Известия Российской академии наук. Энергетика, 2024, № 1

&'. #&&&# ! "( 
(!# 
A 1   2024   %2(&5=—!+(5&0= 
:67+)6 + 1963 ,. 
B>7-1; 6 9)0 + ,7- 
 
  
(p"  '&. $# p(##c'#! 
' ". -"%', !+"#&'%#"., !)"  $%#*&&# ($% ".  
 ", %'#% 
)3)-.513 .. ";.66137+  
!.-)3?1766)E 3744.,1E 
)5. ,4. 9.-)3;79) @4.6-3799. .. 87<5-2,  
 
)3)-.513 .. 0+/6++2/3, )3)-.513  !$0, #)A3.6;:312 ,7:<-)9:;+.66B2 
;.>61@.:312 <61+.9:1;.; 15. :4)5) )9157+), .. 00&+(,  
)3)-.513 , $4)6-);79, 76,741E, &71829 >5>>7>5-.2,  
@4.6-3799. .$. &5&/6-2, )3)-.513 #.. 30/3(,  
-73;. ;.>6. 6)<3, 0.9*)2-/)6:312 ;.>61@.:312 <61+.9:1;.;, .. 80-+(,  
@4.6-3799. .. +*3(, )3)-.513 $.. 5&)823(,  
-73;. =10.-5);. 6)<3 . . &57&;3(, -73;. ;.>6. 6)<3 .. +./3,  
)3)-.513 .. 0-1+2/3, )3)-.513 ..  &/&53(,  
)3)-.513 . .  &5/3(-:, )3)-.513  .4)9<:1 ..  -9&0+(-:,  
897=.::79, !, &2) "&2)(+., @4.6-3799. $.. +75+2?,  
-73;. ;.>6. 6)<3 .. 3*/3(&0=2-/3(, -73;. ;.>6. 6)<3 . . +2*+53(,  
-73;. ;.>6. 6)<3, 6:;1;<; D6.9,.;131, C.;6)5, 5&2 - !8/,  
)3)-.513 .. !-0-443(, @4.6-3799. .. "8'&5+(&  
 
;+. :.39.;)9C 3)6-. ;.>6. 6)<3 .. 1>..+ 
 e-mail: izvestiyaranenergetika@mail.ru 
 36/(& 
!  «,*&7+0=67(3 «&8/&» 
© !7::12:3)E )3)-.51E 6)<3, 2024 
© !.-3744.,1E /<96)4) 
«0+.:;1E !. (6.9,.;13)» (:7:;)+1;.4C), 2024

СОДЕРЖАНИЕ
№ 1, 2024
Оценка перспективного потенциала для экспорта российского газа в условиях  
современных вызовов
С. М. Сендеров, В. И. Рабчук 
3
Кластеризация электроэнергетических систем на зоны надежности при оценке балансовой 
надежности. Часть 1
Д. С. Крупенёв, Н. А. Беляев, Д. А. Бояркин 
12
Исследование колебательных процессов в гидравлической системе капельного холодильникаизлучателя
А. А. Сафронов, А. А. Коротеев, А. Л. Григорьев, Н. И. Филатов 
22
Влияние параметров сопел форсунок на эффективность генератора парогазовых смесей
М. Н. Никитин 
30
Распределение температуры внутри жидкого включения в поле внешнего градиента  
температуры
О. О. Корчагина 
42
Теплообмен при ламинарном течении жидкости в круглой трубе
Ю. В. Видин, Р. В. Казаков 
47
Допусковый контроль воспламеняющей способности емкостных систем зажигания 
с полупроводниковыми свечами
Ф. А. Гизатуллин, О. А. Юшкова, А. В. Абросов 
54
Реализуемость режима термостатирования границы изотропного полупространства,  
обладающего пленочным покрытием
А. В. Аттетков, П. А. Власов, И. К. Волков, А. В. Котович 
63
Термодинамический анализ тринарных энергоустановок
В. О. Киндра, И. И. Комаров, О. В. Злывко, И. А. Максимов, М. А. Островский 
70
Адаптивный алгоритм управления на основе виртуального синхронного генератора. Часть 1
А. А. Суворов, А. Б. Аскаров, Н. Ю. Рубан, Ю. Д. Бай 
82
Исследование устойчивости гибридного электроэнергетического комплекса с нетрадиционными 
и возобновляемыми источниками энергии разных типов при изменении мощности нагрузки
Н. Н. Баранов, К. В. Крюков, Н. С. Родькин 
95

CONTENTS
№ 1, 2024
Assessment of the Prospective Potential for the Export of Russian Gas under the Influence  
of Modern Challenges
S. M. Senderov, V. I. Rabchuk 
3
Clustering of Electric Power Systems into Reliability Zones in Adequacy Assessment. Part 1
