Énergie en Russie

Les réserves prouvées de gaz naturel de la Russie étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 47 759 Gm³ (milliards de m³) fin 2022. Ces réserves classaient la Russie au 1^er rang mondial avec 22,7 % du total mondial, devant l'Iran (16,1 %) et le Qatar (11,3 %)^{[b 2]}. Elles sont restées au même niveau depuis douze ans : +0,4 % depuis 2010^[18]. Elles représentent 81 années de production au rythme de 2023 : 586,4 Gm^{3[e 5]}. Les ressources supplémentaires, non encore prouvées, sont estimées à 145 200 Gm³, dont 110 000 Gm³ de réserves conventionnelles, 20 000 Gm³ de gaz de réservoir compact, 145 200 Gm³ de gaz de schiste et 5 700 Gm³ de gaz de couche^{[b 4]}.

Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées récupérables de gaz naturel de la Russie fin 2011 étaient de 44 750 milliards de m³, au 1^er rang mondial : 23 % du total mondial, devant l'Iran (16 %), et sa production était de 670 milliards de m³, ce qui laissait 71 ans de réserves. Les réserves sont principalement situées en Sibérie, dont les bassins de Yamburg, Urengoy et Medvezh’ye totalisent 45 % des réserves du pays. La compagnie d'État Gazprom domine l'amont de la chaine gazière, produisant environ 80 % du gaz russe et contrôlant directement plus de 65 % des réserves et une grande part du reste en joint-ventures. Le gaz naturel associé à la production de pétrole est souvent brûlé à la torchère : selon la U.S. National Oceanic and Atmospheric Administration, la Russie a brûlé 1244 milliards de pieds cubes de gaz, plus que tout autre pays et 30 % du total brûlé à la torchère en 2010 dans le monde ; le gouvernement russe a lancé un programme visant à utiliser 95 % de ce gaz associé d'ici 2012, mais cet objectif a peu de chances d'être atteint aussi vite^[19].

Le gisement gazier géant de Chtokman, découvert en 1998 en mer de Barents, recèle des réserves gigantesques : 3 900 milliards de m³, soit 2 % des réserves mondiales. Son développement, lancé en 2007 par Gazprom, le norvégien Statoil et Total ; ses conditions d'exploitation sont très difficiles : il est situé à 500 kilomètres au nord des côtes russes, dans une zone prise par les glaces une bonne partie de l’année. Le coût de son développement, estimé au départ à 15 milliards de dollars, avait été revu à au moins 30 milliards ; Statoil s'est retiré du projet en août 2012, puis Total en juin 2015 ; Gazprom a annoncé qu'il sera repris lorsque la technologie ou les conditions de marché seront plus favorables^[20].

En 2023, la Russie a produit 586,4 Gm³ (milliards de m³) de gaz naturel^{[e 5]}, soit 21,11 EJ (exajoules), en recul de 5,2 % en 2023 et de 4,6 % depuis 2013. Elle se classe au 2^e rang mondial avec 14,4 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (25,5 %) et devant l'Iran (6,2 %)^{[e 14]}.

L'AIE donne des estimations plus élevées pour 2022 : 23,71 EJ, soit 16,2 % de la production mondiale^[5], contre 22,26 EJ et 15,3 % selon l'Energy Institute^{[e 14]}.

En 2023, les exportations de gaz naturel russe sont tombées à 138,1 Gm³ contre 240,9 Gm³ en 2021 (-42,7 % en deux ans), reculant au 2^e rang mondial avec une part de marché de 14,7 %, derrière les États-Unis (203,4 Gm³, en hausse de 13,8 % en deux ans, part : 21,7 %). Ses exportations par gazoducs (95,4 Gm³) reculent de 52,6 % alors que ses exportations de GNL (42,7 Gm³) augmentent de 8,1 %^{[e 15]}. Mais après déduction des importations, la Russie conserve le 1^er rang des importations nettes : 132,4 Gm³ (10,8 %), devant le Qatar (127,8 Gm³, 10,4 %), les États-Unis (123,9 Gm³, 10,1 %), la Norvège (116,2 Gm³, 9,5 %) et l'Australie (107,4 Gm³, 8,8 %). Les exportations russes en 2022 étaient destinés :

• à l'Europe : 49,8 Gm³ par gazoducs, dont 25,7 Gm³ pour l'Union européenne et 24,1 Gm³ pour le reste de l'Europe ; 19,4 Gm³ par mer, dont 4,8 Gm³ pour la France, 6,5 Gm³ pour l'Espagne et 3,9 Gm³ pour la Belgique ;
• aux pays de l'ancienne URSS : 24,3 Gm³ par gazoducs, en particulier la Biélorussie : 16,8 Gm³ ;
• à l'Asie : 21,3 Gm³ par gazoduc pour la Chine et 23,1 Gm³ par mer, surtout à la Chine : 11 Gm³, au Japon : 8,4 Gm³ et à la Corée du sud : 2,3 Gm^{3[e 6],[e 7]}.

