资源与储藏 一般认为现代俄罗斯天然气产业的诞生是在1946年第一条远距离（845公里）的天然气管 线（萨拉托夫和莫斯科之间）完工时开始。产业本身接下来20年间的生产量则在1960年代 中期达到1000亿立方公尺和1040万的住户，他们若不是在天然气生产城镇将矿藏转化成天 然气，就是获得新的天然气供应。 许多『巨型气田』—梅德维泽、乌连戈伊、杨堡、和札波尔杨诺耶—都在1960年代中期到 晚期之间的时段在西西伯利亚和（俄罗斯南部的）奥伦堡发现，接着在1970年代在亚马尔 半岛发现许多气田（特别是波瓦年科和哈拉萨耶夫），并在未来十年之内稳定地在西西伯 利亚建立了俄罗斯天然气生产中心。地图1.1显示出主要的气田和管线，并将此地生产的 天然气运输到俄罗斯、独立国协国家和欧洲各国的市场地图中显示出两个特别的区域：目 前最主要的天然气生产气田都位在纳津‧普尔‧塔兹区域（Nadym Pur Taz，纳津‧普尔 ‧塔兹区域）；以及亚马尔．涅涅兹民族自治区（the Yamalo—Nenetskiy Autonomous Okrug，YNAO），其包围了包含亚马尔半岛在内的所有气田。 引用俄罗斯天然气资源禀赋的数据有许多的陷阱。俄罗斯和国际的天然气分类规则两者之 间有许多差异，这是一个传统上的问题。这个困难在1990年代更加恶化，因为迫切需要辨 别天然气工业公司和其他俄罗斯公司拥有的储藏之间的差别，有些资料更是尚未分配出去 。俄罗斯能源策略提供的数据是127兆立方公尺天然气『储量』。但是中央政府的天然资 源部在2003年年初提供的数据更大，估计全国天然气储藏是236兆立方公尺，分成160.3兆 陆上天然气和75.8兆海上天然气，其中包括： ——14.2兆C2（可能）的储藏； ——162.3兆C3＋D1＋D2（推测而且尚未被发现）储藏。 但是没有更加详细的地理位置的资料，不可能从商业上的眼光来判断这些夸大的数据的重 要性。 天然气工业公司拥有的大多数资源基地都有即刻的商业重要性。天然气工业公司在1997年 致力於和国际着名的DeGolyer和McNaughton公司合作，根据石油工程师协会（Society of Petroleum Engineers，SPE）以『以证实的和可信的』的分类法，重新评估它拥有的 大多数重要气田的储量（附录11包含俄罗斯的和石油工程师协会对於储藏分类的定义）。 表1.1显示这些气田的储藏，由天然气工业公司根据俄罗斯的A＋B＋C的分类法，以及 DeGolyer根据石油工程师协会在2004年根据以证实的和可信的分类法加以评估、监定而得 到的数据。 6.6兆的差异（大约是A＋B＋C的储藏的四分之一）是令人惊讶的。天然气工业公司拥有大 约90％的、以『以证实和可能的』评估方法估计的气田，在2004年估计值约28.9兆立方公 尺。所有主要气田的估计值中，国际估计值比俄罗斯的估计值大幅度地少了很多—乌连戈 伊2.6兆立方公尺、杨堡1.0兆立方公尺、札波尔杨诺耶0.6兆立方公尺、波瓦年科0.8兆立 方公尺，而哈拉萨耶夫依照国际分类评估法计算得到的数值。两组数据类别之间最大的差 异在於国际性的分类法无法登记俄罗斯南部接近里海的阿斯特拉罕气田，A＋B＋C的2.5兆 立方公尺天然气储藏。奥伦堡气田的国际估计值也低於俄罗斯的估计值。阿斯特拉罕和奥 伦堡两个地方上的气田的重要性在於它们比西伯利亚气田更接近潜在的市场。另一个有趣 的议题是天然气工业公司提供的佩索沃耶气田（Pestsovoye）的国际估计值特别的低，而 且预期在2000年代晚期会从这个气田提供庞大的生产量（见下方的表1.4）。 或许对於天然气工业公司的储藏地位最重要的观察是如果亚马尔半岛和斯托克曼气田—都 全尚未进入生产阶段—都被排除的话，A＋B＋C的总储藏会降低到20.5兆，以及13.3兆以 证实和可能的储藏。尽管以2004年的生产水准计算储藏—生产比率是24—38年，假设所有 剩余的储藏是可恢复的（这一部份不需要和A＋B＋C的计算方法或石油工程师协会的储藏 计算方法连接在一起）。并不是要让人联想到天然气工业公司储量短缺，但是它指出亚马 尔半岛和斯托克曼气田商业化对於公司的重要性，可让公司回到过去的水准。 虽然天然气工业公司的储藏庞大且有立即商业化的重要性，垂直整合的石油公司和独立天 然气公司（他们唯一的事业是天然气生产和行销）也会变得更加重要；表1.12尝试简要地 介绍这些公司的天然气储藏。表中数据也表示出虽然没有任何一家公司在储藏上可与天然 气工业公司相竞争，个别公司的天然气资源依然是相当庞大的，特别是在西西伯利亚，当 地的纳津‧普尔‧塔兹区域总计生产全俄罗斯90％的天然气产量，而在亚马尔半岛上的新 气田已经接近将天然气运输至市场的运输基础建设完工的阶段。最主要的天然气资源都位 在西西伯利亚，并往西运输到俄罗斯西部的内部市场，以及独立国协国家和欧洲各国的出 口市场。然而在东西伯利亚和俄属远东也有庞大的天然气气田，其资源可出口到东亚国家 的市场（见第三章）。表1.2提供的数据是亚马尔．涅涅兹民族自治区里面，独立生产者 3.3兆立方公尺的A＋B＋C的储藏和4.6兆立方公尺C2＋C3的储藏，共计5.46兆已证实储藏 ，其中2.4兆立方公尺有充分根据的储藏和1.64兆立方公尺可能的储藏，其可能关系到所 有A＋B＋C储藏，暗示着在西伯利亚之外的储藏是2.13兆立方公尺。 内部供应项目 表1 .1的资料显示天然气工业公司在气田中的储藏若不是已经进入生产阶段，就是在未来 二十年内的某一年即将进入生产。它们之间有重要的差别： ——产量衰退中的气田：乌连戈伊、杨堡、梅德维泽和奥伦堡； ——在2004年接近生产阶段：札波尔杨诺耶和阿斯特拉罕； ——尚未开发完成的阶段：亚马尔半岛（陆上和海上）诸气田和巴伦支海上的斯托克曼气 田。 这些不同气田集团的未来生产仍存在庞大的不确定性。我们会在下面看到，天然气工业公 司为了安全地将天然气运输到主要市场，在达成最低成本的解决方案时会遭遇到哪些困难 。 表1.3呈现的是1999—2003年间所有天然气供应、需求与贸易的平衡表。我们必须回到整 个表中的各个成分，但是整个平衡表的重要性在於为了正确地评监俄罗斯需求与供应项目 的复杂程度，以及精确地获得某些项目的差异程度： ——俄罗斯的生产和在俄罗斯可获取的所有生产—差异是中亚的进口天然气； ——天然气工业公司的生产和俄罗斯的生产； ——运输到各个市场—俄罗斯内部市场、独立国协国家、欧洲和（未来的）亚洲与北美洲 市场（以液化天然气）。 现存气田的衰退 表1.4显示出天然气工业公司生产中的主要气田，并标示出何时开始生产、何时到达生产 高峰，生产高峰又到了哪里。表也显示出主要气田在2003年年底枯竭的程度。必须更审慎 地思考天然气工业公司主要气田—乌连戈伊、杨堡、梅德维泽等气田的衰退率。表1.5显 示出目前生产中的气田，其自1999年起总计已经超过天然气工业公司90％的产量。这些气 田在2005年里已经有六个在衰退，包括三个最大的；六个仍在增加产量，其中的札波尔杨 诺耶气田产量已经到达每年1000亿立方公尺的产量。这些在衰退的气田中，梅德维泽气田 的生产时间已经超过三十年，且生产量仍有其20年前生产高峰期的一半；奥伦堡气田拥有 相似的生命周期。乌连戈伊已经生产超过25年，2003年的产量已经少於1987年高峰期的60 ％。杨堡的产期只有20年，在2003年的产量仍超过高峰期的90％。 2003年发表的俄罗斯能源策略认知到三个大气田的产量已经进入衰退阶段，而且已经生产 了其储藏的部分：梅德维泽75.8％，乌连戈伊65.4％，以及杨堡54.1％。这里的关键议题 是衰退速率有多快，而且需要投入多大的进一步投资才有可能降低衰退率。乌连戈伊气田 的衰退速率已经比1996—2003（1998年是例外）年间118—158亿的年均生产率更快。如果 衰退率继续下去乌连戈伊将在十年内失去相当庞大的产量。相对地，杨堡的产量会缓慢地 下降并将在未来几年内以更不平缓的边际性衰退下降到90亿立方公尺的产量；该气田1998 年100亿立方公尺的产量增加不是很容易立刻就能够解释的（除非它在之前几年关系到技 术性问题）。 可能无法确定是否能减缓生产衰退的速度，尤其是乌连戈伊。涉及最终恢复能力的关键因 素是可以找出来，而且我们会在下面谈到这个议题。天然气产业在1990年代，混乱的经济 转型时段内遭遇到资金短缺的困难，而投入资金投资於气田可以防止快速的生产衰退，这 已经在梅德维泽气田上获得成功的实证，但成功经验尚未复制到其他气田上。天然气工业 公司在未来十年的投资计画似乎并未针对於减缓现有气田的生产衰退。三个气田的衰退生 产已经在过去20年间支撑了俄罗斯天然气产业的发展，并在1999—2004年间提供超过220 亿立方公尺的年均供应量，而且这意指的是需要更多资金投入支撑目前的产量水准。 尽管实际上的产量正在衰退，浅层（地表下不到1500公尺深）气田的枯竭、容易获取（而 且因此低成本）的现存气田储藏也是非常重要的。俄罗斯能源策略很清楚地描述气田中仍 有10.3兆立方公尺储藏尚未进入生产，其中1.7兆位在大纳津‧普尔‧塔兹区域地区， 5.78兆位在亚马尔半岛，以及2.8兆储藏为在更深的小型气田中。乌连戈伊气田仍有庞大 的储藏为在更深的凡蓝今地质年代地层内部，这个部分的石化资源储藏更难取得，且必须 花费更高昂的开发成本。与外资企业合资成立的子公司—蚬壳石油公司（Shell）和稳得 胜（Wintershall）—都已经个别在札波尔杨诺耶气田的赛诺曼年代阶层和乌连戈伊气田 的阿津莫夫岩石结构中生产天然气。然而这些开发计画的进度相当缓慢，而且共同参与生 产的年均产量将不会超过250亿立方公尺。 新气田：纳津‧普尔‧塔兹区域、亚马尔半岛和斯托克曼 纳津‧普尔‧塔兹区域从表.和15中可以看出，在2005年时，这个区域中某些气田生产正 在衰退、某些处於高峰期并仍在增加产量： ——已经明显衰退许多年的是乌连戈伊、杨堡、梅德维泽和奥伦堡； ——共青团、尤比梁诺耶、杨索维和万佳．瓦金斯克已经达到高峰并可能在这几年中持续 生产2004年的产量水准； ——札波尔杨诺耶（172亿）、杨．瓦金斯克（16亿）、哈尔夫金斯克（119亿）、西塔克 沙林斯克（105亿）、佩索沃耶（258亿）和叶提．普罗夫斯克（125亿），这些气田预计 到了2010年会增加产量。 预计第三部分的气田集团总生产量会增加795亿立方公尺，如果与第一部份的产量衰退做 比较，，在1999—2004年间还多出了220亿立方公尺（而且假设第二部分的气田产量仍留 在2004年的水准），暗示天然气工业公司从目前这些部分的气田产量能维持在2004年的水 准并维持到2001—08年。 表1.6显示天然气工业公司宣布即将在2010年之前加入生产的新气田，虽然时间尚未确定 。这些气田在生产的高原期将每年额外供应580亿立方公尺产量，但是阿涅尔瓦赫林斯克 是例外，它必须要到2010年才会达到生产的高原期某些气田目前已经到达生产的高原期， 并且将会开始衰退。 天然气工业公司需要开发主要的新气源，藉以维持以及（或）增加2010年之後运输到西伯 利亚以西的内部和出口市场。这是公司已经在过去十年一直面对着的困难议题。研究两个 或其他主要的增加生产的来源—亚马尔半岛和巴伦支海的斯托克曼气田—已经努力了十年 。如表1.1呈现的，亚马尔半岛上波瓦年科和哈拉萨耶夫共同拥有5.5兆立方公尺A＋B＋C 的储藏而斯托克曼则拥有2.5兆。在1990年代和2000年代初期，亚马尔半岛和斯科克曼气 田被天然气工业公司认为是下一个大规模供应来源。然而生产和运输到市场的成本都相当 庞大，特别是当未来的价格是无法确定的时候。在1990年代，天然气工业公司和政府双方 都相互撰文指出哪一个计画会是第一个开发项目。例如，2000年时发表的俄罗斯能源策略 建议亚马尔的生产只会在2015年之後才会开始实施，但是斯托克曼气田将2010年开始进入 商业化生产。亚马尔计画和斯托克曼计画都在生产量、潜在的运输路线、和开发时间等项 目上都产生重大的思考和评估作业。作者并不愿意在这里提供这些计画的详细历史资料， 但是愿意提供简单的概要和在2005年时他们的地位和前景。 亚马尔半岛气田 我曾在之前的着作中建议过，亚马尔诸气田的开发计画与其说是计画，不然说它是个概念 。因为天然气工业公司对此地的生产时间和内容，以及将天然气从此地运输到市场的运输 系统，这两者都做了许多不同的变更。天然气工业公司的VNIgaz研究所制作了一份关於亚 马尔开发计画的广泛研究以及天然气工业公司与亚马尔．涅涅兹民族自治区政府在2002年 年初共同签署了一份架构性协定。 