[編譯] 俄羅斯天然氣產業與天然氣工業公司的未來：第一章

作者schwalbe (我將墮入黑暗...直至地獄)

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標題[編譯] 俄羅斯天然氣產業與天然氣工業公司的未來：第一章

時間Thu Dec 28 23:02:54 2006

資源與儲藏一般認為現代俄羅斯天然氣產業的誕生是在1946年第一條遠距離（845公里）的天然氣管線（薩拉托夫和莫斯科之間）完工時開始。產業本身接下來20年間的生產量則在1960年代中期達到1000億立方公尺和1040萬的住戶，他們若不是在天然氣生產城鎮將礦藏轉化成天然氣，就是獲得新的天然氣供應。許多『巨型氣田』—梅德維澤、烏連戈伊、楊堡、和札波爾楊諾耶—都在1960年代中期到晚期之間的時段在西西伯利亞和（俄羅斯南部的）奧倫堡發現，接著在1970年代在亞馬爾半島發現許多氣田（特別是波瓦年科和哈拉薩耶夫），並在未來十年之內穩定地在西西伯利亞建立了俄羅斯天然氣生產中心。地圖1.1顯示出主要的氣田和管線，並將此地生產的天然氣運輸到俄羅斯、獨立國協國家和歐洲各國的市場地圖中顯示出兩個特別的區域：目前最主要的天然氣生產氣田都位在納津‧普爾‧塔茲區域（Nadym Pur Taz，納津‧普爾 ‧塔茲區域）；以及亞馬爾．涅涅茲民族自治區（the Yamalo—Nenetskiy Autonomous Okrug，YNAO），其包圍了包含亞馬爾半島在內的所有氣田。引用俄羅斯天然氣資源稟賦的數據有許多的陷阱。俄羅斯和國際的天然氣分類規則兩者之間有許多差異，這是一個傳統上的問題。這個困難在1990年代更加惡化，因為迫切需要辨別天然氣工業公司和其他俄羅斯公司擁有的儲藏之間的差別，有些資料更是尚未分配出去。俄羅斯能源策略提供的數據是127兆立方公尺天然氣『儲量』。但是中央政府的天然資源部在2003年年初提供的數據更大，估計全國天然氣儲藏是236兆立方公尺，分成160.3兆陸上天然氣和75.8兆海上天然氣，其中包括： ——14.2兆C2（可能）的儲藏； ——162.3兆C3＋D1＋D2（推測而且尚未被發現）儲藏。但是沒有更加詳細的地理位置的資料，不可能從商業上的眼光來判斷這些誇大的數據的重要性。天然氣工業公司擁有的大多數資源基地都有即刻的商業重要性。天然氣工業公司在1997年致力於和國際著名的DeGolyer和McNaughton公司合作，根據石油工程師協會（Society of Petroleum Engineers，SPE）以『以證實的和可信的』的分類法，重新評估它擁有的大多數重要氣田的儲量（附錄11包含俄羅斯的和石油工程師協會對於儲藏分類的定義）。表1.1顯示這些氣田的儲藏，由天然氣工業公司根據俄羅斯的A＋B＋C的分類法，以及 DeGolyer根據石油工程師協會在2004年根據以證實的和可信的分類法加以評估、鑑定而得到的數據。 6.6兆的差異（大約是A＋B＋C的儲藏的四分之一）是令人驚訝的。天然氣工業公司擁有大約90％的、以『以證實和可能的』評估方法估計的氣田，在2004年估計值約28.9兆立方公尺。所有主要氣田的估計值中，國際估計值比俄羅斯的估計值大幅度地少了很多—烏連戈伊2.6兆立方公尺、楊堡1.0兆立方公尺、札波爾楊諾耶0.6兆立方公尺、波瓦年科0.8兆立方公尺，而哈拉薩耶夫依照國際分類評估法計算得到的數值。兩組數據類別之間最大的差異在於國際性的分類法無法登記俄羅斯南部接近里海的阿斯特拉罕氣田，A＋B＋C的2.5兆立方公尺天然氣儲藏。奧倫堡氣田的國際估計值也低於俄羅斯的估計值。阿斯特拉罕和奧倫堡兩個地方上的氣田的重要性在於它們比西伯利亞氣田更接近潛在的市場。另一個有趣的議題是天然氣工業公司提供的佩索沃耶氣田（Pestsovoye）的國際估計值特別的低，而且預期在2000年代晚期會從這個氣田提供龐大的生產量（見下方的表1.4）。或許對於天然氣工業公司的儲藏地位最重要的觀察是如果亞馬爾半島和斯托克曼氣田—都全尚未進入生產階段—都被排除的話，A＋B＋C的總儲藏會降低到20.5兆，以及13.3兆以證實和可能的儲藏。儘管以2004年的生產水準計算儲藏—生產比率是24—38年，假設所有剩餘的儲藏是可恢復的（這一部份不需要和A＋B＋C的計算方法或石油工程師協會的儲藏計算方法連接在一起）。並不是要讓人聯想到天然氣工業公司儲量短缺，但是它指出亞馬爾半島和斯托克曼氣田商業化對於公司的重要性，可讓公司回到過去的水準。雖然天然氣工業公司的儲藏龐大且有立即商業化的重要性，垂直整合的石油公司和獨立天然氣公司（他們唯一的事業是天然氣生產和行銷）也會變得更加重要；表1.12嘗試簡要地介紹這些公司的天然氣儲藏。表中數據也表示出雖然沒有任何一家公司在儲藏上可與天然氣工業公司相競爭，個別公司的天然氣資源依然是相當龐大的，特別是在西西伯利亞，當地的納津‧普爾‧塔茲區域總計生產全俄羅斯90％的天然氣產量，而在亞馬爾半島上的新氣田已經接近將天然氣運輸至市場的運輸基礎建設完工的階段。最主要的天然氣資源都位在西西伯利亞，並往西運輸到俄羅斯西部的內部市場，以及獨立國協國家和歐洲各國的出口市場。然而在東西伯利亞和俄屬遠東也有龐大的天然氣氣田，其資源可出口到東亞國家的市場（見第三章）。表1.2提供的數據是亞馬爾．涅涅茲民族自治區裡面，獨立生產者 3.3兆立方公尺的A＋B＋C的儲藏和4.6兆立方公尺C2＋C3的儲藏，共計5.46兆已證實儲藏，其中2.4兆立方公尺有充分根據的儲藏和1.64兆立方公尺可能的儲藏，其可能關係到所有A＋B＋C儲藏，暗示著在西伯利亞之外的儲藏是2.13兆立方公尺。內部供應項目表1 .1的資料顯示天然氣工業公司在氣田中的儲藏若不是已經進入生產階段，就是在未來二十年內的某一年即將進入生產。它們之間有重要的差別： ——產量衰退中的氣田：烏連戈伊、楊堡、梅德維澤和奧倫堡； ——在2004年接近生產階段：札波爾楊諾耶和阿斯特拉罕； ——尚未開發完成的階段：亞馬爾半島（陸上和海上）諸氣田和巴倫支海上的斯托克曼氣田。這些不同氣田集團的未來生產仍存在龐大的不確定性。我們會在下面看到，天然氣工業公司為了安全地將天然氣運輸到主要市場，在達成最低成本的解決方案時會遭遇到哪些困難。表1.3呈現的是1999—2003年間所有天然氣供應、需求與貿易的平衡表。我們必須回到整個表中的各個成分，但是整個平衡表的重要性在於為了正確地評鑑俄羅斯需求與供應項目的複雜程度，以及精確地獲得某些項目的差異程度： ——俄羅斯的生產和在俄羅斯可獲取的所有生產—差異是中亞的進口天然氣； ——天然氣工業公司的生產和俄羅斯的生產； ——運輸到各個市場—俄羅斯內部市場、獨立國協國家、歐洲和（未來的）亞洲與北美洲市場（以液化天然氣）。現存氣田的衰退表1.4顯示出天然氣工業公司生產中的主要氣田，並標示出何時開始生產、何時到達生產高峰，生產高峰又到了哪裡。表也顯示出主要氣田在2003年年底枯竭的程度。必須更審慎地思考天然氣工業公司主要氣田—烏連戈伊、楊堡、梅德維澤等氣田的衰退率。表1.5顯示出目前生產中的氣田，其自1999年起總計已經超過天然氣工業公司90％的產量。這些氣田在2005年裡已經有六個在衰退，包括三個最大的；六個仍在增加產量，其中的札波爾楊諾耶氣田產量已經到達每年1000億立方公尺的產量。這些在衰退的氣田中，梅德維澤氣田的生產時間已經超過三十年，且生產量仍有其20年前生產高峰期的一半；奧倫堡氣田擁有相似的生命週期。烏連戈伊已經生產超過25年，2003年的產量已經少於1987年高峰期的60 ％。楊堡的產期只有20年，在2003年的產量仍超過高峰期的90％。 2003年發表的俄羅斯能源策略認知到三個大氣田的產量已經進入衰退階段，而且已經生產了其儲藏的部分：梅德維澤75.8％，烏連戈伊65.4％，以及楊堡54.1％。這裡的關鍵議題是衰退速率有多快，而且需要投入多大的進一步投資才有可能降低衰退率。烏連戈伊氣田的衰退速率已經比1996—2003（1998年是例外）年間118—158億的年均生產率更快。如果衰退率繼續下去烏連戈伊將在十年內失去相當龐大的產量。相對地，楊堡的產量會緩慢地下降並將在未來幾年內以更不平緩的邊際性衰退下降到90億立方公尺的產量；該氣田1998 年100億立方公尺的產量增加不是很容易立刻就能夠解釋的（除非它在之前幾年關係到技術性問題）。可能無法確定是否能減緩生產衰退的速度，尤其是烏連戈伊。涉及最終恢復能力的關鍵因素是可以找出來，而且我們會在下面談到這個議題。天然氣產業在1990年代，混亂的經濟轉型時段內遭遇到資金短缺的困難，而投入資金投資於氣田可以防止快速的生產衰退，這已經在梅德維澤氣田上獲得成功的實證，但成功經驗尚未複製到其他氣田上。天然氣工業公司在未來十年的投資計畫似乎並未針對於減緩現有氣田的生產衰退。三個氣田的衰退生產已經在過去20年間支撐了俄羅斯天然氣產業的發展，並在1999—2004年間提供超過220 億立方公尺的年均供應量，而且這意指的是需要更多資金投入支撐目前的產量水準。儘管實際上的產量正在衰退，淺層（地表下不到1500公尺深）氣田的枯竭、容易獲取（而且因此低成本）的現存氣田儲藏也是非常重要的。俄羅斯能源策略很清楚地描述氣田中仍有10.3兆立方公尺儲藏尚未進入生產，其中1.7兆位在大納津‧普爾‧塔茲區域地區， 5.78兆位在亞馬爾半島，以及2.8兆儲藏為在更深的小型氣田中。烏連戈伊氣田仍有龐大的儲藏為在更深的凡藍今地質年代地層內部，這個部分的石化資源儲藏更難取得，且必須花費更高昂的開發成本。與外資企業合資成立的子公司—蜆殼石油公司（Shell）和穩得勝（Wintershall）—都已經個別在札波爾楊諾耶氣田的賽諾曼年代階層和烏連戈伊氣田的阿津莫夫岩石結構中生產天然氣。然而這些開發計畫的進度相當緩慢，而且共同參與生產的年均產量將不會超過250億立方公尺。新氣田：納津‧普爾‧塔茲區域、亞馬爾半島和斯托克曼納津‧普爾‧塔茲區域從表.和15中可以看出，在2005年時，這個區域中某些氣田生產正在衰退、某些處於高峰期並仍在增加產量： ——已經明顯衰退許多年的是烏連戈伊、楊堡、梅德維澤和奧倫堡； ——共青團、尤比梁諾耶、楊索維和萬佳．瓦金斯克已經達到高峰並可能在這幾年中持續生產2004年的產量水準； ——札波爾楊諾耶（172億）、楊．瓦金斯克（16億）、哈爾夫金斯克（119億）、西塔克沙林斯克（105億）、佩索沃耶（258億）和葉提．普羅夫斯克（125億），這些氣田預計到了2010年會增加產量。預計第三部分的氣田集團總生產量會增加795億立方公尺，如果與第一部份的產量衰退做比較，，在1999—2004年間還多出了220億立方公尺（而且假設第二部分的氣田產量仍留在2004年的水準），暗示天然氣工業公司從目前這些部分的氣田產量能維持在2004年的水準並維持到2001—08年。表1.6顯示天然氣工業公司宣布即將在2010年之前加入生產的新氣田，雖然時間尚未確定。這些氣田在生產的高原期將每年額外供應580億立方公尺產量，但是阿涅爾瓦赫林斯克是例外，它必須要到2010年才會達到生產的高原期某些氣田目前已經到達生產的高原期，並且將會開始衰退。天然氣工業公司需要開發主要的新氣源，藉以維持以及（或）增加2010年之後運輸到西伯利亞以西的內部和出口市場。這是公司已經在過去十年一直面對著的困難議題。研究兩個或其他主要的增加生產的來源—亞馬爾半島和巴倫支海的斯托克曼氣田—已經努力了十年。如表1.1呈現的，亞馬爾半島上波瓦年科和哈拉薩耶夫共同擁有5.5兆立方公尺A＋B＋C 的儲藏而斯托克曼則擁有2.5兆。在1990年代和2000年代初期，亞馬爾半島和斯科克曼氣田被天然氣工業公司認為是下一個大規模供應來源。然而生產和運輸到市場的成本都相當龐大，特別是當未來的價格是無法確定的時候。在1990年代，天然氣工業公司和政府雙方都相互撰文指出哪一個計畫會是第一個開發項目。例如，2000年時發表的俄羅斯能源策略建議亞馬爾的生產只會在2015年之後才會開始實施，但是斯托克曼氣田將2010年開始進入商業化生產。亞馬爾計畫和斯托克曼計畫都在生產量、潛在的運輸路線、和開發時間等項目上都產生重大的思考和評估作業。作者並不願意在這裡提供這些計畫的詳細歷史資料，但是願意提供簡單的概要和在2005年時他們的地位和前景。亞馬爾半島氣田我曾在之前的著作中建議過，亞馬爾諸氣田的開發計畫與其說是計畫，不然說它是個概念。