D. S. Krupenev, N. A. Belyaev, D. A. Boyarkin 
12
Research of Oscillations Processes in the Hydraulic System of Liquid Droplet Radiator
A. A. Safronov, A. A. Koroteev, A. L. Grigoriev, N. I. Filatov 
22
Effects of Nozzle Configuration on Efficiency of Direct-Contact Gas-Vapor Mixture Generators
M. N. Nikitin 
30
Temperature Distribution Inside the Liquid Inclusion in the Field of the External Temperature  
Gradient
О. О. Korchagina 
42
Heat Transfer under Laminar Flow of Liquid in a Round Pipe
U. V. Vidin, R. V. Kazakov 
47
The Tolerance Control of Capacitive Ignition Systems Ignition Capacity with Semiconductor  
Spark Plugs
F. A. Gizatullin, O. A. Yushkova, A. V. Abrosov 
54
Realizability of the Mode of Temperature Control of the Boundary of an Isotropic Half-Space  
with a Film Coating
A. V. Attetkov, P. A. Vlasov, I. K. Volkov, A. V. Kotovich 
63
Thermodynamic Analysis of a Trinary Power Plant
V. O. Kindra, I. I. Komarov, O. V. Zlyvko, I. A. Maksimov, M. A. Ostrovsky 
70
Adaptive Control Algorithm Based on a Virtual Synchronous Generator. Part I
A. A. Suvorov, A. B. Askarov, N. Yu. Ruban, Yu. D. Bay 
82
Study of the Stability of a Hybrid Electric Power Complex with Non-Traditional and Renewable  
Energy Sources of Various Types with a Change in Load Power
N. N. Baranov, K. V. Kryukov, N. S. Rodkin 
95

ИЗВЕСТИЯ РАН. ЭНЕРГЕТИКА,  2024, № 1,  с.  3–11
УДК 338.24:621.3
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОГО ПОТЕНЦИАЛА ДЛЯ ЭКСПОРТА 
РОССИЙСКОГО ГАЗА В УСЛОВИЯХ СОВРЕМЕННЫХ ВЫЗОВОВ
© 2024 г.   С. М. Сендеров, *, В. И. Рабчук
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева 
Сибирского отделения Российской академии наук, Иркутск, Россия
*e-mail: ssm@isem.irk.ru
Поступила в редакцию 16.08.2023 г.
После доработки 04.06.2024 г.
Принята к публикации 07.06.2024 г.
Статья посвящена анализу перспективного потенциала экспорта российского газа в условиях 
современных масштабов реализации стратегических угроз энергетической безопасности России 
в перспективе до 2035 г. с учетом имеющихся и назревающих внешних и внутренних вызовов. 
Оцениваются основные современные факторы, влияющие на направления трансформации указанных угроз, а также на масштабы их реализации. Анализируются возможности всех энергетических отраслей России по поставкам первичных энергоресурсов на внутренний рынок, при 
этом в качестве замыкающей выступает газовая отрасль. Показано, что до 2035 г. внутренние потребности страны в первичных топливно-энергетических ресурсах будут удовлетворяться с приемлемым запасом. Однако в условиях имеющихся и ожидаемых масштабов трансформации угроз 
энергетической безопасности есть опасения, что уже за пределами 2030 г. будет наблюдаться 
уменьшение технических возможностей для обеспечения даже «усеченных» из-за международных санкций объемов экспортных поставок природного газа.
Ключевые слова: первичные энергоресурсы, энергетическая безопасность, стратегические угрозы, экспорт газа
DOI: 10.31857/S0002331024010017
ВВЕДЕНИЕ
В статье оценивается потенциальная ситуация с возможностями экспорта российского газа до 2035 г. 