VNIgaz的研究将亚马尔诸气田分成许多不同的生产集团（见地图1.2）： 一，中央集团：波瓦年科、哈拉萨耶夫和克鲁曾斯腾，总共包含半岛上62％的储藏，或是 8.2兆立方公尺。生产高原期将会达到每年2110亿立方公尺产量，以及400万吨不稳定的凝 结气，包括： ——波瓦年科1400亿立方公尺（赛诺曼年代1150、纽康姆年代250） ——哈拉萨耶夫380亿立方公尺（赛诺曼年代320、纽康姆年代60） ——克鲁曾斯腾330亿立方公尺。 二，北方集团：南汤贝伊、北汤贝伊、西汤贝伊、塔希斯克、马力金斯克、斯亚多斯克， 总共包含半岛上27％储藏，或3.6兆立方公尺。生产高原期将会达到每年650亿立方公尺和 250万吨不稳定的凝结气。 三，南方集团：诺沃伯特索夫斯克、努明斯克、马洛．亚马尔斯克、罗斯托谢夫斯克、阿 克金谢斯克、斯涅德涅．亚马尔斯克、韩巴切夫斯克、涅金斯克、卡美诺明斯克、这些气 田集团总共包含半岛上11％储藏，或1.4兆立方公尺。生产高原期将会达到每年300亿立方 公尺。 这些集团并未包含总储藏达29.8兆，包括列宁格勒和卢桑诺夫斯克在内的卡拉海海上气田 ，海底的储藏可能还会多出8兆立方公尺。这还不包括鄂毕海湾和塔兹海湾上的许多海上 气田。 亚马尔半岛气田开发的概念首先将会开发波瓦年科和哈拉萨耶夫（中央集团），然後在 2020年後轮到汤贝伊集团气田，然後南部集团要到了2030年之後才会进入生产阶段。表 1.7显示根据VNIgaz的研究而显示出亚马尔半岛生产开发的方案，其在2002年提供的生产 前景是五年後才会开始生产。波瓦年科的生产将会是直到2030年间，亚马尔半岛天然气生 产的主轴，而哈拉萨耶夫与克鲁曾斯腾相比之下显得较小。到了2020年，哈拉萨耶夫与克 鲁曾斯腾将会达到完全的生产阶段，而且汤贝伊气田集团的产量将会迅速增加。 表1.7里面一个较细微的奇异特徵是哈拉萨耶夫气田的预期产量将会2020年起相对缓慢地 增加到380亿立方公尺。对於一个拥有1.4兆立方公尺储藏的一个气田—根据国际性的分类 水准来看——这是相对低的生产水准。 同样奇怪的是南部集团气田的开发时间，这些气田是在2000年时在鄂毕海湾和塔兹海湾的 浅水处发现，而且两个海湾的海底储藏据说高达7.5兆立方公尺。在2000年，一般认为这 些地方的气田将会在2007年进入商业生产，并在2010年时的产量会达到500—560亿立方公 尺，另一个估计认为会更晚开始进入商业化，并且产量会超过800亿立方公尺。VNIIgaz的 研究提供七个参与研究的气田的详细资料。三个卡美诺明斯克气田，以及鄂毕湾内的鄂毕 斯卡亚气田，潜在的生产高原期将达到每年350亿立方公尺。在塔兹海湾，阿德尔巴柳金 斯卡亚、安提帕柳金斯卡亚、和楚戈里雅金斯卡亚等气田，潜在的生产高原期都将达到每 年470亿立方公尺。这些气田因为两个理由而显得特别重要： ——储藏大到足够支撑十年的生产期。 ——这些气田都位在浅水域内，比半岛上的中央或北方集团气田更靠近目前生产的气田， 连接的运输系统会短很多。 这些都暗示着（至少某些）这些气田都具有即刻商业化的吸引力，但是如上面所提到的， VNIIgaz的研究认为它们只有到2030年之後才会进入生产。在2005年年初，没有对这些气 田提出任何即刻的投资计画，尽管公司的执行部会同意它们对公司来说是更具经济价值的 选项。 在2000年代初期，亚马尔生产的选择项目相对上已经建立起来了，但是不同的运输仍在辩 论中。两个原本的计画若非以管线将天然气输送到半岛南部，就是向西跨越拜达拉海湾连 接到乌赫塔现存的管线。第三个选项出现在2000年代，将初期的天然气跨过鄂毕湾连接到 杨堡气田，以亚马尔的天然气使用现在仍在生产气田的加工与运输设施，作为补充现有气 田的衰退，然後可以大幅度地降低成本。第四个选项也建议使用管线跨越萨列哈德，连接 到乌赫塔现有的管线系统中。在2004年年初，天然气工业公司的VNIIgaz研究所似乎将亚 马尔天然气的运输（至少在初期阶段）经过两个走廊： ——一条三列的管线，以每年900亿立方公尺的运输能力，跨越鄂毕湾连接到杨堡气田； ——一条五列的管线，以最终每年1600亿立方公尺的运输能力跨越拜达拉特海湾连接到乌 赫塔现有的管线网路。 在2005年，第一方案在最初发展阶段中似乎是最可行的项目，特别是纳津‧普尔‧塔兹区 域区域的生产已经进入衰退期。而且能符合尽量将最前面的投资成本最小化的要求，而这 一要求对於天然气工业公司竞逐国内和国外的投资资金相当重要。然而区域政府将利益放 在建立一条单一管线，藉以运输半岛所有天然气资源。 在2000年代，天然气工业公司的管理阶层对於亚马尔的开发时间并不确定也不提供承诺， 暗示着公司内部也对於不同项目意见分歧。在2004年3月一场新闻会议中，公司副董事长 亚历山大．李亚赞诺夫（Alexander Ryazanov）说亚马尔天然气对於内部市场，甚至对於 出口市场的经济，『对我们来说并不感兴趣』他建议道公司继续在『传统位置』（例如纳 津‧普尔‧塔兹区域）继续作业，而亚马尔天然气『5、6或是8年』才会来临。在2004年 筹募资金的内容说明书中解释到，将会减少目前的投资计画内部的特定计画： 这些计画包括哈拉萨耶夫和波瓦年科气田的开发…虽然这些计画仍未废止，我们不相信它 们会在在目前的投资计画内带来足够正面、积极的资金，藉以回收未来所有的成本。 报纸的报导认为天然气工业公司资深官员之间的选择差异是因为亚马尔投资的吸引力，以 及反对依赖中亚天然气与独立生产者的供应。同时，天然气工业公司的2005年投资计画虽 然提到波瓦年科和哈拉萨耶夫气田，却没有提到气田开发或管线建设的明确时间，只提到 将会完成『投资计画的第一阶段』。 波瓦年科气田的开发和亚马尔天然气管线走廊第一阶段的筹备时间很难评估，因为存在着 不同选项的开发计画。VNIIgaz的研究建议（但没有定义性的陈述）以五年为筹备期，其 意味着开发工程不会在2005年开始，亚马尔天然气第一波生产的最初时间（假设从2006年 开始开发）将会是2011年。 世界银行专家Tarr和Thompson在2003年发表了一份广泛引证资料的报告，其总结认为将亚 马尔天然气运输到俄罗斯市场的长期性边际成本是35—40美元／每一千立方公尺，包含开 发成本8美元／每一千立方公尺、运输成本22美元／每一千立方公尺、配送成本5—10美元 ／每一千立方公尺。这些作者研究结论的基础估计『它将足够将俄罗斯内部天然气价格提 升到35—40美元／每一千立方公尺，但不会再更高』。这个价位符合俄罗斯对纳津‧普尔 ‧塔兹区域天然气付出的成本，但并未包含亚马尔天然气田生产的成本。作者没有解释这 麽高的价位是如何得到的（撇开署名为『世界银行职员的估计』的来源）。 另外，引用亚马尔开发和运输成本的的单一数据的问题在於无法考虑到天然气工业公司和 半岛上的资源拥有者，双方可能遇到管线路线和气田的复数变动。VNIIgaz研究总结认为 开发一年2500亿立方公尺的天然气需要的总投资资金是天然气生产需要250亿美元和390亿 美金的运输成本，而且开发计画必须经过三个阶段，每一个阶段需要承担不同程度的投资 。研究也厘清任何亚马尔估计成本联邦和区域政府的税赋的重要性，估计在2002年会发挥 效力的税赋体制、运输到俄罗斯西部市场所需的运输成本是80—100美元／每一千立方公 尺，带来的结论是亚马尔气田开发需要和其他天然气上游作业完全不同的税赋体制（下面 会谈到天然气税赋的细节）。 斯托克曼诺夫斯克（斯托克曼）气田 斯托克曼气田最初是在1984年发现，并且据估计总储藏（以俄罗斯的A到D的分类法）计算 拥有3.2兆立方公尺（见表1.1，比较A＋B＋C储藏是2.5兆立方公尺），但是它的位置距离 莫曼斯克港外海550公里，而且其海下深度是300—330公尺（见地图1.3）。大略的海床状 况是混杂着漂流的浮冰、物理环境特别严峻且特别破碎。其潜在的年产量达到900亿立方 公尺，非常重要的监定会影响斯托克曼气田原先的开发构想的商业可行性，不管是相继设 立4—5座海上作业平台（每一座平台的产能都是一年200亿立方公尺），或是从开始开发 後设立复数形式的作业平台。在2004年，天然气工业公司搁置原先构想，并偏好和挪威水 电公司（Norsk Hydro）使用海面下的完工科技结合多管道的管线运输方式，共同开发斯 托克曼气田。 1995年，由包含法国道达尔、美国康菲、挪威水电、和芬兰的富传公司共同成立开发财团 并持有50％的股份，天然气工业公司的子公司，罗斯礁岩公司（Rosshelf）则持有另外50 ％股份以及开发执照。天然气工业公司藉此得以控制气田股份，而且也潜在地使用必要的 管线将天然气运输至俄罗斯内部和出口市场。在2000年，俄罗斯国会批准这个气田的产品 分享协定，但是两年後，1995年签订该气田的架构协定之下实施的探勘作业完成并且到期 ，斯托克曼（以及纳津‧普尔‧塔兹区域区域的普里拉罗姆诺耶油田和三个气田）气田的 执照被转移到北海油气公司—由罗斯石油的普尔油气公司和罗斯礁岩公司分别持有50％股 份的合资公司。罗斯石油的普尔油气在2005年将它的50％股份卖给天然气工业公司，使其 成为唯一的股份持有者。 从发现气田直到2000年初，斯托克曼天然气商业化设想建造管线将天然气从气田运输到俄 罗斯西北和欧洲的市场。构想是建造600—650公里的海外管线，连接到特雷贝卡作为登陆 地点；另外在可拉半岛建造往南1500公里的管线，并建造分支管线通往波罗的海海岸，往 前跨越波罗的海通往德国（而且有可能更远接往英国）。然而其进展在2000年代初期变的 更为清楚，成为运输系统的波罗的海部分—北欧管线计画—将会独立於斯托克曼气田开发 计画之外另行发展。2004年，天然气公司宣布斯托克曼气田开发计画的最初阶段会是集中 在以液化天然气的形式出口到美国。 1997年，天然气工业公司和芬兰的富传公司（Fortum）成立了合资的北欧天然气运输公司 ，开始进行波罗的海管线计画的可行性评估，其後来成为着名的北欧管线计画（North European Pipeline，NEP）。这个计画吸引了来自许多潜在投资者和天然气买家的兴趣（ 见第三章）。2004年3月，天然气工业公司执行长亚列克谢．米勒做出公开声明，北欧天 然气管线的气源将来自於南俄罗斯气田，一年後，副董事长李亚赞诺夫证实已经搁置斯托 克曼的管线项目，而且所有的努力都集中在以液化天然气的方式出口到美国（我们会在第 三章回到这个议题）。然而，气田中这麽庞大的储藏将足以实现最初阶段的液化天然气发 展，接下来的开发阶段将会涉及到以管线供应内部和欧洲市场。 独立天然气公司 在俄罗斯的架构内，『独立天然气公司』这个词汇是用在速记的词汇，用来指称任何100 ％不属於天然气工业公司的天然气供应或生产组织。加注『独立』的生产者意指它们的某 些（甚至是大部分）股份不是由天然气供应公司所持有。非天然气工业公司的天然气供应 者们之间可以看到某些程度的人为区分： 1.某些公司的主要事业是石油、但拥有庞大天然气储藏和利益；这些包括所有着名的石油 公司：卢克石油、苏尔古特油气公司和英国．秋明石油公司。 2.某些公司拥有庞大石化资源和与天然气相关的商业事务。在2004年，这个部份包括 ITERA和诺瓦铁克，但是还包括所有独立天然气生产者联盟（Soyuzgaz）的成员。这个部 份也包括纯粹的天然气贸易者而没有自己的生产业务，包括Centrrusgaz和Trans Nafta。 3. 某些公司的大部分持股被天然气工业公司所持有，像是西伯利亚．乌拉尔石油天然气 化学工业公司（Sibur）（简称西乌公司）和普尔天然气公司。 俄罗斯独立天然气公司在目前和未来的重要性无法简单地以它们的天然气储藏来评估。许 多公司宣称它们拥有庞大储藏，但是因为许多原因—常常和气田所在为置有关，像是复杂 的地质结构、缺乏投资资金等—它们无法加以商业化。为了成功地商业化，独立生产者需 要正确地将生产井所在位置、可获得的投资资金、可连接的基础建设结合在一起—後者包 括加工工厂和天然气工业公司的天然气管线网路—和有偿付能力的消费者有意愿购买它们 的天然气。在2004年，依然很难达到这样的结合，甚至尽管这些公司已经稳定地建立起来 ，它们依然有管制性的义务、沈重地必须依赖天然气工业公司愿意让它们取得加工厂房和 管线网路。 垂直整合的石油公司 可能会令人惊讶的是在2000年代初期，大型的整合石油公司本身是相对不大的天然气生产 者。苏尔古特油气公司（Surgutneftgaz）和罗斯石油公司（Rosneft）生产的天然气产量 超过所有石油公司的一半（见表.11）大多数大型垂直整合的石油公司都为未来二十年规 划了庞大企图心的计画。