегося у этого сектора потенциала. В Сценарии 

новых стратегий предполагается увеличение роли негидроэнергетических ВИЭ 

до 2035 года. Их доля в общих поставках первичных энергоресурсов в 2035 году 

достигает 4% по сравнению с 1% в 2009 году, что является значительным ростом 

в процентном выражении, но все же остается лишь малой толикой в общей 

энергетической структуре России. 

Использование ВИЭ для производства электроэнергии на данный момент 

ограничивается небольшим количеством местных и региональных проектов, ни один 

из которых не был присоединен к объединенной сети. Совокупная мощность малых 

объектов гидроэнергетики (оцененных менее чем в 25 МВт) составляет примерно 

250 МВт. На Дальнем Востоке (на Камчатке) есть геотермальные электростанции, 

обеспечивающие дополнительные 80 МВт мощности, а также примерно 16 МВт 

обеспечиваются пилотными проектами по производству электроэнергии из 

энергии ветра. С 1968 года в Баренцевом море функционирует пилотный проект 

с использованием энергии приливов и отливов производительностью 1,7 МВт. 

Традиционная биомасса (дрова) повсеместно используется для отопления помещений 

в сельской местности и обеспечивает 2% российских поставок тепла 34 , хотя этот 

показатель не достаточно стабилен, а дрова зачастую сжигаются неэффективно. 

Значительное увеличение масштабов внедрения технологий ВИЭ – цель, 

изложенная во многих стратегических документах России 35 . Наиболее 

34. Оценки доли биомассы в российском производстве тепла зачастую выше и составляют примерно 4%; использование 

дров в качестве топлива часто не полностью отображается в национальной статистике. 

35. Увеличение доли ВИЭ в правительственных документах установлено в качестве приоритета, в частности в 

Энергетической стратегии до 2030 года, Концепции долгосрочного социально-экономического развития до 2020 

года, Российской климатической доктрине и Плану действий по ней, а также в Государственной программе по 

энергосбережению до 2020 года. 


важной среди множества задач является достижение к 2020 году доли ВИЭ 

в производстве электроэнергии на уровне 4,5% (за исключением крупной 

гидроэнергетики), с сопутствующими промежуточными показателями: на 2010 год – 

1,5% (показатель уже упущен) и на 2015 год – 2,5%. На основании прогнозов 

спроса на электроэнергию мы оцениваем, что для достижения цели на 2020 год 

потребуется 55 ТВт·ч электроэнергии, произведенной из ВИЭ (исключая крупную 

гидроэнергетику). Это подразумевает создание дополнительных мощностей по 

производству электроэнергии из ВИЭ примерно на уровне 15 ГВт на протяжении 

последующих девяти лет, или 1,6 ГВт/год 36 . Для сравнения, Китай только за 

2009 год увеличил мощность производства электроэнергии из ВИЭ более чем 

на 37 ГВт без посторонней помощи. 

Инвестиции, необходимые для достижения этой цели в 2020 году, оцениваются на 

уровне 26 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года), или 3 млрд долл. США в 

год. На данный момент не существует поддерживающих политических стратегий или 

льгот для привлечения таких капиталовложений в сектор ВИЭ. Сейчас обсуждаются 

различные схемы, но на фоне озабоченности относительно высокими ценами на 

электричество для конечных потребителей правительство, по-видимому, не проявляет 

особого желания привнести более высокие затраты в структуру оптовой торговли, 

дав свое согласие на включение надбавки в тарифы на электроэнергию из ВИЭ. В 

Сценарии новых стратегий мы предполагаем, что некоторые формы механизмов 

поддержки будут введены в России к 2014 году (см. Главу 7). Поскольку схема 

поддержки будет введена только с этого времени, доля электроэнергии из ВИЭ в 

объеме 4,5% не будет достигнута к официально планируемой дате, т.е. к 2020 году 

(Рис. 8.19). В Сценарии 450 мы предполагаем наличие более согласованных действий 

для продвижения низкоуглеродных технологий, что приведет к их более раннему и 

более быстрому внедрению. 

8 

Рис. 8.19•Доля ВИЭ в производстве электроэнергии в России в Сценарии 

новых стратегий (за исключением крупной гидроэнергетики) 

7% 

6% 

5% 

4% 

3% 

2% 

1% 

Цель 4,5% 

Малые ГЭС 

Фотоэлектрическая 

солнечная энергия 

Геотермальная 


Энергия ветра 

Биомасса и отходы 

0% 

2009 2015 2020 2025 

2030 2035 

36. Наши оценки основаны на сочетании технологий, применяющих ВИЭ, которые предположительно будут использоваться 

в России, когда объем производства электроэнергии из ВИЭ достигнет 55 ТВт·ч в год (в 2028 году). 


В России существуют возможности производства электроэнергии из ВИЭ, 

которые в меньшей степени зависят от государственной поддержки. Главной из 

них является снабжение электроэнергией изолированных населенных пунктов. 

Огромная часть Сибири и Дальнего Востока очень слабо заселена и не подключена 

к объединенной сети 37 . Электроэнергия зачастую производится небольшими 

дизельными генераторами, а поставка топлива в такие населенные пункты 

требует больших затрат, так как в некоторых случаях его необходимо доставлять 

вертолетом. Мелкомасштабные технологии производства электроэнергии из ВИЭ, 

наряду с поддержкой электроснабжения существующими генераторами, могут быть 

конкурентным предложением для таких регионов, и не обязательно потребуют 

финансового стимулирования. При улучшенном финансировании на коммерческих 

условиях, более полной информации и устранении административных и прочих 

барьеров, использование несетевой электроэнергии из ВИЭ, главным образом энергии 

ветра, геотермальной энергии и биомассы, могло бы значительно увеличиться. 

Внедрение технологий производства электроэнергии из ВИЭ в России может 

изначально сдерживаться ограниченными возможностями промышленности 

поставлять компоненты или продукцию (за исключением малых ГЭС и, в некоторой 

степени, геотермической энергии). Правительство принимает меры по решению 

этого вопроса, но понадобится время, чтобы развить внутреннюю производственную 

базу в секторе ВИЭ (в то же время лишь небольшое количество влиятельных 

национальных компаний (за исключением «РусГидро») требуют внедрения более 

сильных политических стратегий). Тем не менее, благодаря прогрессирующему 

ослаблению этого ограничения и введению схем поддержки для рынка оптовой 

продажи электроэнергии, мы прогнозируем более стремительный рост ряда 

технологий производства электроэнергии из ВИЭ. Возможности применения малых 

ГЭС сосредоточены в основном на Северном Кавказе и в некоторых районах Сибири. 

Геотермальный потенциал сконцентрирован на Дальнем Востоке и на Северном 

Кавказе. Хотя основная часть потенциала производства электроэнергии из энергии 

ветра локализована вдоль побережья северных морей и тихоокеанского побережья, 

где плотность населения очень низкая, на юге европейской части России также 

имеется потенциал для увеличения производства электроэнергии из энергии ветра 

(IEA, 2003, и Попел и др., 2010). 

Россия также имеет громадные возможности использования отходов лесного 

хозяйства и прочей биомассы для производства электроэнергии и тепла. В России уже 

есть примеры котельных, которые перешли на использование биомассы (древесных 

топливных гранул), однако лишь 1 600 из 66 000 ТЭС в жилых районах России работают 

на ВИЭ (Министерство природных ресурсов и экологии РФ, 2010). Районы с самыми 

богатыми источниками такого сырья находятся на северо-востоке и в Сибири. На 

северо-востоке России оцененные годовые ресурсы отходов лесной промышленности 

насчитывают более 30 млн м 3 на основании фактического производства 

37. Эти проекты исключены из оптовой торговли (и вся электроэнергия продается по регулированным ценам); 

схема поддержки, разработанная для оптового рынка (обсуждаемая в данный момент), ни при каких обстоятельствах 

не будет влиять на проекты производства электроэнергии из ВИЭ в обособленных районах. 


деревообрабатывающей промышленности (Gerasimov, Y. and T. Karjalainen, <strong>2011</strong>). 

Это эквивалентно более 5 млн т у.э., или 60 ТВт·ч электроэнергии, из которых 

используется лишь незначительная часть. В соседней Финляндии применение твердой 

биомассы в объеме 7 млн т у.э. обеспечивает практически 20% поставок первичной 

энергии. На северо-востоке России доля всех ВИЭ насчитывает около 2%. 

Увеличение использования биомассы возможно за счет совместного сжигания. 

Кроме того, конверсия существующих котельных и ТЭЦ, работающих на биомассе, 

могла бы помочь России достичь цели использования ВИЭ на уровне 4,5%. Во многих 

восточных регионах страны более широкое применение биомассы для отопления и 

комбинированное производство тепла и электроэнергии могло бы быть эффективной 

альтернативой программе газификации, которая на данный момент находится в 

стадии планирования. В восточных регионах также есть большой потенциал для 

разработки проектов по использованию ВИЭ, главным образом с целью экспорта 

электроэнергии в Европейский Союз. В дополнение к возможным экспортным 

поставкам самой биомассы, любая электроэнергия, произведенная из ВИЭ для 

экспорта в Европейский Союз, помогла бы достичь целей странам – членам ЕС 38 . 

8 

38. Директива ЕС 2009/28 о продвижении ВИЭ нацелена на стимулирование совместных энергетических проектов 

между членами ЕС и странами, не входящими в Союз; электроэнергия, импортированная из новых проектов 

по использованию ВИЭ для производства электроэнергии, запущенных в соседних странах, может помочь достижению 

цели применения электроэнергии из ВИЭ страны – участницы ЕС. В большинстве случаев для этого может 

потребоваться увеличение мощностей линий электропередачи для межсистемной связи между ЕС и Россией. 


ГЛАВА 9 

РАЗВИТИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СЕКТОРА РОССИИ 

Национальное и глобальное значение 


• Хотя энергопотребление в России постепенно становится более эффективным, а 

зависимость национальной экономики от нефти и газа уменьшается, темпы этих 

изменений скромнее, чем устремления России. Доля нефтегазового сектора 

в ВВП России уменьшается с оценочных 24% в <strong>2011</strong> году до 15% в 2035 году. 

Более быстрое внедрение мер по повышению энергоэффективности могло бы 

ускорить модернизацию российской экономики и таким образом уменьшить 

риск излишней зависимости от нефтегазового сектора на более раннем этапе. 

• России понадобятся инвестиции в сумме свыше 2,5 трлн долл. США (по курсу 

доллара 2010 года), чтобы обеспечить требуемый уровень энергоснабжения по 

Сценарию новых стратегий. При этом львиная доля инвестиций будет отдана 

сектору газа (43%), за ним следует сектор нефти (31%) и сектор электроэнергетики 

(25%); среднегодовой показатель потребности в финансировании превышает 

100 млрд долл. США, т.е. 7% нынешнего уровня ВВП России (РОК). 

• Китай становится основным источником дохода России от экспорта ископаемого 

топлива, его доля увеличивается с 2% до 20% на протяжении прогнозируемого 

периода, в то время как доля Европейского Союза снижается с 61% до менее 

50%. Совокупный доход от экспорта ископаемого топлива увеличивается с 

255 млрд долл. США в 2010 году до 420 млрд долл. США в 2035 году (по курсу 

доллара 2010 года). По мере роста внутренних цен на газ усиливается значение 

национального рынка газа. 

• Добывая 9,7 млн барр./день в 2035 году, Россия остается самой крупной 

нефтедобывающей страной, не входящей в состав ОПЕК. Она также займет 

второе место в мире по объемам нефтедобычи, что отображает ее важную 

роль на нефтяных рынках, даже несмотря на незначительное снижение 

объемов экспорта российской нефти на протяжении прогнозируемого периода. 

Новые трубопроводы в западном и восточном направлении создают более 

разветвленную и гибкую систему экспортирования нефти, а также способствуют 

укреплению роли России как страны – транзитера каспийской нефти. 