при обязательном выполнении важнейшего требования энергетической безопасности (ЭБ) России – надежного обеспечения внутреннего потребительского спроса на первичные топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) [1]. В отношении экспорта газа в современных условиях возникают два основных вопроса: 
каковы могут быть принципиально возможные объемы экспорта российского газа в условиях действующих санкций и их последствий и будет ли соответствовать этим объемам перспективный технический 
потенциал российской газовой отрасли? Соответствующий анализ проведен по следующим опорным годам: 2025, 2030 и 2035. При этом учитываются фактические показатели энергетических отраслей России 
по производству первичных ТЭР и объемы экспорта российского газа, а также результаты качественного 
анализа факторов влияющих на реализацию угроз ЭБ России с учетом действия международных антироссийских санкций.
Наиболее значимыми факторами, влияющими на реализацию угроз ЭБ России для рассматриваемой 
перспективы, по мнению авторов, следующие:
1. Дефицит инвестиций, в т. 
ч. связанный с заметным ухудшением ситуации с получением бизнесом 
«длинных» дешевых заемных средств.
2. Рост трудностей с внедрением наилучших доступных технологий (НДТ), в т. 
ч. на предприятиях 
газовой отрасли.
3. Уменьшение возможностей увеличения в балансах регионов и страны в целом доли возобновляемых источников энергии и водородной энергетики, прежде всего из-за трудностей с инвестициями.
4. Сокращение возможностей по освоению новых месторождений газа и нефти в России (особенно 
в труднодоступных районах) из-за усугубления проблемы инвестиций и уменьшения возможностей внедрения НДТ.
3

СЕНДЕРОВ, РАБЧУК 
5. Резкое уменьшение возможностей импорта: современного оборудования для газодобычи и магистрального транспорта газа; средств интеллектуализации систем управления функционированием основных производственных объектов энергетических отраслей; современных машин и средств механизации 
для обустройства новых газовых месторождений и прокладки газопроводов (особенно в труднодоступных районах) и т. 
д.
6. Замедление развития в стране газохимической промышленности (из-за трудностей с внедрением 
НДТ, нехватки инвестиций).
Сегодня важнейшая угроза ЭБ – недостаток инвестиций в энергетике. Ситуация здесь в значительной степени усугубилась масштабными изменениями условий экспорта российских углеводородов, начавшимися в 2022 г. Угроза значительного снижения их экспорта на европейские рынки начала реализовываться с природного газа. Следует признать, что этот процесс в энергозависимых промышленно 
развитых странах активизировал стимулирование научно-технического прогресса в области развития 
атомной энергетики, нетрадиционной энергетики и возобновляемых источников энергии. Реализация 
данных вызовов приведет к существенному уменьшению возможностей экспорта российских углеводородов, к соответствующему сокращению валютных поступлений и тем самым к сокращению инвестиций 
для обеспечения устойчивого функционирования и развития отраслей российского топливно-энергетического комплекса. В первую очередь, это коснется освоения новых дорогостоящих нефтегазоносных 
районов. В сложившейся ситуации с учетом установления потолка цен на российскую нефть с декабря 
2022 г. [2] и на российские нефтепродукты с февраля 2023 г. [3] ниша для выгодного экспорта российских 
ТЭР значительно сузилась. Есть серьезные опасения по существенному снижению доходности альтернативных направлений экспорта, к примеру, потенциальное перенаправление потоков природного газа 
в Китай. С переориентацией «освобождающихся» объемов нефти и газа на производство продукции 
глубокой переработки (нефте- и газохимия) также есть проблема: нужны значительные инвестиции в создание и развитие этих производств, и в то же время на мировых рынках отсутствует ниша для широкомасштабного экспорта этой продукции глубокой переработки из России.
На фоне данных тенденций приходится ожидать значительного уменьшения инвестиций в энергетику России с соответствующим снижением ее перспективных производственных возможностей. Уже 
за пределами 2025 г. в России может наблюдаться некоторое уменьшение потенциала для обеспечения 
даже «усеченных» (из-за санкций) экспортных поставок ТЭР, в особенности природного газа. Конечно, 
при ограничении экспорта углеводородов их запасы в недрах тратятся медленнее. Но в то же время снижение темпов инвестирования соответствующих энергетических отраслей отодвигает сроки освоения 
новых районов добычи углеводородов, сокращая тем самым их перспективные производственные возможности.
Отрицательные действия указанных выше факторов будут особенно заметны до 2025 г. Далее, до 
2035 г., по мнению авторов, с уменьшением санкционного давления в части экспорта российских ТЭР, 
внедрения НДТ в отраслях энергетики и хотя бы частичного возвращения возможностей получения 
длинных дешевых заемных средств ситуация должна стабилизироваться. Такие изменения должны сопровождаться соответствующим ростом валового внутреннего продукта (ВВП) и снижением его энергоемкости, связанным с диверсификацией структуры экономики в направлении развития производства 
наукоемкой продукции и сферы услуг.