因為天然氣工業公司對此地的生產時間和內容，以及將天然氣從此地運輸到市場的運輸系統，這兩者都做了許多不同的變更。天然氣工業公司的VNIgaz研究所製作了一份關於亞馬爾開發計畫的廣泛研究以及天然氣工業公司與亞馬爾．涅涅茲民族自治區政府在2002年年初共同簽署了一份架構性協定。 VNIgaz的研究將亞馬爾諸氣田分成許多不同的生產集團（見地圖1.2）：一，中央集團：波瓦年科、哈拉薩耶夫和克魯曾斯騰，總共包含半島上62％的儲藏，或是 8.2兆立方公尺。生產高原期將會達到每年2110億立方公尺產量，以及400萬噸不穩定的凝結氣，包括： ——波瓦年科1400億立方公尺（賽諾曼年代1150、紐康姆年代250） ——哈拉薩耶夫380億立方公尺（賽諾曼年代320、紐康姆年代60） ——克魯曾斯騰330億立方公尺。二，北方集團：南湯貝伊、北湯貝伊、西湯貝伊、塔希斯克、馬力金斯克、斯亞多斯克，總共包含半島上27％儲藏，或3.6兆立方公尺。生產高原期將會達到每年650億立方公尺和 250萬噸不穩定的凝結氣。三，南方集團：諾沃伯特索夫斯克、努明斯克、馬洛．亞馬爾斯克、羅斯托謝夫斯克、阿克金謝斯克、斯涅德涅．亞馬爾斯克、韓巴切夫斯克、涅金斯克、卡美諾明斯克、這些氣田集團總共包含半島上11％儲藏，或1.4兆立方公尺。生產高原期將會達到每年300億立方公尺。這些集團並未包含總儲藏達29.8兆，包括列寧格勒和盧桑諾夫斯克在內的卡拉海海上氣田，海底的儲藏可能還會多出8兆立方公尺。這還不包括鄂畢海灣和塔茲海灣上的許多海上氣田。亞馬爾半島氣田開發的概念首先將會開發波瓦年科和哈拉薩耶夫（中央集團），然後在 2020年後輪到湯貝伊集團氣田，然後南部集團要到了2030年之後才會進入生產階段。表 1.7顯示根據VNIgaz的研究而顯示出亞馬爾半島生產開發的方案，其在2002年提供的生產前景是五年後才會開始生產。波瓦年科的生產將會是直到2030年間，亞馬爾半島天然氣生產的主軸，而哈拉薩耶夫與克魯曾斯騰相比之下顯得較小。到了2020年，哈拉薩耶夫與克魯曾斯騰將會達到完全的生產階段，而且湯貝伊氣田集團的產量將會迅速增加。表1.7裡面一個較細微的奇異特徵是哈拉薩耶夫氣田的預期產量將會2020年起相對緩慢地增加到380億立方公尺。對於一個擁有1.4兆立方公尺儲藏的一個氣田—根據國際性的分類水準來看——這是相對低的生產水準。同樣奇怪的是南部集團氣田的開發時間，這些氣田是在2000年時在鄂畢海灣和塔茲海灣的淺水處發現，而且兩個海灣的海底儲藏據說高達7.5兆立方公尺。在2000年，一般認為這些地方的氣田將會在2007年進入商業生產，並在2010年時的產量會達到500—560億立方公尺，另一個估計認為會更晚開始進入商業化，並且產量會超過800億立方公尺。VNIIgaz的研究提供七個參與研究的氣田的詳細資料。三個卡美諾明斯克氣田，以及鄂畢灣內的鄂畢斯卡亞氣田，潛在的生產高原期將達到每年350億立方公尺。在塔茲海灣，阿德爾巴柳金斯卡亞、安提帕柳金斯卡亞、和楚戈里雅金斯卡亞等氣田，潛在的生產高原期都將達到每年470億立方公尺。這些氣田因為兩個理由而顯得特別重要： ——儲藏大到足夠支撐十年的生產期。 ——這些氣田都位在淺水域內，比半島上的中央或北方集團氣田更靠近目前生產的氣田，連接的運輸系統會短很多。這些都暗示著（至少某些）這些氣田都具有即刻商業化的吸引力，但是如上面所提到的， VNIIgaz的研究認為它們只有到2030年之後才會進入生產。在2005年年初，沒有對這些氣田提出任何即刻的投資計畫，儘管公司的執行部會同意它們對公司來說是更具經濟價值的選項。在2000年代初期，亞馬爾生產的選擇項目相對上已經建立起來了，但是不同的運輸仍在辯論中。兩個原本的計畫若非以管線將天然氣輸送到半島南部，就是向西跨越拜達拉海灣連接到烏赫塔現存的管線。第三個選項出現在2000年代，將初期的天然氣跨過鄂畢灣連接到楊堡氣田，以亞馬爾的天然氣使用現在仍在生產氣田的加工與運輸設施，作為補充現有氣田的衰退，然後可以大幅度地降低成本。第四個選項也建議使用管線跨越薩列哈德，連接到烏赫塔現有的管線系統中。在2004年年初，天然氣工業公司的VNIIgaz研究所似乎將亞馬爾天然氣的運輸（至少在初期階段）經過兩個走廊： ——一條三列的管線，以每年900億立方公尺的運輸能力，跨越鄂畢灣連接到楊堡氣田； ——一條五列的管線，以最終每年1600億立方公尺的運輸能力跨越拜達拉特海灣連接到烏赫塔現有的管線網路。在2005年，第一方案在最初發展階段中似乎是最可行的項目，特別是納津‧普爾‧塔茲區域區域的生產已經進入衰退期。而且能符合盡量將最前面的投資成本最小化的要求，而這一要求對於天然氣工業公司競逐國內和國外的投資資金相當重要。然而區域政府將利益放在建立一條單一管線，藉以運輸半島所有天然氣資源。在2000年代，天然氣工業公司的管理階層對於亞馬爾的開發時間並不確定也不提供承諾，暗示著公司內部也對於不同項目意見分歧。在2004年3月一場新聞會議中，公司副董事長亞歷山大．李亞贊諾夫（Alexander Ryazanov）說亞馬爾天然氣對於內部市場，甚至對於出口市場的經濟，『對我們來說並不感興趣』他建議道公司繼續在『傳統位置』（例如納津‧普爾‧塔茲區域）繼續作業，而亞馬爾天然氣『5、6或是8年』才會來臨。在2004年籌募資金的內容說明書中解釋到，將會減少目前的投資計畫內部的特定計畫：這些計畫包括哈拉薩耶夫和波瓦年科氣田的開發…雖然這些計畫仍未廢止，我們不相信它們會在在目前的投資計畫內帶來足夠正面、積極的資金，藉以回收未來所有的成本。報紙的報導認為天然氣工業公司資深官員之間的選擇差異是因為亞馬爾投資的吸引力，以及反對依賴中亞天然氣與獨立生產者的供應。同時，天然氣工業公司的2005年投資計畫雖然提到波瓦年科和哈拉薩耶夫氣田，卻沒有提到氣田開發或管線建設的明確時間，只提到將會完成『投資計畫的第一階段』。波瓦年科氣田的開發和亞馬爾天然氣管線走廊第一階段的籌備時間很難評估，因為存在著不同選項的開發計畫。VNIIgaz的研究建議（但沒有定義性的陳述）以五年為籌備期，其意味著開發工程不會在2005年開始，亞馬爾天然氣第一波生產的最初時間（假設從2006年開始開發）將會是2011年。世界銀行專家Tarr和Thompson在2003年發表了一份廣泛引證資料的報告，其總結認為將亞馬爾天然氣運輸到俄羅斯市場的長期性邊際成本是35—40美元／每一千立方公尺，包含開發成本8美元／每一千立方公尺、運輸成本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。這些作者研究結論的基礎估計『它將足夠將俄羅斯內部天然氣價格提升到35—40美元／每一千立方公尺，但不會再更高』。這個價位符合俄羅斯對納津‧普爾 ‧塔茲區域天然氣付出的成本，但並未包含亞馬爾天然氣田生產的成本。作者沒有解釋這麼高的價位是如何得到的（撇開署名為『世界銀行職員的估計』的來源）。另外，引用亞馬爾開發和運輸成本的的單一數據的問題在於無法考慮到天然氣工業公司和半島上的資源擁有者，雙方可能遇到管線路線和氣田的複數變動。VNIIgaz研究總結認為開發一年2500億立方公尺的天然氣需要的總投資資金是天然氣生產需要250億美元和390億美金的運輸成本，而且開發計畫必須經過三個階段，每一個階段需要承擔不同程度的投資。研究也釐清任何亞馬爾估計成本聯邦和區域政府的稅賦的重要性，估計在2002年會發揮效力的稅賦體制、運輸到俄羅斯西部市場所需的運輸成本是80—100美元／每一千立方公尺，帶來的結論是亞馬爾氣田開發需要和其他天然氣上游作業完全不同的稅賦體制（下面會談到天然氣稅賦的細節）。斯托克曼諾夫斯克（斯托克曼）氣田斯托克曼氣田最初是在1984年發現，並且據估計總儲藏（以俄羅斯的A到D的分類法）計算擁有3.2兆立方公尺（見表1.1，比較A＋B＋C儲藏是2.5兆立方公尺），但是它的位置距離莫曼斯克港外海550公里，而且其海下深度是300—330公尺（見地圖1.3）。大略的海床狀況是混雜著漂流的浮冰、物理環境特別嚴峻且特別破碎。其潛在的年產量達到900億立方公尺，非常重要的鑑定會影響斯托克曼氣田原先的開發構想的商業可行性，不管是相繼設立4—5座海上作業平台（每一座平台的產能都是一年200億立方公尺），或是從開始開發後設立複數形式的作業平台。在2004年，天然氣工業公司擱置原先構想，並偏好和挪威水電公司（Norsk Hydro）使用海面下的完工科技結合多管道的管線運輸方式，共同開發斯托克曼氣田。 1995年，由包含法國道達爾、美國康菲、挪威水電、和芬蘭的富傳公司共同成立開發財團並持有50％的股份，天然氣工業公司的子公司，羅斯礁岩公司（Rosshelf）則持有另外50 ％股份以及開發執照。天然氣工業公司藉此得以控制氣田股份，而且也潛在地使用必要的管線將天然氣運輸至俄羅斯內部和出口市場。在2000年，俄羅斯國會批准這個氣田的產品分享協定，但是兩年後，1995年簽訂該氣田的架構協定之下實施的探勘作業完成並且到期，斯托克曼（以及納津‧普爾‧塔茲區域區域的普里拉羅姆諾耶油田和三個氣田）氣田的執照被轉移到北海油氣公司—由羅斯石油的普爾油氣公司和羅斯礁岩公司分別持有50％股份的合資公司。羅斯石油的普爾油氣在2005年將它的50％股份賣給天然氣工業公司，使其成為唯一的股份持有者。從發現氣田直到2000年初，斯托克曼天然氣商業化設想建造管線將天然氣從氣田運輸到俄羅斯西北和歐洲的市場。構想是建造600—650公里的海外管線，連接到特雷貝卡作為登陸地點；另外在可拉半島建造往南1500公里的管線，並建造分支管線通往波羅的海海岸，往前跨越波羅的海通往德國（而且有可能更遠接往英國）。然而其進展在2000年代初期變的更為清楚，成為運輸系統的波羅的海部分—北歐管線計畫—將會獨立於斯托克曼氣田開發計畫之外另行發展。2004年，天然氣公司宣布斯托克曼氣田開發計畫的最初階段會是集中在以液化天然氣的形式出口到美國。 1997年，天然氣工業公司和芬蘭的富傳公司（Fortum）成立了合資的北歐天然氣運輸公司，開始進行波羅的海管線計畫的可行性評估，其後來成為著名的北歐管線計畫（North European Pipeline，NEP）。這個計畫吸引了來自許多潛在投資者和天然氣買家的興趣（見第三章）。2004年3月，天然氣工業公司執行長亞列克謝．米勒做出公開聲明，北歐天然氣管線的氣源將來自於南俄羅斯氣田，一年後，副董事長李亞贊諾夫證實已經擱置斯托克曼的管線項目，而且所有的努力都集中在以液化天然氣的方式出口到美國（我們會在第三章回到這個議題）。然而，氣田中這麼龐大的儲藏將足以實現最初階段的液化天然氣發展，接下來的開發階段將會涉及到以管線供應內部和歐洲市場。獨立天然氣公司在俄羅斯的架構內，『獨立天然氣公司』這個詞彙是用在速記的詞彙，用來指稱任何100 ％不屬於天然氣工業公司的天然氣供應或生產組織。加註『獨立』的生產者意指它們的某些（甚至是大部分）股份不是由天然氣供應公司所持有。非天然氣工業公司的天然氣供應者們之間可以看到某些程度的人為區分： 1.某些公司的主要事業是石油、但擁有龐大天然氣儲藏和利益；這些包括所有著名的石油公司：盧克石油、蘇爾古特油氣公司和英國．秋明石油公司。 2.某些公司擁有龐大石化資源和與天然氣相關的商業事務。在2004年，這個部份包括 ITERA和諾瓦鐵克，但是還包括所有獨立天然氣生產者聯盟（Soyuzgaz）的成員。這個部份也包括純粹的天然氣貿易者而沒有自己的生產業務，包括Centrrusgaz和Trans Nafta。 3. 某些公司的大部分持股被天然氣工業公司所持有，像是西伯利亞．烏拉爾石油天然氣化學工業公司（Sibur）（簡稱西烏公司）和普爾天然氣公司。俄羅斯獨立天然氣公司在目前和未來的重要性無法簡單地以它們的天然氣儲藏來評估。許多公司宣稱它們擁有龐大儲藏，但是因為許多原因—常常和氣田所在為置有關，像是複雜的地質結構、缺乏投資資金等—它們無法加以商業化。為了成功地商業化，獨立生產者需要正確地將生產井所在位置、可獲得的投資資金、可連接的基礎建設結合在一起—後者包括加工工廠和天然氣工業公司的天然氣管線網路—和有償付能力的消費者有意願購買它們的天然氣。在2004年，依然很難達到這樣的結合，甚至儘管這些公司已經穩定地建立起來，它們依然有管制性的義務、沈重地必須依賴天然氣工業公司願意讓它們取得加工廠房和管線網路。