，他们也有大型、具竞争性的计画，使他们在同一时段内预期中 的天然气与石油价格趋势中更加有利可图。在2003年，年初，卢克石油公司同意将在那霍 德金斯克（Nakhodkinskoye）气田中生产的天然气从2005年开始卖给天然气工业公司，并 在2006年将出售量提高到每年800亿立方公尺。气田位在天然气工业公司的西西伯利亚主 要生产区域，北方的大洼地（Bolshekhetskaya Depression）。卢克石油公司同意建立管 线并将天然气运输到杨堡的主要压缩站，天然气工业公司会在当地以最少的22美元／兆立 方公尺价格收购（排除增值税）。 许多原因可以进一步解释为什麽像卢克石油那样在财政上赤字的公司会同意这样的安排。 第一，对於天然气加工和运输的成本效益感到悲观；第二，感到乐观的是：对於固定价格 可能增加，以及可以非固定价格将这麽大量的天然气卖出而感到乐观；公司适当地以政治 安排，不与天然气工业公司在天然气市场互相竞争；此外卢克石油公司缺乏天然气贩卖与 行销的专家与组织。 无论是为了什麽理由，独立的生产者不会采取这种行动，在可见的未来内从独立的生产者 转变成独立的行销公司。虽然无法知道这个协定在2006年之後会有什麽样的变化。卢克石 油公司和天然气工业公司的『战略伙伴关系』涵盖到2014年为止，不只包含那霍德金斯克 的天然气贩卖，以及在俄属里海区域的合作，他们与哈萨克油气公司（Kazmunaigaz）成 立的子公司叫做里海中部油气公司（TsentrCaspneftgaz）。此外，卢克同意在生产分享 协议框架之下将所有乌兹别克天然气卖给天然气工业公司，甚至不久後将不再直接经过生 产分享协议。 至於垂直整合的石油公司顾虑的是发现难以稳固地发展。自2003年开始爆发的法律．政治 危机，阻碍了尤科斯公司的庞大开发计画，甚至威胁公司的存活。苏尔古特油气公司是这 些公司之中最大的天然气生产公司，油田中伴生的天然气产量在2004年超过140亿立方公 尺。然而，它加入了天然气工业公司．罗斯石油公司合资的财团，成为开发东西伯利亚气 田的潜在成员。虽然苏尔古特油气公司开发非伴生天然气的企图心受到限制，公司的伴生 天然气产量则继续增加，特别是在气田生产的火焰能从现在的程度继续下降的话。无论如 何它的产量将会如表1.11里面那样的预测，增加到250亿立方公尺。而非伴生天然气产量 则无法确定。英国石油．秋明石油公司拥有庞大的天然气储藏，特别在2004年中期从尤科 斯公司购买罗斯潘公司（Rospan）56％的股份之後，让它在新乌连戈伊和东乌连戈伊唯一 拥有的储藏高达9500亿立方公尺的凝结气储藏。英国石油．秋明石油公司最大的天然气储 藏是位在东西伯利亚和俄属远东的科夫柯塔金斯克。 罗斯石油公司的天然气计画则是与天然气工业公司建立起强大的盟友关系。在2001年10月 ，这两家公司同意在纳津‧普尔‧塔兹区域区域三个气田的合作开发策略—Kharampur、 Vyngayakhinsk和Yetipurovsk（以及斯托克曼气田，下面会谈到）。这个决定允许罗斯石 油．尤干斯克油气公司仍保持独立公司的身份（见第四章），意味着公司内部的优异的石 油资产可能会影响到天然气开发可获得的投资。罗斯石油公司除了在东西伯利亚和俄属远 东（特别是在萨哈林）之外（见第三章），在西西伯利亚也拥有庞大的潜在天然气生产。 简要地说，垂直整合的石油公司的天然气企图心似乎可能受陷於储藏，以及与石油开发计 画相比较之下，天然气开发计画的资金可取得能力和市场上的吸引力。重要的是2002年 VNIIgaz 的研究假设这些公司的生产将会平坦地维持在2003年每年350亿立方公尺的水准 ，一直维持到2020年。卢克石油公司将表现出领导性的角色，但它的天然气生产量在2010 年只有300亿立方公尺，并在2020年时只有800亿立方公尺，更现实的是关注於它拥有的储 藏，不管公司愿意求取需要的投资和在生产之外开发天然气市场的企图心。撇开卢克石油 公司不谈，苏尔古特油气公司—最大的生产者—似乎没有意愿将企图心从油气伴生田扩展 到非伴生天然气之外的角色，但是公司仍会在未来继续成长，确保他成为天然气生产者的 领导性角色。罗斯石油公司获得了尤干斯克油气公司，提升了一倍的储藏，合并後的新公 司将会快速地选择开发它的天然气资产；至於受到关注的西伯利亚石油公司，它的天然气 生产和企图心都很稳健；而曾经一度最重大的角色，尤科斯公司似乎不可能存活。 独立天然气供应公司 伊代拉（Itera），第一家主要的俄罗斯独立天然气公司，1994年从一家贸易公司开始营 运。到了1990年大中期至晚期时，公司藉由参加拍卖、买进现有的合资企业—包括天然气 工业公司的合资企业—获得气田的开发执照，因而迅速地拥有将近2兆立方公尺储藏的天 然气财产。它也发展成独立国协之内的主要天然气贸易贸易公司—特别是来自土库曼—管 理阶层在此与总统有强力的关系。伊代拉的天然气事业，至少在某部分上，因为天然气是 土库曼能供应改期其他独协国家的唯一进口商品和服务。 在2000年，伊代拉生产将近180亿立方公尺天然气。购买来自於亚马尔．涅涅兹民族自治 区300亿立方公尺，以及350亿立方公尺来自於中亚国家，主要来自於哈萨克斯坦、土库曼 斯坦和乌兹别克斯坦。公司在同一年售出856亿立方公尺天然气，其中俄罗斯境内—特别 是在斯维尔德诺夫斯克州，它和伊代拉签署长期供气契约—超过400亿立方公尺；以及另 外450亿立方公尺天然气出售给得独协国家，尤其是乌克兰（320亿立方公尺）和白俄罗斯 （60亿立方公尺）。2000年被认定是伊代拉公司历史上至今为止的高峰。公司出售天然气 的容量，并买入独立国协各国天然气与天然气相关公司的庞大股份，包括波罗的海诸国和 外高加索诸国。 随後，伊代拉的问题开始出现。第一个问题来自於俄罗斯国会审计委员会的命令，要求天 然气工业公司停止以天然气供应的形式，缴税给亚马尔．涅涅兹民族自治区行政长官。在 1990年代後期天然气欠款最严重的时段内，这种方式是天然气工业公司支付地方税赋最适 当且最低成本的方式。地方当局必须找到其他方式将天然气订为货币，而伊代拉则提供庞 大的外流管道。高德曼（接受华尔街日报访问时）表示亚马尔．涅涅兹民族自治区行政首 长（现在是天然气工业公司董事会成员之一）接受天然气工业公司开出的天然气价格是2 —5美元／每千立方公尺，同时将它卖给伊代拉，然後再以40—80美元／每千立方公尺价 格卖给不同顾客群。他总结说：『…某些价差是由管线运输成本吸收，但是滥用运输价格 是不可否认的事实』。事实上，在1998—2000年间是高度不大可能发生的，没有证据显示 伊代拉曾藉30美元／每千立方公尺的价差贩卖天然气。无疑地亚马尔．涅涅兹民族自治区 行政当局再度贩售天然气让依代拉具有高度利润，公司可能可以轻易地藉由『滥用运输价 格』获得『创新的企业行为』和『精明的税赋最佳化』的名声。 眼见伊代拉的天然气运输量从2000年的860亿立方公尺降低到2001年12月的700亿立方公尺 ，造成亚马尔．涅涅兹民族自治区行政当局天然气的损失，审计委员会和天然气工业公司 的稽核员，Price Waterhouse Cooper（PWC）双方都对於天然气工业公司和以伊代拉公司 的双边关系展开调查，并成为广泛探索的议题，但是无法证实贪污行为和申辩的主张。调 查特别集中在於： ——伊代拉从天然气工业公司获得的天然气资产； ——伊代拉运输给天然器工业公司的部分； ——天然气工业公司董事会成员和伊代拉公司，拥有明显证据的所有权关系，在1996年， 双方在仔细盘算之後，成立一家子公司，而天然气工业公司获取伊代拉20％股份。 有趣的是，这些调查都没有证据显示天然气工业公司或伊代拉双方有谁做错，调查结果後 来被大多数评论所遗忘。审计委员会发现伊代拉支付给天然气工业公司使用天然气管线网 路的运输关税是『在范围内』。伊代拉欠天然气工业公司的债务是天然气管线网路的使用 费，而天然气工业公司互相欠的款项较小。审计部建议伊代拉应该要履行它所有的义务， 关系到购买普尔天然气公司的股份、罗斯潘国际公司和卡克沙油气公司，这几家公司在 2001年的所有天然气产量达到181亿立方公尺。这些公司的股份是瞄准以蓝姆．乌瓦赫列 夫（Rem Vyakhiev）为首的天然气工业公司管理阶层的『剥夺资产』的论述核心。伊代拉 所有权和财政营运缺乏透明性，而且事实上某些天然气工业公司管理阶层的成员都在随後 接管伊代拉公司的重要职位，为别人的批评提供的方便的弹药。在2001年年初，伊代拉的 地位是个值得尊敬的公司法人身份，尤其是它和欧洲执委会签署契约，供应天然气给乌克 兰，作为欧盟整套的援助措施的一部份，作为乌克兰关闭车诺比尔核电厂的补偿。但是到 了2001年中期，天然气工业公司的新董事长，亚列克谢．米勒（Alexander Miller）上台 後，他让伊代拉在俄罗斯内部和独协国家之内的财富不断地缩水。 伊代拉在国内生产的关键损失—除了失去亚马尔．涅涅兹民族自治区偿税的天然气之外— 必须重新收购它在前任天然气工业公司管理阶层之下收购的资产。PWC报告明显建议天然 气工业公司应该考虑重新获取32％普尔天然气公司的股份，该公司後来被伊代拉所并购。 曾在1999年将普尔天然气公司的股份卖给伊代拉，後在2002年4月重新买回并获取达到51 ％股份。伊代拉支付33000卢布购买这些股份，天然气工业公司则以660万卢布购回并补偿 伊代拉公司在之前三年开发气田上的开支；这些气田在2003年时产量达到130亿立方公尺 许多人因为重新获得普尔天然气公司而感到高兴，并将之视为是修正发生在前任的管理基 层之间的协议下，造成『剥夺资产』的错误，少数人呼吁交易并未获得批准，因为当时天 然气工业公司正遭遇到欠款的财政危机，所以无法实施财政上的转移和个人资源将之拿来 开发小型气田；而且这个决策焦点是放在主要出口计画的财政资源，诸如亚马尔．欧洲管 线和蓝流管线。 2003年2月，天然气工业公司以102000卢布购买伊代拉在北方油气工业公司的51％股份， 而且名目上的金额总数反映出开发结果。这家公司的特别特别重要性在於它拥有开发南俄 罗斯气田的执照，气田在之後被选定为北欧天然气管线的供应来源（见第三章）。这一部 份的收购，天然气工业公司出售西比尔斯基油气公司（Sibirsky Oil and Gas Company） 10％股份和塔克沙林斯克油气公司（Talkosalneftgaz）7.8％股份给伊代拉。 从2002年开始，伊代拉逐步地失去供应来源和市场，这是天然气工业公司新任管理阶层要 降低这家公司在天然气产业内的角色并产生许多决定性结果。伊代拉意图与诺瓦投资公司 合并（後者转型成诺瓦铁克公司诺瓦铁克，见下方）。但後来因为其中一家公司财富缩水 ，另一家公司财富增加，合并案宣告失败。在2002年後期，天然气工业公司开始限制伊代 拉装卸货物到独立国协，要求伊代拉以现金支付尚未支付的运输费用，尽管伊代拉否认。 2002年12月，公司被剥夺了它身为中亚天然气运输者的地位，特别是将土库曼天然气运输 至俄罗斯和独立国协国家，这个任务被转移给一家一家从未听过名字的、新的匈牙利公司 ，名为Eural Transgas（见第二章）。更糟糕的事情发生在2003年6月，乌兹别克总理通 知伊代拉，由於乌兹别克天然气出口增加，它将土库曼天然气出口到其他独立国协市场国 的出口量被限制在2003年，并在2004年截止。总理向伊代拉的顾客警告『划下他们自己的 句点』。 同时，天然气工业公司开始逐步地将伊代拉逐出外高加索的天然气市场。伊代拉在亚塞拜 然和乔治亚被告知他们已经没有设备将天然气运到他们的市场，原因是他们已经被天然气 工业公司接管。在2004年年初当记者访问到为何要接管亚塞拜然的天然气供应时，天然气 工业公司的子公司，天然气出口公司直接回应：『没有人歧视伊代拉。他们无法达成契约 义务时，自然没有任何天然气运输设备可以使用。』 但是或许更严重的是公司涉入它最大的新气田的天然气运输的部分，西西伯利亚的贝列戈 沃耶气田（Beregovoye），潜在的生产量是每年120亿立方公尺。由於它靠近生产量已经 在2000年代快速增加的札波尔杨诺耶气田，天然气工业公司宣布它的生产设备不适合用来 运输贝列戈沃耶气田生产的天然气。暗示着可以藉由合资建造札波尔杨诺耶和乌连戈伊新 管线的方式解决运输设备问题，但是到了2005年中期时进度仍然甚微。这对公司来说极端 重要，它在2004年晚期将塔克沙林斯克油气公司（Tarkosaleneftegaz）和汉切油气公司 （Khancheyneftegaz）的股份全数卖给诺瓦铁克公司。