Говоря об учете факторов «изменения климата» при решении проблем обеспечения ЭБ России 
сегодня, следует отметить, что для России значимость данных климатических факторов пока существенно меньше значимости имеющих место сегодня негативных факторов. В определенной степени 
снижение углеродного следа в России будет связано с вытеснением некоторых объемов угля из структуры потребления ТЭР за счет сократившихся объемов экспорта природного газа. В условиях разной степени неопределенности ситуации, прежде всего с экспортом российского газа, количественный прогноз относительно ожидаемой роли газовой отрасли в обеспечении России первичными ТЭР 
и ожидаемых уровней экспорта российского газа будем делать по двум временным отрезкам: 2023–
2025 гг. и 2026–2035 гг.
ПРОГНОЗ СИТУАЦИИ С ПЕРВИЧНЫМИ ТЭР В РОССИИ И С ЭКСПОРТОМ 
РОССИЙСКОГО ГАЗА В ПЕРИОД С 2023 ПО 2025 г.
Что касается газа, то в 2022 г. объем его экспорта из-за действующих санкций сократился, по 
сравнению с 2021 г., с 244 до 184 млрд м3 [4]. При этом в первом квартале 2022 г. экспорт газа полностью соответствовал заключенным контрактам. В каждом последующем квартале экспорт был 
снижен, по сравнению с аналогичным кварталом 2021 г., примерно на 20 млрд м3. Таким образом, 
ИЗВЕСТИЯ РАН. ЭНЕРГЕТИКА
№ 1
2024

 
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОГО ПОТЕНЦИАЛА ДЛЯ ЭКСПОРТА РОССИЙСКОГО ГАЗА 
5
отправной точкой для исчисления начальной величины возможного экспорта газа в 2023 г. будет 
примерно 165 млрд м3. Представляется маловероятным дальнейшее сокращение экспорта российского газа с учетом ожидаемого увеличения его поставок в Китай (только по магистральному газопроводу «Сила Сибири» поставки должны увеличиться с 15 млрд м3 в 2022 г. до 38 млрд м3 в 2030 г.). 
Это позволит компенсировать указанное выше сокращение и может привести к некоторому росту 
суммарного объема экспорта газа по отношению к 2022 г. Отсюда можно считать, что в 2023 г. объем 
экспорта российского газа может составить порядка 170 млрд м3 с некоторым ростом в 2024 и 2025 гг. 
до 180–190 млрд м3 в год.
Внутреннее потребление газа до 2025 г. может расти из-за некоторого вытеснения угля высвободившимся от экспорта газом (избыток газа на внутреннем рынке). В 2023 г. объем внутреннего потребления 
газа можно ожидать на уровне 480–490 млрд м3 (484 млрд м3 в 2022 г. [5]). В 2024–2025 гг. можно ожидать 
небольшого (1.0–1.5% в год) роста ВВП России. Незначительный рост экономики плюс избытки мощностей по добыче газа (из-за ограничений экспорта), а также реализация программ газификации регионов позволяют ожидать некоторого роста внутреннего потребления газа: в 2024 г. – 490–500 млрд м3, 
в 2025 г. – 490–510 млрд м3.
Зная возможные объемы экспорта газа и объемы его внутреннего потребления, можно говорить о требуемых в данном случае объемах производства газа в стране: в 2023 г. – 650–660, в 2024 г. – 670–690 
и в 2025 г. – 680–700 млрд м3.
Возможности импорта газа в Россию авторы в данном анализе не учитывали, т. 
к. этот импорт был 
в последние годы не очень заметным (6–8 млрд м3 в год). Вряд ли этот импорт при существующем избытке своего газа на внутреннем рынке может увеличиться, а вот сокращение или прекращение этого 
импорта вполне возможно.
Внутреннее суммарное потребление нефти (прямое потребление) и нефтепродуктов в 2021 и 2022 гг. 
составляло (соответственно) 225 и 224 млн т у. 
т. [6]. До 2025 г. годовое потребление этих ТЭР вряд ли заметно изменится. Оно может чуть вырасти (рост потребностей в моторном топливе со стороны военных) 
или чуть сократиться (рост доли электромобилей). Скорее всего, потребление нефти и нефтепродуктов 
в рассматриваемый прогнозный период до 2025 г. останется в тех же пределах и составит 220–230 млн т 
у. 