垂直整合的石油公司可能會令人驚訝的是在2000年代初期，大型的整合石油公司本身是相對不大的天然氣生產者。蘇爾古特油氣公司（Surgutneftgaz）和羅斯石油公司（Rosneft）生產的天然氣產量超過所有石油公司的一半（見表.11）大多數大型垂直整合的石油公司都為未來二十年規劃了龐大企圖心的計畫。，他們也有大型、具競爭性的計畫，使他們在同一時段內預期中的天然氣與石油價格趨勢中更加有利可圖。在2003年，年初，盧克石油公司同意將在那霍德金斯克（Nakhodkinskoye）氣田中生產的天然氣從2005年開始賣給天然氣工業公司，並在2006年將出售量提高到每年800億立方公尺。氣田位在天然氣工業公司的西西伯利亞主要生產區域，北方的大窪地（Bolshekhetskaya Depression）。盧克石油公司同意建立管線並將天然氣運輸到楊堡的主要壓縮站，天然氣工業公司會在當地以最少的22美元／兆立方公尺價格收購（排除增值稅）。許多原因可以進一步解釋為什麼像盧克石油那樣在財政上赤字的公司會同意這樣的安排。第一，對於天然氣加工和運輸的成本效益感到悲觀；第二，感到樂觀的是：對於固定價格可能增加，以及可以非固定價格將這麼大量的天然氣賣出而感到樂觀；公司適當地以政治安排，不與天然氣工業公司在天然氣市場互相競爭；此外盧克石油公司缺乏天然氣販賣與行銷的專家與組織。無論是為了什麼理由，獨立的生產者不會採取這種行動，在可見的未來內從獨立的生產者轉變成獨立的行銷公司。雖然無法知道這個協定在2006年之後會有什麼樣的變化。盧克石油公司和天然氣工業公司的『戰略伙伴關係』涵蓋到2014年為止，不只包含那霍德金斯克的天然氣販賣，以及在俄屬里海區域的合作，他們與哈薩克油氣公司（Kazmunaigaz）成立的子公司叫做里海中部油氣公司（TsentrCaspneftgaz）。此外，盧克同意在生產分享協議框架之下將所有烏茲別克天然氣賣給天然氣工業公司，甚至不久後將不再直接經過生產分享協議。至於垂直整合的石油公司顧慮的是發現難以穩固地發展。自2003年開始爆發的法律．政治危機，阻礙了尤科斯公司的龐大開發計畫，甚至威脅公司的存活。蘇爾古特油氣公司是這些公司之中最大的天然氣生產公司，油田中伴生的天然氣產量在2004年超過140億立方公尺。然而，它加入了天然氣工業公司．羅斯石油公司合資的財團，成為開發東西伯利亞氣田的潛在成員。雖然蘇爾古特油氣公司開發非伴生天然氣的企圖心受到限制，公司的伴生天然氣產量則繼續增加，特別是在氣田生產的火焰能從現在的程度繼續下降的話。無論如何它的產量將會如表1.11裡面那樣的預測，增加到250億立方公尺。而非伴生天然氣產量則無法確定。英國石油．秋明石油公司擁有龐大的天然氣儲藏，特別在2004年中期從尤科斯公司購買羅斯潘公司（Rospan）56％的股份之後，讓它在新烏連戈伊和東烏連戈伊唯一擁有的儲藏高達9500億立方公尺的凝結氣儲藏。英國石油．秋明石油公司最大的天然氣儲藏是位在東西伯利亞和俄屬遠東的科夫柯塔金斯克。羅斯石油公司的天然氣計畫則是與天然氣工業公司建立起強大的盟友關係。在2001年10月，這兩家公司同意在納津‧普爾‧塔茲區域區域三個氣田的合作開發策略—Kharampur、 Vyngayakhinsk和Yetipurovsk（以及斯托克曼氣田，下面會談到）。這個決定允許羅斯石油．尤干斯克油氣公司仍保持獨立公司的身份（見第四章），意味著公司內部的優異的石油資產可能會影響到天然氣開發可獲得的投資。羅斯石油公司除了在東西伯利亞和俄屬遠東（特別是在薩哈林）之外（見第三章），在西西伯利亞也擁有龐大的潛在天然氣生產。簡要地說，垂直整合的石油公司的天然氣企圖心似乎可能受陷於儲藏，以及與石油開發計畫相比較之下，天然氣開發計畫的資金可取得能力和市場上的吸引力。重要的是2002年 VNIIgaz 的研究假設這些公司的生產將會平坦地維持在2003年每年350億立方公尺的水準，一直維持到2020年。盧克石油公司將表現出領導性的角色，但它的天然氣生產量在2010 年只有300億立方公尺，並在2020年時只有800億立方公尺，更現實的是關注於它擁有的儲藏，不管公司願意求取需要的投資和在生產之外開發天然氣市場的企圖心。撇開盧克石油公司不談，蘇爾古特油氣公司—最大的生產者—似乎沒有意願將企圖心從油氣伴生田擴展到非伴生天然氣之外的角色，但是公司仍會在未來繼續成長，確保他成為天然氣生產者的領導性角色。羅斯石油公司獲得了尤干斯克油氣公司，提升了一倍的儲藏，合併後的新公司將會快速地選擇開發它的天然氣資產；至於受到關注的西伯利亞石油公司，它的天然氣生產和企圖心都很穩健；而曾經一度最重大的角色，尤科斯公司似乎不可能存活。獨立天然氣供應公司伊代拉（Itera），第一家主要的俄羅斯獨立天然氣公司，1994年從一家貿易公司開始營運。到了1990年大中期至晚期時，公司藉由參加拍賣、買進現有的合資企業—包括天然氣工業公司的合資企業—獲得氣田的開發執照，因而迅速地擁有將近2兆立方公尺儲藏的天然氣財產。它也發展成獨立國協之內的主要天然氣貿易貿易公司—特別是來自土庫曼—管理階層在此與總統有強力的關係。伊代拉的天然氣事業，至少在某部分上，因為天然氣是土庫曼能供應改期其他獨協國家的唯一進口商品和服務。在2000年，伊代拉生產將近180億立方公尺天然氣。購買來自於亞馬爾．涅涅茲民族自治區300億立方公尺，以及350億立方公尺來自於中亞國家，主要來自於哈薩克斯坦、土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦。公司在同一年售出856億立方公尺天然氣，其中俄羅斯境內—特別是在斯維爾德諾夫斯克州，它和伊代拉簽署長期供氣契約—超過400億立方公尺；以及另外450億立方公尺天然氣出售給得獨協國家，尤其是烏克蘭（320億立方公尺）和白俄羅斯（60億立方公尺）。2000年被認定是伊代拉公司歷史上至今為止的高峰。公司出售天然氣的容量，並買入獨立國協各國天然氣與天然氣相關公司的龐大股份，包括波羅的海諸國和外高加索諸國。隨後，伊代拉的問題開始出現。第一個問題來自於俄羅斯國會審計委員會的命令，要求天然氣工業公司停止以天然氣供應的形式，繳稅給亞馬爾．涅涅茲民族自治區行政長官。在 1990年代後期天然氣欠款最嚴重的時段內，這種方式是天然氣工業公司支付地方稅賦最適當且最低成本的方式。地方當局必須找到其他方式將天然氣訂為貨幣，而伊代拉則提供龐大的外流管道。高德曼（接受華爾街日報訪問時）表示亞馬爾．涅涅茲民族自治區行政首長（現在是天然氣工業公司董事會成員之一）接受天然氣工業公司開出的天然氣價格是2 —5美元／每千立方公尺，同時將它賣給伊代拉，然後再以40—80美元／每千立方公尺價格賣給不同顧客群。他總結說：『…某些價差是由管線運輸成本吸收，但是濫用運輸價格是不可否認的事實』。事實上，在1998—2000年間是高度不大可能發生的，沒有證據顯示伊代拉曾藉30美元／每千立方公尺的價差販賣天然氣。無疑地亞馬爾．涅涅茲民族自治區行政當局再度販售天然氣讓依代拉具有高度利潤，公司可能可以輕易地藉由『濫用運輸價格』獲得『創新的企業行為』和『精明的稅賦最佳化』的名聲。眼見伊代拉的天然氣運輸量從2000年的860億立方公尺降低到2001年12月的700億立方公尺，造成亞馬爾．涅涅茲民族自治區行政當局天然氣的損失，審計委員會和天然氣工業公司的稽核員，Price Waterhouse Cooper（PWC）雙方都對於天然氣工業公司和以伊代拉公司的雙邊關係展開調查，並成為廣泛探索的議題，但是無法證實貪污行為和申辯的主張。調查特別集中在於： ——伊代拉從天然氣工業公司獲得的天然氣資產； ——伊代拉運輸給天然器工業公司的部分； ——天然氣工業公司董事會成員和伊代拉公司，擁有明顯證據的所有權關係，在1996年，雙方在仔細盤算之後，成立一家子公司，而天然氣工業公司獲取伊代拉20％股份。有趣的是，這些調查都沒有證據顯示天然氣工業公司或伊代拉雙方有誰做錯，調查結果後來被大多數評論所遺忘。審計委員會發現伊代拉支付給天然氣工業公司使用天然氣管線網路的運輸關稅是『在範圍內』。伊代拉欠天然氣工業公司的債務是天然氣管線網路的使用費，而天然氣工業公司互相欠的款項較小。審計部建議伊代拉應該要履行它所有的義務，關係到購買普爾天然氣公司的股份、羅斯潘國際公司和卡克沙油氣公司，這幾家公司在 2001年的所有天然氣產量達到181億立方公尺。這些公司的股份是瞄準以藍姆．烏瓦赫列夫（Rem Vyakhiev）為首的天然氣工業公司管理階層的『剝奪資產』的論述核心。伊代拉所有權和財政營運缺乏透明性，而且事實上某些天然氣工業公司管理階層的成員都在隨後接管伊代拉公司的重要職位，為別人的批評提供的方便的彈藥。在2001年年初，伊代拉的地位是個值得尊敬的公司法人身份，尤其是它和歐洲執委會簽署契約，供應天然氣給烏克蘭，作為歐盟整套的援助措施的一部份，作為烏克蘭關閉車諾比爾核電廠的補償。但是到了2001年中期，天然氣工業公司的新董事長，亞列克謝．米勒（Alexander Miller）上台後，他讓伊代拉在俄羅斯內部和獨協國家之內的財富不斷地縮水。伊代拉在國內生產的關鍵損失—除了失去亞馬爾．涅涅茲民族自治區償稅的天然氣之外— 必須重新收購它在前任天然氣工業公司管理階層之下收購的資產。PWC報告明顯建議天然氣工業公司應該考慮重新獲取32％普爾天然氣公司的股份，該公司後來被伊代拉所併購。曾在1999年將普爾天然氣公司的股份賣給伊代拉，後在2002年4月重新買回並獲取達到51 ％股份。伊代拉支付33000盧布購買這些股份，天然氣工業公司則以660萬盧布購回並補償伊代拉公司在之前三年開發氣田上的開支；這些氣田在2003年時產量達到130億立方公尺許多人因為重新獲得普爾天然氣公司而感到高興，並將之視為是修正發生在前任的管理基層之間的協議下，造成『剝奪資產』的錯誤，少數人呼籲交易並未獲得批准，因為當時天然氣工業公司正遭遇到欠款的財政危機，所以無法實施財政上的轉移和個人資源將之拿來開發小型氣田；而且這個決策焦點是放在主要出口計畫的財政資源，諸如亞馬爾．歐洲管線和藍流管線。 2003年2月，天然氣工業公司以102000盧布購買伊代拉在北方油氣工業公司的51％股份，而且名目上的金額總數反映出開發結果。這家公司的特別特別重要性在於它擁有開發南俄羅斯氣田的執照，氣田在之後被選定為北歐天然氣管線的供應來源（見第三章）。這一部份的收購，天然氣工業公司出售西比爾斯基油氣公司（Sibirsky Oil and Gas Company） 10％股份和塔克沙林斯克油氣公司（Talkosalneftgaz）7.8％股份給伊代拉。從2002年開始，伊代拉逐步地失去供應來源和市場，這是天然氣工業公司新任管理階層要降低這家公司在天然氣產業內的角色並產生許多決定性結果。伊代拉意圖與諾瓦投資公司合併（後者轉型成諾瓦鐵克公司諾瓦鐵克，見下方）。但後來因為其中一家公司財富縮水，另一家公司財富增加，合併案宣告失敗。在2002年後期，天然氣工業公司開始限制伊代拉裝卸貨物到獨立國協，要求伊代拉以現金支付尚未支付的運輸費用，儘管伊代拉否認。 2002年12月，公司被剝奪了它身為中亞天然氣運輸者的地位，特別是將土庫曼天然氣運輸至俄羅斯和獨立國協國家，這個任務被轉移給一家一家從未聽過名字的、新的匈牙利公司，名為Eural Transgas（見第二章）。更糟糕的事情發生在2003年6月，烏茲別克總理通知伊代拉，由於烏茲別克天然氣出口增加，它將土庫曼天然氣出口到其他獨立國協市場國的出口量被限制在2003年，並在2004年截止。總理向伊代拉的顧客警告『劃下他們自己的句點』。同時，天然氣工業公司開始逐步地將伊代拉逐出外高加索的天然氣市場。伊代拉在亞塞拜然和喬治亞被告知他們已經沒有設備將天然氣運到他們的市場，原因是他們已經被天然氣工業公司接管。在2004年年初當記者訪問到為何要接管亞塞拜然的天然氣供應時，天然氣工業公司的子公司，天然氣出口公司直接回應：『沒有人歧視伊代拉。他們無法達成契約義務時，自然沒有任何天然氣運輸設備可以使用。』但是或許更嚴重的是公司涉入它最大的新氣田的天然氣運輸的部分，西西伯利亞的貝列戈沃耶氣田（Beregovoye），潛在的生產量是每年120億立方公尺。由於它靠近生產量已經在2000年代快速增加的札波爾楊諾耶氣田，天然氣工業公司宣布它的生產設備不適合用來運輸貝列戈沃耶氣田生產的天然氣。