目前，中俄两国在开展能源合作方面取得了比较大的进展，尤其是双方油气企业进行了一些有益的接触和探索。在这一进程之中，作为俄罗斯最重要的燃料资源之一的天然气越来越引起人们的关注。而在了解俄罗斯天然气资源丰富的同时，进一步认识该领域发展存在的困境问题对于我们制定中俄能源合作战略乃至我国总体能源发展规划显得尤为重要。本文将从国家政策模式、天然气产量、市场结构和进出口状况等几个方面对这一问题进行初步探讨。
一、俄能源部门中的国家政策模式
原则上讲，在20世纪90年代和2l世纪初期这段时间里，俄罗斯在国家如何参与能源部门的发展方面一直没有形成一个明晰的经济模式。一方面，国家在能源部门的私有化方面采取了重要的步骤，包括1998年对除天然气工业公司(gazprom，以下用此英文简称)之外的私营公司的天然气价格实行自由化；另一方面，又试图保持国家对于能源领域的调控，比如重新恢复国家对于gazprom的控制等等。事实上，这一相互矛盾的政策始于1992年，在经济上实行价格自由化的同时保持了国家对于各类能源商品的价格控制，而企业改革事实上也没有触及gazprom和统一电力公司等一些大型企业。
国家在能源部门中的作用和当局对于能源政策的普遍理念在普京总统第二任期开始发生了比较大的变化。在普京第一任期内，政府的经济思想是继续实行反控制和经济自由化，这在能源部门中也有所反映，这期间讨论了天然气部门市场改革纲要，内容包括大面积放开轻碳氢化合物的价格，还通过了阶段性取消石油伴生气价格调节纲要。此外，卡西亚诺夫政府实施了以继续进行经济自由化包括能源部门自由化的政府纲要。尽管从完成能源部门既定任务的角度来讲，这一纲要的实施并不成功，但更大程度上是由于执行权力的普遍无效率，而非没有实行市场化改革。
普京再次当选之后，情况发生了根本性的变化。弗拉德科决政府实质上不但停止了对于原来经济纲领的实施，而且也没有再制定出新的纲领。政府在制定和通过有关关键性经济政策问题的决议上的作用大大降低。这一时期的主要特点就是国家对经济特别是能源部门的干预行为大大加强。在保持和加强对于能源公司的集中化管理，以及建立国家对于私有者占优势地位的能源领域的直接控制等方面采取了一系列举措。诸如，gazprom和俄罗斯石油公司(rosneft)宣布合并，合并后的公司将变成国家调节油气市场的主要杠杆。
然而，这些行为和限制性措施并没有成为一种有效的方式，电力和天然气等实行集中管理模式和国家控制严格的领域中却不断发生再生产危机。天然气部门的发展面临着不平衡的问题。一方面，1999---2004年俄罗斯独立的、没有天然气出口权的各私营生产商将产量扩大了一倍，比如诺瓦杰克公司(novatek)和诺尔特天然气公司(nortgas)等私营企业最近几年的利润相当乐观(2003年超过30%)，而外资100%参与的私营企业萨哈林能源公司(sakhalin energy)更是成为俄罗斯第一家顺利推进了lng加工厂项目的企业；另一方面，垄断天然气出口的gazprom在获得高额出口收入的同时却无力保障生产的增长，在国内市场供应方面面临严重亏损。这种状况在很大程度上说明，集中型能源发展模式同经济动因充分、灵活、有效的私营部门相比效益低下。按照总资产的盈利率这一指标衡量，gazprom和俄罗斯石油公司远远落后于15%-20%的世界平均水平，并且落后于俄罗斯西伯石油(sibneft)、尤科斯(yukos)、诺瓦杰克公司(no-vatek)和卢克伊尔(lukoil)等私营公司。
值得关注的一个事实是，俄罗斯当局三次批准的国家能源政策纲要即能源战略中所做出的预测，经过一到一年半之后就被完全推翻了，而其中缺乏任何形式的经济政策的具体机制在实践中也随之变得完全没有必要。究其原因是由于这些能源战略都是在继承了计划经济时期那些能源纲要文件传统的基础上而形成的，而对国内所形成的新的经济形势缺乏考虑；纲要重点不是放在能源部门发展优先方面和实现目标的机制保证上，而是放在压缩长期的能源生产的计划任务之上。至于私营积极性、竞争、市场力量、潜力评估和市场替代评估等概念对于晚近15年来俄罗斯能源领域的管理者来说，充其量不过是代表了和正在代表着一种来自理论领域的思考，在实践中大行其道的仍是那些传统的正式和非正式的计划经济制度：燃料动力资源的平衡和国家控制。能源领域的价格调控体系处于宏观经济政策、社会政策和工业政策等外在因素的强力影响之下。因此，所有这些能源政策对业内实际发展表现得很不敏感。因此，能源部门在很大程度上是按照自有规律在自行地运转着。
总体而言，俄罗斯的能源政策表现出一定程度上的不完整和矛盾，其中包含的某些方面是以诸多与能源经济部门本身发展不相干的短期利益为前提条件。与市场经济相匹配的统一的现代能源经济政策模式在俄罗斯尚未建立起来，而现有的官方模式充斥着能源生产的长期“计划指标”这样的概念，而不是建立明确和公正的能源市场运行条件，最大限度地动员市场力量、个人能动性和个人竞争。而2004--2005年俄罗斯当局开始加强了对经济进程，特别是能源部门进行干预的力度。