т. в год.
Оценивая объемы внутреннего потребления угля на период до 2025 г., следует учитывать, что неминуемое вытеснение угля газом из балансов ТЭР (газ, высвободившийся при сокращении его экспорта) 
будет сдерживаться сложностью и инерционностью процессов такой замены. В связи со сказанным, 
скорее всего, в 2023 г. потребление угля сохранится на уровне 2022 г. (173 млн т у. 
т. [7]) и составит 
170–180 млн т при дальнейшем уменьшении этого значения до 160–170 млн т в 2024 г. и до 150–
160 млн т в 2025 г.
Степень участия гидроэлектростанций (ГЭС), атомных электростанций (АЭС) и прочих ТЭР (энергия 
ветра, дрова, торф и т. 
д.) в покрытии внутренних потребностей страны в первичных ТЭР фактически 
не менялась за последние 5–7 лет и составляла 156 и157 млн т у. 
т. соответственно в 2021 и 2022 гг. [8]. 
Следует ожидать, что до 2025 г. она так и останется в пределах 150–160 млн т у. 
т.
Основывающиеся на приведенных выше рассуждениях показатели по объемам суммарного внутреннего потребления в стране первичных ТЭР и значения объемов экспорта российского газа на период до 
2025 г., а также фактические значения этих показателей за последние годы приведены в табл. 1. При этом 
внутреннее суммарное потребление первичных ТЭР в стране рассчитано как сумма соответствующих 
составляющих. Эта величина для перспективы представлена как среднее значение соответствующего 
возможного диапазона.
ПРОГНОЗ СИТУАЦИИ С ПЕРВИЧНЫМИ ТЭР В РОССИИ И С ЭКСПОРТОМ 
РОССИЙСКОГО ГАЗА В ПЕРИОД С 2026 ПО 2035 г.
Прогноз делается с учетом данных табл. 1, при этом:
– до 2035 г. ситуация с последствиями для топливно-энергетического комплекса России должна все 
более стабилизироваться с уменьшением санкционного давления;
– в этот период экономика страны должна устойчиво расти хотя бы со среднегодовым увеличением 
ВВП в 2–3% в 2026–2030 гг. и в 2.5–3.5% в 2031–2035 гг. Увеличение темпов роста во втором пятилетии 
связано с ожиданиями по снижению санкционного давления;
– при устойчивом росте экономики появляется возможность дальнейшего снижения энергоемкости 
ВВП в годовых темпах 1.5–2% в 2026–2030 гг. и 2–3% в 2031–2035 гг.
ИЗВЕСТИЯ РАН. ЭНЕРГЕТИКА
№ 1
2024

СЕНДЕРОВ, РАБЧУК 
Таблица 1. Фактические и прогнозируемые до 2025 г. показатели потребления первичных ТЭР внутри России, 
объемов экспорта и производства газа
Годы
Показатели
факт
прогноз
2021
2022
2023
2024
2025
Внутреннее потребление первичных ТЭР, всего, млн т у. 
т., 
в т. 
ч.
1051
1071
1060
1070
1070
- природный и попутный газ*, млрд м3
470
484
480–490
490–500
490–510
- нефть, нефтепродукты, млн т у. 
т.
225
224
220–230
220–230
220–230
- уголь, млн т
155
173
170–180
160–170
150–160
- э/энергия ГЭС, АЭС, проч. ТЭР, млн т у. 
т.
156
157
150–160
150–160
150–160
Экспорт российского газа, млрд м3
244
184
170–180
180–190
180–190
Производство природного и попутного газа, всего, млрд м3
764
674
650–670
670–690
680–700
* Не включает сверхнормативную закачку газа в подземные хранилища газа и потери.
Все рассматриваемые показатели касаются опорных 2030 и 2035 гг. Перспективные суммарные годовые внутренние потребности страны в первичных ТЭР определяются с учетом существующего положения и ожидаемых темпов роста ВВП и снижения удельной энергоемкости экономики:
 
Q
Q
K
K
t
t
ВВП
t
уэ
t
=
+
−
−1 1
(
),  
(1)
где Qt–1 – объем потребления этих ТЭР в t – 1-м году, а Kt
ВВП и Kt
уэ– коэффициенты изменения ВВП 
России и удельной энергоемкости ВВП в t-м году относительно t – 1-го года.