La Russie a également importé 5,7 Gm³ par gazoduc en 2023, dont 4,7 Gm³ du Turkmenistan et 0,7 Gm³ du Kazakhstan^{[e 7]}.

À la suite de l'invasion de l'Ukraine par la Russie, la Chine ne pourra pas se substituer à l'Europe pour absorber la production de gaz russe : le gazoduc « Power of Siberia », seule route pour le gaz naturel entre la Russie et la Chine, ne peut acheminer qu'une petite fraction des ventes réalisées vers l'Europe, et ce gazoduc n'est pas connecté aux champs gaziers russes qui alimentent l'Europe^[21].

En 2013, selon une étude d'Eurogas, la part du gaz russe dans la consommation des 28 pays de l'Union européenne a atteint 27 %, contre 23 % en 2012 ; la consommation de gaz de l'UE a pourtant reculé, pour la troisième année de suite, baissant de 1,4 % à 462 milliards de mètres cubes, après des baisses de 10 % et 2 % en 2011 et 2012 ; la production de gaz sur le territoire de l'Union européenne a connu un déclin de 1 % à 156 milliards de mètres cubes mais reste la première source (33 % de la consommation, comme en 2012) de l'UE^[22].

Selon les statistiques d'Eurostat, en 2011 la part des importations de gaz russe dans la consommation brute de gaz naturel des pays de l'Union européenne était la suivante^[23] :

• six pays dépassaient 100 % : les trois pays baltes, la Finlande, la République tchèque et la Slovaquie (ces dépassements peuvent s'expliquer par des variations de stocks ou des consommations extérieures telles que les soutes) ;
• deux pays proches de 100 % : Autriche (98,3 %) et Bulgarie (95,7 %) ;
• trois autres pays au-dessus de 50 % : Grèce (65,5 %), Slovénie (53,2 %) et Hongrie (51 %) ;
• quatre pays entre 20 et 50 % : Allemagne (41,6 %), Italie (28,2 %), Luxembourg (26,6 %) et Roumanie (21,2 %) ;
• deux pays peu dépendants (<20 %) : France (16,9 %) et Pays-Bas (4,7 %) ;
• dix pays non dépendants (0 % ou <1 %) : Belgique, Royaume-Uni, Suède, Pologne, Danemark, Irlande, Espagne, Portugal, Croatie, Chypre.

Les importations de gaz russe de l'Allemagne représentaient 29,6 % du total de celles de l'UE, suivies de l'Italie : 18,3 % ; ces deux pays recevaient donc 48 % du gaz russe importé par l'UE.

Gazprom domine également le réseau de gazoducs russe : dix grands gazoducs, dont huit gazoducs d'exportation : Yamal-Europe I, Northern Lights, Soyuz et Bratrstvo acheminent le gaz vers l'Europe à travers l'Ukraine et le Belarus (capacité totale : 4 Tcf) et Nord Stream, inauguré en 2011, à travers la Baltique ; Blue Stream, North Caucasus et Mozdok-Gazi-Magomed desservent la Turquie et les ex-républiques soviétiques de l'est. La Russie exporte aussi du GNL par méthaniers : en 2011, l'usine de gazéification de Sakhalin Energy (10 millions de tonnes de capacité), inaugurée en 2009, a exporté du GNL vers le Japon (69,5 %), la Corée du Sud (25,7 %), la Chine (2,4 %), Taïwan (1,7 %) et la Thaïlande (0,6 %) ; plusieurs projets de terminaux méthaniers sont en cours : Yamal LNG, Shtokman LNG, Vladivostok^[19].

Le projet de gazoduc South Stream, qui devait alimenter l'Italie et plusieurs pays de l'Est en contournant l'Ukraine par le sud, a été abandonné : le 1^er décembre 2014, le président Vladimir Poutine a annoncé cet abandon, le justifiant par le refus de la Bulgarie, sous pression de l’Union européenne, dont elle est membre, d’autoriser le passage du tuyau sur son territoire ; il a aussi vivement critiqué Bruxelles qui estime que les contrats signés par Gazprom pour ce projet violent les règles européennes de la concurrence, et annoncé une réorientation des flux d'exportations énergétiques de la Russie : « l’Europe ne recevra plus les mêmes volumes de la Russie ,  mais c’est le choix de nos amis européens » ^[24].