• К концу прогнозируемого периода Россия поставляет более 30% природного 

газа, импортируемого Европейским Союзом (свыше 170 млрд м 3 ) и Китаем 

(75 млрд м 3 ). Таким образом, она играет ключевую роль в обеспечении 

надежного газоснабжения в Евразии и в мире. Маршруты поставок газа из 

Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 115

России в Китай начинают превращаться в одну из главных артерий мировой 

торговли газом, хотя и не достигают такого объема, как западное направление 

поставок в Европу. 

• Россия выигрывает от большего разнообразия экспортных рынков газа, которое 

создает определенный градус конкуренции между Европой и Азией за долю 

в российских поставках. Однако меняющаяся динамика мировых рынков 

газа и давление на традиционные модели ценообразования бросают вызов 

конкурентоспособности России, в то время как страна начинает разрабатывать 

более дорогостоящие месторождения и стремится расширить свои позиции на 

рынке сжиженного природного газа. 

116 World Energy Outlook <strong>2011</strong> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY

Энергетика и развитие национальной экономики 

Характер энергопотребления в России меняется. Значительная часть объектов 

российской промышленной и социальной инфраструктуры (заводы, электростанции, 

здания и сети) требуют реконструкции или замены на протяжении последующих 

десятилетий, поскольку сроки их эксплуатации в большинстве случаев уже истекают. 

Учитывая низкую эффективность объектов нынешнего фонда, по сравнению с 

усредненными показателями доступных на рынке технологий, все три сценария, 

рассматриваемые в <strong>WEO</strong> (как и практически любой возможный сценарий 

развития экономики России), предусматривают повышение общей эффективности 

энергопотребления. Скорость и масштаб такого улучшения будут зависеть от выбора 

Россией политической стратегии. Движущей силой в этом направлении будут 

устремления России по созданию более эффективной, динамичной и универсальной 

экономики, в меньшей степени зависящей от нефтегазового сектора (Вставка 9.1). 

Вставка 9.1•Нефть и газ в российской экономике 

Часто отмечается, что Россия чрезмерно зависит от нефти и газа, но, как не 

удивительно, точно определить долю этих секторов в российской экономике 

достаточно сложно. Есть несколько полезных косвенных показателей, 

например доля экспорта нефти и газа в общем доходе России, насчитывающая 

примерно две трети (Рис. 9.1), и доля дохода от нефти и газа в наполнении 

федерального бюджета, составляющая практически его половину1. Однако в 

валовом внутреннем продукте (ВВП) России указаны другие показатели размера 

нефтегазового сектора. 

По данным Федеральной службы государственной статистики (Росстат) за 

2004–2009 гг., добыча нефти и газа в совокупности с сопутствующими услугами 

занимает относительно малую долю в национальном продукте, всего лишь 

примерно 6–8%. Статистика ООН также показывает, что весь сектор добычи, 

включая нефть и газ, насчитывает 9% в российском ВВП. Для сравнения, 

аналогичный показатель в Норвегии составляет 29%, а в Саудовской Аравии – 

свыше 50%. 

Различные исследования по вопросу, почему показатели России ниже, чем 

у других стран – экспортеров нефти и газа (World Bank, 2005, и Kuboniwa 

et al., 2005), указали на то, что часть деятельности в сфере нефти и газа 

осуществляется торговыми компаниями, которые, хотя и сотрудничают с 

добывающими предприятиями, но ведут свою деятельность отдельно. Такие 

компании зачастую продают нефть и газ на внутреннем и международном 

рынках. В статистике это приводит к тому, что прибыль и добавленная 

стоимость переходят от нефтегазового (добывающего) сектора к торговому 

(сектору услуг). 

9 

1. Доля 43% нефтегазового сектора в наполнении бюджета в 2010 году (3,6 триллионов рублей из 8,3 триллионов) 

включает налог на добычу природных ископаемых, НДС и акцизный сбор, а также экспортные пошлины. 


Министерство экономического развития России определило долю нефти и газа 

в 2007 г. на уровне 18,7% ВВП (Правительство РФ, 2008), а в публикации Гурвича 

(2010), также содержащей анализ данных, получены более высокие показатели. 

Для данного <strong>WEO</strong> нами была подсчитана добавленная стоимость в нефтегазовом 

секторе на основании дохода, полученного от продажи нефти и газа на 

внутреннем и внешнем рынках, за вычетом соответствующих производственных, 

транспортных и промежуточных затрат. По нашим оценкам, доля секторов нефти 

(за исключением нефтепереработки) и газа составила 18% ВВП в 2007 году, 

24% – в 2008 году, и 21% – в 2010 году после резкого падения в 2009. 

Повышение энергоэффективности играет решающую роль в модернизации 

российской экономики (OECD, <strong>2011</strong>): более эффективное производство и потребление 

энергоресурсов будет сопровождаться и поддерживаться более масштабными 

технологическими изменениями и новаторством, в то время как российская экономика 

подстроится под спрос на более энергоэффективное оборудование и сопутствующие 

энергетические услуги. Промышленные предприятия, выпускающие ходовые 

товары, особенно ищущие выход на экспортные рынки, выиграют от более низких 

производственных затрат и большей конкурентоспособности. Энергосбережение в 

жилом секторе и промышленности поможет освободить ресурсы для их дальнейшего 

вложения в производство. Энергоэффективность также сокращает необходимость 

инвестирования средств в энергоснабжение на территории страны (или, наоборот, 

освобождает дополнительные ресурсы для экспорта), а также ослабляет вредное 

воздействие на окружающую среду. 

Выгоды от энергоэффективности, прогнозируемые в Сценарии новых стратегий, 

относительно небольшие по сравнению с потенциалом России, но некоторые из них, 

тем не менее, очевидны и вполне измеримы в результате анализа, представленного в 

Главе 7 2 . Так, суммарные затраты на энергообеспечение на 230 млрд долл. США меньше 

(по курсу доллара 2010 года), чем в Сценарии нынешних стратегий (см. Вставку 7.2); 

потребность в инвестициях в разведку и добычу нефти, газа и угля сокращена до 

общего показателя 130 млрд долл. США; выбросы парниковых газов и основных 

загрязнителей воздуха значительно снижены. 

Улучшая среднесрочные перспективы экономического развития России, ресурсы и 

доход, освобожденные за счет повышения эффективности, также помогают справиться 

с еще одной слабой стороной России – чрезмерной зависимостью национальной 

экономики от нефти и газа (Вставка 9.1), о которой свидетельствует большая доля 

ископаемого топлива в стоимости экспорта (Рис. 9.1). Как продемонстрировал 

2. Общее потребление первичных энергоресурсов в 2035 году в Сценарии новых стратегий составляет 830 миллионов 

тонн нефтяного эквивалента (млн т н.э.), для сравнения этот же показатель в Сценарии нынешних стратегий 

составляет более 900 млн т н.э. Однако по Сценарию новых стратегий Россия реализует относительно небольшую 

часть своего потенциала повышения энергоэффективности. В рамках анализа, представленного в Главе 7, предполагается, 

что потенциальная экономия за счет повышения энергоэффективности, по отношению к аналогичным 

странам ОЭСР, составляет 30% энергопотребления России в 2008 году и остается на уровне 18% в 2035 году. 


Рис. 9.1•Структура российского экспорта по стоимости, 2009 г. 

Промышленные товары 

6% 

Химическая продукция 

6% 

Прочее 

9% 

Металлы 

11% 

303 млрд долл. США 

Ископаемое 

топливо 

67% 

Сырая нефть 

33% 

Нефтепродукты 

17% 


14% 

Уголь 3% 

Примечание: 2009 год был аномальным в плане объема экспорта, но общая доля ископаемого топлива в 

структуре стоимости российского экспорта оказалась практически неизменной – 66% в 2007 г. и 69% в 2008 г. 

Источники: Министерство природных ресурсов и экологии России; Центробанк России. 

2009 год, основным риском столь высокой зависимости от энергетического сектора 

является привязка экономического и бюджетного благосостояния России к колебаниям 

международных цен на товары. Россия вошла в число стран наиболее пострадавших 

от мирового финансово-экономического кризиса, в значительной степени вследствие 

резкого снижения цен на нефть и существенного сокращения мирового спроса 

на энергоносители. По нашим оценкам, общий доход России от экспорта нефти и 

газа снизился в 2009 году на 40% по сравнению с рекордными уровнями 2008 года. 

Непосредственный эффект от скачка цен на нефть усложнился аналогичным падением 

цен на другие важные экспортируемые товары, такие как цветные металлы, а также 

резким изменением потоков капитала, так как инвесторы ушли от товарных операций 

и инвестиций, связанных с высоким риском, включая активы развивающихся рынков. 

В результате, в 2009 году Россия перенесла наиболее существенный спад ВВП среди 

промышленно развитых стран (8%), а дефицит бюджета в 2009 году, возникший после 

ежегодного прироста, начиная с 2000 года, составил 6,3% ВВП. Высокая зависимость 

от нефтегазового сектора также расставила потенциальные ловушки для России, 

упоминаемые в литературе как «ресурсные проклятия», т.е. риск того, что богатство 

природных ресурсов может в действительности препятствовать более широкому 

экономическому росту и развитию человеческого потенциала в долгосрочной 

перспективе 3 . 

9 

Основываясь на наших допущениях относительно ВВП и прогнозах добычи нефти и газа 

и экспорта, мы предполагаем, что доля нефти и газа в ВВП России будет постепенно 

снижаться с текущих 24% до 20% в 2020 году и до 15% в 2035 году по Сценарию 

новых стратегий (Рис. 9.2). Относительные доли нефти и газа сходятся в одной точке 

на протяжении прогнозируемого периода: доля газового сектора возрастает с 5% 

3. Большой доход от экспорта ресурсов может укрепить обменный курс и ослабить производство в других секторах 

экономики, хотя этот риск в России частично смягчен за счет деятельности двух фондов (Резервного фонда и 

Фонда национального благосостояния), которыми управляет Министерство финансов. Эти фонды аккумулируют 

доходы от пошлин на экспорт нефти и газа, когда доходы от продажи нефти превышают определенный порог. 


Рис. 9.2•Оценочная доля нефти и газа в ВВП России в Сценарии новых стратегий 


600 

500 

400 

300 

40% 

30% 

20% 

Добавленная стоимость 

от газовой отрасли 

Добавленная стоимость 

от нефтяной отрасли 

Доля добавленной 

стоимости нефти и газа 

в ВВП (правая ось) 

200 

100 

10% 

0 

0% 

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 

в 2010 году до 7% в середине 2020-х, а затем сокращается до 6% к 2035 году, в то 

время как доля нефти постепенно снижается с пиковой отметки 19% в <strong>2011</strong> году до 

9% к 2035 году. Темп изменений, прогнозируемых в данном <strong>WEO</strong>, значительно ниже 

темпа, намеченного Россией, в основном из-за различных допущений по росту ВВП: 

Концепция социально-экономического развития до 2020 года (Правительство РФ, 2008) 

предполагает сокращение доли нефтегазового сектора до 12,7% уже к 2020 году. 

Наши допущения по росту российского ВВП вместе с прогнозируемым постепенным 

ослаблением роли нефти и газа в экономике и постепенным прогрессом в повышении 

энергоэффективности, рассматриваемым в Главе 7, указывают на некоторые 

сохраняющиеся риски экономического развития России. В частности, траектория 

развития, намечаемая этим сценарием, предполагает, что Россия может оставаться 

относительно восприимчивой к внешним потрясениям, как уже наблюдалось в 

2009 году, и любое падение международных цен на товары будет существенно влиять 

на экономическую деятельность. 

Более резкая траектория роста ВВП, намеченная политиками в рамках пересмотренной 

стратегии социально-экономического развития до 2020 года, вернет прогнозы ВВП на 

уровень, использованный для обоснования Энергетической стратегии до 2030 года 

(Фокус). Для энергетического сектора мы предполагаем, что высокий рост ВВП в 

среднесрочной перспективе потребует активизации усилий по внедрению стратегий 

энергоэффективности и повышению производительности российских основных 

фондов, а также внедрению рыночных структур, необходимых для обеспечения 

эффективного инвестирования, эксплуатации и конечного потребления 4 . 