暗示著可以藉由合資建造札波爾楊諾耶和烏連戈伊新管線的方式解決運輸設備問題，但是到了2005年中期時進度仍然甚微。這對公司來說極端重要，它在2004年晚期將塔克沙林斯克油氣公司（Tarkosaleneftegaz）和漢切油氣公司（Khancheyneftegaz）的股份全數賣給諾瓦鐵克公司。結果是除了普爾天然氣公司的持股之外，伊代拉仍保持在俄國境內的生產資產只剩下貝列戈沃耶氣田。天然氣工業公司的帳戶中顯示，在2002年運輸609億立方公尺天然氣給伊代拉，在2003年是317億立方公尺。或許令人驚訝的是，伊代拉在2002年向天然氣工業公司購買了81億立方公尺，並在2003年購買151億立方公尺，並以有利於伊代拉的價格購買。解釋這些銷售是表面上自從天然氣工業公司開始買回在普爾天然氣公司的股份之後，伊代拉遭遇到的問題不僅是貝列戈沃耶天然氣運輸、失去土庫曼天然氣運輸，以致於無法滿足向斯維爾德諾夫斯克州的天然氣供應義務（它是該州的主要天然氣供應者）而且被迫購買天然氣以滿足他們。從2005年開始，伊代拉向天然氣工業公司和諾瓦鐵克購買天然氣，並與後者簽署五年的供應契約，藉以滿足它向該州承擔的義務並顯示不願意離開市場。從販賣上看，伊代拉依然是第二重要的獨立天然氣公司。在2005年，他未來的生產前景轉換到卡爾穆克（與韃靼斯坦）和土庫曼斯坦（名為Zarit的合資企業），其石油產量比天然氣還多。諾瓦鐵克（Novatek）在2004年成為俄羅斯第一大的獨立生產公司。諾瓦芬投資公司從 1990年代的管道建造信託，主要投資事業轉變成在天然氣和凝結氣田的生產，獲得在亞馬爾．涅涅茲民族自治區的氣田開發執照（東塔克沙林斯克、尤哈諾夫斯克和漢切斯克），然後開始獲得在西伯利亞之外的產權。它在2003年改名為諾瓦鐵克並生產204億立方公尺產量（以及250萬噸石油與凝結氣）；到了2010年，公司被預期的產量會超過500—600億立方公尺。公司完全擁有一家子公司尤漢諾夫油氣公司（生產烏連戈伊氣田的凡藍今地質年代部分），在自己擁有的財產權中，天然氣生產量將會在2008年高達270—300億立方公尺。諾瓦鐵克在追求它的獨立策略上有幾個優勢： ——它藉由拍賣和公開招標來獲得財產（它唯一的資產是向天然氣工業公司購買—8％的東塔克沙林斯克股份—後來被天然氣工業公司新管理階層買回）。 ——以2003年的價格水準來看，它的成本基礎提供龐大的獲利。 ——建立加工廠能夠增加它的凝結氣販售，並為其他西西伯利亞的獨立天然氣公司加工他們的天然氣，藉此而潛在地提供產量。 ——公開地認知到它的股東是49.23％的Levit，登記為賽普魯斯的SWGI集團基金37.54％，以及亞馬爾區域發展基金7.58％。 ——在公司治理和透明度上有重大進展，並根據國際會計組織的會計水準報帳並登記儲藏。諾瓦鐵克藉由尋找向內部市場運輸天然氣，而非出口的方式，和天然氣工業公司維持良好的關係。公司從未涉及任何貪污或和天然氣工業公司管理經層展開內線交易。2004年，諾瓦鐵克的財政狀況往前踏出重大一步，宣布跨國石油公司，法商道達爾公司有意購買它的 25％股票，根據報導其總價在8.5—10億美元之間。大概在同時，公司和國際財政公司達成最初的協議，以億2千萬美元的貸款開發尤哈諾夫斯克氣田。這幾項發展的重要性在於 —並不會在2005年中期完成—也不會需要這麼多的金錢，這些錢必須獲得國際性的財政組織和公司雙方同意才能動用，而且為俄羅斯內部天然氣市場增加的未來獲取資金的吸引力。諾特天然氣公司（Nortgaz）在1993年成立，是天然氣工業公司（51％）、巴斯特（ Bechtel）（44％）法爾科（Farco）（5％）共同成立的合資企業，擁有執照開發北烏連戈伊氣田賽諾曼地層結構內的天然氣凝結氣儲藏。股權在1990年代中期至晚期變更，巴斯特離開，諾特天然氣公司成為法爾科的繼承公司。烏連戈伊天然氣工業公司（天然氣工業公司在原公司內的提名人）持有的諾特天然氣公司股份被降低，根據諾特天然氣公司的管理階層所言，是為了開發氣田的支出而將它的股份賣出。公司在2003年成為俄羅斯法院上訴訟焦點，而且公司在2001年開始生產天然氣，傾向於在2001年代中期每年生產50億立方公尺（以及100萬噸凝結氣），公司相信生產量將會在2000年代結束時增加到100億立方公尺。天然氣工業公司和獨立生產者之間其中一個最大的公開戰鬥則是將焦點放在諾特天然氣公司，它自2003年起在獲取運輸權限上遭遇越來越多的問題。許多不同的解釋，從天然氣工業公司對於整個獨立天然氣產業的攻擊，到天然氣工業公司想迫使諾特天然氣公司屈服於訴訟。2005年四月，莫斯科仲裁法庭宣告諾特天然氣公司開發北烏連戈伊氣田的執照到期，儘管自然資源部支持這家獨立生產者繼續上訴。根據不久之後的報導，公司同意和天然氣工業公司談判，繼續持有它的51％股份，並繼續自己的生產，儘管處於天然氣工業公司的控制之下。其它的獨立天然氣公司，像是TransNafta和Centrrusgas都只是純粹的天然氣交易者，本身並不從事天然氣生產，而且關於他們的資料更少。從1999年設立之後，Centrrusgas以商人的身份，在2000－2002年間販售了70—80億立方公尺天然氣，從獨立生產者手中買入天然氣再轉售給地方電力公司（energos）和小型消費者。表1.8呈現的是1995—2004年間，天然氣工業公司和俄羅斯官方的全俄羅斯天然氣生產統計數據；可以從剩餘部分計算非天然氣工業公司生產的產量。它顯示的是非天然氣工業公司產量從1995年的6％，提升到2003年的13％；石油公司伴生天然氣佔有率從高達70％下降到大約只有45％。天然氣加工與液態資源生產俄羅斯天然氣產業鍊的一個重要部分是管制者至今仍未規定天然氣的加工。這個功能對於非天然氣工業公司的天然氣商業化生產，以及減少伴生天然氣燃燒都相當重要。它應該獲得特別的注意。除了西伯利亞．烏拉爾石油天然氣化學工業公司（Sibur）和東方天然氣工業公司（Vostokgazprom，其作業地點在東西伯利亞，見第三章）之外，天然氣工業公司擁有六個完全擁有子公司形式的天然氣加工工廠（烏連戈伊天然氣工業公司、楊堡天然氣、蘇爾古特天然氣工業公司、北方天然氣工業公司、奧倫堡天然氣工業公司和庫班天然氣工業公司），其在2004年的總加工容量是525億立方公尺天然氣和2860萬噸原油與凝結器。從2003年開始，天然氣工業公司取代了之前存在的、收取服務費方式的商業關係。這些加工廠只加工來自天然氣工業公司的天然氣，為一例外的是奧倫堡天然氣工業公司代為加工來自哈薩克斯坦卡拉恰干納克氣田的天然氣；經由談判，天然氣工業公司和哈薩課油氣公司成立合資子公司，哈俄天然氣公司，不只擴大代為加工的容量，並且雙邊的商業關係在2004年繼續營運下去（見第二章）。除了這些加工廠之外，天然氣工業公司藉由控制西烏化工（Sibur），控制了西伯利亞的天然氣加工事業，這家子公司在西伯利亞有九個加工工廠，並向俄羅斯內部市場和出口市場供應化工產品。2001年買下具有控制程度的股份後，天然氣工業公司無形中成為了天然氣加工事業的壟斷者。但是在西烏化工內部的公司治理上出現嚴重的問題，最初是由天然氣工業公司讓它破產，引發的空隙到了2003年仍未解決。2000年代初時的治理危機允許盧克石油公司和蘇爾古特油氣公司分別從西烏化工手上獲得一座天然氣加工工廠。在2003—04年間，天然氣工業公司獲得西烏化工的股份甚至超過99％。天然氣工業公司．西烏化工成為西伯利亞境內實質上的天然氣加工壟斷者，而任何希望獲得天然氣工業公司管線運輸權限的獨立天然氣生產者都必須從他們手中買進加工設備。在2000年代初期，天然氣工業公司．西烏化工在國內的主導性地位讓石油公司的伴生天然氣變成高度不具有吸引力的產品，若非放任它燒掉，就是將之賣給不需要加工的燃氣發電廠。到了2001年，伴生天然氣的聚集和運輸成本開始高過於管制價格，而西烏公司必須將之供應給生產者；天然氣工業公司的天然氣生產成本預估是600盧布／千立方公尺，而管制價格則是55盧布／千立方公尺。結果是石油公司杯葛西烏公司的擴廠計畫，傾向於讓它的龐大伴生天然氣儲藏放任燃燒，並因此支付破壞環境的罰款。然而，問題的其他面向是西烏公司前任管理階層和石油公司之間的對抗關係。而且加工工廠缺乏可信任性。局勢自2004年起—至少根據西烏公司現任的管理階層—已經改進了公司其中80％的原料來源是來自於非天然氣工業公司（大部分是伴生天然氣）。暗示著西烏公司和石油公司的管理階層，在未來的石油計畫中的天然氣加工業務將會安排成以一家合資公司負責運作，其中股份分配是西烏公司51％和石油公司49％。西烏公司將會增加伴生天然氣的加工份量，從2005年的120億立方公尺增加到200億立方公尺。天然氣加工產業在 2005年展開改革，作為天然氣工業公司的全體改革程序的一部份。此外，諾瓦鐵克位在普洛夫斯克的凝結氣開採場在2005年開始營運，不僅為自己公司提供服務，還包括為第三方提供設備收取使用費。天然氣加工的一個重要問題是未來的西伯利亞天然氣生產，將會承擔比以前的時代更多的液態石化資源的生產，尤其是在過去二三十年間，開發大型賽諾曼地質年代的氣田（詳細資訊見附錄1.2），這些氣田已經開始枯竭。2000年代的氣田開發進展進入開採凡藍今年代和賽諾曼年代的天然氣，缺乏足夠的凝結氣採集管線從氣田中抽取這些液態石化資源，成為公司之間的重大議題。大概在2000年，蘇爾古特加工廠只有30％設備運作而且徵求凝結氣供他們加工，但是獨立生產者和天然氣工業公司雙方的氣田全都裝滿大量的液態資源，蘇爾古特加工廠變成預定過量。亞馬爾．涅涅茲民族自治區副總督表示凝結氣生產每年以150—200萬噸的速率成長，而在2003年已經達到管線裝載的限制。同一年，諾特天然氣公司被迫將它的凝結氣產量限制在超過20％，公司將會延後擴大管線裝載凝結氣的能力，同時增加楊堡的凝結氣產量。生產預測：天然氣工業公司和獨立公司表1.9顯示出2003年能源策略中提出的天然氣生產預測。它對大多數區域和未來的大部分時段來說是基本個案也是樂觀個案，而且對2010年和2020年來說也是悲觀預測。儘管事實上2005年的預測已經被2004年的實際產量所趕上，仍然值得拿來考慮長期的預測。策略預測2010年的生產量將會緩慢地增加到6350—6600億立方公尺，並在2020年增加到6800— 7300億立方公尺。這些總生產量中，天然氣工業公司的部分將會在2010佔有其中的5400— 5700億立方公尺，並在2020年佔有5300—5900億立方公尺，所以是天然氣工業公司在這個時段內最糟糕的生產平緩。相對地，獨立生產的產量會從2005年的800—900億立方公尺增加到2010年的1050—1150億立方公尺，並在2020年增加到1400—1500億立方公尺。在2003年的能源策略中，政府認為獨立生產者定有其潛在的重要性。在2003年5月政府擬定的初稿文件中認為獨立生產公司的生產水準將會大幅度地、高度增加到2010年的1150— 1200億立方公尺、2015年的1460—1500億立方公尺、2020年的1700—1800億立方公尺，或是總產量增加25％。同一時間內，對於天然氣工業公司的產量更為樂觀。在2002年，天然氣工業公司的產量在那一年突然大幅下降後，展開會談要求『穩定化』天然氣產量並到2020年要將生產提升到 5300億立方公尺。然而在2003年晚期，公司的預測變得更有自信，並暗示2020年的產量將會大幅提升到5800—5900億立方公尺。2004年年初，天然氣工業委員會將焦點放在未來資源的開發，並證實這些數據範圍的最高限度，但警告直到2015年的時段內，產量程度會每年生產速率至少必須達到每年7000億立方公尺，並在2016—2030年間達到每年7500—8000 億立方公尺。這麼巨大、高聳的數據高出2000年代初期的調查結果，其高度無法代替現今的生產量。在2004年，公司產量達到等同於燃料水準的39000萬噸—大概等同於3300億立方公尺天然氣，而且那一年的產量還超過5450億立方公尺—數據中還加上某些液態石化資源。天然氣工業公司增加它的生產預測的動機是不確定的。可能遭遇到來自於政府的壓力，或是增加國內市場天然氣價格的承諾，或是現實上哭口價格在2000年後的增加，或是市場被獨立生者奪走的『威脅』。從資源和供應面向來檢視提升預測的一個關鍵議題是天然氣工業公司必須確定開發新氣田供應的決策時間和運輸的項目。