Gazprom, principal fournisseur de gaz de l'Union européenne, a annoncé à ses clients qu'ils devront aller chercher leur gaz à leurs frais en Turquie, appelée à remplacer l'Ukraine comme zone de transit après l'abandon par la Russie du projet de gazoduc South Stream. Or GDF Suez, ENI, E.ON et autres gaziers européens disposent de contrats de long terme prévoyant que Gazprom leur livre du gaz en des points précis, et non à la frontière gréco-turque. Gazprom devrait alors payer des pénalités énormes. Les pays européens sont diversement concernés par ce bras de fer : le Royaume-Uni, la Belgique et les Pays-Bas n'achètent pas de gaz russe, la Pologne et l'Allemagne sont approvisionnés via le Belarus ; mais l'Autriche, la Slovaquie, la République tchèque, tous les pays du sud et du sud-est de l'Europe, ainsi que des clients italiens ou français, sont concernés^[25].

L'exportation par voie maritime de gaz naturel liquéfié (GNL) se développe. Novatek, numéro deux du gaz en Russie après Gazprom et premier groupe gazier privé, est le spécialiste du GNL dans l'Arctique. Il annonce le 5 septembre 2019 la finalisation du financement d'Arctic LNG 2, un chantier sur la péninsule de Gydan estimé à plus de 21 milliards de dollars, avec un premier cargo prévu pour 2023. Total est actionnaire du projet à 10 % et détient également 19,4 % du capital de Novatek, qui détient 60 % du projet. Novatek a démarré fin 2017 la production de sa première usine de liquéfaction Arctic LNG 1 de 27 milliards de dollars sur la péninsule de Yamal, voisine de la péninsule de Gydan où se situe le deuxième projet^[26].

Le projet Arctic LNG 2 de Novatek, dont TotalEnergies est actionnaire à 10 %, a bouclé son financement fin novembre 2021 grâce à une levée de dette de 9,5 milliards €, dont 4,5 milliards € par des banques russes, 2,5 milliards € par des banques chinoises et 2,5 milliards € par des banques japonaises, italiennes et allemandes. Aucune banque française n'est directement impliquée, et la banque publique Bpifrance n'a pas apporté de garantie-export au projet. L'autre moitié des dépenses sera financée sur les fonds propres des partenaires du projet : le russe Novatek (60 %), TotalEnergies (10 %), les chinois CNPC et CNOOC (10 % chacun) ainsi que les japonais Mitsui et JOGMEC (10 %). Ce projet de 19 milliards € prévoit la construction de trois unités de liquéfaction du gaz sibérien, qui pourront produire jusqu'à 19 millions de tonnes de GNL par an à partir de 2023. Il est particulièrement contesté par les défenseurs de l'environnement parce qu'il participe au réchauffement climatique dans une région fragile, l'Arctique, qui se réchauffe déjà trois fois plus vite que le reste de la planète^[27].

En 2023, la Russie a consommé 453,4 Gm³ de gaz naturel^{[e 16]}, soit 16,32 EJ (exajoules), en hausse de 1,1 % en 2023 et de 6,7 % depuis 2013. Elle se classe au 2^e rang mondial avec 11,3 % de la consommation mondiale, loin derrière les États-Unis (22,1 %) mais devant la Chine (10,2 %)^{[e 17]}. Elle consomme 77,3 % de sa production^{[e 14]}.

Les réserves prouvées de pétrole^{[n 2]} de la Russie étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 14 767 Mt (millions de tonnes) fin 2022, au 7^e rang mondial avec 5,8 % du total mondial, derrière le Venezuela (18,7 %), l'Arabie Saoudite (15,3 %), l'Iran (11,2 %), le Canada (10,2 %), l'Irak (7,8 %) et les Émirats arabes unis (6,1 %)^{[b 1]}. Elles représentaient 27 années de production au rythme de 2023 : 541,7 Mt^{[e 1]}. Elles ont fortement progressé depuis 2010 : +40 %^[18]. Les ressources supplémentaires, non encore prouvées, sont estimées à 113 014 Mt, dont 92 936 Mt de pétrole conventionnel, 14 850 Mt de pétrole de schiste et 5 225 Mt de sables bitumineux^{[b 5]}.

Le risque d'épuisement des réserves reste théorique, car le pays compte de vastes territoires inexplorés ainsi que des réserves « probables et possibles » gigantesques en Sibérie orientale, en Arctique et dans l'offshore profond. Mais ces gisements seront coûteux à exploiter et nécessiteront des technologies dont ne dispose pas la Russie^[8].

Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées récupérables de la Russie à fin 2011 étaient de 8,2 milliards de tonnes (60 milliards de barils), au 7^e rang mondial : 4,6 % du total mondial (le n^o 1, l'Arabie saoudite, a 36,2 Mds tonnes, soit 20 %), et sa production de 509 Mt (2^e rang mondial), ce qui laissait seulement 16 ans de réserves. La majeure partie des réserves sont situées en Sibérie occidentale, entre les Monts Oural et le plateau central sibérien, ainsi que dans la région Volga-Urals, jusqu'à la Caspienne ; la Sibérie a des réserves encore peu explorées^[28].

Les réserves prouvées de pétrole de schiste sont estimées à 248 milliards de barils, soit 5 % du total mondial ; plus de 80 gisements ont été identifiés dans le bassin de la Baltique, à l'est de la partie européenne du pays et au nord-est de la Sibérie^[28].

Lukoil a signé avec Total le 23 mai 2014 un accord créant une coentreprise (51 % Lukoil, 49 % Total) pour exploiter du pétrole de schiste en Sibérie occidentale ; les deux groupes investiront 120 à 150 millions $ pendant deux ans dans l'exploration géologique ; la formation Bajenov, où la coentreprise effectuera ses explorations, contient des réserves estimées de façon sommaire à 70 millions de tonnes de pétrole. Les premiers forages d'exploration sont prévus en 2015 sur une zone couvrant 2 700 km² dans le district autonome des Khantys-Mansis^[29].

En 2023, la Russie a produit 541,7 Mt (millions de tonnes) de pétrole, en recul de 1,3 % en 2023, mais en progression de 1,8 % depuis 2013. Elle se classe au 2^e rang mondial avec 12,0 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (18,3 %) et devant l'Arabie saoudite (11,8 %)^{[e 1]}.

En 2011, la Russie avait produit 10,2 millions de barils par jour d'hydrocarbures liquides, dont 9,8 Mbbl/j de pétrole brut, et en avait consommé environ 3,1 Mbbl/j et exporté 7 Mbbl/j, dont 4,9 Mbbl/j de brut et le reste en produits raffinés ; 78 % des exportations étaient destinées à l'Europe, en particulier l'Allemagne, les Pays-Bas et la Pologne ; 16 % allaient à l'Asie et 6 % à l'Amérique. La Russie avait 40 raffineries, d'une capacité totale de 5,4 Mbbl/j ; Rosneft, le principal raffineur, contrôlait 1,3 Mbbl/j, en particulier la plus grande raffinerie du pays, celle d'Angarsk (385 176 bl/j) LUKoil a une capacité de raffinage de 976 000 bl/j et TNK-BP 690 000 bl/j^[28].

La principale compagnie pétrolière russe est Rosneft suivie par Lukoil, TNK-BP, Surgutneftegaz, Gazprom Neft et Tatneft^[30],[31].

Le 22/10/2012, Rosneft a annoncé son intention de s'emparer de la totalité de TNK-BP pour 61 milliards de dollars^[32].

La Russie prévoyait d’investir 400 milliards de dollars sur vingt ans dans l'Arctique, mais les sanctions liées à l’Ukraine risquent de ralentir ses ambitions. Gazprom est la première société au monde à avoir commencé à produire du pétrole dans l’océan Arctique : entrée en production en avril dernier, la plate-forme de Prirazlomnoye, en mer de Petchora, a produit 2,2 millions de barils équivalent pétrole en 2014, et prévoit de multiplier ce chiffre par 2 à 2,5 en 2015, au moyen de quatre nouveaux puits. C’est en Russie que se trouve, et de loin, le plus gros potentiel de l’Arctique », mais les compagnies russes ont besoin des technologies occidentales ; elles savent réaliser des forages en conditions extrêmes, mais pas développer des projets pour produire. Gazprom a ainsi conclu des coopérations avec Shell et s’était associé à Total, entre autres, pour développer le champ de Chtokman en mer de Barents, finalement suspendu sine die il y a deux ans, car trop coûteux. Le grand projet Yamal de Total, qui n’est pas un projet offshore, n’est pas touché directement par les sanctions, mais son financement est affecté. Rosneft a conclu des accords avec ExxonMobil, Statoil, BP et ENI, et a foré durant l'été 2014 un premier puits à 600 millions de dollars en mer de Kara avec ExxonMobil, qui a donné lieu à une découverte potentiellement gigantesque, estimée à 1 milliard de barils de pétrole, mais les opérations ont dû être interrompues avant même que le puits ait été testé, à cause des sanctions. Statoil a arrêté ses opérations en mer de Barents mais poursuit sa coopération en mer d’Okhotsk, où un puits d’exploration doit être foré en 2016^[33].