结果是除了普尔天然气公司的持股 之外，伊代拉仍保持在俄国境内的生产资产只剩下贝列戈沃耶气田。 天然气工业公司的帐户中显示，在2002年运输609亿立方公尺天然气给伊代拉，在2003年 是317亿立方公尺。或许令人惊讶的是，伊代拉在2002年向天然气工业公司购买了81亿立 方公尺，并在2003年购买151亿立方公尺，并以有利於伊代拉的价格购买。解释这些销售 是表面上自从天然气工业公司开始买回在普尔天然气公司的股份之後，伊代拉遭遇到的问 题不仅是贝列戈沃耶天然气运输、失去土库曼天然气运输，以致於无法满足向斯维尔德诺 夫斯克州的天然气供应义务（它是该州的主要天然气供应者）而且被迫购买天然气以满足 他们。从2005年开始，伊代拉向天然气工业公司和诺瓦铁克购买天然气，并与後者签署五 年的供应契约，藉以满足它向该州承担的义务并显示不愿意离开市场。从贩卖上看，伊代 拉依然是第二重要的独立天然气公司。在2005年，他未来的生产前景转换到卡尔穆克（与 鞑靼斯坦）和土库曼斯坦（名为Zarit的合资企业），其石油产量比天然气还多。 诺瓦铁克（Novatek）在2004年成为俄罗斯第一大的独立生产公司。诺瓦芬投资公司从 1990年代的管道建造信托，主要投资事业转变成在天然气和凝结气田的生产，获得在亚马 尔．涅涅兹民族自治区的气田开发执照（东塔克沙林斯克、尤哈诺夫斯克和汉切斯克）， 然後开始获得在西伯利亚之外的产权。它在2003年改名为诺瓦铁克并生产204亿立方公尺 产量（以及250万吨石油与凝结气）；到了2010年，公司被预期的产量会超过500—600亿 立方公尺。公司完全拥有一家子公司尤汉诺夫油气公司（生产乌连戈伊气田的凡蓝今地质 年代部分），在自己拥有的财产权中，天然气生产量将会在2008年高达270—300亿立方公 尺。诺瓦铁克在追求它的独立策略上有几个优势： ——它藉由拍卖和公开招标来获得财产（它唯一的资产是向天然气工业公司购买—8％的 东塔克沙林斯克股份—後来被天然气工业公司新管理阶层买回）。 ——以2003年的价格水准来看，它的成本基础提供庞大的获利。 ——建立加工厂能够增加它的凝结气贩售，并为其他西西伯利亚的独立天然气公司加工他 们的天然气，藉此而潜在地提供产量。 ——公开地认知到它的股东是49.23％的Levit，登记为赛普鲁斯的SWGI集团基金37.54％ ，以及亚马尔区域发展基金7.58％。 ——在公司治理和透明度上有重大进展，并根据国际会计组织的会计水准报帐并登记储藏 。 诺瓦铁克藉由寻找向内部市场运输天然气，而非出口的方式，和天然气工业公司维持良好 的关系。公司从未涉及任何贪污或和天然气工业公司管理经层展开内线交易。2004年，诺 瓦铁克的财政状况往前踏出重大一步，宣布跨国石油公司，法商道达尔公司有意购买它的 25％股票，根据报导其总价在8.5—10亿美元之间。大概在同时，公司和国际财政公司达 成最初的协议，以亿2千万美元的贷款开发尤哈诺夫斯克气田。这几项发展的重要性在於 —并不会在2005年中期完成—也不会需要这麽多的金钱，这些钱必须获得国际性的财政组 织和公司双方同意才能动用，而且为俄罗斯内部天然气市场增加的未来获取资金的吸引力 。 诺特天然气公司（Nortgaz）在1993年成立，是天然气工业公司（51％）、巴斯特（ Bechtel）（44％）法尔科（Farco）（5％）共同成立的合资企业，拥有执照开发北乌连 戈伊气田赛诺曼地层结构内的天然气凝结气储藏。股权在1990年代中期至晚期变更，巴斯 特离开，诺特天然气公司成为法尔科的继承公司。乌连戈伊天然气工业公司（天然气工业 公司在原公司内的提名人）持有的诺特天然气公司股份被降低，根据诺特天然气公司的管 理阶层所言，是为了开发气田的支出而将它的股份卖出。公司在2003年成为俄罗斯法院上 诉讼焦点，而且公司在2001年开始生产天然气，倾向於在2001年代中期每年生产50亿立方 公尺（以及100万吨凝结气），公司相信生产量将会在2000年代结束时增加到100亿立方公 尺。天然气工业公司和独立生产者之间其中一个最大的公开战斗则是将焦点放在诺特天然 气公司，它自2003年起在获取运输权限上遭遇越来越多的问题。许多不同的解释，从天然 气工业公司对於整个独立天然气产业的攻击，到天然气工业公司想迫使诺特天然气公司屈 服於诉讼。2005年四月，莫斯科仲裁法庭宣告诺特天然气公司开发北乌连戈伊气田的执照 到期，尽管自然资源部支持这家独立生产者继续上诉。根据不久之後的报导，公司同意和 天然气工业公司谈判，继续持有它的51％股份，并继续自己的生产，尽管处於天然气工业 公司的控制之下。 其它的独立天然气公司，像是TransNafta和Centrrusgas都只是纯粹的天然气交易者，本 身并不从事天然气生产，而且关於他们的资料更少。从1999年设立之後，Centrrusgas以 商人的身份，在2000－2002年间贩售了70—80亿立方公尺天然气，从独立生产者手中买入 天然气再转售给地方电力公司（energos）和小型消费者。 表1.8呈现的是1995—2004年间，天然气工业公司和俄罗斯官方的全俄罗斯天然气生产统 计数据；可以从剩余部分计算非天然气工业公司生产的产量。它显示的是非天然气工业公 司产量从1995年的6％，提升到2003年的13％；石油公司伴生天然气占有率从高达70％下 降到大约只有45％。 天然气加工与液态资源生产 俄罗斯天然气产业链的一个重要部分是管制者至今仍未规定天然气的加工。这个功能对於 非天然气工业公司的天然气商业化生产，以及减少伴生天然气燃烧都相当重要。它应该获 得特别的注意。除了西伯利亚．乌拉尔石油天然气化学工业公司（Sibur）和东方天然气 工业公司（Vostokgazprom，其作业地点在东西伯利亚，见第三章）之外，天然气工业公 司拥有六个完全拥有子公司形式的天然气加工工厂（乌连戈伊天然气工业公司、杨堡天然 气、苏尔古特天然气工业公司、北方天然气工业公司、奥伦堡天然气工业公司和库班天然 气工业公司），其在2004年的总加工容量是525亿立方公尺天然气和2860万吨原油与凝结 器。从2003年开始，天然气工业公司取代了之前存在的、收取服务费方式的商业关系。这 些加工厂只加工来自天然气工业公司的天然气，为一例外的是奥伦堡天然气工业公司代为 加工来自哈萨克斯坦卡拉恰干纳克气田的天然气；经由谈判，天然气工业公司和哈萨课油 气公司成立合资子公司，哈俄天然气公司，不只扩大代为加工的容量，并且双边的商业关 系在2004年继续营运下去（见第二章）。 除了这些加工厂之外，天然气工业公司藉由控制西乌化工（Sibur），控制了西伯利亚的 天然气加工事业，这家子公司在西伯利亚有九个加工工厂，并向俄罗斯内部市场和出口市 场供应化工产品。2001年买下具有控制程度的股份後，天然气工业公司无形中成为了天然 气加工事业的垄断者。但是在西乌化工内部的公司治理上出现严重的问题，最初是由天然 气工业公司让它破产，引发的空隙到了2003年仍未解决。2000年代初时的治理危机允许卢 克石油公司和苏尔古特油气公司分别从西乌化工手上获得一座天然气加工工厂。 在2003—04年间，天然气工业公司获得西乌化工的股份甚至超过99％。天然气工业公司． 西乌化工成为西伯利亚境内实质上的天然气加工垄断者，而任何希望获得天然气工业公司 管线运输权限的独立天然气生产者都必须从他们手中买进加工设备。在2000年代初期，天 然气工业公司．西乌化工在国内的主导性地位让石油公司的伴生天然气变成高度不具有吸 引力的产品，若非放任它烧掉，就是将之卖给不需要加工的燃气发电厂。到了2001年，伴 生天然气的聚集和运输成本开始高过於管制价格，而西乌公司必须将之供应给生产者；天 然气工业公司的天然气生产成本预估是600卢布／千立方公尺，而管制价格则是55卢布／ 千立方公尺。结果是石油公司杯葛西乌公司的扩厂计画，倾向於让它的庞大伴生天然气储 藏放任燃烧，并因此支付破坏环境的罚款。 然而，问题的其他面向是西乌公司前任管理阶层和石油公司之间的对抗关系。而且加工工 厂缺乏可信任性。局势自2004年起—至少根据西乌公司现任的管理阶层—已经改进了公司 其中80％的原料来源是来自於非天然气工业公司（大部分是伴生天然气）。暗示着西乌公 司和石油公司的管理阶层，在未来的石油计画中的天然气加工业务将会安排成以一家合资 公司负责运作，其中股份分配是西乌公司51％和石油公司49％。西乌公司将会增加伴生天 然气的加工份量，从2005年的120亿立方公尺增加到200亿立方公尺。天然气加工产业在 2005年展开改革，作为天然气工业公司的全体改革程序的一部份。此外，诺瓦铁克位在普 洛夫斯克的凝结气开采场在2005年开始营运，不仅为自己公司提供服务，还包括为第三方 提供设备收取使用费。 天然气加工的一个重要问题是未来的西伯利亚天然气生产，将会承担比以前的时代更多的 液态石化资源的生产，尤其是在过去二三十年间，开发大型赛诺曼地质年代的气田（详细 资讯见附录1.2），这些气田已经开始枯竭。2000年代的气田开发进展进入开采凡蓝今年 代和赛诺曼年代的天然气，缺乏足够的凝结气采集管线从气田中抽取这些液态石化资源， 成为公司之间的重大议题。大概在2000年，苏尔古特加工厂只有30％设备运作而且徵求凝 结气供他们加工，但是独立生产者和天然气工业公司双方的气田全都装满大量的液态资源 ，苏尔古特加工厂变成预定过量。亚马尔．涅涅兹民族自治区副总督表示凝结气生产每年 以150—200万吨的速率成长，而在2003年已经达到管线装载的限制。同一年，诺特天然气 公司被迫将它的凝结气产量限制在超过20％，公司将会延後扩大管线装载凝结气的能力， 同时增加杨堡的凝结气产量。 生产预测：天然气工业公司和独立公司 表1.9显示出2003年能源策略中提出的天然气生产预测。它对大多数区域和未来的大部分 时段来说是基本个案也是乐观个案，而且对2010年和2020年来说也是悲观预测。尽管事实 上2005年的预测已经被2004年的实际产量所赶上，仍然值得拿来考虑长期的预测。策略预 测2010年的生产量将会缓慢地增加到6350—6600亿立方公尺，并在2020年增加到6800— 7300亿立方公尺。这些总生产量中，天然气工业公司的部分将会在2010占有其中的5400— 5700亿立方公尺，并在2020年占有5300—5900亿立方公尺，所以是天然气工业公司在这个 时段内最糟糕的生产平缓。相对地，独立生产的产量会从2005年的800—900亿立方公尺增 加到2010年的1050—1150亿立方公尺，并在2020年增加到1400—1500亿立方公尺。 在2003年的能源策略中，政府认为独立生产者定有其潜在的重要性。在2003年5月政府拟 定的初稿文件中认为独立生产公司的生产水准将会大幅度地、高度增加到2010年的1150— 1200亿立方公尺、2015年的1460—1500亿立方公尺、2020年的1700—1800亿立方公尺，或 是总产量增加25％。 同一时间内，对於天然气工业公司的产量更为乐观。在2002年，天然气工业公司的产量在 那一年突然大幅下降後，展开会谈要求『稳定化』天然气产量并到2020年要将生产提升到 5300亿立方公尺。然而在2003年晚期，公司的预测变得更有自信，并暗示2020年的产量将 会大幅提升到5800—5900亿立方公尺。2004年年初，天然气工业委员会将焦点放在未来资 源的开发，并证实这些数据范围的最高限度，但警告直到2015年的时段内，产量程度会每 年生产速率至少必须达到每年7000亿立方公尺，并在2016—2030年间达到每年7500—8000 亿立方公尺。这麽巨大、高耸的数据高出2000年代初期的调查结果，其高度无法代替现今 的生产量。在2004年，公司产量达到等同於燃料水准的39000万吨—大概等同於3300亿立 方公尺天然气，而且那一年的产量还超过5450亿立方公尺—数据中还加上某些液态石化资 源。 天然气工业公司增加它的生产预测的动机是不确定的。可能遭遇到来自於政府的压力，或 是增加国内市场天然气价格的承诺，或是现实上哭口价格在2000年後的增加，或是市场被 独立生者夺走的『威胁』。 从资源和供应面向来检视提升预测的一个关键议题是天然气工业公司必须确定开发新气田 供应的决策时间和运输的项目。表1.10显示出来自天然气工业公司所属气田的产量，其目 前已经进入生产或将有稳定的开发（例如，包括亚马尔半岛和周遭海域的各个气田），他 们将会在2020年展开生产。表1.10并未根据个别气田的技术特徵而将未来的生产模组化。 