4. Взятая здесь за основу связь между повышением энергоэффективности и высоким ростом ВВП означает разницу 

в акцентах по сравнению с Энергетической стратегией России до 2030 года. Сценарий «энергоэффективности» 

в Стратегии, где больше усилий направлено на сокращение выбросов парниковых газов, предполагает более 

низкий темп роста ВВП по сравнению с базовым уровнем (по годичному росту в период до 2030 года). В то время, 

как мы признаем, что модернизация энергетики и энергопотребления на мировом уровне, как этого требует 

Сценарий 450, могла бы сократить мировой ВВП на эквивалент годичного прироста к 2035 году, есть сильные контраргументы, 

в частности значительные возможные затраты на ВВП из-за меняющегося климата. В связи с этим 

предполагается, что в основных сценариях, анализируемых в данном <strong>WEO</strong>, ВВП не будет изменяться. Для России 

риск снижения ВВП, вероятно, будет самым высоким по сценарию обычного хода деятельности. 



Как повлияет более интенсивный рост ВВП 

на энергетический сектор 

Существующие в России стратегические документы для энергетического 

сектора, включая Энергетическую стратегию до 2030 года, основаны на 

ряде более оптимистических предположений относительно ВВП, чем те, 

что рассматриваются в данном <strong>WEO</strong>. Разница между ними становится 

особенно очевидной в период после 2015 года, когда предполагаемый рост 

оказывается на уровне 5-6% (как в «благоприятном» сценарии, разработанном 

Министерством экономического развития), а после 2025 года идет на спад. 

Эти цифры сопоставимы со средними темпами роста в сценариях <strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong>, 

которые составляют 3-4% на протяжении того же периода. 

Для более предметного сравнения мы смоделировали сценарий «высокого 

ВВП», используя благоприятный сценарий Министерства экономического 

развития 5 . Мы не меняли большинства допущений Сценария новых стратегий, 

но предположили более высокий темп повышения энергоэффективности, 

что соответствует логическому заключению о том, что движение России 

к устойчивой траектории более интенсивного роста ВВП потребует более 

масштабной модернизации российской экономики, а энергоэффективность в 

свою очередь станет неотъемлемым компонентом такой стратегии. Основные 

результаты включают: 

• Общее потребление первичных энергоресурсов превысит 1090 млн т н.э. 

к 2035 году, увеличиваясь в среднем на 2% в год на протяжении периода 

2009–2035 гг., по сравнению с 1% в Сценарии новых стратегий. Потребление 

электроэнергии достигнет 1870 ТВт·ч в 2035 году, что на 75% превышает 

текущий уровень. 

• В 2023 году Россия достигнет своей цели снижения энергоемкости на 40% 

относительно основных показателей 2007 года, что значительно быстрее, 

чем по Сценарию новых стратегий (предполагающем достижение такой 

цели в 2028 году). Это подчеркивает тот факт, что если Россия должна 

приблизиться к 40% снижению к 2020 году, то ей придется объединить 

более интенсивный рост ВВП с целенаправленными усилиями на внедрение 

стратегий энергоэффективности. 

• При достижении целей по сокращению энергоемкости ранее запланированного 

срока, России будет труднее выполнить задачи по сокращению выбросов 

парниковых газов, так как более высокий рост ВВП увеличивает общее 

энергопотребление и повышает выбросы. Выбросы CO 2 в 2020 году будут 

насчитывать примерно 1 920 миллионов тонн (млн т), всего лишь на 12% ниже 

уровня 1990 года, по сравнению с сокращением на 23%, предполагаемом в 

Сценарии новых стратегий. 

9 

5. В этом анализе с высоким ВВП средний темп ежегодного роста внутреннего валового продукта за период 2009- 

2035 гг. был установлен на уровне 5,3%, по сравнению с 3,6% в остальных сценариях. 


Инвестиции 

Хотя одной из целей процесса модернизации является диверсификация российской 

экономики и уменьшение ее зависимости от нефти и газа, потребность в инновациях 

и эффективности применима к этим сферам энергетического сектора так же, как 

и к энергетике и экономике в целом. С учетом высоких инвестиционных нужд на 

протяжении прогнозируемого периода, секторы нефти, газа и электроэнергетики 

могут сыграть важную или даже ведущую роль в технологической модернизации 

экономики России. Стране потребуется в общей сложности свыше 2,5 трлн долл. США 

валовых (или суммарных) инвестиций (все цифры по курсу доллара 2010 года), чтобы 

обеспечить требуемые поставки энергоресурсов по Сценарию новых стратегий в 

период с <strong>2011</strong> по 2035 год (Рис. 9.3). 

Рис. 9.3•Потребность в валовых (или суммарных) инвестициях в обеспечение 

поставок нефти, газа и электроэнергии по Сценарию новых стратегий, 

<strong>2011</strong>-2035 гг. 


1 200 

1 000 

800 

600 

400 

200 

0 

Уголь Нефть Газ Электроэнергетика 

На газовый сектор выпадает наибольшая доля, требующая свыше 1 трлн долл. США, 

из которых 730 млрд долл. США будут вложены в разведочные работы и добычу 

(включая поставку газа к существующим объектам транспортной инфраструктуры), 

250 млрд долл. США – в ремонт транспортных и распределительных сетей, а еще 

80 млрд долл. США – в инфраструктуру для производства сжиженного природного газа 

(СПГ). Потребность в инвестициях нефтяного сектора составляет 790 млрд долл. США, 

основная часть которых приходится на разведку и добычу. Сектору электроэнергетики 

потребуется 615 млрд долл. США, 60% из которых нужны для производства 

электроэнергии, а 40% – для передачи и распределения. Потребность угольного сектора 

в инвестициях относительно небольшая, но все же достигает 24 млрд долл. США. 

Среднегодовые инвестиции, необходимые для энергетического сектора в целом, 

превышают сумму 100 млрд долл. США, что составляет 7% нынешнего ВВП России по 

рыночному обменному курсу (РОК). 

В краткосрочной перспективе финансово-экономический кризис дал России небольшую 

передышку в плане инвестиций для энергетического сектора за счет снижения спроса 

на энергоносители как на внутреннем, так и на основных экспортных рынках. Тем не 


менее, нынешний уровень инвестиций не так сильно отличается от среднего уровня 

инвестиций, требуемых на протяжении прогнозируемого периода. По нашим оценкам, 

например, в нефтегазовом секторе общие инвестиции в проекты разведки, добычи и 

транспортировки нефти и газа насчитывали около 50 млрд долл. США в 2010 году, в 

то время как среднегодовая потребность этих секторов по Сценарию новых стратегий 

превышала 70 млрд долл. США 6 . Несмотря на это, мобилизовать инвестиции такого 

уровня на протяжении прогнозируемого периода будет сложно. Успех в данном 

деле будет зависеть не только от уровня цен и системы налогообложения, но 

также от того, какую экономическую модель выберет Россия для следующего этапа 

своего развития, а особенно от размеров предполагаемых инвестиций. В частности, 

открытым остается вопрос, должны ли эти инвестиции поступить от ограниченного 

количества компаний, принадлежащих государству или зависящих от него, или от 

многочисленных участников рынка, как государственных, так и частных, которые ведут 

свою деятельность на равной и конкурентной основе. 

Доходы 

Доходы от энергетического сектора остаются важным фактором роста и источником 

национального богатства, особенно на ближайшие годы. Мы предполагаем, что 

годовые доходы от экспортных продаж ископаемого топлива, включая нефть, газ и 

уголь, увеличиваются с 255 млрд долл. США в 2010 году до 420 млрд долл. США в 

2035 году (по курсу доллара 2010 года). Нефть продолжает доминировать в доходах от 

экспорта, хотя ее доля на протяжении прогнозируемого периода по мере уменьшения 

объемов экспорта снижается с 79% до 65%. Доля газа увеличивается с 17% до 33%, а 

доля угля остается относительно небольшой. Наиболее значимым изменением будет 

географический сдвиг источника этого дохода (Рис. 9.4). Если в 2010 году доля Китая в 

9 

Рис. 9.4•Источники дохода от экспортных продаж ископаемого топлива, 

2010 г. и 2035 г. 

2010 

2035 

255 млрд долл. США 420 млрд долл. США 

21% 


17% 

2% 

16% 

61% 

Остальные страны 

Европы 

Китай 

Прочие страны 

(Азия и Северная 

Америка) 

20% 

15% 

12% 

48% 

Примечание: Доход указан в долларах 2010 г.; Европейский Союз – это нынешний ЕС, включающий 27 странчленов. 

6. Данные об инвестициях в нефтегазовую отрасль России представлены в таблицах 3.7 и 3.8 Главы 3 <strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong>. 


российских доходах от экспорта ископаемого топлива составляла всего лишь 2%, то к 

2035 году она увеличивается до 20%. Европейский Союз остается для России главным 

источником доходов от экспорта ископаемого топлива, но его доля снижается с 61% до 

48% к 2035 году. 

Второе значительное изменение в течение периода до 2020 года – усиление роли 

внутреннего рынка природного газа по сравнению с экспортными рынками. Это 

происходит из-за процесса реформирования цен на газ с середины 2000-х годов. 

В результате Россия вышла на путь соответствия внутренних цен для промышленности 

европейским экспортным ценам (за вычетом дифференциальных транспортных 

расходов и экспортной пошлины). По оценкам «Газпрома», предприятие потеряло 

практически 50 млрд долл. США за последнее десятилетие из-за ограничения цен 

на продажи на внутреннем рынке, но впервые объявило о прибыли от внутренних 

продаж в 2009 году. Другие добытчики природного газа в России, которым отказано в 

доступе к экспортным рынкам, обязаны осуществлять продажи только на внутренних 

рынках. 

Мы предполагаем, что внутренний рынок газа принес примерно одну пятую общего 

дохода, полученного от продажи российского газа в 2000 году, и что эта доля увеличилась 

до 40% в 2010 году. Прогнозируется, что эта доля будет и далее увеличиваться по мере 

роста внутренних цен и составит к 2020 году половину общего дохода от продажи газа, а 

затем пойдет на спад под конец прогнозируемого периода (Рис. 9.5). Доля Европейского 

Союза в общем доходе от продажи газа снизилась практически с 60% в 2000 году и до 

менее 40% в 2010 году. Хотя доход от продажи газа в Европейский Союз увеличивается 

в реальном исчислении на протяжении прогнозируемого периода, но в процентном 

выражении от общего дохода он продолжает уменьшаться до 30% к 2035 году вследствие 

роста доли доходов от внутренних продаж, а также усиливающейся роли экспорта 

российского газа в Китай. 

Рис. 9.5•Оценочная доля прибыли от продажи российского газа 

на внутреннем и международных рынках 

по Сценарию новых стратегий 

100% 

80% 

60% 


Другие страны Европы 

Китай 

Прочие страны Азии 

Внутренний рынок 

40% 

20% 

0% 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 


Евразийская и мировая 

энергетическая безопасность 

Огромная ресурсная база России, а также ее доля в добыче ископаемого топлива 

и его экспорта определяют решающую роль страны в обеспечении и надежности 

мировых поставок энергоресурсов. Состоянием на <strong>2011</strong> год она является крупнейшей 

нефтедобывающей страной, а ее роль на нефтяных рынках подчеркнула бы любая 

отсрочка инвестиций на Ближнем Востоке (см. Главу 3 <strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong>). На протяжении 

прогнозируемого периода Россия также намерена оставаться крупнейшим внешним 

поставщиком газа на рынок Европы и непрерывно укреплять свою значимость в 

поставках газа (а в некоторой степени и угля) в Китай и Азиатско-Тихоокеанский регион. 