La Russie était en 2023 le 3^e exportateur mondial de pétrole et produits pétroliers avec 331,7 Mt, dont 240,8 Mt de brut et 90,9 Mt de produits pétroliers, soit 9,9 % des exportations mondiales, derrière les États-Unis (13,4 %) et l'Arabie saoudite (12,2 %). Ces exportations ont reculé de 13,9 % en 2023 et de 15,2 % depuis 2013^{[e 2]}. Les exportations de brut de 2023 étaient surtout destinées à l'Asie : 190,1 Mt (78,9 %) (dont la Chine : 107 Mt, 44,4 % et l'Inde : 81,8 Mt, 34 %), à l'Europe : 32,4 Mt (13,5 %) et aux pays de l'ex-URSS : 18,0 Mt (7,5 %)^{[e 18]}. Les exportations de produits pétroliers allaient surtout vers l'Europe : 37,5 Mt (41,3 %) et vers l'Asie : 33,3 Mt (36,6 %)^{[e 19]}.

Tous les oléoducs majeurs (sauf celui du Caspian Pipeline Consortium) sont possédés et exploités par le monopole étatique Transneft; les oléoducs pour produits pétroliers sont possédés et exploités par sa filiale Transnefteproduct. Actuellement, Transneft construit l'Oléoduc Sibérie orientale - océan Pacifique qui va transporter le pétrole russe aux marchés de l'Asie-Pacifique (Chine, Japon, Corée). La Russie est aussi le principal pays de transit pour le pétrole du Kazakhstan.

En 2023, la Russie a consommé 3,63 Mb/j (millions de barils par jour)^{[e 20]}, soit 7,21 EJ (exajoules), en progression de 1 % en 2023 et de 12 % depuis 2013. Elle se classe au 5^e rang mondial avec 3,7 % de la consommation mondiale, derrière les États-Unis (18,3 %), la Chine (17 %), l'Inde (5,4 %) et l'Arabie saoudite (3,8 %)^{[e 21]}. Sa production représente 3,05 fois sa consommation^{[e 22]}.

Les réserves prouvées récupérables de charbon de la Russie étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 71 719 Mt (millions de tonnes) fin 2022, soit 9,2 % des réserves mondiales, au 5^e rang mondial, derrière les États-Unis (28 %), la Chine (18,8 %), l'Inde (15,7 %) et l'Australie (9,7 %)^{[b 3]}, et celles de lignite) à 90 447 Mt, soit 28,2 % du total mondial, au 1^er rang mondial^{[b 6]}. Au total, ces réserves atteignent 2 807 EJ, soit 12,2 % des réserves mondiales, au 4^e rang derrière les États-Unis (25,0 %), la Chine (16,3 %) et l'Inde (13,5 %), devant l'Australie (11,8 %). Elles représentent 305 années de production au rythme de 2023 : 9,21 EJ^{[e 8]}. Elles ont été réévaluées en hausse de 4,5 % depuis 2010 pour le charbon et en baisse de 1 % pour le lignite^[18]. BGR estime les ressources supplémentaires identifiées, mais dont l'exploitation n'est pas techniquement ou économiquement justifiée, à 1 117 Gt de charbon^{[b 7]} et 541 Gt de lignite^{[b 8]}.

Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées de la Russie à fin 2011 étaient de 194 milliards de tonnes (estimation de 1996), dont 157 milliards de tonnes récupérables (dont 10,5 milliards de tonnes de lignite), et sa production de 326 Mt, ce qui laissait plusieurs siècles de réserves. Une grande part des gisements est exploitable à ciel ouvert : 23 % du charbon bitumineux, 74 % du sub-bitumineux et 100 % du lignite. Les gisements sont répartis dans de nombreuses régions, depuis le bassin de Moscou à l'ouest au bassin de Donetsk, à cheval sur la frontière ukrainienne au sud-ouest, au bassin de Petchora au nord-est de la Russie européenne, et aux bassins sibériens d'Irkoutsk, de Kouznetsk, de Kansk-Achinsk, de la Léna, de Yakoutie du Sud et de la Toungouska^[34].