它合乎作者从三个资料来源诠释的资讯：天然气工业公司开发并将在未来进入生产阶段的 新气田；天然气工业公司得VNIIgaz研究所对主要气田在未来的预期生产绩效的预测；某 些现有气田在生产数据上简单的演变如果生产趋势继续下去的话。 表1.10的主要结论是天然气工业公司从现存生产气田和未来预期进入生产的气田，双方将 会在2000年晚期达到生产高峰，然後逐渐地下降到2010年时低於5300亿立方公尺。到了 2010年後，由於三个主要生产气田枯竭，衰退会加速并下降到2020年的3400亿立方公尺。 这个分析暗示天然气工业公司无法在2010年维持2004年的生产水准，而且亚马尔半岛的庞 大储藏到了那时候仍不会进入生产。为了维持5300亿立方公尺的产量水准，并超过5800— 5900亿立方公尺的产量，天然气工业公司必须在2015年新增加700亿立方公尺并在2020年 新增1860亿立方公尺。2015年的700亿立方公尺容量可从鄂毕湾和塔兹湾海上油田提供； 然後只有亚马尔半岛的气田可供应2020年所需的庞大容量。表中数据所指的各个气田和开 发计画都是完全可行的，但是必须花费时间才能让这些气田进入生产并建立管线；这意味 着必须在不久之後就投入资金，使其快速进入生产程序。 天然气工业公司提升预测的最後一个议题是从目前以证实和有可能的储藏（根据国际性的 水准）中减掉2003—2020年间所有的预测产量，结果是在乌连戈伊气田中依然拥有超过1 兆立方公尺的已证实和可能存在的剩余储藏，杨堡的剩余储藏较少。天然气工业公司预期 这些气田中依然剩余这麽大的储藏是不现实的，除非： ——这是气田中可恢复因素的作用；乌连戈伊气田原本的估计储藏是10兆立方公尺，而且 最终的可恢复因素比重低於以证实和可能储藏的90％。可能是因为气田在生产初期遭遇到 的伤害，当时甚至苏联的地质学家自认为了求得更高的产量而造成具破坏性的方法。 ——剩余天然气的生产会采用比过去20年更加昂贵的生产方法。 无论是什麽议题，以及什麽样的成本，天然气工业公司可以取得乌连戈伊和杨堡的以证实 和可能的剩余储藏，藉以弥补目前生产衰退的趋势，这对於纳津‧普尔‧塔兹区域区域的 问来发展相当重要。天然气工业公司可能藉由外来的协助以返回这些『棕田』发展，就和 1990年代晚期至2000年代初期，垂直整合的石油公司达到令人印象深刻的生产结果。 亚马尔半岛的生产遭遇到程度上的延後，独立生产者（和来自中亚的天然气进口，见第二 章）的贡献将变得更加重要。的确，尽管事实上他们在亚马尔半岛也拥有大的储藏，并因 为建造连接到市场的运输网路而获利。天然气工业公司在亚马尔半岛延後开发大型气田可 能让独立天然气生产者获得利益。根据估计，独立生产者在2030年在亚马尔．涅涅兹自治 州的天然气生产将在2015年达到1700亿立方公尺的生产高峰。在2005年後，重要的生产者 如阿提克天然气（尤科斯）、西伯利亚油气公司（依代拉）、和尤哈诺夫油气公司（诺瓦 铁克）和在2010年後的亚马尔油气。 表1.11呈现出独立生产者在2000年初的产量，以及他们在2010年代初期的生产抱负。这些 抱负中有些是更具可行性的，虽然这些公司拥有的储藏似乎可以在2010年达到1250亿立方 公尺产量，但要达到1500亿立方公尺则需要运气。最後，『独立生产者』这个词汇的语义 是有问题的，他们可被归纳成是任何具有聚合力的团体。目前现实上是五或六家公司（卢 克石油公司、苏尔古特油气公司、罗斯石油公司、英国石油．秋明石油公司、诺瓦铁克， 甚至包括伊代拉）似乎将会未来十年主导非天然气工业公司的天然气生产与销售。各家公 司都拥有与其他公司不一样的企图心与策略。卢克石油公司、苏尔古特油气公司和罗斯石 油公司似乎只想当生产者，对於市场行销没有特别兴趣；伊代拉虽生产锐减，但依然是重 要的行销公司；诺瓦铁克似乎对生产和行销都有企图心。独立天然气生产者的社群内似乎 没有通则可轻易地加以归纳。 ============================================================================== 运输与储藏 2004年，高压运输设备—统一天然气供应系统（Unified Gas Supply System，UGSS）— —天然气工业公司所拥有、营运的设备，管线长达154万公里，直径高达1440公厘（56英 寸）。17个运输子公司负责将天然气运输到整个国家，而且某些子公司还负责生产天然气 （见第四章）。因为国家规模太大，而且主要生产气田位在过於严峻的气候和地理环境上 ，远离主要的消费中心数千公里，因此天然气运输始终都是俄罗斯天然气开发的主要问题 。 表1.12显示2004年末期—2005年初期时，管线网路的年龄。可以看到58％的管线都已经超 过20年，只有11％的管线是在过去十年内建造。获利年龄使上面谈到的严峻气候和地理环 境问题显得更重大。主要的管线网路都是在前苏联时代建造，当时有相对高的速度和相对 低的防锈保护品质。此外，苏联时代建造的压缩站仍能胜任，只是拥有相对低的效益和可 信度。 天然气工业公司在1990年代晚期的财政问题提高大众对它的关注，资金不足而无法用来维 持管线网路运作和及时的整修。无法确定管线网路的『设计生命』但是在西西伯利亚遭遇 到的状况让公司相信管线必须在使用三十年後加以替换。随着财政状况在2000年代改善， 天然气工业公司对管线网路付出相当多的关心，公司报导在2003年实施管线检验20000公 里，而电子检验则是26700公里。它也宣称管线中断和破损都持续恶化。尽管如此， VNIIgaz在2002年做的研究结论是整个管线网路的生产力大约低於它的设计能力的9％；最 大的损失是位在中间走廊的运输能力低於管线设计能力的12％。 天然气工业公司在2004—05年间主要运输计画是： 1. 乌连戈伊气田（SRTO）连接到多尔佐克（Torzhok）加压站—2700公里的管线之间搭配 12座加压站，将天然气运输至俄罗斯西北方和亚马尔．欧洲管线。管线将在2007年进入营 运。 2. 札波尔杨诺耶气田分别连接到乌连戈伊气田，以及连接到普塔索夫斯卡亚加压站，三 条各100公里的管线。加压站在2004年完工，将管线系统的运输能力提升到每年1000亿立 方公尺。 3. 波金尼奇．依佐比诺耶（Pochinky—Izobilnoye）：（1250公里的管线搭配8座加压站 ），以及斯塔夫罗波尔北方的地下储藏设备。这条管线能够把纳津‧普尔‧塔兹区域天然 气运输到通往土耳其的蓝线管线，而不是装载来自阿斯特拉罕和中亚，必须经过大幅加工 的天然气。管线将会在2005年完工。 建造新管现的议题在於资金来源，特别是一家独立天然气生产者来说，依然留待决定它该 用到多大范围的程度。天然气工业公司向独立天然气公司建议应该提供资金作为建造成本 ，但一个管线网路似乎无法在已经制定第三者的关税时运作（见第四章），而且难以预测 这些公司在未来会使用这些管线到什麽程度和和什麽样的设备。有趣的是，政府的坚定立 场只限於国营公司能够进行管线建设，卢克石油公司已经获得天然气工业公司的要求，为 它建造从纳霍得金斯卡亚的气田连交到杨堡气田的管线；伊代拉已经加入斯维尔德诺夫斯 克州的管线建设。可能反映出天然气运输牵涉到终端使用者的价格过低和第三方索取运输 关税而缺乏获利能力。秋明石油管线公司（Tyumentransgaz）的总经理证实这一点，2003 年的关税增加了运输成本，使得独立天然气生产无法获利。 运输部门缺乏获利对及时整修管线网路是个潜在的障碍，当然如表.12的显示，不能即时 整修管线将是个逐渐重要的问题。进一步投资於提升额外运输能力也将要求消费者支付关 税以反映够大程度地思考装载的部分，特别是在支付最低价格的住宅．市镇部门的需求快 速增加之後；他们是日常最大的要求和季节性的摆动。 天然气工业公司拥有全俄罗斯所有的储藏设备，公司操作24座可储藏600亿立方公尺容量 的地下储藏设施。表1.3显示过去5年间，每年装载500—650亿立方公尺容量并在冬天严寒 的气温状态下释出储藏。天然气工业公司积极发展它的额外的储藏容量，除了建造五座新 的储藏设施并研究另外八座潜在的储藏基地。天然气工业公司计画将每日的运输能力增加 到5亿立方公尺，到了2007—08年的供热旺季时将会达到6.13亿立方公尺，超过2004—05 年间工气量的6.10％。 尽管如此，对於一家公司必须供应庞大市场和在严峻的季节性需求变化来看，天然气工业 公司的储藏容量依然很小。除了自己的要求之外，天然气工业公司也提供总容量的10％给 其他独立天然气生产者使用。伊代拉和西乌公司是第一家向天然气工业公司借用储藏设备 的独立公司，而且没有其他迹象显示独立生产者要建造自己拥有的储藏设备。天然气工业 公司也有权使用在乌克兰、拉脱维亚（见第二章）、奥地利和德国的储藏设施，总储藏超 过110亿立方公尺。 配送与销售 1990年代的问题造成拥有权和配送网路营运的本质上改变。天然气配送网路出现在前苏联 时代，并由市镇当局和（Rosgazifikatsiya，РОСГАЗИФИКАЦИЯ）（出现在 住宅与市镇事务部的一个组织）各自拥有所有权；而且拥有超过900个分部。天然气工业 公司（其前身是苏联天然气产业部）在配送部门中必没有任何角色。在无法收回帐款的时 期内，配送公司率先无法以现金支付帐款。许多配送公司破产或和邻近区域的配送公司合 并，天然气工业公司—为了解决他们欠下的庞大债务—以股份偿还债务并接管了许多重大 的配送公司，尽管这样的行动直接违背正负的经济策略。 在1996年，天然气工业公司建立跨区域天然气公司（Mezhregiongaz）作为公司在俄国内 部市场主要的销售组织，而且是欠款危机直接产生的结果。基本原则是集中并调整向消费 者收取帐款。2002年5月一份俄罗斯联邦政府发布的命令要求向天然气供应公司建立管制 价格。为了接受命令，跨区域天然气公司和区域性天然气公司开始以国内价格向天然气工 业公司购买天然气，并根据（联邦能源委员会在2004年转型而成的）联邦关税局设立的管 制价格卖给消费者。。从2002年10月开始，价格管制当局为各个区域性天然气公司设立了 销售限额。 在2000年代初期，天然气工业公司为了节省成本和税赋，试验将区域配送公司和跨区域天 然气公司撤出销售链，但试验後来停止。到了2005年已经成立了60家区域性天然气公司， 其中55家的主要拥有权是被天然气工业公司所掌握。跨区域天然气公司协调各家区域性天 然气公司并安顿了配送部门，并且直接将天然气卖给最大的工业和电力公司。在2004年5 月，跨区域天然气持股公司（Mezhregiongaz Holding，Mezhregiongaz持有99％股份， Lentransgaz持有1％股份）成立并管理所有的天然气工业公司在区域运输和配送网路上的 利益。随着天然气工业公司拥用或控制了206／330家的区域性配送公司和经营75％（ 403000公里）配送用管线，以及提供58％的天然气消费给全国75％的市镇当局，公司逐渐 增加对配送部门的掌握。跨区域天然气持股公司随後更名为天然气工业区域天然气公司（ Gazpromregiongaz），并维持同样的所有权结构。 2001年，天然气工业公司所有的天然气销售都直接经由区域天然气运输公司卖给消费者， 区域配送公司（低压力）唯一的动作是作为向消费者收取货款的运输者。因此俄罗斯成为 更进一步不约束天然气配送的国家，虽然天然气产业的供应来源主要是来自於一个主导性 的角色。但是天然气工业公司被要求和配送公司的股份持有者共事，他们并不乐於见到抛 弃运输者的身份。俄罗斯反垄断当局（anti—molopoly authority，MAP）曾针对天然气 工业公司在配送部门上的行动展开调查。在和区域行政当局谈判时，天然气工业公司试图 将一个自治共和国境内的配送公司的大型集团再度整并成更大型的商业组织，而且／或是 达成协议，藉以让该公司单独同意在一个较大的地理区块内实施单一的关税。 的确在2004年晚期，天然气工业区域天然气公司的董事会主张同意将政府持有控制性股份 的63家公司和天然气工业公司的利益加以合并，成立单一的天然气配送组织。谢尔盖．希 洛夫主张成立一家法人公司，其将控制269／300家小型，而且可能无法继续营运下去的配 送公司，并在个别区域内实施统一的关税。 新配送组织的主张将会进一步扩大天然气工业公司对运输部门的掌握，其将无法出现竞争 性的前景，至少直到合法的、不受拘束的独立管制出现为只（见第四章）。天然气工业公 司涉入配送部门的潜在积极面向将会是在低压力的配送网路内出现迫切渴求的投资。