Однако существует ряд рисков, как краткосрочных, так и долгосрочных, связанных с 

позицией России в мировой энергетике. Выявленные краткосрочные риски связаны, 

в частности, c возможностью неожиданных перебоев в поставках, вызванных 

причинами технического, политического характера или авариями. Долгосрочные 

факторы связаны с адекватностью инвестиций, необходимых для соответствия 

российских поставок спросу. Эти риски увеличиваются как для потребителей, так 

и для производителей, когда присутствует сильная зависимость от единственного 

поставщика, маршрута или экспортного рынка, именно поэтому диверсификация этих 

территорий является важным аспектом стратегий, разрабатываемых для укрепления 

энергетической безопасности. Среди ключевых вопросов, связанных с ролью России 

в мировой энергетической безопасности, можно назвать: льготы, предлагаемые для 

инвестирования в обеспечение поставок (см. Главу 8), устойчивость и географическая 

определенность спроса на российский экспорт ископаемых видов топлива; 

надежность и диверсификация маршрутов сбыта российской нефти и газа; роль 

России в обеспечении доступа к рынку других производителей нефти и газа (а именно в 

Каспийском регионе); а также доля российской энергетики (в особенности, природного 

газа) на отдельных экспортных рынках. Как уже отмечалось в Главе 7, рамочная 

концепция для внутреннего рынка и эффективность потребления в пределах страны 

также окажут существенное влияние на наличие ресурсов на экспорт и снижение риска 

возникновения спроса, превышающего возможности объемов поставок. 

9 

Региональные взаимоотношения в сфере энергетики 

и транзит нефти и газа 

У России непростые отношения с соседними странами в сфере энергетики. Есть 

признаки того, что связи со странами, ранее входившими в Советский Союз, 

находятся на этапе нормализации, так как экспортные цены на российский газ 

приближаются к эквиваленту мировых цен. Но все же остаются открытыми важные 

вопросы о будущем торговли и транзитных потоках. Первый из них относится к 

отношениям России с Центральной Азией в сфере торговли газом. До 2009 года 

крупномасштабные импортные поставки российского газа из Центральной Азии, в 

частности из Туркменистана, были важным компонентом газового баланса России. 

Но теперь Россия сократила потребность в импорте газа вследствие экономического 


кризиса, более рационального потребления газа на внутреннем рынке и увеличения 

добычи компаниями, не входящими в «Газпром» (см. Главу 8). В то же время введение 

в эксплуатацию в конце 2009 года трубопровода, связывающего Туркменистан и 

Китай, означает, что газ из Центральной Азии не будет больше доступен России с 

невероятными скидами (в сравнении с международными ценами), что лишает ее 

заманчивых возможностей арбитражной торговли. При таких обстоятельствах в 

Сценарии новых стратегий мы предполагаем, что общий объем российского импорта 

из Центральной Азии останется на уровне ниже 40 млрд м 3 7 . 

Второй вопрос касается Украины и ее роли в транзите российских экспортных 

поставок на основные европейские рынки после двух конфликтов, возникших 

в 2006 и 2009 годах, которые привели к перебоям газовых поставок во многие 

европейские страны. Несмотря на некоторый прогресс в переходе к более 

прозрачной коммерческой основе газовых поставок и транзита, политические 

факторы продолжают оказывать влияние на эти отношения. Это подтверждается 

договором о поставках газа, заключенным в апреле 2010 года. Он обеспечил 

Украине временное снижение цены на импортированный газ в обмен на договор 

о продлении срока размещения баз Черноморского флота России в Крыму. Этот, 

по-видимому, непреодолимый элемент политики, наряду с медленным процессом 

решения в Украине собственной проблемы неэффективного потребления газа (чтобы 

снизить собственную сильную зависимость от импорта российского газа), относит 

данный маршрут сбыта к группе высокого риска. 

Доля российских экспортных потоков, проходящих через Украину, сократилась с 

более 90% в 1990-х примерно до 70% вследствие запуска новых трубопроводов 

через Беларусь (Ямал – Европа) в 1999 году и через Черное море в Турцию («Голубой 

поток») в 2003 году. Этот показатель будет и далее снижаться вследствие введения 

в эксплуатацию трубопровода «Северный поток» в <strong>2011</strong>-2013 гг. Планируемый 

трубопровод «Южный поток», пролегающий по дну Черного моря (Рис. 9.6), 

представляет собой дополнительную угрозу транзитной роли Украины. Если «Южный 

поток» будет построен в соответствии с графиком, объявленным спонсорами проекта, 

а экспорт из России в Европу будет осуществляться по Сценарию новых стратегий, то 

это приведет к существенным изменениям в схеме газовых потоков. Они повлекут за 

собой менее интенсивное использование существующих маршрутов через Украину 

(и, следовательно, Словакию и Чехию), а также, возможно, через Беларусь (и, 

следовательно, Польшу). Данная ситуация может измениться, если спрос на газ в 

Европе повысится 8 и/или если Россия должна будет увеличить свою долю импорта газа 

7. Как уже описывалось в <strong>WEO</strong>-2010, посвященном Каспийскому региону (IEA, 2010), более высокие уровни импорта 

вероятны, только если газ из Центральной Азии будет доступен по более низкой цене или если будет конкретное 

стратегическое решение увеличить импортные поставки, к примеру, чтобы опередить развитие альтернативных 

маршрутов экспорта из Центральной Азии в Европу. Также возможно, что спрос на газ из Центральной 

Азии может увеличиться в случае отсрочки Россией основных разведывательных работ и добычи, таких как проекты 

на полуострове Ямал. Однако добыча компаниями, не входящими в «Газпром», в пределах России будет в 

любом случае более дешевым способом заполнить какой-либо пробел. 

8. Как в Сценарии сокращения использования ядерной энергии (Глава 12 <strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong>) и Сценарии Золотой эры 

природного газа (IEA, <strong>2011</strong>). 


в Европу. К примеру, если бы доля России в импорте газа в Европу составляла 40% на 

протяжении всего прогнозируемого периода, то объем экспорта был бы на 20 млрд м 3 

выше в 2020 году и на 45 млрд м 3 – в 2035 году, чем показано на Рис. 9.6. 

Рис. 9.6•Прогнозируемые потоки газа из России в Европу 

и потенциальный рост пропускной способности 

экспортных газопроводов 

Млрд м 3 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 


«Южный поток»* 

«Северный поток» 

«Голубой поток» 

Беларусь, Ямал – Европа 

Беларусь 

Финляндия, Прибалтика 

Прогнозируемые потоки 

газа в Европу** 

0 

2010 2015 2020 2025 2030 2035 

* Даты введения в эксплуатацию трубопровода «Южный поток» - это планируемые даты, указанные ассоциацией 

компаний, принимающих участие в проекте, а не прогнозы МЭА. 

** Прогнозируемые потоки газа взяты из Сценария новых стратегий и включают экспортные поставки в Европейский 

Союз, другие европейские страны ОЭСР и страны юго-востока Европы, но не включают Украину и Беларусь. 

Примечание: некоторые из этих будущих потоков также могут подаваться в виде СПГ. Пропускная способность 

трубопровода считается неизменной; но это потребует регулярных инвестиций в обслуживание трубопровода, что 

на практике может не осуществляться, в частности для неиспользуемых мощностей. 

9 

В нефтяном секторе наблюдаются аналогичные признаки стремлений России 

минимизировать свою зависимость от транзитных маршрутов. Введение в 

эксплуатацию Балтийской трубопроводной системы до терминала в г. Приморск 

возле Санкт-Петербурга в 2001 году сократило потоки нефти к нероссийским портам 

и изменило схему потоков по другим транзитным трубопроводам. Приморск уже стал 

крупнейшим каналом экспорта российской добываемой нефти, замещая трубопровод 

«Дружба», ведущий в Центральную и Восточную Европу. Эти изменения также 

позволяют России разгрузить проливы Босфор и Дарданеллы, сократив объем 

экспорта, отправляемого из черноморского порта г. Новороссийск. 

Продление нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий Океан (ВСТО) на восток, наряду 

с завершением второй Балтийской трубопроводной системы (БТС-2) до г. Усть- 

Луга обеспечит России дополнительные 2,6 млн барр./день нефтеэкспортной 

мощности (130 млн т/год) без соответствующего увеличения уровня экспорта. 

Поскольку предполагается, что экспорт нефти будет постепенно сокращаться в течение 

последующих десятилетий, ожидаемая перспектива излишней мощности российских 

трубопроводов будет иметь значение для Казахстана (Вставка 9.2), а также, вероятно, 

для роли России на международных рынках. 


Вставка 9.2•Российский маршрут сбыта каспийской нефти 

Несмотря на введение в эксплуатацию в 2000-х годах новых экспортных 

маршрутов из Каспийского региона как на восток (Казахстан – Китай), так 

и на запад (Баку – Тбилиси – Джейхан), Россия по-прежнему обеспечивает 

маршрут для сбыта свыше половины экспортной нефти из Каспийского региона, 

включая более трех четвертей объема нефти, экспортированной из Казахстана, 

крупнейшего добытчика в регионе. Решение продлить трубопровод Каспийского 

трубопроводного консорциума от казахского порта Атырау на северо-каспийском 

побережье до черноморского порта России в Новороссийске усилит доминантную 

позицию экспортных маршрутов через Россию в период до 2015 года. 

Каким путем пойдет развитие добычи в Казахстане после 2015 года неясно, 

и главной неопределенностью является дата начала второго этапа работ по 

проекту Кашаган (IEA, 2010). В Сценарии новых стратегий мы прогнозируем, 

что объем производства в Казахстане увеличится с нынешнего показателя 

1,6 млн барр./день до 2,3 млн барр./день к 2020 году и 3,9 млн барр./день 

к 2035 году. Основная часть добытой нефти будет экспортироваться. Наряду 

с продлением трубопровода Казахстан – Китай, планировалось обеспечить 

будущий рост экспорта за счет нового транскаспийского транспортного маршрута 

с большой пропускной способностью (известного как Казахстанская Каспийская 

система транспортировки или ККСТ). По нему можно будет доставлять казахскую 

нефть в черноморские или средиземноморские порты через Южный Кавказ. 

С одной стороны, высока вероятность того, что Казахстан с осторожностью 

отнесется к излишней зависимости от единственной страны-транзитера. Однако 

ожидается, что к 2020 году России будет иметь достаточную мощность в системе 

нефтяных трубопроводов западного направления, и при желании сможет 

сделать конкурентное предложение по транспортировке приращенных объемов 

нефти от каспийских соседей. 

Россия на мировых нефтяных рынках 

По Сценарию новых стратегий доля России в мировой добыче нефти на протяжении 

прогнозируемого периода уменьшается с 12% в 2009 году до менее 10% в 2035 году 

(Рис. 9.7). Тем не менее, добывая 9,7 млн барр./день в 2035 году Россия остается 

самой крупной добывающей страной, не входящей в состав ОПЕК, и занимает 

второе место в мире по объемам нефтедобычи, уступив только Саудовской Аравии 

(13,9 млн барр./день). Она по-прежнему существенно опережает остальные крупные 

нефтедобывающие страны, такие как Ирак и Соединенные Штаты Америки. Как уже 

было отмечено в Главе 8, ввиду отсутствия ограничений в ресурсах, необходимых 

для удовлетворения обозначенного уровня добычи, данное предположение будет 

зависеть от решений в рамках бюджетно-налоговой политики, которая будет 

определять привлекательность необходимых инвестиций. 

С конца 1990-х годов приблизительно до 2005 года Россия была поставщиком 

«приращенных баррелей», что означает, что страна сделала значительный вклад в 


рост добычи, который был необходим для соответствия растущему мировому спросу. 

В будущем такая ситуация уже не повторится, так как объемы экспорта постепенно 

снизятся с 7,5 млн барр./день в 2009 году до 6,4 млн барр./день в 2035 году. Тем не 

менее, Россия сохранит за собой лидирующую роль в мировом нефтяном балансе 

в качестве крупнейшей нефтедобывающей страны, не являющейся членом ОПЕК, и 

более того, страны с ресурсами и стратегической целью удержать объем добычи нефти 

на неизменно высоком уровне (Вставка 9.3). 