表1.10顯示出來自天然氣工業公司所屬氣田的產量，其目前已經進入生產或將有穩定的開發（例如，包括亞馬爾半島和周遭海域的各個氣田），他們將會在2020年展開生產。表1.10並未根據個別氣田的技術特徵而將未來的生產模組化。它合乎作者從三個資料來源詮釋的資訊：天然氣工業公司開發並將在未來進入生產階段的新氣田；天然氣工業公司得VNIIgaz研究所對主要氣田在未來的預期生產績效的預測；某些現有氣田在生產數據上簡單的演變如果生產趨勢繼續下去的話。表1.10的主要結論是天然氣工業公司從現存生產氣田和未來預期進入生產的氣田，雙方將會在2000年晚期達到生產高峰，然後逐漸地下降到2010年時低於5300億立方公尺。到了 2010年後，由於三個主要生產氣田枯竭，衰退會加速並下降到2020年的3400億立方公尺。這個分析暗示天然氣工業公司無法在2010年維持2004年的生產水準，而且亞馬爾半島的龐大儲藏到了那時候仍不會進入生產。為了維持5300億立方公尺的產量水準，並超過5800— 5900億立方公尺的產量，天然氣工業公司必須在2015年新增加700億立方公尺並在2020年新增1860億立方公尺。2015年的700億立方公尺容量可從鄂畢灣和塔茲灣海上油田提供；然後只有亞馬爾半島的氣田可供應2020年所需的龐大容量。表中數據所指的各個氣田和開發計畫都是完全可行的，但是必須花費時間才能讓這些氣田進入生產並建立管線；這意味著必須在不久之後就投入資金，使其快速進入生產程序。天然氣工業公司提升預測的最後一個議題是從目前以證實和有可能的儲藏（根據國際性的水準）中減掉2003—2020年間所有的預測產量，結果是在烏連戈伊氣田中依然擁有超過1 兆立方公尺的已證實和可能存在的剩餘儲藏，楊堡的剩餘儲藏較少。天然氣工業公司預期這些氣田中依然剩餘這麼大的儲藏是不現實的，除非： ——這是氣田中可恢復因素的作用；烏連戈伊氣田原本的估計儲藏是10兆立方公尺，而且最終的可恢復因素比重低於以證實和可能儲藏的90％。可能是因為氣田在生產初期遭遇到的傷害，當時甚至蘇聯的地質學家自認為了求得更高的產量而造成具破壞性的方法。 ——剩餘天然氣的生產會採用比過去20年更加昂貴的生產方法。無論是什麼議題，以及什麼樣的成本，天然氣工業公司可以取得烏連戈伊和楊堡的以證實和可能的剩餘儲藏，藉以彌補目前生產衰退的趨勢，這對於納津‧普爾‧塔茲區域區域的問來發展相當重要。天然氣工業公司可能藉由外來的協助以返回這些『棕田』發展，就和 1990年代晚期至2000年代初期，垂直整合的石油公司達到令人印象深刻的生產結果。亞馬爾半島的生產遭遇到程度上的延後，獨立生產者（和來自中亞的天然氣進口，見第二章）的貢獻將變得更加重要。的確，儘管事實上他們在亞馬爾半島也擁有大的儲藏，並因為建造連接到市場的運輸網路而獲利。天然氣工業公司在亞馬爾半島延後開發大型氣田可能讓獨立天然氣生產者獲得利益。根據估計，獨立生產者在2030年在亞馬爾．涅涅茲自治州的天然氣生產將在2015年達到1700億立方公尺的生產高峰。在2005年後，重要的生產者如阿提克天然氣（尤科斯）、西伯利亞油氣公司（依代拉）、和尤哈諾夫油氣公司（諾瓦鐵克）和在2010年後的亞馬爾油氣。表1.11呈現出獨立生產者在2000年初的產量，以及他們在2010年代初期的生產抱負。這些抱負中有些是更具可行性的，雖然這些公司擁有的儲藏似乎可以在2010年達到1250億立方公尺產量，但要達到1500億立方公尺則需要運氣。最後，『獨立生產者』這個詞彙的語義是有問題的，他們可被歸納成是任何具有聚合力的團體。目前現實上是五或六家公司（盧克石油公司、蘇爾古特油氣公司、羅斯石油公司、英國石油．秋明石油公司、諾瓦鐵克，甚至包括伊代拉）似乎將會未來十年主導非天然氣工業公司的天然氣生產與銷售。各家公司都擁有與其他公司不一樣的企圖心與策略。盧克石油公司、蘇爾古特油氣公司和羅斯石油公司似乎只想當生產者，對於市場行銷沒有特別興趣；伊代拉雖生產銳減，但依然是重要的行銷公司；諾瓦鐵克似乎對生產和行銷都有企圖心。獨立天然氣生產者的社群內似乎沒有通則可輕易地加以歸納。 ============================================================================== 運輸與儲藏 2004年，高壓運輸設備—統一天然氣供應系統（Unified Gas Supply System，UGSS）— —天然氣工業公司所擁有、營運的設備，管線長達154萬公里，直徑高達1440公釐（56英吋）。17個運輸子公司負責將天然氣運輸到整個國家，而且某些子公司還負責生產天然氣（見第四章）。因為國家規模太大，而且主要生產氣田位在過於嚴峻的氣候和地理環境上，遠離主要的消費中心數千公里，因此天然氣運輸始終都是俄羅斯天然氣開發的主要問題。表1.12顯示2004年末期—2005年初期時，管線網路的年齡。可以看到58％的管線都已經超過20年，只有11％的管線是在過去十年內建造。獲利年齡使上面談到的嚴峻氣候和地理環境問題顯得更重大。主要的管線網路都是在前蘇聯時代建造，當時有相對高的速度和相對低的防鏽保護品質。此外，蘇聯時代建造的壓縮站仍能勝任，只是擁有相對低的效益和可信度。天然氣工業公司在1990年代晚期的財政問題提高大眾對它的關注，資金不足而無法用來維持管線網路運作和及時的整修。無法確定管線網路的『設計生命』但是在西西伯利亞遭遇到的狀況讓公司相信管線必須在使用三十年後加以替換。隨著財政狀況在2000年代改善，天然氣工業公司對管線網路付出相當多的關心，公司報導在2003年實施管線檢驗20000公里，而電子檢驗則是26700公里。它也宣稱管線中斷和破損都持續惡化。儘管如此， VNIIgaz在2002年做的研究結論是整個管線網路的生產力大約低於它的設計能力的9％；最大的損失是位在中間走廊的運輸能力低於管線設計能力的12％。天然氣工業公司在2004—05年間主要運輸計畫是： 1. 烏連戈伊氣田（SRTO）連接到多爾佐克（Torzhok）加壓站—2700公里的管線之間搭配 12座加壓站，將天然氣運輸至俄羅斯西北方和亞馬爾．歐洲管線。管線將在2007年進入營運。 2. 札波爾楊諾耶氣田分別連接到烏連戈伊氣田，以及連接到普塔索夫斯卡亞加壓站，三條各100公里的管線。加壓站在2004年完工，將管線系統的運輸能力提升到每年1000億立方公尺。 3. 波金尼奇．依佐比諾耶（Pochinky—Izobilnoye）：（1250公里的管線搭配8座加壓站），以及斯塔夫羅波爾北方的地下儲藏設備。這條管線能夠把納津‧普爾‧塔茲區域天然氣運輸到通往土耳其的藍線管線，而不是裝載來自阿斯特拉罕和中亞，必須經過大幅加工的天然氣。管線將會在2005年完工。建造新管現的議題在於資金來源，特別是一家獨立天然氣生產者來說，依然留待決定它該用到多大範圍的程度。天然氣工業公司向獨立天然氣公司建議應該提供資金作為建造成本，但一個管線網路似乎無法在已經制定第三者的關稅時運作（見第四章），而且難以預測這些公司在未來會使用這些管線到什麼程度和和什麼樣的設備。有趣的是，政府的堅定立場只限於國營公司能夠進行管線建設，盧克石油公司已經獲得天然氣工業公司的要求，為它建造從納霍得金斯卡亞的氣田連交到楊堡氣田的管線；伊代拉已經加入斯維爾德諾夫斯克州的管線建設。可能反映出天然氣運輸牽涉到終端使用者的價格過低和第三方索取運輸關稅而缺乏獲利能力。秋明石油管線公司（Tyumentransgaz）的總經理證實這一點，2003 年的關稅增加了運輸成本，使得獨立天然氣生產無法獲利。運輸部門缺乏獲利對及時整修管線網路是個潛在的障礙，當然如表.12的顯示，不能即時整修管線將是個逐漸重要的問題。進一步投資於提升額外運輸能力也將要求消費者支付關稅以反映夠大程度地思考裝載的部分，特別是在支付最低價格的住宅．市鎮部門的需求快速增加之後；他們是日常最大的要求和季節性的擺動。天然氣工業公司擁有全俄羅斯所有的儲藏設備，公司操作24座可儲藏600億立方公尺容量的地下儲藏設施。表1.3顯示過去5年間，每年裝載500—650億立方公尺容量並在冬天嚴寒的氣溫狀態下釋出儲藏。天然氣工業公司積極發展它的額外的儲藏容量，除了建造五座新的儲藏設施並研究另外八座潛在的儲藏基地。天然氣工業公司計畫將每日的運輸能力增加到5億立方公尺，到了2007—08年的供熱旺季時將會達到6.13億立方公尺，超過2004—05 年間工氣量的6.10％。儘管如此，對於一家公司必須供應龐大市場和在嚴峻的季節性需求變化來看，天然氣工業公司的儲藏容量依然很小。除了自己的要求之外，天然氣工業公司也提供總容量的10％給其他獨立天然氣生產者使用。伊代拉和西烏公司是第一家向天然氣工業公司借用儲藏設備的獨立公司，而且沒有其他跡象顯示獨立生產者要建造自己擁有的儲藏設備。天然氣工業公司也有權使用在烏克蘭、拉脫維亞（見第二章）、奧地利和德國的儲藏設施，總儲藏超過110億立方公尺。配送與銷售 1990年代的問題造成擁有權和配送網路營運的本質上改變。天然氣配送網路出現在前蘇聯時代，並由市鎮當局和（Rosgazifikatsiya，РОСГАЗИФИКАЦИЯ）（出現在住宅與市鎮事務部的一個組織）各自擁有所有權；而且擁有超過900個分部。天然氣工業公司（其前身是蘇聯天然氣產業部）在配送部門中必沒有任何角色。在無法收回帳款的時期內，配送公司率先無法以現金支付帳款。許多配送公司破產或和鄰近區域的配送公司合併，天然氣工業公司—為了解決他們欠下的龐大債務—以股份償還債務並接管了許多重大的配送公司，儘管這樣的行動直接違背正負的經濟策略。在1996年，天然氣工業公司建立跨區域天然氣公司（Mezhregiongaz）作為公司在俄國內部市場主要的銷售組織，而且是欠款危機直接產生的結果。基本原則是集中並調整向消費者收取帳款。2002年5月一份俄羅斯聯邦政府發佈的命令要求向天然氣供應公司建立管制價格。為了接受命令，跨區域天然氣公司和區域性天然氣公司開始以國內價格向天然氣工業公司購買天然氣，並根據（聯邦能源委員會在2004年轉型而成的）聯邦關稅局設立的管制價格賣給消費者。。從2002年10月開始，價格管制當局為各個區域性天然氣公司設立了銷售限額。在2000年代初期，天然氣工業公司為了節省成本和稅賦，試驗將區域配送公司和跨區域天然氣公司撤出銷售鍊，但試驗後來停止。到了2005年已經成立了60家區域性天然氣公司，其中55家的主要擁有權是被天然氣工業公司所掌握。跨區域天然氣公司協調各家區域性天然氣公司並安頓了配送部門，並且直接將天然氣賣給最大的工業和電力公司。在2004年5 月，跨區域天然氣持股公司（Mezhregiongaz Holding，Mezhregiongaz持有99％股份， Lentransgaz持有1％股份）成立並管理所有的天然氣工業公司在區域運輸和配送網路上的利益。隨著天然氣工業公司擁用或控制了206／330家的區域性配送公司和經營75％（ 403000公里）配送用管線，以及提供58％的天然氣消費給全國75％的市鎮當局，公司逐漸增加對配送部門的掌握。跨區域天然氣持股公司隨後更名為天然氣工業區域天然氣公司（ Gazpromregiongaz），並維持同樣的所有權結構。 2001年，天然氣工業公司所有的天然氣銷售都直接經由區域天然氣運輸公司賣給消費者，區域配送公司（低壓力）唯一的動作是作為向消費者收取貨款的運輸者。因此俄羅斯成為更進一步不約束天然氣配送的國家，雖然天然氣產業的供應來源主要是來自於一個主導性的角色。但是天然氣工業公司被要求和配送公司的股份持有者共事，他們並不樂於見到拋棄運輸者的身份。俄羅斯反壟斷當局（anti—molopoly authority，MAP）曾針對天然氣工業公司在配送部門上的行動展開調查。在和區域行政當局談判時，天然氣工業公司試圖將一個自治共和國境內的配送公司的大型集團再度整併成更大型的商業組織，而且／或是達成協議，藉以讓該公司單獨同意在一個較大的地理區塊內實施單一的關稅。的確在2004年晚期，天然氣工業區域天然氣公司的董事會主張同意將政府持有控制性股份的63家公司和天然氣工業公司的利益加以合併，成立單一的天然氣配送組織。謝爾蓋．希洛夫主張成立一家法人公司，其將控制269／300家小型，而且可能無法繼續營運下去的配送公司，並在個別區域內實施統一的關稅。