当价 格上涨时，配送天然气给消费者将会是更有利可图，它将变得更具成本效益以翻修配送管 线，藉以减少天然气泄漏和增加管线网路的运输效益。 内部市场：需求、价格和欠款 俄罗斯天然气市场一般被研究者视为是个困难的题目，尤其内部需求和价格议题特别困难 ，因为缺乏长期的资料可作为不同时间的比较。在呈现区域和终端使用者的持续性资料这 一点上一直是个很重大的问题。甚至更困难的题目是天然气工业公司和其他公司开始将天 然气运输给消费者时，他们并不会为他们的消费者提供任何详细的细节。在检视这些关於 解释过去十年之间的制订价格和收付款项时的政治议题上存在着庞大的困难。以此作为介 绍，这一段落将努力尝试在个不充分且问题重重的资料的布雷区中引导出一条道路并提供 紮实的确定。 需求 关於内部市场最佳的描述是包含在2004年OECD俄罗斯联邦经济调查里面，其中如此描述： 『…市场活动的定量配给机制处於边缘地带。天然气工业公司每年的天然气分配量会以固 定价格供应给不同的国内消费团体。然後工业消费者需要为未来几年的天然气需求投标— 配额可能每季做『调整』——天然气工业公司会管制修改额度然後通知消费者他们未来的 分配额度。如果工业消费者需要更多额度的天然气消费量他们可能可从天然气工业公司或 其他独立公司以高过於固定价格的价钱购买更多的额度。这里没有长期契约而只有固定价 格收益，例如天然气在低消费时期（夏季、周末与假日）是丧失的，而且在高消费时期购 买额外天然气需求量必需支付更高的价格根据OECD的报告： 定量配给的行政是完全不透明的。某些消费者可以得到他们的投标，而其他消费者只能获 得较少的投标量并且必须以更高价钱购买额外的额度。并不清楚分配原则的轮廓。甚至无 法了解全部的分配结果：政府并没有提供有关实际分配固定价格的天然气给内部消费者的 全部资料…有些消费者报告他们的配合被冻结，所以依赖其他资料显示他们需求的成长； 这种情况出现在电力部门。 表1.13试图显示从天然气工业公司和其他独立公司运输天然气给俄罗斯内部消费者的情况 。自从天然气工业公司从所有总运输量中减掉单纯的住宅使用量後，就必须审慎看待这些 独立数据（这些数据并未包含运输系统作业需要的400—500亿立方公尺，见表1.13）。独 立生产公司的数据暗示着2002—04年间730—900亿立方公尺天然气的生产量（见表1.8） 中只有少於一半的容量运输到内部消费者手上。石油公司使用的内部使用量又有不同的计 算数据，而且独立生产者也会将天然气贩售给独立国协的消费者。尽管如此，独立生产者 将天然气运输给消费者的比例事实上低到令人惊讶地的程度。而且符合天然气工业公司副 董事长李亚赞诺夫所主张，20％的俄罗斯天然气是由独立生产者运输，而且其中将近一半 的运输量（在2003—04年间是440—460亿立方公尺）是贩售给天然气工业公司。 无论实际数据是多少，无疑地庞大容量的天然气由独立生产者直接贩售给消费者。在2003 年，ITERA提供所有的天然气给斯维尔德洛夫斯克州而且根据州际天然气的资料，独立生 产者提供各州天然气的比例如下：秋明州82.4％，库尔干州69.7％，科米共和国28.2％， 巴斯科尔特斯坦共和国26％，以及阿斯特拉罕州21.9％。 诺瓦铁克的执行长在2004年证实公司将天然气供应给20个州，但因为运输成本的关系而没 有供应到泛伏尔加河区域之外的地方。他也显示出公司10％的销售额是以固定价格定价（ 可能是卖给天然气工业公司）。 表1.13显示出在1999—2004年间俄罗斯所有天然气需求（不包括运输系统使用的容量）成 长超过11％而天然气工业公司在2003年运输量也增加同样比率，但是在2004年间呈现衰退 。表1.14部分是尝试追踪不同消费族群在1993—2004年间的消费需求。这份资料问题重重 因为2003年的数据无法和之前几年的作比较。1993—2000年间的所有数据几乎确定包含管 线燃料而2003年的数据则不能，但是在表1.3的数据差异并不一致。 尽管表1.14有缺陷，他很清楚地证实电力和工业部门占有超过70％的俄罗斯天然气需求， 其中只有20％是住宅使用；这些数据很难以正确地判定因为没有资料显示公共行政区域／ 乡镇县市供热设备给居民使用天然气的比例是多少。 来自独立生产者的天然气运输几乎完全集中在发电和工业部门，而且没有运输给住宅消费 者或甚至给予配送公司。在2004年4月向俄罗斯区域当局所做的一次演讲之中，副董事长 亚历山大．李亚赞诺夫展现出天然气工业公司关於不同终端消费族群的优先项目： 有时候天然气工业公司被迫面对消费者要求来自独立生产者生产的额外天然气容量，我们 偶尔会无法保证要求的天然气总量。但是我要再次强调，天然气工业公司保证100％地对 住宅和市政部门完全收取所有额度的付款。在天然气出口也会实施同样的政策：我们从未 限制这些…我们不幸地无法减少对电力部门的运输。实际上整个俄罗斯发电部门是使用天 然气发电。我们考虑到这将威胁到国家… 电力部门的改革—目前计画到了2006年年底—将会对天然气部门和天然气工业公司产生重 大结果（见第四章）。 价格和成本 甚至以公司在2003年2910亿立方公尺天然气的销售量、和同年欧洲20国的4250亿立方公尺 天然气消费量相比较，显示出相对庞大的俄罗斯天然气需求。但是这个数据甚至变得更加 引人注目，在1999—2003年间实际上天然气工业公司以造成损失的价格运输所有的容量。 公司计算内部市场在这个时段内造成的损失达到250亿美元。 天然气工业公司宣称不应该毫不监别地接受它在内部市场的损失，并因此而产生非常复杂 的议题，向消费者收取接近运输成本的天然气购买价格。由於俄罗斯是个相当庞大的国家 而且天然气主要是在西伯利亚生产，运输成本意味着以距离生产气田的距离远近来制订天 然气价格。在1997年，依照七个地理区块制订固定价格—依赖於它们和西伯利亚的距离远 近作为定价水准（见表1.15）。地理区块之间的价格差异反映（非常庞大的）天然气运输 成本。在2004年，在第零号和第六号区位工业用天然气价格之间的差别是44％，其第六号 区域的运输距离超过3000公里。在西伯利亚之外，在第二号区位和第六号区位之间的价格 差距则剧烈地下降到21％。必须强调的是天然气工业公司被要求以固定价格贩售天然气； 独立生产者则不采用这些价格。 如果对工业消费者制订价格不是简单的事情，那麽住宅用天然气的标价问题就更加复杂且 更困难。表1.15中的住宅价格不是最後的价格：这些数据也需要加上配送和行销费用。此 外，这些数据并没有进一步反映出为年长公民和退除役官兵的固定价格上的折扣。住宅用 天然气价格差异在成本上甚至反映出没有低於工业用天然气价格—在2004年时从第零区和 第六区的价格差异只有24％。表1.15中住宅用天然气价格（他们并未包含配送和消费的费 用）严格来说并不能和工业用天然气价格做比较，但很清楚地在2000—2005年间住宅用天 然气的批发价格缓慢地上涨到能和工业用价格相比较的价位；从2000年的64％上涨到2005 年的73％。 在2004年开始时，第五区位（大约是莫斯科）工业用天然气价格上涨从760卢布（25.3美 元）／一千立方公尺（mcm），上涨到912卢布（大约是30.4美元）／一千立方公尺（mcm ）。天然气工业公司副董事长李亚赞诺夫报告：『…内部市场对天然气工业公司来说不幸 地直到现在仍不具获利性质…在2004年公司计画将内部市场的天然气事业提升到不会损失 的水准，但这不意指获利』。但仍并不清楚『收益性』的意义为何和如何将它计算出来大 多数政党都同意在第五区位收取30美元／一千立方公尺（mcm）（排除增值税）的天然气 价格甚至并未包含天然气工业公司在纳津‧普尔‧塔兹区域区域生产作业的长期边际成本 ，在亚马尔区域的天然气生产成本可能就是公司实际的长期边际成本。 由於缺乏透明度，价格水准是否包含作业（短期边际）成本是更难解答的问题。最後价格 中相对小额度的运输成本补贴大幅度地减少了住在生产源头的消费者的收益性，而向第五 区位的消费者收取30美元／一千立方公尺的价格则勉强产生一点点获利。住在第一区位（ 距离气田不超过1000公里）的消费者在2004年1月支付21.1美元／一千立方公尺的价格则 会带来钜额的获利，而且可能带来比之前更高的获利天然气工业公司说预期为了求取『保 本』，将以2004年的价格水准作为整体的内部市场销售。因此如果把运输和其他成本都一 起考虑的话，只要调整关税既可，并没有必要必须在全国一致地调涨价格。从优先项目来 看，为了反映长期的边际成本而必须增加『重新平衡』关税，用来考虑地理位置和消费族 群的不同。 从2005年1月开始实施将制订价格的地理区位从7个增加12个—预计这种分配型态将会持续 到2010年。表1.16显示出第一次实施新的区位标价型态，其中可以很明显地看到价格随着 远离气田的距离而增加，离西伯利亚越远的区域收取越高的天然气价格—在第一号区位（ 之前收费结构中的第零号区位）收取的工业用天然气价格上涨18％，而第十一号区位（之 前收费结构中的第六号区位）则上涨24％。联邦关税署石油与天然气部主任曾建议过在 2010年之前不应改变收费区位，但继续调整相对的价格。2005年1月第一号区位和第十一 号区位之间541卢布／一千立方公尺（或大约是0.54美元／一百万英热）的价格差额并未 反映出运输成本，但是与过去作比较则已经有所改善。同样也可以说大莫斯科地区的工业 用天然气价格在2005年已经上涨到40美元／一千立方公尺，这价位在2000年似乎是不可能 的梦想。 如果工业用天然气到了2000年代中叶仍无法让天然气工业公司获利，表1.15的数据明显显 示出住宅用天然气批发价更不可能获利。如上面提到固定的住宅用天然气价格比工业用天 然气价格少30—40％，而且这是为战场退役官兵和年长客户提供折扣之前完全固定的住宅 用天然气批发价。住宅用天然气价格的前景几乎不存在於俄罗斯价格改革争辩的议题之中 。部分原因是因为这一部份在总需求量中只占相当小的比例（至少与许多OECD国家相比较 之下），但主要是因为这是个政治议题，政府甚至不愿意特别制订改革的时刻表。总之， 住宅用价格在和工业用价格相比较之下，似乎将会缓慢地以不高过工业用价格涨幅比率的 速度上涨。为了反映运输成本，补助性的住宅客户价格将会上涨到其他OECD国家工业用价 格的250％，相比之下，1997—2000年间俄罗斯住宅价格是其40—60％的折扣价。大多数 最近的发展显示出在2005年4月将会产生变动，在第一区位的工业用价格将会和住宅用价 格同样价位，并调涨到第十一区位的70％。由於缺乏温度与仪表控制，大多数住宅消费者 无法控制天然气（大部分作为供热）的使用数量，价格大幅上涨可能意味着家中天然气储 藏的改变。 天然气价格另一部份问题是和其他燃料相比之下，天然气价格特别低。在1990年代和2000 年代初期，天然气价格低於燃料用油，甚至比煤炭还低。这些价格优势甚至造成大多数消 费者转而使用天然气。2004年用来发电的燃料中，天然气的固定价格大概是煤炭的88％， 而且不到燃料用油的一半。天然气价格在2006年将会高於煤炭价格（先在俄国的欧洲区域 实施，再来是西伯利亚）而且预期到了2010年将会上涨到和燃料用油同价位的水准（虽然 这必须依赖当时的国际和内部油价水准）。 欠款 无法在1990年代初期到中期这个时段收到货款是俄罗斯天然气产业最可怕的梦魇。无法收 取现金是当时俄罗斯经济的其中一个现象。主要因素包括遍布全国的经济危机与位置错乱 、从1990年代初期到中期天然气价格突然快速上涨、俄罗斯政府拒绝且没有能力实施强制 性预算限制、而且银行体系也发生问题。在1990年代，非现金方式例如以物易物、本票和 抵债等方式蔚为主流。从1992年起开始出现，并且随着货品价格大规模上涨到『市场水准 』而稳定增加。1996年，天然气工业公司第一次依照国际会计组织的水准而发表它的帐目 ，其中提到57％的应收帐款是以以物易物或企业间转移的形式收取。1997年依照国际会计 组织的形式发表的帐目提到只有收取到26.6％天然气款项，但是到当年年底为止收到的的 现金帐款只有15％——从年初的7％大幅成长。然而58％的天然气帐款是以『互相取消』 的方式（公司之间的债务抵销）和以物易物，後者出现的比例达到11—20％，抵销造成大 约30％的未偿还的天然气款项。 同时，天然气工业公司受制於政府反对以切断供应的方式来处理未支付款项。许多命令和 规则都阻止公司切断天然气供应到住宅设备—像是水电供应者、医院、军队和国家电子通 讯机构和其他从事於涉及到国家安全和环境安全的消费者。