Рис. 9.7•Добыча нефти в России и отдельных странах 



16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

0% 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 

16% 

14% 

12% 

10% 

8% 

6% 

4% 

2% 

Саудовская Аравия 

Россия 

США 

Ирак 

Российская доля 

мировой нефтедобычи 


9 

Роль России на нефтяных рынках также будет зависеть от способа доставки к ним 

нефти. Как отмечалось ранее, на протяжении прогнозируемого периода объем 

незадействованных мощностей нефтепроводов России будет увеличиваться, и 

теоретически это даст стране возможность более гибко управлять своими экспортными 

потоками нефти, преодолевая в некоторой степени неизменность выбора традиционных 

трубопроводов. В зависимости от доступных возможностей, российские экспортеры и 

трейдеры смогут в большей мере диктовать свои условия потенциальным покупателям, 

в частности тем, которые зависят от российских поставок по трубопроводам, например 

некоторым нефтеперерабатывающим заводам в Центральной и Восточной Европе. 

Дополнительная незадействованная мощность могла бы также способствовать 

дифференциации качества различных потоков сырой нефти, проходящих через систему 

«Транснефть». Это позволило бы производителям сырой высококачественной нефти 

(потенциально включая производителей в Казахстане) извлечь бóльшую выгоду из 

ценности своей продукции. Такая гибкость могла бы теоретически обеспечить России 

возможность быстрой адаптации экспортных стратегий под меняющиеся потребности 

рынка, но на практике возможности краткосрочной гибкости могут оказаться не такими 

уж и значительными: по прогнозам основным инициатором роста мирового спроса 

будут азиатские рынки, однако прямые восточные транспортные выходы на эти рынки 

будут ограничены пропускной мощностью трубопровода ВСТО. 

Еще одна задача для России – обеспечение баланса между экспортом сырой нефти 

и нефтепродуктов. Как уже отмечалось в Главе 8, увеличение доли нефтепродуктов 


Вставка 9.3•Роль России в сотрудничестве между странами – 

производителями нефти и газа 

Имели место случаи (последние произошли после резкого падения 

международных цен на нефть в 2008 году), когда Россия выразила свое 

желание согласовывать уровни добычи с членами ОПЕК. Однако у России 

нет незадействованной мощности по добыче нефти. И даже учитывая, что 

крупнейшие компании на внутреннем рынке либо являются государственными, 

либо в некоторой степени подчиняются государственному управлению, сложно 

определить, как Россия будет увеличивать гибкость уровней добычи, требуемую 

от членов ОПЕК и их национальных нефтяных компаний, по крайней мере, 

теоретически. Потребность России в большом доходе и важная роль нефтяного 

сектора в обеспечении такого дохода также снижают вероятность стремления 

страны к ограничению добычи. 

В секторе природного газа Россия взяла на себя роль мирового лидера по 

добыче и внесла решающий вклад в создание Форума стран-экспортеров газа 

(ФСЭГ), ставшего влиятельной международной организацией в 2008 году. ФСЭГ 

фокусирует свое внимание на аналитических вопросах и распространении 

информации. Он не играет роли в управлении рынком, что могло бы оправдать 

его сравнение с ОПЕК (несмотря на то, что этой организации был присвоен 

ярлык «Газовый ОПЕК»). Даже если бы некоторые члены задавали работу 

Форума в этом русле, то ФСЭГ было бы сложно координировать сокращение 

добычи, учитывая обязательства по поставке определенных объемов согласно 

долгосрочным контрактам и относительную легкость, с которой другие виды 

топлива могут заменить газ. Альтернативой, о которой российские власти 

говорили в прошлом, является роль ФСЭГ в координировании инвестиционных 

программ. Однако на данный момент все еще неясно, как можно осуществить 

такое управление, и будет ли подобная координация создана, если понадобится, 

внутри организации в целом или между отдельными членами ФСЭГ (что более 

вероятно) на двусторонней основе. 

было стратегической целью России в течение долгого времени, равно как и общая 

цель сокращения доли сырья в экспортной структуре России. Предполагается, что 

более высокие требования к топливу на внутреннем рынке, а в более долгосрочной 

перспективе налоговые льготы для экспорта высококачественных нефтепродуктов 

будут стимулировать дальнейшие инвестиции в нефтепереработку в России. 

Экспорт в Китай, вероятно, будет по-прежнему представлен в основном сырой 

нефтью, но увеличивающийся спрос на импортированную продукцию на других 

рынках, в частности на дизель в Европе, мог бы стимулировать увеличение экспорта 

продукции из России. В Европе наблюдается структурный дефицит производства 

дизеля для удовлетворения увеличивающегося спроса, а в 2010 году Россия была 

единственным крупнейшим поставщиком чистых импортных поставок в Европу в 

объеме 1,1 млн барр./день. Эта потребность в импорте предположительно увеличится 

до 1,4 млн барр./день уже в 2015 году (IEA, <strong>2011</strong>a). 


Россия на мировых рынках газа 

Уступив позицию крупнейшего добытчика природного газа Соединенным Штатам в 

2009 году, по Сценарию новых стратегий Россия восстановит свой статус ведущего 

мирового производителя и экспортера природного газа в период до 2035 года. Между 

2009 и 2035 годами рост добычи газа в России превышает аналогичный показатель в 

любой другой стране, и насчитывает 17% роста мировых поставок газа (Рис. 9.8). Россия 

остается крупнейшим мировым экспортером природного газа по всем сценариям. 

Объем добытого природного газа сильно колеблется: от 970 млрд м 3 в Сценарии 

нынешних стратегий до 635 млрд м 3 в Сценарии 450 в 2035 году из-за различных 

стратегий, оказывающих влияние на мировое потребление газа и разной степени 

эффективности использования газа в пределах России. Позиция России была бы 

сильнее при более высоком газовом спросе на ключевых мировых рынках, чем 

по Сценарию новых стратегий, как это взято за основу в Сценарии сокращения 

использования ядерной энергии (см. Главу 12 <strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong>) и в Сценарии Золотой эры 

природного газа (IEA, <strong>2011</strong>b). При наличии вспомогательных рыночных структур у 

России есть значительный потенциал роста добычи за счет компаний, не входящих 

в «Газпром», а также за счет самого «Газпрома». Поэтому она сможет существенно 

увеличить долю приращиваемого спроса как в Европе, так и в Азии согласно этим 

сценариям, предусматривающим бóльшую добычу газа. 

Рис. 9.8•Добыча газа в отдельных странах по Сценарию новых стратегий, 

2009-2035 гг. 

Россия 

2009 

2035 

США 

Китай 

Катар 

Алжир 

Австралия 

Туркменистан 

0 150 300 450 600 750 900 

Развитие российской газовой отрасли будет косвенно влиять на газовые рынки по всему 

миру, но прямые последствия для энергетической безопасности касаются главным 

образом тех рынков, основным поставщиком которых является Россия. Показатели 

основных торговых газовых потоков Евразии, полученные в результате моделирования в 

Сценарии новых стратегий, представлены в Таблице 9.1. Европа продолжает оставаться 

крупнейшим экспортным рынком для России, но важность Китая и прочих азиатских 

рынков постепенно увеличивается. Согласно прогнозам экспортные поставки на Восток 

(в основном в Китай, Японию и Корею) будут расти, превышая показатель 100 млрд м 3 в 

2035 году, что примерно составляет третью часть суммарного экспорта российского газа. 

9 


Таблица 9.1•Основные торговые потоки газа из России и Каспийского региона 

в Сценарии новых стратегий (млрд м 3 ) 

2010* 2020 2035 

Чистый каспийский экспорт 42 100 135 

в Китай 3 37 57 

в Европу через Южный Коридор 6 23 42 

в Россию (a) 24 34 31 

Чистый российский экспорт (b) 190 214 328 

Общий российский экспорт (a+b) 214 248 359 

в Европу 201 225 237 

в Китай 1 13 75 

в другие страны ОЭСР 12 10 35 

в другие страны, не входящие в ОЭСР 0 0 12 

Общий показатель российских и каспийских 

поставок в Китай 4 50 132 

Общий показатель российских и каспийских 

поставок в Европу 207 248 279 

Из России в Европейский Союз 118 158 171 

*Preliminary 2010 data. 

Примечание: Данные для Каспийского региона включают показатели для Азербайджана, Казахстана, Туркменистана 

и Узбекистана; остаточные экспортные поставки из Каспийского региона в Иран не представлены. Экспорт 

из России в другие страны ОЭСР предполагает в основном Японию и Корею; экспорт в другие страны, не входящие 

в ОЭСР, предполагает в основном Индию. 

Китай играет важную роль в создании евразийских экспортных потоков газа. Экспортные 

поставки из России и от производителей из Каспийского региона в Китай вырастут до 

уровня 16% от общего объема евразийского экспорта газа в 2020 году, в основном за 

счет экспорта газа из Туркменистана. Данный показатель вырастет примерно до 30% в 

2035 году, так как экспортные поставки из России будут увеличиваться. Это изменение 

является естественной ответной реакцией на растущие потребности Китая в импорте: 

согласно прогнозам доля Китая будет насчитывать 35% общего показателя роста 

межрегиональной торговли газом на протяжении прогнозируемого периода (см. Главу 4 

<strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong>). 

Поскольку наши прогнозы по добыче и экспорту в абсолютном выражении ниже, чем 

прогнозы, представленные в стратегических документах России, вектор экспортных 

тенденций не соответствует стратегическим приоритетам России, в частности удержанию 

позиции на европейском рынке в процессе диверсификации экспортных рынков 

и уменьшению пропорциональной зависимости от европейских потребителей (как 

показано в прогнозах дохода от экспорта), а также увеличению доли экспорта в Азию. 

В Сценарии новых стратегий доля российского импорта на рынках Европейского 

Союза перестает снижаться, что наблюдалось в последнее десятилетие (с почти 50% 

в 2000 году до 38% в 2009 и 34% в 2010 году). Доля России остается на уровне 35% в 

2020 году, а в 2035 году начинает постепенно падать до 32% (Рис. 9.9). Доля России, 

выраженная как часть общего газопотребления ЕС, увеличивается с 23% в 2009 году 


Рис. 9.9•Доля российского природного газа в импорте и потреблении 

в Европейском Союзе и Китае по Сценарию новых стратегий 

Доля российского газа 

40% 

30% 

20% 

2009 

2020 

2035 

10% 

0% 

Доля импорта Доля потребления Доля импорта Доля потребления 


Китай 

до 27% в 2020 году и остается на этом уровне до 2035 года. Предполагается, что 

доля российского газа в структуре импорта Китая будет быстро увеличиваться после 

2015 года, достигнув 10% в 2020 и 35% в 2035 году, что составляет 15% от общего 

газопотребления в Китае в 2035 году. 

Даже на фоне незначительного сокращения доли российского импорта в ЕС к 

2035 году, рост доли России в общем газопотреблении как в ЕС, так и в Китае 

подчеркивает ее ведущую роль в мировой газовой безопасности, и особенно 

определяющую роль «Газпрома» как главного экспортера российского газа. Россия 

намеревается значительно усилить свою позицию на рынке Европы и соответственно 

стать менее зависимой от дохода от продажи газа в Европу. Незадействованная 

пропускная способность газопроводов на маршрутах в Европу дала бы России 

возможность перенаправлять экспортные потоки в ответ на экстренную потребность 

в поставках газа или прочие непредвиденные обстоятельства. Это стало бы не только 

выигрышной дополнительной мерой для энергетической безопасности клиентов, 

предполагающих возможный дефицит газовых поставок, но также помогло бы 

усилить влияние России на рынке. Наряду с увеличением экспорта в Японию и Корею, 

поставки газа на восток, из России в Китай, становятся одной из главных артерий 

мировой торговли газом, обеспечивая Россию разнообразием рынков и доходов, 

а Китай – доступом к обширным, но пока мало разработанным газовым ресурсам 

Восточной Сибири и Дальнего Востока России. Кто-то отнесется к информации, 

представленной в Таблице 9.1, как к нормальному балансу отношений в сфере 

торговли газом, другим она покажется предзнаменованием некой конкуренции 

между Азией и Европой за ведущую роль в поставках российского газа, включая 

инвестиции (Вставка 9.4). 