Les principaux gisements de houille sont situés dans les bassins de Petchora (90 000 km²), dont 85 % est sous le permafrost, produisant des charbons de bonne qualité et assez proche des marchés, et du Kouznetsk (26 700 km²), à l'est de Novossibirsk. Le bassin de Kansk-Achinsk, encore plus à l'est, contient d'énormes gisements de lignite ; situé sur le tracé du transsibérien, il alimente des centrales électriques et des usines carbo-chimiques. Les vastes bassins sibériens de la Léna et de la Toungouska constituent des ressources largement inexplorées, dont l'exploitation commerciale serait probablement difficile^[34].

En 2023, la production de charbon de la Russie atteignait 432,5 Mt^{[e 23]}, soit 9,21 EJ (exajoules), en baisse de 1,5 % en 2023, mais en progression de 27 % depuis 2013, au 6^e rang mondial avec 5,1 % du total mondial, loin derrière la Chine : 51,9 %^{[e 8]}. Cette production était en 2022 de 346,9 Mt (millions de tonnes) de charbon (361,6 Mt en 2021), au 6^e rang mondial^{[b 9]} plus 89,0 Mt de lignite, au 4^e rang mondial derrière la Chine, l'Indonésie et l'Allemagne^{[b 10]}.

En 2020, la Russie a produit 9 596 TJ de charbon, dont 1 094 TJ de lignite (11,4 %)^[35].

Depuis un pic à environ 425 Mt (millions de tonnes) en 1988, la production de charbon de la Russie a connu un déclin prononcé à la suite de la désintégration de l'URSS, atteignant un point bas de 232 Mt en 1998, puis elle a regagné une partie du terrain perdu, atteignant 326 Mt (154 Mtep) en 2008^[34].

Les deux principaux producteurs russes de charbon sont Rosugol et Donugol.

En 2023, la Russie a exporté 5,39 EJ (exajoules) de charbon, au 3^e rang mondial avec 15,2 % des exportations mondiales, derrière l'Indonésie (28,2 %) et l'Australie (25,4 %). Les exportations russes ont progressé de 1,4 % en 2023 et de 52 % en dix ans (2013-2023)^{[e 9]}. Les principales destinations sont la Chine (51 %), l'Europe (14 %), la Corée du sud (13 %), l'Inde (9 %) et le Japon (1,7 %)^{[e 24]}. Les exportations représentent 58,5 % de la production du pays^{[e 8]}.

La consommation de charbon en Russie s'est établie en 2023 à 3,83 EJ (exajoules), en baisse de 0,2 % en 2023, mais en progression de 1 % depuis 2013, au 6^e rang mondial avec 2,3 % du total mondial, très loin derrière la Chine (56,1 %) et l'Inde (13,4 %)^{[e 25]}. La Russie consomme 41,6 % de sa production de charbon et exporte le reste^{[e 8]}.

En 2022, 40 % du charbon consommé en Russie a été brûlé dans les centrales de cogénération (électricité + chaleur) et 10 % dans les centrales de chaleur, ces deux catégories de centrales alimentant le chauffage urbain ; la cokéfaction pour la sidérurgie (16 %), l'industrie (21 %), le secteur résidentiel (1,5 %, en forte baisse) et le tertiaire (0,5 %) se partageaient le reste^[2].

La Russie possède les plus grandes réserves de schiste bitumineux en Europe estimées à 35,47 milliards de tonnes d'huile de schiste. Plus de 80 gisements d'huile de schiste ont été identifiés. Les principaux gisements sont situés dans la province de Volga-Petchyorsk et dans le bassin de la Baltique. L'exploitation des gisements dans la province de Volga-Petchyorsk a commencé dans les années 1930, mais fut abandonnée à cause de problèmes environnementaux. L'essentiel de l'industrie de l'huile de schiste était concentré dans le bassin de la Baltique, où la mine de Leningradslanets produisait 1,12 Mt en 2002 ; la production était livrée à la centrale électrique Estonian Baltic dont l'électricité était livrée à UES (Unified Energy System of Russia), jusqu'à 2005 où la production de la mine a été arrêtée ; la société russe Renova prévoit de construire sa propre usine de production d'huile de schiste, et a redémarré l'exploitation minière en 2007 à 50 000 tonnes par mois, en grande partie exportées vers l'Estonie en 2009. À Slantsy, près de la frontière estonienne, une centrale électrique (75 MW) brûlait l'huile de schiste, mais en 1999 l'usine de traitement d'huile de schiste de Slantsy et la centrale furent reconvertis pour utiliser du gaz naturel et les activités minières cessèrent en 2005. À Syzran une petite usine de traitement (10 000 tonnes par an) continue à fonctionner^[37].