事实上大约在1998年的证据显 示，天然气工业公司广泛地以切断供应的方式来控制债款。在1997年，只有50位消费者被 切断供应，但是到了1998年前半年，数量增加到2230位。这并不意味着这些消费者必须被 供气系统切断供应，但是改变关於切断供应的政策标志着欠款状况的突然改变，甚至如表 1.15显示的，它包含工业价格在四年间的停滞和发电业者的价格下降。在这种情况下，天 然气工业公司必然会审慎思考选择是否继续运输天然气给欠款的消费者然而欠款帐目是个 高度政治性的议题，实施强制欠款将会引发失业和社会不安。大规模断气会造成重大政治 议题，并将造成大规模的公司破产和失业在1993年之後的局势，新政府容忍以欠款作为一 种减少政府直接补贴工业和制造业的手段。对於欠款危机有许多不同解释，并被视为是一 种治理失灵的作用（见第四章的附录4.1）。 表1.17显示州际天然气公司关於在1997—2003年间欠款的资料公司从1997年不到30％的低 应收帐款中，而且当中只有12％以现金支付，欠款进展持续改善并且扩大到超过100％的 应收帐款（消费者会支付前几年的逾期欠款）而且现金支付到达2003年的95％。另一个由 天然气工业公司提供的资料也显示出这是个很不健全的景象，亦即尽管以非现金付款方式 持续减少，在2004年仍有20％的内部销售是以非现金方式付款—曾短暂地流行的本票方式 ，自由地在俄罗斯公司之间交易。在2003年年底，消费者的欠款下降到380亿卢布。尽管 仍超过10亿美金，但欠款变得更可管理—虽然很明显地所有的『应收帐款』在2004年再次 增加。最严重的欠款问题集中在车臣共和国和北高加索联邦区。 俄罗斯未来的天然气需求：制订价格、节能和效益的潜在冲击和产业重建 笔者曾在1995年出版一份研究，当中认为俄罗斯天然气需求将会在2000年达到3000—3400 亿立方公尺，并且在2010年达到3500—4000亿立方公尺，可比较的数据是1994年的360亿 立方公尺和1990年超过4000亿立方公尺。在当时做出这样的预测值是有些争议，因为天然 气工业公司预估需求会在2000年增加超过4000亿立方公尺。事实上，2000年的需求只低於 3100亿立方公尺，到了2004年增加到3340亿立方公尺（见表1.3）。会在1995年做出这麽 恰巧的准确预估部分是为能更信任未来的预测值，而不是基於承诺调涨价格和强力执行欠 款方式。如我们所知道的，这些趋势在2000年很少能获得证明，而且当时大多数趋势都在 相反的方向： ——实际价格在1990年代中期下滑，尽管在2000年又再度上涨。 ——同一时段内的欠款状况剧烈地恶化，尽管在2000年获得改善。 ——同一时间内可见到能源的节约和效益并没有改善； ——同一时段能见到某些产业重建，但却不是当时的主要趋势。 需求下降的最有可能的解释是是1994—1999年间是：（1）重工业部门在这个时段内遭遇 到GDP下降；（2）天然气实际价格在1990年代中叶上涨带来庞大冲击—尽管无法回收的帐 款提高—在1998年经济危机结束後又倒转回来，天然气价格又下降到相对低廉的价位。 需求是很难预测的，甚至使用是习惯上的方式衡量经济成长，它特别需要许多产业性和区 域性的发展。对於发电产业来说特别现实，它们需要知道用新的、更有效率的、以及复合 循环厂取代老旧的天然气涡轮发电厂的速度有多快，以及是否有此必要；而且在工业需求 上，特别是在冶金业和化学产业的工厂更新是否带能节省庞大的成本。 但是最大的问题是知道固定工业天然气价格上涨速度有多快，以及需求会如何回应价格上 涨。从这个理由来看，天然气固定工业价格的未来发展将会很重要。假设欧盟的世贸入会 谈判成员和俄罗斯政府在2004年5月同意实施双方同意的价格水准（以2004年卢布／美元 汇率换算，实际价格是2004美元），这意味着到了2006年，价格将会高逾2004年价格的20 —35％，而到了2010年，价格将会上涨到2004年价格的58—84。 俄罗斯文献很少提到需求与价格之间的任何关系，但是经济发展部副部长安得烈．沙洛诺 夫（Andrei Sharonov）曾经提到过天然气需求价格弹性的重要性：『当价格超过50美元 ／一千立方公尺，我们可能会觉得天然气需求已经达到满足。在2004年，有证据显示天然 气工业公司自己变得对天然气价格与需求之间的关系，科学院引用的资料显示2000年代初 期天然气价格大幅上涨并没有产生任何证据证明水泥业和化学业节省许多能源。研究证明 只有8—14％的企业愿意投资更低耗能的工厂。或许并不需要惊讶固定天然气价格上涨23 ％，只增加整体工业成本的11％，价格上涨增加个别产业的成本如下：食物业0.2％、机 器生产业0.5％。含铁金属融冶业0.5％、化学和石油化学工业2.1％、建材业2.2％、发电 业2.7％。 似乎唯一能够证明的是俄罗斯工业尚未到达对於能源感到敏感进而投资节省能源的工厂和 科技的地步。难以预测产业界何时会大举发生能源的敏感，而且强制欠款唯一依赖继续价 格上涨。或许一项重要的趋势是接管大部分比例的配送基础设备，这麽做能使公司本身能 更加接近终端使用者。天然气工业公司和以前比起来，对於『理性的能源运用』拥有越来 越有很大的兴趣和潜在的影响力。重要的第一步将会是废止公司目前运用的，依照未知的 尺度配送天然气到大部分内部市场的配送系统，并以更具市场导向的机制将之取代。 2003年能源策略将天然气在内部市场中逐渐成长的优越地位定义为『负面的趋势』，并且 预测天然气在主要能源需求中占有的比重从50％下降到2010年的48％，并在2020年下降到 45—46％。但是事实上如表1.18显示，预测范围更为广泛，显示出尽管天然气需求虽然会 在2020年下降到所有能源需求的41％，它也会维持在目前50％能源需求的比例。 表1.18显示天然气需求会继续增加，但是在2010年之前不会再次到达在1990年的水准，而 且预测2020年结束时会下降。以2000—2020年为预测范围，天然气需求会以每年1.1％速 率增加，相比之下，同一时段中的能源需求会以1.5％的速率增加。 策略是以产业类别为预测基础，住宅用天然气需求会继续增加，如肥料业等非燃料产业的 需求也会继续增加。从区域分布来说，东西伯利亚和俄属远东的需求会如预测般强烈成长 。能源策略预测发电产业的未来将会从燃气转向燃煤（以及增加核能）。天然气的固定价 格以此为基础，（藉由供给和需求的交互作用而产生的结果）在2006年将会高於煤炭价格 不在像1990年代那麽大幅度的低廉（比煤炭和石油还低）。相较於供应的涵盖范围，策略 相对地很少提到能源需求发展的细节。 国际能源总署的世界能源展望提到的『参考方案』反映出这些预测，天然气需求将在2002 —2030年间以1.5—1.7％的年均成长率继续增加，发电产业的年均成长率是1.0—1.3％， 其他产业则以更快的速度成长，从1.8—2.7％不等，反映出住宅用天然气需求在1990年代 末期和2000年代初期更快速。展望的『其他方案』则大幅调降需求水准，至2030天然气需 求年均成长率只有0.7％，发电产业需求的成长则非常非常的低（每年0.1％）而其他产业 则的年均需求成长率是1.5％。以纯粹的词汇来说，参考方案中的天然气需求在2002— 2030年间增加1940亿立方公尺（到了2010年增加1270亿立方公尺），，而在其他方案则是 830亿立方公尺（到2020年增加630亿立方公尺）国际能源总署的其他方案中的预测值较接 近俄罗斯能源策略在表1.18中的预估值。 2003年能源策略和ＩＥＡ的『另外方案』以最稳健但最稳定的立场看待2000——2020年间 不到1％的年均需求成长率。然而在1999—2003年间呈现的需求超过2％的年均成长率（见 表1.13）甚至允许资料内部固有的问题（包括缺乏温度的校正），是特别快速的成长率。 预测未来二十年的天然气需求的一个重要问题是究竟要将天然气上涨到多高的程度才能造 成压力让天然气需求下降。这可能是让使用天然气转变成使用煤炭和核能最重要的决定性 因素—至少对作者来说—极度不可能是为了财政和後勤上的理由，几乎和那麽时段内燃料 价格无任何关系。更有可能是—而且有此必要—以更有效率且燃烧少量天然气的厂房来取 代燃烧天然气的旧式发电厂。 可能俄罗斯经济未来二十年最重要的燃料议题是包含50％的主要能源需求：（1）一般的 经济和市场改革将会成为市场决定支配能源节约和效益措施的速度，特别是取代旧式的前 苏联时代的电厂；（2）产业重建的区隔是以重工业和庞大发电厂取代剩下的部分。 随着普亭总统不可能在第二任期内，尤其是在2005年实施快速而且激烈的经济改革措施， 俄罗斯能源与天然气产业全部的规模和无效率的程度、低成本节约的规模让某些人产生乐 观的态度。IEA计算俄罗斯每单位GDP使用能源的密集度在1990年代增加—考虑到前苏联经 济体制庞大的无效率程度的话，这是很平凡的发展。2000年俄罗斯能源使用密集度大约高 过於OECD平均水准的2.8倍，而且超过加拿大的两倍—两国拥有相似的地理、大小跟气候 。这只是一个总体经济的潜在能源效益的一个简单的指标—这个承诺反映在政府目标上。 进一步支持需求减量的乐观方案的明显证据是俄罗斯能源策略和俄罗斯与欧盟在世贸入会 谈判上的承诺，这两个个案中都可见到价格继续上涨的轨迹。独立生产者将会以非固定价 格增加贩售容量，以及整个非住宅用天然气市场将会在2010年代开放竞争，以这两种方式 来进一步支持这个趋势（见第四章）。 然而俄罗斯分析家们也是以乐观的眼光看待天然气需求趋势，他们建议不要以迫切的理由 让庞大用量的消费者节约使用量，部分理由是因为电厂翻修或以新厂取代旧厂房的价格相 对便宜，而且部分是因为工业界决策阶层的惰性。从这个观点来看，拥有前苏联式庞大、 能源密集且依然维持低成本的电厂对拥有者来说具有获利性，胜过於大规模投资新厂房。 某些工厂拥有者不愿意提供重大投资的原因是他们对於财产权的不确定性。但也有极为庞 大的惰性，不愿意让已经建立数十年的厂房在生产过程中产生激烈的改变。从这个主张来 看，一间前苏联时代的厂房继续运作越久，就算天然气价格上涨，工厂拥有者的获利就越 庞大。 这些看待俄罗斯能源需求的差别观点可能会持续演变，缺乏连贯的、按照温度作修正的详 细历史资料汇整会阻碍制作任何可信任的预测。随着资料中止，表.19依照不同资料来源 显示出一些预测，包括由作者自行制作的两个简单的预测方案： ——『往常的商业』预测至2020年之间1％的年均成长率； ——『市场和价格改革』的预测到2010年达成相同的结果但之後年均衰退率下降1％。 结果是两种不同预测是到了2020年相差700亿立方公尺的需求差异和与2003年相比较下， 需求范围从最小额度的100亿立方公尺到加上610立方公尺。从俄罗斯在2010年代晚期供应 的潜在压力下，在这个范围内的需求会移除某些迫切性，在高成本生产上做出庞大投资， 并且允许在进口供应中增加风险的可能性。 这些方案也具备某些相似性，很接近表1.18里的能源策略的数据—虽然纯粹在数字上大幅 高过於这些预测（大部分是因为包含管线燃料和损失）——预测2020年的需求将会比2003 超过500—850亿立方公尺。IEA的预测也和能源策略有所相似，除了『其他方案』之外， 但甚至它也设想到2020年会有庞大的需求成长。 税赋 除了呆帐之外，另一个在1990年代让天然气工业公司感到困难之处是政府迫切想提升税款 。在2003年，公司提供5％的GDP、58％的工业生产和大约15％的外币营收，因此成为政府 收税的庞大目标。在1998年中期，天然气工业公司向国家税赋单位缴纳联邦政府1/4的税 款，税款比重在2003年下降到20％。 1998年7月发生一场危机，当时俄罗斯政府迫切渴求现金并被迫达成国际货币基金（IMF） 在徵税上的要求才能获得进一步的庞大贷款—命令联邦税赋单位没收天然气工业公司子公 司的财产用以补偿庞大的税收。然而当揭露详细的债务时，反而政府组织拖欠天然气工业 公司的货款超过天然气工业公司的税款。这个插曲之後接着是双方每个月以相互取消公司 的税金和政府的天然气债务，藉此避免随後爆发冲突。 在欠款危机中，天然气工业公司处於严峻的政治压力之下（特别是地方上的政治当局）不 切断供应（特别是工业客户）给不付欠款的消费者。同时，政府的立场是如果天然气工业 公司。 付税的必要条件和应收帐款没有关系，加深天然气工业公司在内部市场的损失，而且当政 府向天然气工业公司的欧洲出口课税—这是公司能获利的唯一销售—双方开始产生新的紧 张。在2000年代，目标从欠款转向天然气价格的水准。