В то же время позиция России на рынке Китая пока еще не гарантирована, а на 

рынке Европы не защищена полностью. Как уже отмечалось, доля «Газпрома» 

в импорте газа в ЕС заметно уменьшилась – до 34% в 2010 году, что на 16% 

меньше ее доли импорта в 2000 году. Последнее сокращение этой доли – на 4% в 

9 


Вставка 9.4•Европа против Азии: борьба за российский газ 

С началом продажи газа Китаю Россия увеличивает диверсификацию 

собственных экспортных газовых рынков и получает некоторые стратегические 

выгоды. Однако степень, в которой такая торговля выводит Китай на тропу 

конкурентной борьбы с Европой за российский газ, может быть преувеличена 

или неправильно истолкована. Россия по-прежнему будет осуществлять 

транзит основной части газа трубопроводами согласно долгосрочным 

контрактам на поставку. При таких обстоятельствах «Газпром» ограничен 

в возможности менять поставки по определенным направлениям. Кроме 

того, физическая возможность резкого переключения поставок в Китай или 

Европу еще больше снижается. За исключением 30 млрд м3 предполагаемой 

мощности трубопровода «Алтай», который мог бы соединить существующие 

месторождения в Западной Сибири с Китаем, у «Газпрома» практически нет 

возможности сделать независимый выбор в пользу восточного или западного 

направления экспорта газа по трубопроводу. 

Большинство месторождений, газ из которых предназначен для экспорта в 

Китай, находится в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, в нескольких 

тысячах километров от существующих объектов инфраструктуры на запад. 

Эти месторождения расположены далеко и, как уже отмечалось в Главе 8, 

их разработка требует больших затрат. Учитывая этот факт, у «Газпрома» 

есть основания беспокоиться относительно собственной рыночной позиции, 

поскольку как только стационарная инфраструктура из этих отдаленных 

месторождений в Китай будет создана, то соответственно возможности 

«Газпрома» и количество его рычагов будут ограничены. Этим объясняется 

предпочтение «Газпрома» в пользу изначальных поставок в Китай из 

месторождений Западной Сибири (через так называемый Западный путь – 

трубопровод «Алтай»). Пока компания также поставляет газ на существующие 

европейские рынки из Западной Сибири, она способна и в дальнейшем 

оказывать давление на Китай, вынуждая его конкурировать за этот газ по цене, 

приближающейся к европейской экспортной цене. 

Хотя география и структура торговли газом делают практически невозможной 

конкурентную борьбу между Европой и Китаем за приращенный объем 

российских поставок в краткосрочной перспективе, это не означает, что 

в долгосрочной перспективе такая борьба также будет невозможна. Они 

будут соревноваться за влияние на инвестиционные приоритеты и стратегии 

российских компаний, главным образом (но не только) за те, которые входят в 

«Газпром». Политические факторы будут оказывать влияние на определенные 

инвестиционные решения России, но наиболее значимыми будут коммерческие 

факторы: мера и надежность спроса, цена на соответствующих рынках и, 

возможно, встречные инвестиционные возможности. 


2010 году – было результатом стратегии «Газпрома» внести минимальные изменения 

в свои формулы ценообразования с индексацией цен на экспортируемый газ в 

зависимости от цены на нефть, даже если они сформированы под давлением 

более низкой цены на СПГ в Европе. Это могло оптимизировать доход, так как 

цены, индексированные в зависимости от цены на нефть, снова увеличивались на 

протяжении года, но означало, что «Газпром» проигрывал свою долю на европейском 

рынке другим поставщикам, чьи ценовые формулы были более восприимчивы к 

газовой конкурентной борьбе. Потребление газа в Европе все больше наблюдается в 

секторе электроэнергетики, ставя под сомнение эффективность экспортной стратегии, 

основанной на индексации в зависимости от товара (нефти), более не используемого 

для производства электроэнергии в Европе9. Подобная настойчивость в отношении 

максимизации экспортных цен подвергает риску также поставки в Китай. В этой стране 

ценообразование остается основным камнем преткновения при переговорах по 

вопросам импорта газа (учитывая, что сегодня более, чем раньше, очевидно, что Китай 

может быть готов заплатить цену, необходимую для обеспечения разработки газовых 

месторождений в Восточной Сибири). 

Развитие европейского газового рынка скажется на степени зависимости некоторых 

покупателей от российского газа. По состоянию на 2010 год, Россия обеспечивает 

более 80% общего потребления газа в 13 странах и более 80% импортируемого 

газа – в 17 странах 10 . Некоторые из этих стран в центральной и юго-восточной части 

Европы имеют реальные перспективы получить доступ к другим трубопроводным 

поставкам из Каспийского региона, а также в некоторых случаях к поставкам СПГ. 

В этой части Европы (например, Польша) возможно некоторое развитие добычи 

нетрадиционного газа. Помимо этого, Европейский Союз отнес к стратегическим 

приоритетам развитие более сообщающейся газотранспортной сети в Европе путем 

реализации проектов строительства соединительных и обратных трубопроводов. 

Это также имело бы потенциальный эффект в юго-восточной части Европы в рамках 

Договора об Энергетическом сообществе, целью которого является интеграция 

данного региона в более масштабный внутренний энергетический рынок Европы. 

Если такое развитие обеспечит эффективные альтернативы российским поставкам, то 

они могут снизить зависимость от российского газа и ослабить влияние «Газпрома» на 

установление цен на газ в ЕС. В долгосрочной перспективе более активные попытки 

Европы декарбонизировать собственную энергетическую систему существенно 

повлияют на тенденцию европейского спроса на импортированный газ, по сравнению 

с показателями, представленными в Сценарии новых стратегий 11 . 

9 

9. Менее 3% электричества, вырабатываемого в европейских странах ОЭСР, произведено из нефти, этот показатель 

уменьшился вполовину в период с 2000 по 2009 год. 

10. По данным МЭА, в 2010 году газопотребление следующих стран зависело от России более чем на 80%: Армения, 

Беларусь, Босния и Герцеговина, Болгария, Латвия, Литва, Македония, Молдова, Сербия и Словакия, Финляндия, 

Чехия, Эстония. Кроме того, импорт газа в Хорватии, Румынии, Польше и Украине тоже зависел от России 

более чем на 80%. 

11. Что соответствует цели сократить к 2050 году выбросы парниковых газов на 80% по отношению к базовому 

1990-му году; эта задача смоделирована в Сценарии 450, рассматривающем постепенное сокращение потребности 

Европейского Союза в импорте газа с начала 2020-х годов; по Сценарию 450 спрос на импорт газа в ЕС в 2035 году 

составляет 360 млрд м 3 , в отличие от 540 млрд м 3 , как указано в Сценарии новых стратегий. 


Эти неопределенности и конкурентное давление начинают увеличиваться в тот 

момент, когда Россия должна перейти к более высокозатратным источникам 

наращиваемых поставок газа (по сравнению с существующей добычей в Западной 

Сибири). Планы увеличить свое присутствие на международном рынке СПГ формируют 

один из элементов российских ответных действий, и это уже приносит свои дивиденды 

на рынках Азии с началом поставок СПГ с острова Сахалин. Однако существует ряд 

вопросов по проектам экспорта СПГ в российской Арктике, которые будут зависеть, по 

крайней мере частично, от рынков стран Атлантического бассейна. Учитывая, что по 

прогнозам рынок Северной Америки не будет нуждаться в импорте газа, возникает 

вопрос: как будущие российские поставки СПГ могут повлиять на поставки российского 

газа по трубопроводу на европейские рынки Стратегия России должна будет 

подстроиться под меняющуюся динамику мировых рынков газа. 

Россия на мировых рынках угля 

Российский экспорт угля продолжает резко расти с 2000 года. По Сценарию новых 

стратегий общая доля России в мировом экспорте предположительно будет 

удерживаться на существующем уровне. Согласно прогнозам российский экспорт 

антрацита останется в пределах 75-100 миллионов тонн условного эквивалента 

(млн т у.э.) на протяжении периода до 2035 года, помогая России удерживать позицию 

одного из основных лидеров экспорта угля, уступая только Индонезии, Австралии и 

Колумбии. 

Однако прогнозируется изменение тенденций российского экспорта. На данный момент 

более 50% экспортных поставок российского угля уходит в Европейский Союз. Но на 

протяжении периода до 2035 года потребность ЕС в импорте угля предположительно 

уменьшится на 40%, так как спрос на уголь снизится. В определенной степени 

китайские рынки представляют собой жизнеспособную альтернативу экспортным 

рынкам России, но рыночные возможности по Сценарию новых стратегий здесь 

также уменьшаются после 2020 года (см. Главы 10 и 11 <strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong>). Россия является 

относительно дорогостоящим поставщиком, постоянно сталкивающимся с проблемой 

сильной конкуренции на рынках Азии. Причиной этого является присутствие на них 

таких добывающих стран, как Индонезия и Австралия, а также активизирующаяся 

позиция Монголии (хотя для выхода на некитайские рынки Монголия частично зависит 

от российского транзита). По нашим прогнозам, это будет ограничивать участие России 

в мировом балансе, а после 2020 года экспорт постепенно пойдет на убыль. 

Окружающая среда и изменение климата 

Сильный экономический спад в России в начале 1990-х позитивно отразился на 

состоянии окружающей среды и повлек за собой сокращение выбросов, однако, за 

счет громадных социальных издержек. Выбросы углекислого газа (CO 2 ) в энергетике 

снизились на 35% за 1990–1997 гг., но это было всецело обусловлено коллапсом 

российской промышленности и потребления энергии из ископаемых видов топлива. 

Подъем экономической активности, начавшийся в 2000 году, отличался меньшей 


углеродоемкостью, так что выбросы CO 2 в 2009 году по-прежнему были на 30% ниже 

показателя 1990 года, в то время как уровень ВВП в 2007 году превзошел показатель 

1990 года (по рыночному обменному курсу). Тем не менее, Россия по-прежнему 

занимает четвертое место среди крупнейших эмиттеров СО 2 и является одной из стран с 

наиболее углеродоемкой экономикой в мире: выбросы CO 2 при производстве единицы 

российского ВВП в три раза превышают аналогичные показатели Европейского Союза. 

Годовые выбросы, выраженные в единицах на душу населения, насчитывают почти 

11 тонн CO 2 (т CO 2 ), для сравнения в Европейском Союзе (где ВВП на душу населения в 

два раза выше) этот показатель составляет примерно 7 т CO 2 . 

Россия имеет возможность в течение последующих десятилетий достичь 

дополнительного улучшения экологической обстановки, при условии внедрения 

стратегий в поддержку более рационального производства и использования 

энергоресурсов, а также применения низкоуглеродных технологий. Прогнозы в 

данном <strong>WEO</strong> указывают на сильное колебание уровней выбросов CO 2 в энергетике 

в зависимости от сценария (Таблица 9.2). Интенсивное потребление энергии из 

ископаемых видов топлива в Сценарии нынешних стратегий наиболее быстрыми 

темпами увеличит выбросы, и к 2035 году они приблизятся к уровню 1990 года. 

В Сценарии новых стратегий рост объема выбросов более умеренный, и его ежегодный 

темп составляет 0,6%. В Сценарии 450 выбросы уменьшаются после 2015 года 

за счет более целенаправленных мер по энергосбережению, а после 2020 года 

путем предполагаемого внедрения национальной схемы торговли квотами для 

сектора электроэнергетики и большинства энергоемких секторов промышленности. 

Углеродоемкость российского ВВП уменьшается во всех сценариях, но наиболее 

быстрыми темпами это происходит в Сценарии 450. Что касается выбросов на душу 

населения, то Сценарий 450 является единственным, в котором этот показатель 

сокращается с текущего значения 11 т CO 2 до 8 т CO 2 , в то время как в Сценарии новых 

стратегий он превышает 13 т CO 2 , а в Сценарии нынешних стратегий – 15 т CO 2 . 