De petites réserves de pétrole extra-lourd ont été identifiées : 6 gisements avec 177 millions de barils de réserves, dans les bassins de Volga-Oural et de Nord Caucase-Mangyshlak. D'importants gisements de bitume naturel (39 gisements, avec 295 milliards de barils de réserves prouvées et 51 Mds éventuelles) sont localisés dans la Sibérie Orientale dans le bassin de la Toungouska (plus de 50 Mds barils), ainsi que dans les bassins Timan-Petchora and Volga-Oural, ainsi que dans le Tatarstan, seule zone où les études sont suffisamment avancées pour qu'une exploitation soit envisageable^[38]. En septembre 2007, Tatneft et Royal Dutch Shell ont annoncé un partenariat stratégique pour développer la production de pétrole brut lourd au Tatarstan, où Tatneft a déjà une production pilote de bitume^[39].

En 2023, les centrales nucléaires de la Russie ont produit 217,4 TWh, soit 18,5 % de l'électricité du pays^{[e 11]}. La Russie se classe au 4^e rang mondial avec 7,9 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (29,8 %), la Chine (15,9 %) et la France (12,4 %)^{[e 12]}.

En 2022, la production brute d'électricité nucléaire en Russie atteignait 223,4 TWh, soit 19,4 % de la production totale russe d'électricité ; elle a progressé de 89 % depuis 1990^[4].

Au 26 juillet 2024, la Russie exploite 36 réacteurs nucléaires opérationnels, totalisant 26 802 MW de puissance installée, ce qui la place au 4^e rang en nombre de réacteurs en service et au 4^e rang en puissance installée^[44]. Ses réacteurs sont répartis dans 11 centrales nucléaires de production d'électricité, et 4 réacteurs sont en construction, totalisant 3 850 MW^[45]. La Russie se place au 3^e rang en nombre de réacteurs en construction, derrière la Chine (25 réacteurs en construction) et l'Inde (7 réacteurs), ex-æquo avec l'Égypte et la Turquie (4 réacteurs chacun), et au 5^e rang en capacité de production derrière la Chine (26,3 GW), l'Inde (5,4 GW), la Turquie (4,46 GW) et l'Égypte (4,4 GW)^[46].

Le constructeur russe de centrales nucléaires Rosatom annonce en juin 2016 avoir gagné les contrats de construction pour 36 réacteurs à l'étranger. Seize sont déjà en chantier : deux en Biélorussie, trois en Inde, deux en Chine, un en Finlande, deux en Hongrie, quatre en Turquie et deux au Bangladesh. Tous sont selon lui des réacteurs de troisième génération (VVER 1200 ou 1000)^[47]. En mai 2018, il reste 33 réacteurs en commande, dont 12 en chantier ; le principal modèle proposé est le réacteur de troisième génération VVER 1200^[48].

Depuis 2001 tous les réacteurs civils russes étaient exploités par Energoatom. Le 19 janvier 2007 le Parlement Russe a adopté une législation qui crée Atomenergoprom, compagnie holding regroupant toute l'industrie nucléaire civile russe, y compris Energoatom, le producteur et fournisseur de combustible nucléaire TVEL, le négociant d'uranium Techsnabexport (Tenex) et le constructeur d'installations nucléaires Atomstroyexport.

En juillet 2024, la Russie compte 36 réacteurs nucléaires électrogènes en service, répartis dans 11 centrales ; 24 appartiennent à la filière des réacteurs à eau pressurisée, 10 à celle des réacteurs refroidis à l'eau légère et modérés au graphite (LWGR), et 2 sont des réacteurs à neutrons rapides (FBR)^[45] :

autres informations :