新配送組織的主張將會進一步擴大天然氣工業公司對運輸部門的掌握，其將無法出現競爭性的前景，至少直到合法的、不受拘束的獨立管制出現為只（見第四章）。天然氣工業公司涉入配送部門的潛在積極面向將會是在低壓力的配送網路內出現迫切渴求的投資。當價格上漲時，配送天然氣給消費者將會是更有利可圖，它將變得更具成本效益以翻修配送管線，藉以減少天然氣洩漏和增加管線網路的運輸效益。內部市場：需求、價格和欠款俄羅斯天然氣市場一般被研究者視為是個困難的題目，尤其內部需求和價格議題特別困難，因為缺乏長期的資料可作為不同時間的比較。在呈現區域和終端使用者的持續性資料這一點上一直是個很重大的問題。甚至更困難的題目是天然氣工業公司和其他公司開始將天然氣運輸給消費者時，他們並不會為他們的消費者提供任何詳細的細節。在檢視這些關於解釋過去十年之間的制訂價格和收付款項時的政治議題上存在著龐大的困難。以此作為介紹，這一段落將努力嘗試在個不充分且問題重重的資料的佈雷區中引導出一條道路並提供紮實的確定。需求關於內部市場最佳的描述是包含在2004年OECD俄羅斯聯邦經濟調查裡面，其中如此描述：『…市場活動的定量配給機制處於邊緣地帶。天然氣工業公司每年的天然氣分配量會以固定價格供應給不同的國內消費團體。然後工業消費者需要為未來幾年的天然氣需求投標— 配額可能每季做『調整』——天然氣工業公司會管制修改額度然後通知消費者他們未來的分配額度。如果工業消費者需要更多額度的天然氣消費量他們可能可從天然氣工業公司或其他獨立公司以高過於固定價格的價錢購買更多的額度。這裡沒有長期契約而只有固定價格收益，例如天然氣在低消費時期（夏季、週末與假日）是喪失的，而且在高消費時期購買額外天然氣需求量必需支付更高的價格根據OECD的報告：定量配給的行政是完全不透明的。某些消費者可以得到他們的投標，而其他消費者只能獲得較少的投標量並且必須以更高價錢購買額外的額度。並不清楚分配原則的輪廓。甚至無法瞭解全部的分配結果：政府並沒有提供有關實際分配固定價格的天然氣給內部消費者的全部資料…有些消費者報告他們的配合被凍結，所以依賴其他資料顯示他們需求的成長；這種情況出現在電力部門。表1.13試圖顯示從天然氣工業公司和其他獨立公司運輸天然氣給俄羅斯內部消費者的情況。自從天然氣工業公司從所有總運輸量中減掉單純的住宅使用量後，就必須審慎看待這些獨立數據（這些數據並未包含運輸系統作業需要的400—500億立方公尺，見表1.13）。獨立生產公司的數據暗示著2002—04年間730—900億立方公尺天然氣的生產量（見表1.8）中只有少於一半的容量運輸到內部消費者手上。石油公司使用的內部使用量又有不同的計算數據，而且獨立生產者也會將天然氣販售給獨立國協的消費者。儘管如此，獨立生產者將天然氣運輸給消費者的比例事實上低到令人驚訝地的程度。而且符合天然氣工業公司副董事長李亞贊諾夫所主張，20％的俄羅斯天然氣是由獨立生產者運輸，而且其中將近一半的運輸量（在2003—04年間是440—460億立方公尺）是販售給天然氣工業公司。無論實際數據是多少，無疑地龐大容量的天然氣由獨立生產者直接販售給消費者。在2003 年，ITERA提供所有的天然氣給斯維爾德洛夫斯克州而且根據州際天然氣的資料，獨立生產者提供各州天然氣的比例如下：秋明州82.4％，庫爾干州69.7％，科米共和國28.2％，巴斯科爾特斯坦共和國26％，以及阿斯特拉罕州21.9％。諾瓦鐵克的執行長在2004年證實公司將天然氣供應給20個州，但因為運輸成本的關係而沒有供應到泛伏爾加河區域之外的地方。他也顯示出公司10％的銷售額是以固定價格定價（可能是賣給天然氣工業公司）。表1.13顯示出在1999—2004年間俄羅斯所有天然氣需求（不包括運輸系統使用的容量）成長超過11％而天然氣工業公司在2003年運輸量也增加同樣比率，但是在2004年間呈現衰退。表1.14部分是嘗試追蹤不同消費族群在1993—2004年間的消費需求。這份資料問題重重因為2003年的數據無法和之前幾年的作比較。1993—2000年間的所有數據幾乎確定包含管線燃料而2003年的數據則不能，但是在表1.3的數據差異並不一致。儘管表1.14有缺陷，他很清楚地證實電力和工業部門佔有超過70％的俄羅斯天然氣需求，其中只有20％是住宅使用；這些數據很難以正確地判定因為沒有資料顯示公共行政區域／鄉鎮縣市供熱設備給居民使用天然氣的比例是多少。來自獨立生產者的天然氣運輸幾乎完全集中在發電和工業部門，而且沒有運輸給住宅消費者或甚至給予配送公司。在2004年4月向俄羅斯區域當局所做的一次演講之中，副董事長亞歷山大．李亞贊諾夫展現出天然氣工業公司關於不同終端消費族群的優先項目：有時候天然氣工業公司被迫面對消費者要求來自獨立生產者生產的額外天然氣容量，我們偶爾會無法保證要求的天然氣總量。但是我要再次強調，天然氣工業公司保證100％地對住宅和市政部門完全收取所有額度的付款。在天然氣出口也會實施同樣的政策：我們從未限制這些…我們不幸地無法減少對電力部門的運輸。實際上整個俄羅斯發電部門是使用天然氣發電。我們考慮到這將威脅到國家… 電力部門的改革—目前計畫到了2006年年底—將會對天然氣部門和天然氣工業公司產生重大結果（見第四章）。價格和成本甚至以公司在2003年2910億立方公尺天然氣的銷售量、和同年歐洲20國的4250億立方公尺天然氣消費量相比較，顯示出相對龐大的俄羅斯天然氣需求。但是這個數據甚至變得更加引人注目，在1999—2003年間實際上天然氣工業公司以造成損失的價格運輸所有的容量。公司計算內部市場在這個時段內造成的損失達到250億美元。天然氣工業公司宣稱不應該毫不鑑別地接受它在內部市場的損失，並因此而產生非常複雜的議題，向消費者收取接近運輸成本的天然氣購買價格。由於俄羅斯是個相當龐大的國家而且天然氣主要是在西伯利亞生產，運輸成本意味著以距離生產氣田的距離遠近來制訂天然氣價格。在1997年，依照七個地理區塊制訂固定價格—依賴於它們和西伯利亞的距離遠近作為定價水準（見表1.15）。地理區塊之間的價格差異反映（非常龐大的）天然氣運輸成本。在2004年，在第零號和第六號區位工業用天然氣價格之間的差別是44％，其第六號區域的運輸距離超過3000公里。在西伯利亞之外，在第二號區位和第六號區位之間的價格差距則劇烈地下降到21％。必須強調的是天然氣工業公司被要求以固定價格販售天然氣；獨立生產者則不採用這些價格。如果對工業消費者制訂價格不是簡單的事情，那麼住宅用天然氣的標價問題就更加複雜且更困難。表1.15中的住宅價格不是最後的價格：這些數據也需要加上配送和行銷費用。此外，這些數據並沒有進一步反映出為年長公民和退除役官兵的固定價格上的折扣。住宅用天然氣價格差異在成本上甚至反映出沒有低於工業用天然氣價格—在2004年時從第零區和第六區的價格差異只有24％。表1.15中住宅用天然氣價格（他們並未包含配送和消費的費用）嚴格來說並不能和工業用天然氣價格做比較，但很清楚地在2000—2005年間住宅用天然氣的批發價格緩慢地上漲到能和工業用價格相比較的價位；從2000年的64％上漲到2005 年的73％。在2004年開始時，第五區位（大約是莫斯科）工業用天然氣價格上漲從760盧布（25.3美元）／一千立方公尺（mcm），上漲到912盧布（大約是30.4美元）／一千立方公尺（mcm ）。天然氣工業公司副董事長李亞贊諾夫報告：『…內部市場對天然氣工業公司來說不幸地直到現在仍不具獲利性質…在2004年公司計畫將內部市場的天然氣事業提升到不會損失的水準，但這不意指獲利』。但仍並不清楚『收益性』的意義為何和如何將它計算出來大多數政黨都同意在第五區位收取30美元／一千立方公尺（mcm）（排除增值稅）的天然氣價格甚至並未包含天然氣工業公司在納津‧普爾‧塔茲區域區域生產作業的長期邊際成本，在亞馬爾區域的天然氣生產成本可能就是公司實際的長期邊際成本。由於缺乏透明度，價格水準是否包含作業（短期邊際）成本是更難解答的問題。最後價格中相對小額度的運輸成本補貼大幅度地減少了住在生產源頭的消費者的收益性，而向第五區位的消費者收取30美元／一千立方公尺的價格則勉強產生一點點獲利。住在第一區位（距離氣田不超過1000公里）的消費者在2004年1月支付21.1美元／一千立方公尺的價格則會帶來鉅額的獲利，而且可能帶來比之前更高的獲利天然氣工業公司說預期為了求取『保本』，將以2004年的價格水準作為整體的內部市場銷售。因此如果把運輸和其他成本都一起考慮的話，只要調整關稅既可，並沒有必要必須在全國一致地調漲價格。從優先項目來看，為了反映長期的邊際成本而必須增加『重新平衡』關稅，用來考慮地理位置和消費族群的不同。從2005年1月開始實施將制訂價格的地理區位從7個增加12個—預計這種分配型態將會持續到2010年。表1.16顯示出第一次實施新的區位標價型態，其中可以很明顯地看到價格隨著遠離氣田的距離而增加，離西伯利亞越遠的區域收取越高的天然氣價格—在第一號區位（之前收費結構中的第零號區位）收取的工業用天然氣價格上漲18％，而第十一號區位（之前收費結構中的第六號區位）則上漲24％。聯邦關稅署石油與天然氣部主任曾建議過在 2010年之前不應改變收費區位，但繼續調整相對的價格。2005年1月第一號區位和第十一號區位之間541盧布／一千立方公尺（或大約是0.54美元／一百萬英熱）的價格差額並未反映出運輸成本，但是與過去作比較則已經有所改善。同樣也可以說大莫斯科地區的工業用天然氣價格在2005年已經上漲到40美元／一千立方公尺，這價位在2000年似乎是不可能的夢想。如果工業用天然氣到了2000年代中葉仍無法讓天然氣工業公司獲利，表1.15的數據明顯顯示出住宅用天然氣批發價更不可能獲利。如上面提到固定的住宅用天然氣價格比工業用天然氣價格少30—40％，而且這是為戰場退役官兵和年長客戶提供折扣之前完全固定的住宅用天然氣批發價。住宅用天然氣價格的前景幾乎不存在於俄羅斯價格改革爭辯的議題之中。部分原因是因為這一部份在總需求量中只佔相當小的比例（至少與許多OECD國家相比較之下），但主要是因為這是個政治議題，政府甚至不願意特別制訂改革的時刻表。總之，住宅用價格在和工業用價格相比較之下，似乎將會緩慢地以不高過工業用價格漲幅比率的速度上漲。為了反映運輸成本，補助性的住宅客戶價格將會上漲到其他OECD國家工業用價格的250％，相比之下，1997—2000年間俄羅斯住宅價格是其40—60％的折扣價。大多數最近的發展顯示出在2005年4月將會產生變動，在第一區位的工業用價格將會和住宅用價格同樣價位，並調漲到第十一區位的70％。由於缺乏溫度與儀表控制，大多數住宅消費者無法控制天然氣（大部分作為供熱）的使用數量，價格大幅上漲可能意味著家中天然氣儲藏的改變。天然氣價格另一部份問題是和其他燃料相比之下，天然氣價格特別低。在1990年代和2000 年代初期，天然氣價格低於燃料用油，甚至比煤炭還低。這些價格優勢甚至造成大多數消費者轉而使用天然氣。2004年用來發電的燃料中，天然氣的固定價格大概是煤炭的88％，而且不到燃料用油的一半。天然氣價格在2006年將會高於煤炭價格（先在俄國的歐洲區域實施，再來是西伯利亞）而且預期到了2010年將會上漲到和燃料用油同價位的水準（雖然這必須依賴當時的國際和內部油價水準）。欠款無法在1990年代初期到中期這個時段收到貨款是俄羅斯天然氣產業最可怕的夢魘。無法收取現金是當時俄羅斯經濟的其中一個現象。主要因素包括遍佈全國的經濟危機與位置錯亂、從1990年代初期到中期天然氣價格突然快速上漲、俄羅斯政府拒絕且沒有能力實施強制性預算限制、而且銀行體系也發生問題。在1990年代，非現金方式例如以物易物、本票和抵債等方式蔚為主流。從1992年起開始出現，並且隨著貨品價格大規模上漲到『市場水準』而穩定增加。1996年，天然氣工業公司第一次依照國際會計組織的水準而發表它的帳目，其中提到57％的應收帳款是以以物易物或企業間轉移的形式收取。1997年依照國際會計組織的形式發表的帳目提到只有收取到26.6％天然氣款項，但是到當年年底為止收到的的現金帳款只有15％——從年初的7％大幅成長。然而58％的天然氣帳款是以『互相取消』的方式（公司之間的債務抵銷）和以物易物，後者出現的比例達到11—20％，抵銷造成大約30％的未償還的天然氣款項。同時，天然氣工業公司受制於政府反對以切斷供應的方式來處理未支付款項。