При определении внутренних потребностей в первичных ТЭР были приняты среднегодовые значения 
Kt
ВВП  и Kt
уэ, представленные в табл. 2.
Используя выражение (1), данные табл. 2 и примерный объем суммарного потребления первичных 
ТЭР в России в 2025 г. (1070 млн т у. 
т.), получим для 2030 и 2035 гг. эти объемы в пределах 1110 и 1140 млн 
т у. 
т. соответственно.
При определении перспективной структуры потребления первичных ТЭР в опорных 2030 и 2035 гг. для 
начала определимся с возможностями всех остальных ТЭР, кроме газа. Затем примем газ в качестве замыкающего ресурса и определим необходимые объемы его поставки. Эти объемы вместе с возможными объемами его экспорта будут требуемыми объемами производства газа в стране по соответствующим годам.
Нефтяная отрасль. В 2023–2025 гг. ожидаемое участие нефтяной отрасли в обеспечении страны первичными ТЭР предполагается на уровне 220–230 млн т у. 
т. (табл. 1). Начиная с 2026 и до 2035 г. внутренние потребности в нефтепродуктах если и будут расти, то не более чем на 0.5–1% в год. С одной стороны, 
работает некоторое вытеснение электротранспортом транспорта на моторном топливе, с другой – необходимость увеличения объемов потребления нефти, как сырья для нефтехимии, хотя из-за трудностей 
с инвестициями это увеличение не будет значительным. В этом случае можно ожидать возможного участия нефтяной отрасли в обеспечении страны первичными ТЭР в пределах к 2030 г. – 225–235 млн т у. 
т., 
а к 2035 г. – 235–245 млн т у. 
т.
Угольная отрасль. Возможное участие угольной отрасли до 2030 г. продолжит тенденцию к уменьшению (до 140–160 млн т при ожидаемых в 2025 г. 150–160 млн т). Затем до 2035 г. эти уровни меняться не 
должны (в т. 
ч. и из-за трудностей с инвестициями в газовой отрасли).
Таблица 2. Годовые коэффициенты изменения ВВП России и удельной энергоемкости ВВП по периодам перспективы до 2035 г.
Период
Kt
ВВП
Kt
уэ
2026–2030
0.020–0.030
0.015–0.020
2031–2035
0.025–0.035
0.020–0.030
ИЗВЕСТИЯ РАН. ЭНЕРГЕТИКА
№ 1
2024

 
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОГО ПОТЕНЦИАЛА ДЛЯ ЭКСПОРТА РОССИЙСКОГО ГАЗА 
7
Суммарные объемы производства первичных ТЭР в России на ГЭС, АЭС и за счет прочих ТЭР в 2023–
2025 гг. составят, как предполагается, 150–160 млн т у. 
т. в год. В условиях имеющихся санкций можно 
предположить, что такое положение сохранится до 2030 г. Далее (при смягчении ситуации с инвестициями) степень участия этих энергоресурсов в обеспечении страны первичными ТЭР должна несколько 
расти прежде всего за счет возобновляемых источников энергии. В 2035 г. производство ТЭР на ГЭС, 
АЭС и за счет прочих источников может увеличиться до 160–180 млн т у. 
т.
Требования к газовой отрасли. Полученные выше суммарные потребности России в первичных ТЭР, 
а также объемы возможного участия в покрытии этих суммарных потребностей со стороны нефтяной 
и угольной отраслей, а также ГЭС, АЭС и прочих ТЭР позволяют определить требования к газовой отрасли по ее участию в покрытии указанных потребностей. В 2030 г. эти объемы должны составить порядка 530–560, а в 2035 г. – 530–570 млрд м3. Данные объемы вместе с объемами экспорта газа, ограниченными условиями мирового рынка газа, определяют требуемые объемы добычи газа в стране по 
опорным годам.
Исходя из факторов внешнеполитического и внешнеэкономического характера, можно говорить 
о возможностях незначительного увеличения ниши для экспорта российского газа в пределах со 180–
190 млрд м3 в 2025 г. до 180–200 млрд м3 в 2030 г. Далее роста его экспорта ожидать сложно из-за части 
потерянных рынков сбыта, из-за увеличения объемов использования возобновляемых источников 
энергии и т. 