Обещания России по сокращению выбросов к 2020 году, предоставленные в 

РКИК ООН по результатам Копенгагенского соглашения, предполагают сокращение 

выбросов на 15-25% по сравнению с показателями 1990 года. Конкретная 

цифра в данном диапазоне зависит от меры, в которой будет учтена роль лесов 

9 

Таблица 9.2•Выбросы CO 2 , связанные с энергопользованием, в России 

по сценариям (млн тонн) 

1990 2009 2020 2035 2009-2035* 

Сценарий новых стратегий 2 179 1 517 1 687 1 787 0,6% 

Сценарий нынешних стратегий 2 179 1 517 1 732 2 046 1,2% 

Сценарий 450 2 179 1 517 1 551 1 102 –1,2% 


Примечания: Данные о выбросах CO 2 , связанных с энергопользованием, представленные в российском 

национальном кадастре и направленные в РКИК ООН, отличаются от данных МЭА. Российские данные о выбросах 

почти на 6% ниже, чем данные МЭА за все годы, кроме 1990 и 1991 гг., когда они были примерно на 10% выше; 

следовательно, российский показатель для 1990 года составляет 2 287 млн тонн, а для 2009 года – 1 387 млн тонн. 


России, служащих углеродным стоком, и от того, возьмут ли на себя все страны, 

являющиеся основными эмитентами выбросов, юридические обязательства 12 . 

Минимальная цель в этом диапазоне – сокращение выбросов в энергетическом 

секторе на 15% к 2020 году – устанавливает ограничение выбросов CO 2 на уровне 

1 852 млн тонн до 2020 года. Во всех трех сценариях этот показатель достигается 

даже с небольшим запасом. Сокращение на 25% установит ограничение на 

отметке 1 634 млн тонн, для чего потребуются дополнительные стратегические 

действия, так как этот показатель достигается только в Сценарии 450. Наш 

анализ предполагает, что Россия вполне могла бы позволить себе принять более 

жесткое ограничение из предложенного диапазона. В действительности, такое 

ограничение должно быть примерно на уровне 25% или же превышать его, чтобы 

обеспечивать ощутимый стимул для национальной стратегии в период до 2020 года. 

Продвижение России по пути сокращения выбросов потребует намного больше 

целенаправленных мер по повышению энергоэффективности и внедрению 

низкоуглеродных видов топлива и технологий (Рис. 9.10). При переходе к 

Сценарию 450 почти половина сокращения выбросов происходит за счет повышения 

энергоэффективности. Оставшуюся часть сокращения выбросов обеспечат усиленное 

внедрение ВИЭ и электростанций, с использованием технологии улавливания и 

хранения углерода (CCS), особенно после 2020 года. 

Экологический сценарий оказывает положительное влияние на мировой климат не 

только благодаря сокращению выбросов CO 2 . Диоксид серы (SO 2 ), оксиды азота (NO x ) 

и твердые примеси (PM 2,5 ) – все они негативно влияют на здоровье людей и состояние 

окружающей среды. Стратегии, нацеленные на сокращение потребления ископаемых 

видов топлива и снижение выбросов CO 2 , помогают уменьшить выбросы также этих 

загрязнителей (Таблица 9.3). В Сценарии новых стратегий более низкий спрос на 

Рис. 9.10•Сокращение выбросов CO 2 , связанных с энергопользованием, 

в России по видам источников: сравнение Сценария 450 

со Сценарием новых стратегий 

Гт 

2,2 

2,0 

1,8 

1,6 

1,4 

1,2 

Сценарий нынешних стратегий 

Сценарий новых стратегий 

Сценарий 450 

1,0 

2010 2015 2020 2025 2030 2035 

Снижение 

2020 2035 

Эффективность 

ВИЭ 

Атомная энергетика 

CCS 

Всего (Гт СО 2 ) 

73% 

12% 

15% 

1% 

136 

46% 

22% 

8% 

24% 

685 

12. Поскольку Россия является членом «Большой Восьмерки», на нее тоже распространяется более долгосрочная 

цель по сокращению мировых выбросов минимум на 50% к 2050 году (Саммит G-8 2008 на о-ве Хоккайдо) и цель 

развитых стран по сокращению выбросов на 80% или более к 2050 году по сравнению с 1990 годом или более 

поздними годами (Саммит G-8 2009 в Аквиле). 


энергоресурсы означает, что выбросы SO 2 сокращаются более чем на 500 000 тонн в 

сравнении с показателями Сценария нынешних стратегий, что означает сокращение 

на 10%. Выбросы NO x в 2035 году сокращаются на 8%. В обоих случаях наблюдается 

сокращение абсолютного объема выбросов по отношению к показателям 2009 года. 

Эти улучшения обусловлены предполагаемой реализацией мер по контролю над 

загрязнением воздуха в секторах электроэнергетики, промышленности и транспорта. 

Однако данные меры не достаточно жесткие для того, чтобы уменьшить количество 

выбрасываемых твердых частиц, остающееся на том же уровне в Сценарии новых 

стратегий. В Сценарии нынешних стратегий эта цифра немного увеличивается по 

отношению к показателям 2009 года. В Сценарии 450 выбросы еще меньше, 

что способствует дальнейшему улучшению качества атмосферы и сокращению 

негативного воздействия на здоровье населения. 

Таблица 9.3•Выбросы основных атмосферных загрязнителей в России, 

по сценариям (тыс. тонн) 

Сценарий новых стратегий Сценарий нынешних стратегий Сценарий 450 

2009 2020 2035 2009 2020 2035 2009 2020 2035 

Двуокись серы (SO 2 ) 6 019 4 223 4 353 6 019 4 317 4 858 6 019 3 977 3 477 

Оксиды азота (NO x ) 4 797 3 653 3 348 4 797 3 718 3 636 4 797 3 442 2 732 

Твердые примеси (PM 2,5 ) 1 301 1 305 1 302 1 301 1 327 1 387 1 301 1 281 1 214 

Примечания: Оценки основываются на предполагаемом внедрении ряда мер по контролю над загрязнением, 

которые уже применяются или находятся на стадии разработки в России 13 . Регуляторный режим 

предположительно не будет меняться в сценариях; вариации возможны из-за разницы в уровнях и структуре 

энергопотребления. 

Источник: IIASA, <strong>2011</strong>. 

9 

Сравнение данного <strong>WEO</strong> 

с российскими сценариями и целями 

Как же результаты анализа данного <strong>WEO</strong> согласуются с целями и задачами, 

изложенными в стратегических российских документах Сравнение прогнозов из 

различных источников требует особого внимания, так как они могут основываться 

на различных основополагающих предположениях. Тем не менее, сравнение пяти 

ключевых целей до 2030 года, изложенных в стратегических документах России, 

с соответствующими показателями <strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong> очень информативно и полезно 

(Таблица 9.4). 

13. Меры по контролю над загрязнением включают: крупные топливосжигательные установки оборудуются средствами 

умеренного контроля, такими как внутритопочный контроль выбросов SO 2 или модификация сжигания 

для NO x ; меры для подвижных источников основываются на планах России внедрить европейские стандарты, 

т.е. Евро IV к 2015 году; контроль на местах обработки в цветной металлургии (важные источники выброса SO 2 и 

пыли) был учтен согласно программам, представленным данной отраслью; электростатические пылеуловители 

с эффективностью выше средней введены для контроля выбросов твердых примесей крупными топливосжигательными 

и обрабатывающими установками. 


Таблица 9.4•Прогнозы <strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong> (в 2030 г.) в сравнении с основными целями 

Энергетической стратегии России до 2030 г. 

Показатели к 2030 г. 

Сценарий 

новых стратегий 

<strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong> 


нынешних стратегий 


450 

Энергетическая 

стратегия до 2030 г. 

(диапазон) 

Потребление первичных 

энергоресурсов (млн т н.э.) 799 849 708 963 – 1 096 

Потребление электроэнергии (ТВт·ч) 1 351 1 514 1 219 1 740 – 2 164 

Добыча газа (млрд м 3 ) 822 888 657 870 – 925 

Добыча нефти (млн барр./день) 9,7 10,2 8,5 10,6 – 10,7 

Добыча угля (млн т у.э.) 257 309 132 282 – 381 

Выбросы CO 2 (млн т) 1 756 1 915 1 232 2 048 – 2 288 

Примечание: Диапазон потребления электроэнергии в Плане развития электроэнергетического сектора (Общая 

схема), с поправками 2010 г., оказывается ниже – от 1 553 ТВт·ч до 1 860 ТВт·ч; потребление электроэнергии 

в данной таблице рассчитано как добыча минус чистый экспорт; показатели Энергетической стратегии для 

газодобычи адаптированы к стандартной единице измерения МЭА – млрд м 3 (Вставка 8.3). 

Разница между показателями общего потребления первичных энергоносителей 

и потребления электроэнергии в российских сценариях и <strong>WEO</strong>-<strong>2011</strong> обусловлена 

в основном различными предположениями относительно роста ВВП. Если мы 

скорректируем этот фактор, то наши результаты приблизятся к диапазону 

Энергетической стратегии до 2030 года (см. Фокус), хотя показатели добычи нефти, газа 

и угля в Сценарии новых стратегий ниже минимального предела целей Энергетической 

стратегии, частично из-за предполагаемого меньшего внутреннего спроса. 

Более высокие официальные ожидания России относительно общего потребления 

первичных энергоносителей и потребления электроэнергии имеют важное значение 

для энергетической стратегии и планирования инвестиций, в частности в сектор 

электроэнергетики (см. Главу 7). Прогнозы России по потреблению электроэнергии 

были пересмотрены и сильно уменьшены в 2010 году после экономического кризиса 

(примечания к Таблице 9.4), а также были внесены изменения в генеральную схему 

для этого сектора. Тем не менее, пока в секторе электроэнергетики еще полностью 

не введен рыночный подход к новым инвестициям, существует риск вынужденных 

планов, предусматривающих уровни потребления, которые могут не реализоваться, а 

потребителям и налогоплательщикам в конечном счете придется покрывать затраты, 

связанные с неэффективным распределением мощностей по времени, объемам или 

расположению. 


ПРИЛОЖЕНИЕ А 

БИБЛИОГРАФИЯ 

Глава 7: Перспективы развития 

топливно-энергетического баланса России 

Bashmakov I. (<strong>2011</strong>), Energy Efficiency Policies and Developments in Russia, Centre for 

Energy Efficiency, Moscow. 

CENEF (Centre for Energy Efficiency) (2008), Resource <strong>of</strong> Energy Efficiency in Russia: Scale, 

Costs and Benefits, CENEF, Moscow. 

Институт энергетической стратегии (2010), Энергетика России: взгляд в 

будущее (Обосновывающие материалы к Энергетической стратегии России на 

период до 2030 года, Институт энергетической стратегии, Москва. 

IAEA (International Atomic Energy Agency) (<strong>2011</strong>), PRIS Database, www.iaea.org/ 

programmes/a2/, accessed August <strong>2011</strong>. 

IMF (International Monetary Fund) (<strong>2011</strong>a), Concluding Statement for the <strong>2011</strong> Article IV 

Consultation Mission, Moscow, June, www.imf.org/external/np/ms/<strong>2011</strong>/ 061411b.htm. 

— (<strong>2011</strong>b), World Economic Outlook, IMF, Washington, DC, April. 

IEA (International Energy Agency) (2006), Optimising Russian Natural Gas, OECD/IEA, Paris. 

— (2009), Implementing Energy Efficiency Policies – Are IEA Member Countries on Track, 

OECD/IEA, Paris. 

— (2010), Energy Technology Perspectives 2010, OECD/IEA, Paris. 

— (<strong>2011</strong>), Development <strong>of</strong> Energy Efficiency Indicators in Russia, IEA Working Paper, OECD/ 

IEA, Paris. 

Правительство РФ (2008), Транспортная стратегия Российской Федерации на период 

до 2030 года, Правительство РФ, Москва. 

— (2009), Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, Правительство 

РФ, Москва. 

— (2010), Государственная программа энергосбережения и повышения энергетической 

эффективности в Российской Федерации на период до 2020 года, Правительство РФ, 

Москва. 