• Centrale nucléaire de Balakovo : la construction d'un cinquième réacteur a été arrêtée en 2008.
• Centrale nucléaire de Beloïarsk : ce site comprenait antérieurement 2 réacteurs au graphite de type RBMK datant de 1964 et 1967, qui ont été arrêtés en 1983 et 1989. La construction d'un nouveau RNR plus puissant (804 MWe nets, dit BN-800) a été lancée en 1987, mais les travaux furent suspendus en 1988, puis relancés en 2010, pour une mise en service en 2015.
• Centrale nucléaire de Bilibino : la centrale nucléaire la plus septentrionale du monde, au nord du cercle polaire arctique, avec 4 petits réacteurs mixtes qui produisent à la fois de l'énergie thermique et électrique. Cette centrale devait être remplacée en 2019 par la centrale nucléaire flottante Akademik Lomonosov (deux réacteurs PWR de 35 MW chacun), qui a été construite dans les chantiers navals de Saint-Pétersbourg qu'elle a quitté au début de mai 2018 à destination de Mourmansk, où le combustible nucléaire a été chargé dans ses réacteurs ; après des tests, elle a été remorquée jusqu'à Pevek, où la centrale flottante a été connectée au réseau électrique local en 2020, pour remplacer les quatre petits réacteurs (48 MW au total) de la centrale nucléaire de Bilibino et une unité au charbon^[49]. En juillet 2020, 3 des anciens réacteurs restent en service.
• Centrale nucléaire de Koursk : la construction d'un 5^e réacteur a démarré en 1985, puis celle d'un 6ème, mais ils ne sont pas encore livrés en 2024.
• Centrale nucléaire de Novovoronej : en Russie centrale. Sa construction a démarré en 1957 ; c'est la plus vieille centrale nucléaire de Russie. Elle comprend 5 réacteurs de type VVER mis en service entre 1964 et 1980, dont les 3 plus anciens ont été arrêtés en 1988, 1990 et 2016, plus deux réacteurs VVER de 3^e génération, Novovoronej 2-1 et 2-2, de 1 100 MWe chacun^[50]. AREVA NP a fourni à Rosatom son système de contrôle-commande de sûreté (I&C) en vue de son installation au sein de l'unité 1 de la centrale nucléaire russe de Novovoronezh-2*, connectée au réseau en août 2016^[51].
• Centrale nucléaire de Rostov : au bord du réservoir de Tsimliansk à 120 km à l'est de Rostov-sur-le-Don, sur le Don.

En juillet 2024, 4 réacteurs (puissance nette totale : 3 850 MWe) étaient en construction^[45] :

• Brest-OD-300 (300 MW), FBR (réacteur nucléaire rapide à caloporteur plomb), à Seversk, Oblast de Tomsk, construction commencée en juin 2021
• Koursk 2-1 et 2-2 (2x1 200 MW), PWR, Centrale nucléaire de Koursk
• Leningrad 2-3 (1 150 MW), PWR, Centrale nucléaire de Leningrad.

Les énergies renouvelables sont très peu développées en Russie, en dehors de l'hydroélectricité, bien que la Russie ait d'abondantes ressources potentielles en énergie renouvelable. En janvier 2009 le Premier Ministre russe a signé une directive exécutive pour accroître l'usage des énergies renouvelables afin d'améliorer l'efficacité du secteur électrique. Les objectifs de part des énergies renouvelables dans la production d'électricité sont de 1,5 % en 2010, 2,5 % en 2015 et 4,5 % en 2020^[52].

La Russie se classe au 4^e rang mondial pour les émissions de CO₂ dues à la combustion, qui ont atteint 1 623,2 Mt en 2022, soit 4,8 % du total mondial de 34 117 Mt, derrière la Chine (10 644 Mt, 31,2 %), les États-Unis (4 608 Mt, 13,5 %) et l'Inde (2 517 Mt, 7,4 %)^{[g 6]}. En 2023, selon l'Energy Institute, elles atteignent 1 614,7 Mt, soit 4,6 % du total mondial, au 4^e rang mondial derrière la Chine (32,1 %), les États-Unis (13,2 %) et l'Inde (8,0 %)^{[e 29]}.

Ses émissions de CO₂ liées à l'énergie par habitant s'élèvent en 2022 à 11,31 t, soit 2,64 fois la moyenne mondiale : 4,29 t CO₂/hab, 2,74 fois les émissions de la France : 4,13 t, 1,51 fois celles de la Chine : 7,50 t, mais 0,82 fois celles des États-Unis : 13,81 t^{[g 7]}.

Les émissions de CO₂ liées à l'énergie par habitant en Russie ont reculé de 22,6 % en 32 ans (1990-2022), moins que celles de l'Union européenne : -32,2 %. Après une très forte chute de 1990 (14,62 t) à 1998 (9,53 t, soit -35 % en 8 ans grâce à des améliorations substantielles de l'efficacité énergétique, en particulier dans l'industrie), elles ont remonté de 18,7 % en 24 ans entre 1998 et 2022^{[g 7]}.

L'Agence internationale de l’énergie fournit la répartition de l'ensemble des émissions par secteur de consommation (après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation) :

En terme d'émissions cumulées de 1850 à 2007, la Russie était le troisième émetteur mondial :

1. États-Unis : 339 200 Mt (28,8 %) ;
2. Chine : 105 900 Mt (9,0 %) ;
3. Russie : 94 700 Mt (8,0 %) ;
4. Allemagne : 81 200 Mt (6,9 %) ;
5. Royaume-Uni : 68 800 Mt (5,8 %)^[65].