д. Объем экспорта российского газа может и сократиться в случае, если физические возможности по добыче газа будут недостаточны для выполнения обязательств по экспортным поставкам 
(при полном покрытии внутренних потребностей). При указанных выше уровнях экспорта требуемые объемы производства газа в стране должны быть на уровне 710–760 млрд м3 в 2030 г. и 710–
770 млрд м3 в 2035 г.
Все количественные показатели, полученные выше для 2030 и 2035 гг., представлены в табл. 3. 
Здесь же показаны фактические показатели для 2022 г. и ожидаемые показатели для 2025 г., взятые 
из табл. 1.
После формирования ожидаемых показателей по требуемым объемам производства газа для обеспечения внутренних потребностей страны, а также предполагаемых объемов экспорта необходимо 
определиться с прогнозными возможностями по добыче этого газа. Для этого нужно рассмотреть 
основные условия развития и функционирования газовой отрасли России (объективные факторы 
и принятые предпосылки), а затем провести анализ ситуации по основным газодобывающим регионам страны.
Основные условия развития и функционирования газовой отрасли России на анализируемый период 
следующие:
1. Реализация всех негативных факторов, о которых говорилось выше (дефицит инвестиций, трудности с внедрением НДТ, трудности с получением заемных средств и т. 
д.).
Таблица 3. Фактические и прогнозируемые до 2035 г. показатели потребления первичных ТЭР внутри России, 
объемы экспорта и требуемые объемы производства газа
Годы
Показатели
2022
2025
2030
2035
факт
прогноз
Внутреннее потребление первичных ТЭР в России, всего, млн т 
у. 
т., в т. 
ч.
1071
1070
1110
1140
- нефть и нефтепродукты, всего, млн т у. 
т.
224
220–230
225–235
235–245
- уголь, млн т
173
150–160
140–160
140–160
- электроэнергия ГЭС, АЭС и прочие ТЭР, всего, млн т у. 
т.
157
150–160
150–160
160–180
Требования к газовой отрасли по ее участию в обеспечении 
потребностей страны в первичных ТЭР, млрд м3
484
500–520
530–560
530–570
Возможный* экспорт российского газа, млрд м3
184
180–190
180–200
180–200
Требуемый объем производства газа в стране, млрд м3
668
680–710
710–760
710–770
* Объем экспорта, ограниченный внешнеэкономическими условиями.
ИЗВЕСТИЯ РАН. ЭНЕРГЕТИКА
№ 1
2024

СЕНДЕРОВ, РАБЧУК 
Таблица 4. Оценка возможностей по производству газа в России на период до 2035 г.
Годы
Показатели, млрд м3
2022
2025
2030
2035
факт
прогноз
Суммарные возможности (природный и нефтяной газ), в т. 
ч.
674
680–730
670–740
610–680
Добыча природного (метанового) газа, в т. 
ч. по регионам:
574
600–640
600–660
540–600
- Ямал
100
120–130
130–150
150–170
- Надым-Пур-Тазовский район
389
390–400
370–390
300–320
- Европейская зона
27
25–30
25–30
20–25
- Западная Сибирь (включая Ханты-Мансийский АО)
20
15–20
15–20
10–15
- Восточная Сибирь
6
25–30
25–30
25–30
- Дальневосточный ФО
32
35–40
35–40
35–40
Производство нефтяного газа
100
70–80
70–80
70–80
Таблица 5. Анализ производственных возможностей по экспорту российского газа
Годы
Показатели, млрд м3
2022
2025
2030
2035
факт
прогноз
Суммарные возможности по производству газа
674
680–730
670–740
610–680
Объемы внутреннего потребления газа
484
500–520
530–560
530–570
Производственные возможности по экспорту российского газа
190
180–210
140–180
80–110
Возможный экспорт российского газа с позиций внешнеэкономических условий
184
180–190
180–200
180–200
Запас производственных возможностей в отношении возможного экспорта
6
10
–30
–100
2. Наличие сегодня (2023 г.) излишков мощностей по добыче природного газа, которые появились 
после 2022 г. в объеме порядка 100 млрд м3 в год (табл. 1). Эти излишки должны быть использованы для 
обеспечения необходимых объемов дальнейшего производства газа.
3. После использования указанных излишков целесообразно наращивание добычи газа на Ямале 
(действующие месторождения и освоение Харасавэйского месторождения с доведением на нем годового 
уровня добычи до 30–40 млрд м3 в год к 2035 г.).