— (<strong>2011</strong>), План реализации Климатической доктрины Российской Федерации, Москва. 

Росгидромет (<strong>2011</strong>), Доклад об особенностях климата на территории Российской 

Федерации за 2010 год, Федеральная служба по гидрометеорологии и мониторингу 

окружающей среды (Росгидромет), Москва. 

Приложение А – Библиография 141

Российская академия наук (2009), Развитие экономических механизмов 

стимулирования инвестиций в энергоэффективные технологии, Институт 

энергетических исследований Российской академии наук, Москва. 

Solanko L. (<strong>2011</strong>), How to Succeed with a Thousand TWh Reform, FIIA Working Paper, The 

Finnish Institute <strong>of</strong> International Affairs, Helsinki. 

Transparency International (2010), Corruption Perceptions Index, Berlin, www.transparency. 

org/policy_research/surveys_indices/cpi/2010. 

UNIDO (United Nations Industrial Development Organisation) (2010), Global Industrial 

Energy Efficiency Benchmarking, An Energy Policy Tool, UNIDO Working Paper, Vienna. 

World Bank (2008), Energy Efficiency in Russia: Untapped Reserves, World Bank, Washington, 

DC. 

— (2010), Lights Out: the Outlook for Energy in Eastern Europe and the Former Soviet Union, 

World Bank, Washington, DC. 

— (<strong>2011</strong>), Ease <strong>of</strong> Doing Business Index, World Bank, www.doingbusiness.org/rankings. 

World Steel Association (2000), Steel Statistical Yearbook 2000, World Steel Association, 

Brussels. 

— (2010), Steel Statistical Yearbook 2010, World Steel Association, Brussels. 

Глава 8: Российский потенциал ресурсов и поставок 

BGR (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohst<strong>of</strong>fe – German Federal Institute for 

Geosciences and Natural Resources) (2010), Energierohst<strong>of</strong>fe 2010, Reserven, Ressourcen, 

Verfügbarkeit, Tabellen [Energy Resources 2010, Reserves, Resources, Availability, Tables], 

BGR, Hannover, Germany. 

BP (<strong>2011</strong>), Statistical Review <strong>of</strong> World Energy <strong>2011</strong>, www.bp.com/sectionbodycopy.docate 

goryId=7500&contentId=7068481, accessed July <strong>2011</strong>. 

Cedigaz (<strong>2011</strong>), Natural Gas in the World, 2010 Edition, Cedigaz, Rueil-Malmaison, France. 

Efimov, A., et al. (2009), Accelerating the Development <strong>of</strong> the Hydrocarbon Resource 

Base in Eastern Siberia and the Republic <strong>of</strong> Sakha, First Break 27, European Association <strong>of</strong> 

Geoscientists and Engineers, Houten, The Netherlands, pp. 69. 

Everett, M. (2010), Characterizing the Pre-Cambrian Petroleum Systems <strong>of</strong> Eastern Siberia: 

Evidence from Geochemistry and Basin Modelling, SPE 136334, SPE (Society <strong>of</strong> Petroleum 

Engineers), Richardson, Texas. 

Gerasimov, Y. and T. Karjalainen (<strong>2011</strong>), «Energy Wood Resources in Northwest Russia», 

Biomass and Bioenergy, Vol. 35, Elsevier, Amsterdam, pp. 1655-1662. 

GGFRP (Global Gas Flaring Reduction Partnership) (<strong>2011</strong>), www.web.worldbank.org/ 

WBSITE/EXTERNAL/TOPICS/EXTOGMC/EXTGGFR/0,,contentMDK:22137498~pagePK:64168 

445~piPK:64168309~theSitePK:578069,00.html, accessed May <strong>2011</strong>. 

142 World Energy Outlook <strong>2011</strong> – ПРИЛОЖЕНИЯ

Henderson, J. (2010), Non-Gazprom Gas Producers in Russia, Oxford Institute for Energy 

Studies, Oxford, United Kingdom. 

IEA (International Energy Agency) (2003), Renewables in Russia, OECD/IEA, Paris. 

— (2008), World Energy Outlook 2008, OECD/IEA, Paris. 

— (2009), World Energy Outlook 2009, OECD/IEA, Paris. 

— (2010a), World Energy Outlook 2010, OECD/IEA, Paris. 

— (2010b), Natural Gas Information, OECD/IEA, Paris. 

Kontorovich, A., et al. (2010), «Geology and Hydrocarbon Resources <strong>of</strong> the Continental 

Shelf in Russian Arctic Seas and the Prospects <strong>of</strong> their Development», Russian Geology and 

Geophysics, Vol. 51, Elsevier, Amsterdam, pp. 3-11. 

Министерство природных ресурсов и экологии РФ (2010), Пятое национальное 

сообщение Российской Федерации, представленное РКИК ООН, www.unfccc.int/national_ 

reports/annex_i_natcom/submitted_natcom/items/4903.php, дата ссылки июнь <strong>2011</strong>. 

— (<strong>2011</strong>), Государственный доклад «О состоянии и использовании минеральносырьевых 

ресурсов Российской Федерации в 2009 году», www.mnr.gov.ru/ 

part/act=more&id=6555&pid=153, дата ссылки май <strong>2011</strong>. 

Министерство энергетики РФ (<strong>2011</strong>), Утверждение Генеральной схемы развития 

нефтяной отрасли до 2020 года, www.minenergo.gov.ru/press/min_news/7473.html, дата 

ссылки сентябрь <strong>2011</strong>. 

O&GJ (Oil and Gas Journal) (2010), Vol. 108, No. 46, Pennwell Corporation, Oklahoma City, 

United States, December. 

PFC Energy (2007), Using Russia’s Associated Gas, report for the Global Gas Flaring Reduction 

Partnership and the World Bank, PFC, Washington, DC. 

Piskarev, A. and M. Shkatov (2009), Probable Reserves and Prospects for Exploration and 

Development <strong>of</strong> Oil and Gas Deposits in the Russian Arctic Seas, IPTC-13290, SPE (Society <strong>of</strong> 

Petroleum Engineers), Richardson, United States. 

Попел, O., и др., (2010), Атлас ресурсов солнечной энергии на территории России, 

Объединенный институт высоких температур, Москва. 

Правительство РФ (2008), Концепция долгосрочного социально-экономического 

развития Российской Федерации на период до 2020 года, Москва. 

— (2009), Energy Strategy <strong>of</strong> Russia for the Period to 2030, Government <strong>of</strong> Russia, Moscow. 

— (2010), Государственная программа энергосбережения и повышения 

энергетической эффективности России на период до 2020 года, Правительство РФ, 

Москва. 

— (<strong>2011</strong>), План реализации Климатической доктрины Российской Федерации, 

Правительство РФ, Москва. 

А 

Приложение А – Библиография 143

Ragner, C. (2008), The Northern Sea Route, in T. Hallberg (ed.), Barents – ett gränsland i 

Norden, Arena Norden, Stockholm, pp. 114-127. 

Rogner, H. (1997), «An Assessment <strong>of</strong> World Hydrocarbon Resources, Annual Reviews <strong>of</strong> 

Energy and Environment», Vol. 22, Palo Alto, United States, pp. 217-262. 

Shakhova, N. and I. Semiletov (2010), «Methane Release from the East Siberian Arctic 

Shelf and the Potential for Abrupt Climate Change», presented at the US DoD Partners 

in Environmental Technology Symposium, Washington, DC, 30 November, http:// 

symposium2010.serdp-estcp.org/Technical-Sessions/1A, accessed July <strong>2011</strong>. 

South Stream (<strong>2011</strong>), «South Stream» project presentation, Brussels, 25 May, www.southstream.info/index.phpid=28&L=1, 

accessed July <strong>2011</strong>. 

USGS (United States Geological Survey) (2000), World Petroleum Assessment, USGS, Boulder, 

Colorado. 

WEC (World Energy Council) (2010), 2010 Survey <strong>of</strong> Energy Resources, World Energy Council, 

London. 

Глава 9: Развитие энергетического сектора России 

Гурвич, E. (2010), «Нефтегазовая рента в Российской экономике», Вопросы экономики, 

Том. 11, Российская академия наук, Москва. 

IIASA (International Institute for Applied Systems Analysis) (<strong>2011</strong>), Emissions <strong>of</strong> Air Pollutants 

for the World Energy Outlook <strong>2011</strong> Energy Scenarios, report prepared for the IEA using the 

GAINS model, IIASA, Laxenburg, Austria,www.worldenergyoutlook.org. 

IEA (International Energy Agency) (2010), World Energy Outlook 2010, OECD/IEA, Paris. 

— (<strong>2011</strong>a), Medium-Term Oil and Gas Market Report, OECD/IEA, Paris. 

— (<strong>2011</strong>b), Are We Entering a Golden Age <strong>of</strong> Gas, World Energy Outlook <strong>2011</strong> Special 

Report, OECD/IEA, Paris. 

Kuboniwa M., S. Tabata and N. Ustinova (2005), «How Large is the Oil and Gas Sector <strong>of</strong> 

Russia» Eurasian Geography and Economics, Vol. 46, No. 1, pp. 68-76. 

OECD (Organisation for Economic Co-operation and Development) (<strong>2011</strong>), Economic Survey 

<strong>of</strong> Russia, OECD, Paris, <strong>2011</strong>. 

Правительство РФ (2008), Концепция долгосрочного социально-экономического 

развития Российской Федерации на период до 2020 года, Москва. 

World Bank (2005), From Transition to Development, A Country Economic Memorandum for 

the Russian Federation, World Bank, Moscow. 

144 World Energy Outlook <strong>2011</strong> – ПРИЛОЖЕНИЯ

Изначально данный документ был опубликован на английском языке. Хотя МЭА приняло все меры, 

чтобы обеспечить соответствие российской и оригинальной английской версий, 

тем не менее незначительные различия могут сохраниться. 

© OECD/IEA, <strong>2011</strong> 

No reproduction, copy, transmission or translation <strong>of</strong> this publication 

may be made without written permission. 

Applications should be sent to: International Energy Agency (IEA) 

Head <strong>of</strong> Communication and Information Office, 9 rue de la Fédération, 75739 Paris Cedex 15, France. 

Cover design: IEA. Photo credits: © Image100/GraphicObsession.

WORLD ENERGY OUTLOOK 

2 0 11 

World Energy Outlook <strong>2011</strong> сводит воедино самые последние данные, политические 

стратегии и опыт, полученный за год, с целью предоставить глубокий анализ 

и понимание ситуации на мировых энергетических рынках сегодня и в 

ближайшие 25 лет. В этом издании ведущей публикации МЭА World Energy Outlook 

изложены актуальные прогнозы спроса и предложения на энергоресурсы 

для различных сценариев будущего развития с разбивкой по странам, видам 

топлива и секторам. Особое внимание уделено таким актуальным вопросам 

энергетического сектора, как: 

• перспективы развития энергетики России и их значение для мировых 

рынков; 

• роль угля в обеспечении экономического роста в мире, вынужденном 

ограничивать выбросы; 

• последствия возможной задержки инвестиций в нефтегазовый сектор в 

странах Ближнего Востока и Северной Африки; 

• как углеродоёмкая инфраструктура "фиксирует" технологии и выбросы, 

усложняя реализацию цели по сдерживанию изменений климата в рамках 2°С 

и увеличивая стоимость этих усилий; 

• масштабы субсидий на ископаемые виды топлива и поддержка 

возобновляемых источников энергии, а также их влияние на тенденции 

развития энергетики, экономики и экологии; 

• исследование "Low Nuclear Case" ("Сокращение использования ядерной 

энергии") рассматривает, как быстрый спад в использовании ядерной 

энергии повлияет на мировую энергетическую систему; 

• размеры и виды инвестиций, необходимых для обеспечения современными 

энергоресурсами миллиардов малообеспеченных людей в мире, 

лишенных доступа к энергии. 

www.iea.org 

www.worldenergyoutlook.org

Executive Summary of WEO-2011 focus on Russia Energy ...

Transform your PDFs into Flipbooks and boost your revenue!

Delete template?

Save as template ?