許多命令和規則都阻止公司切斷天然氣供應到住宅設備—像是水電供應者、醫院、軍隊和國家電子通訊機構和其他從事於涉及到國家安全和環境安全的消費者。事實上大約在1998年的證據顯示，天然氣工業公司廣泛地以切斷供應的方式來控制債款。在1997年，只有50位消費者被切斷供應，但是到了1998年前半年，數量增加到2230位。這並不意味著這些消費者必須被供氣系統切斷供應，但是改變關於切斷供應的政策標誌著欠款狀況的突然改變，甚至如表 1.15顯示的，它包含工業價格在四年間的停滯和發電業者的價格下降。在這種情況下，天然氣工業公司必然會審慎思考選擇是否繼續運輸天然氣給欠款的消費者然而欠款帳目是個高度政治性的議題，實施強制欠款將會引發失業和社會不安。大規模斷氣會造成重大政治議題，並將造成大規模的公司破產和失業在1993年之後的局勢，新政府容忍以欠款作為一種減少政府直接補貼工業和製造業的手段。對於欠款危機有許多不同解釋，並被視為是一種治理失靈的作用（見第四章的附錄4.1）。表1.17顯示州際天然氣公司關於在1997—2003年間欠款的資料公司從1997年不到30％的低應收帳款中，而且當中只有12％以現金支付，欠款進展持續改善並且擴大到超過100％的應收帳款（消費者會支付前幾年的逾期欠款）而且現金支付到達2003年的95％。另一個由天然氣工業公司提供的資料也顯示出這是個很不健全的景象，亦即儘管以非現金付款方式持續減少，在2004年仍有20％的內部銷售是以非現金方式付款—曾短暫地流行的本票方式，自由地在俄羅斯公司之間交易。在2003年年底，消費者的欠款下降到380億盧布。儘管仍超過10億美金，但欠款變得更可管理—雖然很明顯地所有的『應收帳款』在2004年再次增加。最嚴重的欠款問題集中在車臣共和國和北高加索聯邦區。俄羅斯未來的天然氣需求：制訂價格、節能和效益的潛在衝擊和產業重建筆者曾在1995年出版一份研究，當中認為俄羅斯天然氣需求將會在2000年達到3000—3400 億立方公尺，並且在2010年達到3500—4000億立方公尺，可比較的數據是1994年的360億立方公尺和1990年超過4000億立方公尺。在當時做出這樣的預測值是有些爭議，因為天然氣工業公司預估需求會在2000年增加超過4000億立方公尺。事實上，2000年的需求只低於 3100億立方公尺，到了2004年增加到3340億立方公尺（見表1.3）。會在1995年做出這麼恰巧的準確預估部分是為能更信任未來的預測值，而不是基於承諾調漲價格和強力執行欠款方式。如我們所知道的，這些趨勢在2000年很少能獲得證明，而且當時大多數趨勢都在相反的方向： ——實際價格在1990年代中期下滑，儘管在2000年又再度上漲。 ——同一時段內的欠款狀況劇烈地惡化，儘管在2000年獲得改善。 ——同一時間內可見到能源的節約和效益並沒有改善； ——同一時段能見到某些產業重建，但卻不是當時的主要趨勢。需求下降的最有可能的解釋是是1994—1999年間是：（1）重工業部門在這個時段內遭遇到GDP下降；（2）天然氣實際價格在1990年代中葉上漲帶來龐大衝擊—儘管無法回收的帳款提高—在1998年經濟危機結束後又倒轉回來，天然氣價格又下降到相對低廉的價位。需求是很難預測的，甚至使用是習慣上的方式衡量經濟成長，它特別需要許多產業性和區域性的發展。對於發電產業來說特別現實，它們需要知道用新的、更有效率的、以及複合循環廠取代老舊的天然氣渦輪發電廠的速度有多快，以及是否有此必要；而且在工業需求上，特別是在冶金業和化學產業的工廠更新是否帶能節省龐大的成本。但是最大的問題是知道固定工業天然氣價格上漲速度有多快，以及需求會如何回應價格上漲。從這個理由來看，天然氣固定工業價格的未來發展將會很重要。假設歐盟的世貿入會談判成員和俄羅斯政府在2004年5月同意實施雙方同意的價格水準（以2004年盧布／美元匯率換算，實際價格是2004美元），這意味著到了2006年，價格將會高逾2004年價格的20 —35％，而到了2010年，價格將會上漲到2004年價格的58—84。俄羅斯文獻很少提到需求與價格之間的任何關係，但是經濟發展部副部長安得烈．沙洛諾夫（Andrei Sharonov）曾經提到過天然氣需求價格彈性的重要性：『當價格超過50美元／一千立方公尺，我們可能會覺得天然氣需求已經達到滿足。在2004年，有證據顯示天然氣工業公司自己變得對天然氣價格與需求之間的關係，科學院引用的資料顯示2000年代初期天然氣價格大幅上漲並沒有產生任何證據證明水泥業和化學業節省許多能源。研究證明只有8—14％的企業願意投資更低耗能的工廠。或許並不需要驚訝固定天然氣價格上漲23 ％，只增加整體工業成本的11％，價格上漲增加個別產業的成本如下：食物業0.2％、機器生產業0.5％。含鐵金屬融冶業0.5％、化學和石油化學工業2.1％、建材業2.2％、發電業2.7％。似乎唯一能夠證明的是俄羅斯工業尚未到達對於能源感到敏感進而投資節省能源的工廠和科技的地步。難以預測產業界何時會大舉發生能源的敏感，而且強制欠款唯一依賴繼續價格上漲。或許一項重要的趨勢是接管大部分比例的配送基礎設備，這麼做能使公司本身能更加接近終端使用者。天然氣工業公司和以前比起來，對於『理性的能源運用』擁有越來越有很大的興趣和潛在的影響力。重要的第一步將會是廢止公司目前運用的，依照未知的尺度配送天然氣到大部分內部市場的配送系統，並以更具市場導向的機制將之取代。 2003年能源策略將天然氣在內部市場中逐漸成長的優越地位定義為『負面的趨勢』，並且預測天然氣在主要能源需求中佔有的比重從50％下降到2010年的48％，並在2020年下降到 45—46％。但是事實上如表1.18顯示，預測範圍更為廣泛，顯示出儘管天然氣需求雖然會在2020年下降到所有能源需求的41％，它也會維持在目前50％能源需求的比例。表1.18顯示天然氣需求會繼續增加，但是在2010年之前不會再次到達在1990年的水準，而且預測2020年結束時會下降。以2000—2020年為預測範圍，天然氣需求會以每年1.1％速率增加，相比之下，同一時段中的能源需求會以1.5％的速率增加。策略是以產業類別為預測基礎，住宅用天然氣需求會繼續增加，如肥料業等非燃料產業的需求也會繼續增加。從區域分佈來說，東西伯利亞和俄屬遠東的需求會如預測般強烈成長。能源策略預測發電產業的未來將會從燃氣轉向燃煤（以及增加核能）。天然氣的固定價格以此為基礎，（藉由供給和需求的交互作用而產生的結果）在2006年將會高於煤炭價格不在像1990年代那麼大幅度的低廉（比煤炭和石油還低）。相較於供應的涵蓋範圍，策略相對地很少提到能源需求發展的細節。國際能源總署的世界能源展望提到的『參考方案』反映出這些預測，天然氣需求將在2002 —2030年間以1.5—1.7％的年均成長率繼續增加，發電產業的年均成長率是1.0—1.3％，其他產業則以更快的速度成長，從1.8—2.7％不等，反映出住宅用天然氣需求在1990年代末期和2000年代初期更快速。展望的『其他方案』則大幅調降需求水準，至2030天然氣需求年均成長率只有0.7％，發電產業需求的成長則非常非常的低（每年0.1％）而其他產業則的年均需求成長率是1.5％。以純粹的詞彙來說，參考方案中的天然氣需求在2002— 2030年間增加1940億立方公尺（到了2010年增加1270億立方公尺），，而在其他方案則是 830億立方公尺（到2020年增加630億立方公尺）國際能源總署的其他方案中的預測值較接近俄羅斯能源策略在表1.18中的預估值。 2003年能源策略和ＩＥＡ的『另外方案』以最穩健但最穩定的立場看待2000——2020年間不到1％的年均需求成長率。然而在1999—2003年間呈現的需求超過2％的年均成長率（見表1.13）甚至允許資料內部固有的問題（包括缺乏溫度的校正），是特別快速的成長率。預測未來二十年的天然氣需求的一個重要問題是究竟要將天然氣上漲到多高的程度才能造成壓力讓天然氣需求下降。這可能是讓使用天然氣轉變成使用煤炭和核能最重要的決定性因素—至少對作者來說—極度不可能是為了財政和後勤上的理由，幾乎和那麼時段內燃料價格無任何關係。更有可能是—而且有此必要—以更有效率且燃燒少量天然氣的廠房來取代燃燒天然氣的舊式發電廠。可能俄羅斯經濟未來二十年最重要的燃料議題是包含50％的主要能源需求：（1）一般的經濟和市場改革將會成為市場決定支配能源節約和效益措施的速度，特別是取代舊式的前蘇聯時代的電廠；（2）產業重建的區隔是以重工業和龐大發電廠取代剩下的部分。隨著普亭總統不可能在第二任期內，尤其是在2005年實施快速而且激烈的經濟改革措施，俄羅斯能源與天然氣產業全部的規模和無效率的程度、低成本節約的規模讓某些人產生樂觀的態度。IEA計算俄羅斯每單位GDP使用能源的密集度在1990年代增加—考慮到前蘇聯經濟體制龐大的無效率程度的話，這是很平凡的發展。2000年俄羅斯能源使用密集度大約高過於OECD平均水準的2.8倍，而且超過加拿大的兩倍—兩國擁有相似的地理、大小跟氣候。這只是一個總體經濟的潛在能源效益的一個簡單的指標—這個承諾反映在政府目標上。進一步支持需求減量的樂觀方案的明顯證據是俄羅斯能源策略和俄羅斯與歐盟在世貿入會談判上的承諾，這兩個個案中都可見到價格繼續上漲的軌跡。獨立生產者將會以非固定價格增加販售容量，以及整個非住宅用天然氣市場將會在2010年代開放競爭，以這兩種方式來進一步支持這個趨勢（見第四章）。然而俄羅斯分析家們也是以樂觀的眼光看待天然氣需求趨勢，他們建議不要以迫切的理由讓龐大用量的消費者節約使用量，部分理由是因為電廠翻修或以新廠取代舊廠房的價格相對便宜，而且部分是因為工業界決策階層的惰性。從這個觀點來看，擁有前蘇聯式龐大、能源密集且依然維持低成本的電廠對擁有者來說具有獲利性，勝過於大規模投資新廠房。某些工廠擁有者不願意提供重大投資的原因是他們對於財產權的不確定性。但也有極為龐大的惰性，不願意讓已經建立數十年的廠房在生產過程中產生激烈的改變。從這個主張來看，一間前蘇聯時代的廠房繼續運作越久，就算天然氣價格上漲，工廠擁有者的獲利就越龐大。這些看待俄羅斯能源需求的差別觀點可能會持續演變，缺乏連貫的、按照溫度作修正的詳細歷史資料彙整會阻礙製作任何可信任的預測。隨著資料中止，表.19依照不同資料來源顯示出一些預測，包括由作者自行製作的兩個簡單的預測方案： ——『往常的商業』預測至2020年之間1％的年均成長率； ——『市場和價格改革』的預測到2010年達成相同的結果但之後年均衰退率下降1％。結果是兩種不同預測是到了2020年相差700億立方公尺的需求差異和與2003年相比較下，需求範圍從最小額度的100億立方公尺到加上610立方公尺。從俄羅斯在2010年代晚期供應的潛在壓力下，在這個範圍內的需求會移除某些迫切性，在高成本生產上做出龐大投資，並且允許在進口供應中增加風險的可能性。這些方案也具備某些相似性，很接近表1.18裡的能源策略的數據—雖然純粹在數字上大幅高過於這些預測（大部分是因為包含管線燃料和損失）——預測2020年的需求將會比2003 超過500—850億立方公尺。IEA的預測也和能源策略有所相似，除了『其他方案』之外，但甚至它也設想到2020年會有龐大的需求成長。稅賦除了呆帳之外，另一個在1990年代讓天然氣工業公司感到困難之處是政府迫切想提升稅款。在2003年，公司提供5％的GDP、58％的工業生產和大約15％的外幣營收，因此成為政府收稅的龐大目標。在1998年中期，天然氣工業公司向國家稅賦單位繳納聯邦政府1/4的稅款，稅款比重在2003年下降到20％。 1998年7月發生一場危機，當時俄羅斯政府迫切渴求現金並被迫達成國際貨幣基金（IMF）在徵稅上的要求才能獲得進一步的龐大貸款—命令聯邦稅賦單位沒收天然氣工業公司子公司的財產用以補償龐大的稅收。然而當揭露詳細的債務時，反而政府組織拖欠天然氣工業公司的貨款超過天然氣工業公司的稅款。這個插曲之後接著是雙方每個月以相互取消公司的稅金和政府的天然氣債務，藉此避免隨後爆發衝突。在欠款危機中，天然氣工業公司處於嚴峻的政治壓力之下（特別是地方上的政治當局）不切斷供應（特別是工業客戶）給不付欠款的消費者。同時，政府的立場是如果天然氣工業公司。付稅的必要條件和應收帳款沒有關係，加深天然氣工業公司在內部市場的損失，而且當政府向天然氣工業公司的歐洲出口課稅—這是公司能獲利的唯一銷售—雙方開始產生新的緊張。