4. Снижение годового уровня добычи на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона до 
6–8 млрд м3 [9]. Такое снижение может иметь место главным образом после 2030 г., когда иссякнут излишки мощностей по добыче.
5. Снижение уровней производства нефтяного газа в связи с предполагаемым уменьшением экспорта 
российской нефти и нефтепродуктов (а значит, в связи с сокращением уровней добычи нефти в стране). 
По оценке авторов, снижение добычи нефти в анализируемый период составит примерно 20–25% от 
уровня 2022 г. (534 млн т) [10]. Соответственно, в тех же пропорциях снизится и уровень производства 
нефтяного газа. Тогда можно ожидать, что уровень ежегодной суммарной добычи этого газа в период до 
2035 г. составит 70–80 млрд м3.
6. Задержка с освоением газовых месторождений–триллионников на шельфе: Штокмановское (Баренцево море), Ленинградское и Русановское (Карское море) за пределы 2035 г. из-за инвестиционных 
проблем.
7. Отсутствие роста уровней добычи газа на Дальнем Востоке как минимум до 2035 г. из-за сложностей с инвестициями.
ИЗВЕСТИЯ РАН. ЭНЕРГЕТИКА
№ 1
2024

 
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОГО ПОТЕНЦИАЛА ДЛЯ ЭКСПОРТА РОССИЙСКОГО ГАЗА 
9
Natural gas (USD/MMBtu) 2.4930 
10
$ 89/тыс.м3
9
Июль 2022 г. – $ 240/тыс.м3
8
7
6
Срочные контракты:
Июль 2023 г. – $ 460/тыс.м3 
Июль 2022 г. – $ 2 040/тыс.м3
5
4
2.494
3
2
1.1928
2022
2021
2020
2019
Jul 03 2023
Рис. 1. Динамика цен на газ на европейских рынках (данные [11] с комментариями авторов).
8. Продолжение освоения Чаяндинского и Ковыктинского месторождений с доведением уровня ежегодной добычи газа до 40–50 млрд м3 к 2035 г. (из-за необходимости выполнения соглашения о поставке 
газа в Китай).
Результаты анализа возможностей по производству газа представлены в табл. 4.
Понимая возможные ориентиры с производством газа в России, а также возможные объемы его внутреннего потребления на перспективу до 2035 г. (табл. 3), определим производственные возможности 
отрасли по экспорту российского газа без учета ситуации на мировых рынках газа и внешнеэкономических условий (табл. 5). Здесь же приведем объемы возможного экспорта газа с позиций ожидаемых 
внешнеэкономических условий.
В последней строке табл. 5 представлена невязка между производственными возможностями экспорта 
российского газа и его возможными объемами с позиций внешнеэкономических условий. Для удобства восприятия данная невязка представлена разницей средних значений приведенных диапазонов. Из 
таблицы видно, что для 2025 г. ожидаемый уровень производства газа может с определенным запасом 
обеспечить его потенциальный экспорт (при полном удовлетворении внутренних потребностей). Но 
в условиях рассмотренных в статье негативных факторов и угроз уже ориентировочно с 2030 г. производственных возможностей газовой отрасли может оказаться недостаточно для обеспечения экспорта российского газа в объемах, возможных в условиях реализации внешних санкций и их последствий в виде 
сокращения ниши для российских ТЭР на европейском рынке. К 2035 г. такая невязка может составить 
уже половину теоретически возможного экспорта.
Дополнительным фактором к проблеме обеспечения перспективных инвестиций в газовую отрасль 
являются изменения цен на европейских рынках газа. На рис. 1, сделанном на основе данных портала 
Trading Economics [11], видно, как изменились цены на газ при заключении долгосрочных контрактов 
на его поставку. После шока весны–лета 2022 г. к июлю 2023 г. цены на долгосрочные контракты по поставкам газа на европейских рынках снизились более чем в 2.5 раза, а на срочные контракты почти в 4.5 
раза. Факторов перспективного повышения цены в настоящий момент не видно.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Анализ перспективных возможностей отраслей российского топливно-энергетического комплекса 
в период до 2035 г. в условиях имеющих место негативных факторов и их потенциальных последствий 
позволил сформулировать следующие выводы:
– несмотря на мощное санкционное давление, уровень производства российских ТЭР будет полностью обеспечивать внутренние потребности в первичных ТЭР в течение всего рассматриваемого периода 
(до 2035 г.);
ИЗВЕСТИЯ РАН. ЭНЕРГЕТИКА
№ 1
2024