天然气价格和向俄罗斯工业顾客提 供的补贴开始成为俄罗斯和欧盟谈判中的争议议题，而我们将在第三章看到这个议题。 其他税赋都变的渺小，直到2004年，天然气消费税开始从30％开始课徵，并在1999年将贩 售到国内和白俄罗斯的课徵额降低到15％，但销往独立国协和欧洲其他国家的天然气仍课 徵30％。在2000年，开始向欧洲销售天然气的容量课徵5％的出口税，而且这一点成为未 来天然气课税趋势的指标。2004年1月开始彻底翻修天然气工业的税赋： ——废止货物税。 ——矿物开采税从16.5％变成107卢布／一千立方公尺的单一税；在2005年1月，再度增加 到135卢布／一千立方公尺。 ——出口税从5％增加到30％。 ——增值税从20％下降到18％；在2005年1月废止出口到独立国协关税同盟国的货物增值 税。 正确来说，这些改变影响了许多公司的税赋负担，它们依赖复杂的折扣计算和税法的修正 ，但藏在改变之後的理由，似乎有可能是因为出口到欧洲的价格在2000年代後开始大幅增 加（从特别高的油价开始上涨），仅管出口价格特别高，但是内部价格却特别低。 从货物税改成矿物开采税的变动受到独立生产者的激烈攻击，他们宣称这是将他们逐出业 界的阴谋，尽管政府主张他们将会在俄罗斯天然气平衡上成为变成更重要的角色。但是事 实上矿物开采税的水准已经因为独立作业者的激烈游说而从197卢布／一千立方公尺下降 到107卢布／一千立方公尺，显示出政府对於未来天然气产业税赋政策的企图心。它也证 明政府有能力限制生产者的获利，尽管内部市场价格逐渐上涨。 摘要和结论 二十一世纪俄罗斯天然气供应和需求的未来将会完全与过去不同—不只是在苏联时代和苏 联解体初期这两个时段内。在供应面天然气工业公司超过90％的生产仰赖六个巨型气田— 其中三个位於西西伯利亚的赛诺曼期气田（乌连戈伊、杨堡和梅德维泽）和三个较小的气 田（其中一个位在西伯利亚）。在2000年代初期，现存气田生产衰退已经获得西伯利亚新 发现巨型气田的补充（札波尔杨诺耶），天然气工业公司的生产量在历经一段时期的衰退 後，在2004年回到1999年的水准。在同一时段内，非天然气工业公司的生产量变得更加重 要，连带出现其他天然气生产公司，面对的是在开采石油时连带生产天然气的石油公司。 俄罗斯天然气生产的未来将会比过去更为复杂，而且现在的公司则难以做选择。一方面， 它的资源禀赋相当庞大，很容易达到更高的生产水准。另一方面，公司要将西西伯利亚纳 津‧普尔‧塔兹区域上的更多的小型气田带进生产线，藉以抵销现存气田每年220亿立方 公尺容量的衰退。这些小型气田包括生产气体，而且因此在不同的石化矿田生产基地上的 加工与运输都会比现存的枯竭气田更加复杂。天然气工业公司的关键的、策略性的生产决 策是： （1）首先先开发低成本的鄂毕‧塔兹海湾上的海外气田（但是生产量也比较小）和如果 … （2）往亚马尔半岛上的巨型气田前进时—到了2015—2040年间（而且可能超过）——它 可以扮演过去25年来纳津‧普尔‧塔兹区域在俄罗斯天然气产业上扮演相似的角色。 然而，天然气工业公司不确定亚马尔半岛气田的商业可行性，因为它们的开发需要数百亿 美元的投资。亚马尔半岛作业的延迟增加了独立天然气供应者的中程重要性，它们很明显 是天然气工业公司衰退中的『苏联天然气遗产』和内部市场之间的桥梁，而且它的未来生 产相当有潜力。但是与过去的另一个突破是天然气工业公司和独立生产者未来的发展是依 赖於天然气在市场上的获利能力。未来十年内俄罗斯天然气生产中只有五到六家公司会产 生重大的差异：卢克石油公司、苏尔古特油气公司、罗斯石油公司和英国石油‧秋明石油 公司等石油公司；独立天然气生产者诺瓦铁克和伊代拉。当然卢克石油公司和诺瓦铁克将 会是生产成长速度最快的公司。如2003年俄罗斯能源策略的预见，独立生产者有能力在 2015年生产1200—1350亿立方公尺的生产力，或许会达到1500亿立方公尺。相对地，天然 气工业公司在2000年代晚期之後只能够维持5300亿立方公尺的生产量—这麽高的数据来自 於表1.19的2003年俄罗斯能源策略，直到它将亚马尔半岛上的气田带进生产，而且这麽做 也不可能在2010年代初期和之前实现。在这情势之下，非天然气工业公司之的天然气生产 将会在2010年代初期达到大约20％的俄罗斯总生产量。 至於生产，俄罗斯天然气市场在2000年代中期达到和过去的突破，当时天然气工业公司被 要求将天然气运输给消费者，最佳的情况是一个庞大的补贴，最糟糕的情况是是完全都无 法收回货款。虽然俄罗斯天然气市场总是有可能退回补贴／欠款的问题，2005年总是被视 为是工业价格前进最大步的时代，藉以确保纳津‧普尔‧塔兹区域目前生产和低度开发的 可获利性。目前仍然无法向俄罗斯不同区域和不同产业类别的消费者发展出和成本相关的 价格。在向住宅消费者实施相同成本原则之前甚至需要更多的时间以建造基础设备，这意 味着在个人的公寓中没有仪表和温度控制，而且在冬季切断天然气供应给不付款的消费者 ，这麽做在政治上是不可行的，消费者会在没有供热中冻死。 或许俄罗斯天然气市场中最大的未知数是价格会上涨到哪一点，以及其他结构性改革将会 减少需求，藉以回应产业中完全缺乏的能源节约和能源效益。关键的审核是当价格上涨到 某一点时会变成市场需求下降的指标—而且价格水准需要—或大规模新式工厂替代需要比 目前更多的、基础性的法律和结构上的改革。替代前苏联时代的工厂将能够实现大规模的 能源节约，但是替代的时间仍不确定，而且必须向工厂拥有者提供其他不同方式的激励。 在2000年代，俄罗斯天然气市场逐渐变得更类似於『市场』，至少从意义上来说是大部分 的天然气运输给消费者，天然气价格水准不仅是消费者可以负担，也能为生产者带来利润 ，而且如果消费者无力支付价格，就必须承担被切断供应的风险。这可能是一个诠释市场 发展的更中立的答案，和过去相比之下，它代表天然气总量大幅朝向商业化发展，而且为 未来各家生产者之间的竞争奠定基础。 附录1.1：俄罗斯和国际的天然气储藏分类法 天然气、凝结气和原油储藏都能分解成两个部分：（1）地质储藏，或是说天然气、凝结 气和原油在地表下的位置；（2）可开采储藏，或是说地表上的人为开采活动，以符合地 表与环境保护要求的方式，合理地使用现代化开采设备与科技将之从地表下开采出来，然 後再从经济效益上计算市场上的分配情况。俄罗斯的储藏系统唯一奠基在於能源储藏地质 属性上的分析。以A、B和C1来分类已探索储藏；初步估计储藏则以C3表示；而预测储藏则 以D1和D2表示。天然气储藏是以A、B分类，当已经完全可供开采时以C1显示。至於油气凝 结矿田储藏，共同开采的预测则仰赖地质和科技因素的计算。这份附录提供的资讯指代表 已探索储藏，或是以A、B和C1分类的储藏。 范畴A 储藏的估计部分是矿田开采的结果以及油田或气田的发展。他们代表储藏已经通过足够详 细的分析，而且已经获得这块矿田清晰、广泛的类型、外观和大小等资料；石化饱和的标 准、储藏的类型、储藏特徵本质上的改变、矿田生产地层的石化资源饱和度、石化资源的 内容和特徵、以及决定矿田发展状况的主要特徵（作业类型、井的生产力、地层压力、天 然气与凝结气和原油的平衡、水和其他特徵）。 范畴B 表示矿田（或其中一部份）石油或天然气内容物的储藏，决定商业化发展的利益，以及从 矿井中部同深度可开采的油气容量。矿田的类型、外貌和大小，石油与天然气的饱和度、 储藏的深度和种类，储藏特徵的变化本质，矿田地层内含的油气饱和度，石油、天然气与 凝结气处在原位置下、处在标准状况和其他变数下研究其构成与特徵，在足够详细的情况 下决定矿田发展的和制订矿田发展计画的主要特徵。范畴B的储藏是计算一块矿田（或其 中一部份）若不是已经按照试验性的工业发展计画研究开采结果，就是在一个矿田上使用 可实行的科技制订开发计画。 范畴C1 表示矿田储藏（或其中一部份），其中的油气内容物经由，以及地质上和地理上的非探针 式的探勘，而得到正面的结果。矿田种类、外观和大小，以及储藏中的油气结构资讯，这 些都由开采探勘和生产井来决定，而这些地质上和地理上的探测科技都已经在可实施的区 域上实行矿田开采测试。岩石内容，储藏种类和特徵，油气饱和度，石油移位率和油气饱 和度，生产地层的深度，这些都已经经过地质和地理探勘科技钻探，并研究後得到详细的 资料。石油、天然气与凝结气处在原位置下、处在标准状况和其他变数下，依照井测试验 资料研究其构成与特徵。在石油与天然气矿田的案例中，这块矿田的商业潜力才是发动其 开发的决定因素。井的生产力，地层的水和，地层压力，石油、天然气和凝结气的温度都 必须在井测阶段和井的探勘结果作为研究基础。水—地质和冻土状况都是决定钻井结果和 周围已探勘矿田的比较的基础。范畴C1的储藏是以地质探勘作业和生产钻井的结果加以计 算，而且必须从案例中的天然气田的试验性工业开发计画，或是从案例中的油井科技开发 方案中，获得足够详细的资料来加以研究。 附录1.2：西西伯利亚天然气盆地的地质 地质年代 地质年代中的白垩计分为上下层（意指岩石），或是早晚期（意指年代）两个部分。在欧 洲的地质，下白垩记的下（早期）半部分被集体称为纽康姆阶（Neocomian Stage）。纽 康姆阶的时段大约是125—145百万年前。接下来它又被分成四个时代：贝利阿斯阶（ Berriasian Stage）、凡蓝今阶（Valanginian）、欧特里夫阶（Hauterivian）和巴列姆 阶（Barremian）每一阶都持续了5百万年。这些地质年代的分类获得全世界的承认。在澳 大利亚，凡蓝今时代的岩石生产石油和天然气。 西西伯利亚北部大多数石油．天然气．凝结气储藏都属於诺康姆阶甚至较久远一点（而且 较深）的是属於非常早期的上侏罗纪时代。最深层的庞大（巴谢诺夫页岩层）石油．天然 气．凝结气储藏构造位在阿奇莫夫结构里，其沈淀年代从侏罗纪结束并跨越整个巴列姆阶 。在结构体上方的是美贡结构，然後是瓦托夫结构；在贝利阿斯年代之後是凡蓝今年代和 欧特里夫年代，所以这里的能源储藏地成长超越1500万年。赛诺曼期（Cenomanian）年代 位在大约3000—4000万年後，其生成的能源储藏大约是1000—1400公里。 赛诺曼地质年代的天然气 西西伯利亚北部天然气田位在『两个来源』。最主要的储藏位在地表下大约1100公尺之下 。这个储藏提供这个区域大约三分之二的天然气。储藏位在下白垩纪（赛诺曼）年代，其 特徵是相当好的生产；气井的生产量能超过每日100万立方公尺。浅层天然气储藏已经『 枯竭』，储藏结构体内已经没有任何石油和天然气液态资源。天然气会枯竭是因为它和『 沼泽天然气』都是以同样方式产生的生物甲烷，西西伯利亚北部在白垩纪晚期繁盛的广大 低地沼泽累积了庞大植物被细菌感染造成退化的遗留物，最终埋入地表後造成了浅层、品 质良好且没有液态资源的天然气储藏，前苏联和俄罗斯的工程师在西西伯利亚生产的所有 天然气几乎都来自於赛诺曼年代的少数几个天然气田。 纽康姆地质年代的天然气 储藏的第二个组成部分位在地表下大约1300公尺深，构成同一个巨型天然气田，包含西西 伯利亚三分之一的天然气。它们是白垩纪初期（纽康姆）年代的岩石，位在浅层储藏的 4000万年之前。然而这一部份的累积，带有庞大容量的石化液态资源—包括原油和轻油。 非常庞大容量的石化液态资源位在天然气气田的深度储藏构造内。然而，西西伯利亚深层 天然气和石化液态资源因为较深的深度（以及因此产生更高的开采成本）、更复杂的地质 结构和更具挑战性的生产环境，所以较少探勘。纽康姆年代天然气和石化液态资源都曾遭 遇过地热侵袭，或是这麽说，在同一时段的侏罗纪晚期（巴谢诺夫页岩层）海底地下组织 的地热流入石化资源的构造内，进行分馏作用并成为西西伯利亚中部和南部大型油田的来 源。 所有石化资源都包含在纽康姆年代的岩石构造中（通常位於地表下2000—3000公尺深）， 而且数以百计的石化资源储藏（其中许多构成单一的乌连戈伊气田）都遭遇到石化液态资 源，以及天然气的渗透。石化液态资源包括原油，但是几乎普遍地是内容更轻的液态天然 气。这些液态资源都在巴谢诺夫页岩下方生成。巴谢诺夫页岩（侏罗纪年代最晚期，位在 阿津莫夫岩石结构层右下方）是南部主要油田的生成来源。因为西西伯利亚的地层下沈， 所以北方的能源储藏被埋的比南方更深。巴谢诺夫页岩层（部分属於阿津莫夫、美贡和瓦 托夫结构）组织庞大，足以用额外的地热和压力破坏并混合原油、液态天然气和气态天然 气。这也是一种组织性的化学变化，往北，则是受到人们喜爱的、轻质的液态石化资源。 --

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