在2000年代，目標從欠款轉向天然氣價格的水準。天然氣價格和向俄羅斯工業顧客提供的補貼開始成為俄羅斯和歐盟談判中的爭議議題，而我們將在第三章看到這個議題。其他稅賦都變的渺小，直到2004年，天然氣消費稅開始從30％開始課徵，並在1999年將販售到國內和白俄羅斯的課徵額降低到15％，但銷往獨立國協和歐洲其他國家的天然氣仍課徵30％。在2000年，開始向歐洲銷售天然氣的容量課徵5％的出口稅，而且這一點成為未來天然氣課稅趨勢的指標。2004年1月開始徹底翻修天然氣工業的稅賦： ——廢止貨物稅。 ——礦物開採稅從16.5％變成107盧布／一千立方公尺的單一稅；在2005年1月，再度增加到135盧布／一千立方公尺。 ——出口稅從5％增加到30％。 ——增值稅從20％下降到18％；在2005年1月廢止出口到獨立國協關稅同盟國的貨物增值稅。正確來說，這些改變影響了許多公司的稅賦負擔，它們依賴複雜的折扣計算和稅法的修正，但藏在改變之後的理由，似乎有可能是因為出口到歐洲的價格在2000年代後開始大幅增加（從特別高的油價開始上漲），僅管出口價格特別高，但是內部價格卻特別低。從貨物稅改成礦物開採稅的變動受到獨立生產者的激烈攻擊，他們宣稱這是將他們逐出業界的陰謀，儘管政府主張他們將會在俄羅斯天然氣平衡上成為變成更重要的角色。但是事實上礦物開採稅的水準已經因為獨立作業者的激烈遊說而從197盧布／一千立方公尺下降到107盧布／一千立方公尺，顯示出政府對於未來天然氣產業稅賦政策的企圖心。它也證明政府有能力限制生產者的獲利，儘管內部市場價格逐漸上漲。摘要和結論二十一世紀俄羅斯天然氣供應和需求的未來將會完全與過去不同—不只是在蘇聯時代和蘇聯解體初期這兩個時段內。在供應面天然氣工業公司超過90％的生產仰賴六個巨型氣田— 其中三個位於西西伯利亞的賽諾曼期氣田（烏連戈伊、楊堡和梅德維澤）和三個較小的氣田（其中一個位在西伯利亞）。在2000年代初期，現存氣田生產衰退已經獲得西伯利亞新發現巨型氣田的補充（札波爾楊諾耶），天然氣工業公司的生產量在歷經一段時期的衰退後，在2004年回到1999年的水準。在同一時段內，非天然氣工業公司的生產量變得更加重要，連帶出現其他天然氣生產公司，面對的是在開採石油時連帶生產天然氣的石油公司。俄羅斯天然氣生產的未來將會比過去更為複雜，而且現在的公司則難以做選擇。一方面，它的資源稟賦相當龐大，很容易達到更高的生產水準。另一方面，公司要將西西伯利亞納津‧普爾‧塔茲區域上的更多的小型氣田帶進生產線，藉以抵銷現存氣田每年220億立方公尺容量的衰退。這些小型氣田包括生產氣體，而且因此在不同的石化礦田生產基地上的加工與運輸都會比現存的枯竭氣田更加複雜。天然氣工業公司的關鍵的、策略性的生產決策是：（1）首先先開發低成本的鄂畢‧塔茲海灣上的海外氣田（但是生產量也比較小）和如果 … （2）往亞馬爾半島上的巨型氣田前進時—到了2015—2040年間（而且可能超過）——它可以扮演過去25年來納津‧普爾‧塔茲區域在俄羅斯天然氣產業上扮演相似的角色。然而，天然氣工業公司不確定亞馬爾半島氣田的商業可行性，因為它們的開發需要數百億美元的投資。亞馬爾半島作業的延遲增加了獨立天然氣供應者的中程重要性，它們很明顯是天然氣工業公司衰退中的『蘇聯天然氣遺產』和內部市場之間的橋樑，而且它的未來生產相當有潛力。但是與過去的另一個突破是天然氣工業公司和獨立生產者未來的發展是依賴於天然氣在市場上的獲利能力。未來十年內俄羅斯天然氣生產中只有五到六家公司會產生重大的差異：盧克石油公司、蘇爾古特油氣公司、羅斯石油公司和英國石油‧秋明石油公司等石油公司；獨立天然氣生產者諾瓦鐵克和伊代拉。當然盧克石油公司和諾瓦鐵克將會是生產成長速度最快的公司。如2003年俄羅斯能源策略的預見，獨立生產者有能力在 2015年生產1200—1350億立方公尺的生產力，或許會達到1500億立方公尺。相對地，天然氣工業公司在2000年代晚期之後只能夠維持5300億立方公尺的生產量—這麼高的數據來自於表1.19的2003年俄羅斯能源策略，直到它將亞馬爾半島上的氣田帶進生產，而且這麼做也不可能在2010年代初期和之前實現。在這情勢之下，非天然氣工業公司之的天然氣生產將會在2010年代初期達到大約20％的俄羅斯總生產量。至於生產，俄羅斯天然氣市場在2000年代中期達到和過去的突破，當時天然氣工業公司被要求將天然氣運輸給消費者，最佳的情況是一個龐大的補貼，最糟糕的情況是是完全都無法收回貨款。雖然俄羅斯天然氣市場總是有可能退回補貼／欠款的問題，2005年總是被視為是工業價格前進最大步的時代，藉以確保納津‧普爾‧塔茲區域目前生產和低度開發的可獲利性。目前仍然無法向俄羅斯不同區域和不同產業類別的消費者發展出和成本相關的價格。在向住宅消費者實施相同成本原則之前甚至需要更多的時間以建造基礎設備，這意味著在個人的公寓中沒有儀表和溫度控制，而且在冬季切斷天然氣供應給不付款的消費者，這麼做在政治上是不可行的，消費者會在沒有供熱中凍死。或許俄羅斯天然氣市場中最大的未知數是價格會上漲到哪一點，以及其他結構性改革將會減少需求，藉以回應產業中完全缺乏的能源節約和能源效益。關鍵的審核是當價格上漲到某一點時會變成市場需求下降的指標—而且價格水準需要—或大規模新式工廠替代需要比目前更多的、基礎性的法律和結構上的改革。替代前蘇聯時代的工廠將能夠實現大規模的能源節約，但是替代的時間仍不確定，而且必須向工廠擁有者提供其他不同方式的激勵。在2000年代，俄羅斯天然氣市場逐漸變得更類似於『市場』，至少從意義上來說是大部分的天然氣運輸給消費者，天然氣價格水準不僅是消費者可以負擔，也能為生產者帶來利潤，而且如果消費者無力支付價格，就必須承擔被切斷供應的風險。這可能是一個詮釋市場發展的更中立的答案，和過去相比之下，它代表天然氣總量大幅朝向商業化發展，而且為未來各家生產者之間的競爭奠定基礎。附錄1.1：俄羅斯和國際的天然氣儲藏分類法天然氣、凝結氣和原油儲藏都能分解成兩個部分：（1）地質儲藏，或是說天然氣、凝結氣和原油在地表下的位置；（2）可開採儲藏，或是說地表上的人為開採活動，以符合地表與環境保護要求的方式，合理地使用現代化開採設備與科技將之從地表下開採出來，然後再從經濟效益上計算市場上的分配情況。俄羅斯的儲藏系統唯一奠基在於能源儲藏地質屬性上的分析。以A、B和C1來分類已探索儲藏；初步估計儲藏則以C3表示；而預測儲藏則以D1和D2表示。天然氣儲藏是以A、B分類，當已經完全可供開採時以C1顯示。至於油氣凝結礦田儲藏，共同開採的預測則仰賴地質和科技因素的計算。這份附錄提供的資訊指代表已探索儲藏，或是以A、B和C1分類的儲藏。範疇A 儲藏的估計部分是礦田開採的結果以及油田或氣田的發展。他們代表儲藏已經通過足夠詳細的分析，而且已經獲得這塊礦田清晰、廣泛的類型、外觀和大小等資料；石化飽和的標準、儲藏的類型、儲藏特徵本質上的改變、礦田生產地層的石化資源飽和度、石化資源的內容和特徵、以及決定礦田發展狀況的主要特徵（作業類型、井的生產力、地層壓力、天然氣與凝結氣和原油的平衡、水和其他特徵）。範疇B 表示礦田（或其中一部份）石油或天然氣內容物的儲藏，決定商業化發展的利益，以及從礦井中部同深度可開採的油氣容量。礦田的類型、外貌和大小，石油與天然氣的飽和度、儲藏的深度和種類，儲藏特徵的變化本質，礦田地層內含的油氣飽和度，石油、天然氣與凝結氣處在原位置下、處在標準狀況和其他變數下研究其構成與特徵，在足夠詳細的情況下決定礦田發展的和制訂礦田發展計畫的主要特徵。範疇B的儲藏是計算一塊礦田（或其中一部份）若不是已經按照試驗性的工業發展計畫研究開採結果，就是在一個礦田上使用可實行的科技制訂開發計畫。範疇C1 表示礦田儲藏（或其中一部份），其中的油氣內容物經由，以及地質上和地理上的非探針式的探勘，而得到正面的結果。礦田種類、外觀和大小，以及儲藏中的油氣結構資訊，這些都由開採探勘和生產井來決定，而這些地質上和地理上的探測科技都已經在可實施的區域上實行礦田開採測試。岩石內容，儲藏種類和特徵，油氣飽和度，石油移位率和油氣飽和度，生產地層的深度，這些都已經經過地質和地理探勘科技鑽探，並研究後得到詳細的資料。石油、天然氣與凝結氣處在原位置下、處在標準狀況和其他變數下，依照井測試驗資料研究其構成與特徵。在石油與天然氣礦田的案例中，這塊礦田的商業潛力才是發動其開發的決定因素。井的生產力，地層的水和，地層壓力，石油、天然氣和凝結氣的溫度都必須在井測階段和井的探勘結果作為研究基礎。水—地質和凍土狀況都是決定鑽井結果和周圍已探勘礦田的比較的基礎。範疇C1的儲藏是以地質探勘作業和生產鑽井的結果加以計算，而且必須從案例中的天然氣田的試驗性工業開發計畫，或是從案例中的油井科技開發方案中，獲得足夠詳細的資料來加以研究。附錄1.2：西西伯利亞天然氣盆地的地質地質年代地質年代中的白堊計分為上下層（意指岩石），或是早晚期（意指年代）兩個部分。在歐洲的地質，下白堊記的下（早期）半部分被集體稱為紐康姆階（Neocomian Stage）。紐康姆階的時段大約是125—145百萬年前。接下來它又被分成四個時代：貝利阿斯階（ Berriasian Stage）、凡藍今階（Valanginian）、歐特里夫階（Hauterivian）和巴列姆階（Barremian）每一階都持續了5百萬年。這些地質年代的分類獲得全世界的承認。在澳大利亞，凡藍今時代的岩石生產石油和天然氣。西西伯利亞北部大多數石油．天然氣．凝結氣儲藏都屬於諾康姆階甚至較久遠一點（而且較深）的是屬於非常早期的上侏羅紀時代。最深層的龐大（巴謝諾夫頁岩層）石油．天然氣．凝結氣儲藏構造位在阿奇莫夫結構裡，其沈澱年代從侏羅紀結束並跨越整個巴列姆階。在結構體上方的是美貢結構，然後是瓦托夫結構；在貝利阿斯年代之後是凡藍今年代和歐特里夫年代，所以這裡的能源儲藏地成長超越1500萬年。賽諾曼期（Cenomanian）年代位在大約3000—4000萬年後，其生成的能源儲藏大約是1000—1400公里。賽諾曼地質年代的天然氣西西伯利亞北部天然氣田位在『兩個來源』。最主要的儲藏位在地表下大約1100公尺之下。這個儲藏提供這個區域大約三分之二的天然氣。儲藏位在下白堊紀（賽諾曼）年代，其特徵是相當好的生產；氣井的生產量能超過每日100萬立方公尺。淺層天然氣儲藏已經『枯竭』，儲藏結構體內已經沒有任何石油和天然氣液態資源。天然氣會枯竭是因為它和『沼澤天然氣』都是以同樣方式產生的生物甲烷，西西伯利亞北部在白堊紀晚期繁盛的廣大低地沼澤累積了龐大植物被細菌感染造成退化的遺留物，最終埋入地表後造成了淺層、品質良好且沒有液態資源的天然氣儲藏，前蘇聯和俄羅斯的工程師在西西伯利亞生產的所有天然氣幾乎都來自於賽諾曼年代的少數幾個天然氣田。紐康姆地質年代的天然氣儲藏的第二個組成部分位在地表下大約1300公尺深，構成同一個巨型天然氣田，包含西西伯利亞三分之一的天然氣。它們是白堊紀初期（紐康姆）年代的岩石，位在淺層儲藏的 4000萬年之前。然而這一部份的累積，帶有龐大容量的石化液態資源—包括原油和輕油。非常龐大容量的石化液態資源位在天然氣氣田的深度儲藏構造內。然而，西西伯利亞深層天然氣和石化液態資源因為較深的深度（以及因此產生更高的開採成本）、更複雜的地質結構和更具挑戰性的生產環境，所以較少探勘。紐康姆年代天然氣和石化液態資源都曾遭遇過地熱侵襲，或是這麼說，在同一時段的侏羅紀晚期（巴謝諾夫頁岩層）海底地下組織的地熱流入石化資源的構造內，進行分餾作用並成為西西伯利亞中部和南部大型油田的來源。所有石化資源都包含在紐康姆年代的岩石構造中（通常位於地表下2000—3000公尺深），而且數以百計的石化資源儲藏（其中許多構成單一的烏連戈伊氣田）都遭遇到石化液態資源，以及天然氣的滲透。石化液態資源包括原油，但是幾乎普遍地是內容更輕的液態天然氣。這些液態資源都在巴謝諾夫頁岩下方生成。巴謝諾夫頁岩（侏羅紀年代最晚期，位在阿津莫夫岩石結構層右下方）是南部主要油田的生成來源。因為西西伯利亞的地層下沈，所以北方的能源儲藏被埋的比南方更深。巴謝諾夫頁岩層（部分屬於阿津莫夫、美貢和瓦托夫結構）組織龐大，足以用額外的地熱和壓力破壞並混合原油、液態天然氣和氣態天然氣。這也是一種組織性的化學變化，往北，則是受到人們喜愛的、輕質的液態石化資源。 -- ※ 發信站: 批踢踢實業坊(ptt.cc) ◆ From: 140.112.243.234