如此说来，俄罗斯能源部门中可能对经济继续增长造成威胁的一些关键性问题的解决应该从进一步自由化、分散管理和吸引私人资本进入能源部门，以及在石油出口多样化项目实施领域中保持私营积极性等方面入手。而这些措施的实现必将依靠国家能源政策的调整。
二、天然气产量危机透视
由于种种原因，俄罗斯的石油和天然气开采部门目前已经陷于危机的边缘，表现为在中期内无力保持生产的增长，甚至近期就有可能遭遇增长停滞或者产量下滑的局面。这一问题已经成为俄罗斯近期能源政策最为严峻的挑战之一。
天然气部门的生产危机最为引人注目。天然气产量下降的根本性原因仍然在于纳德姆—普尔一塔兹地区(nadym-pur-tazovskii)大型天然气田——乌连戈伊(urengoiskii)、杨堡(yamburskii)、梅德韦日(meclvejie)——的开采量下滑问题。乌连戈伊气田的开采程度为75%，杨堡气田为60%，梅德韦日气田为85%。根据预测，仅乌连戈伊和杨堡气田2007年就将比2004年减产550多亿立方米，2010年将减产1130亿立方米。在俄罗斯经济1998年危机之后的整个恢复期间，gazprom基本上是一直在增加天然气的出口，而缩减对于国内市场的供应。其中，2004年向远国外(独联体以外的国家)出口的天然气相当于1999年的113.4%(而天然气产量却没有达到1999年的水平)；向独联体国家的出口量大幅上升，比1999年增长1%；而gazprom向国内市场供应的天然气却有所下降，相当于1999年的96.6%。结果是gaaprom向国内市场的供应量和国内天然气消费量之间的差额急剧扩大，2004年几乎达到700亿立方米，2005年估计要超过1000亿立方米。
有些分析家把gazprom对国内市场供应的缩。减解释为由于国内天然气价格低廉而无利可赚，然而这样的判断未免已经不符合事实。从2000年开始俄罗斯国内天然气价格开始以相当快的速度增长，2000年5月1日到2004年1月1日累计增长2.35倍，而从2005年1月1日开始价格又平均增长23.7%——这样，国内天然气价格这5年里大约增长了3倍。2005年天然气的平均工业价格相当之高——大约每1000立方米38.4美元(不含增值税)。如果把塞诺曼世(晚白垩世)天然气的平均开采费用高估为6美元／千立方米(不含增值税)，而国内运输的平均成本为25美元／千立方米(目前对于gazprom和私营企业来说是19.4美元)，再加上10%(行政和商业上的)附加开支，那么在这样的价格之下，向国内市场上的大多数消费者(居民除外)供应天然气的利润率大约为12%。
如果俄罗斯政府遵守《2020年前能源战略》和它在与欧盟的人世贸谈判中所做出的承诺，俄天然气的国内价格到2006年时应该达到41--42美元／千立方米，2008年将超过50美元。甚至在这期间天然气开采平均费用达到8--10美元／千立方米的情况下，俄罗斯天然气市场的销售利润率到2008年时也将达到35%--38%的水平。这就意味着，由于俄罗斯国内天然气市场价格达到相当高的水平，价格问题实质上已经不再是国内天然气市场发展的严重障碍。显然，提高天然气的国内价格亦无助于防止国内市场天然气供应所面临的危机。
资料显示，gazprom现有大型气田产量呈下降趋势。俄罗斯能否消除天然气开采中的危机局面，在很大程度上取决于新的大型天然气产区——亚马尔半岛气田(yareal)的开采期限。亚马尔半岛一些主要气田——鲍瓦年科夫(bovanenkovskii)和哈拉萨韦——的开采许可证亦为gazprom所拥有。根据许可协议，鲍瓦年科夫气田将于2008年开始采气，哈拉萨韦气田将于2012年开始采气，两座气田的总设计采气能力为每年1450亿立方米(鲍瓦年科夫——1150亿立方米，哈拉萨韦——300亿立方米)。然而，由于鲍瓦年科夫气田设备安装的投资论证工作有所拖延，该气田恐怕无望在既定期限里投人工业使用。还有一个问题是要吸引到所需额度的投资——根据cazprom，唧制定的亚马尔半岛天然气田开发综合纲要，2020年前要投资700亿美元左右，其中一半以上的资金，即每年要有80--90亿美元在最近五年里投入用于开采鲍瓦年科夫气田。凹这一切表明，亚马尔半岛气田在投入使用的时间上要有所拖延。有鉴于此，到2010年gazprom至好能把产量稳定在每年5500亿立方米的水平上。
如果根据2002--2004年的平均增长速度(4.3%)来对俄罗斯国内天然气需求做出预测的话，那么到2010年前可能达到每年5450亿立方米。此外，还必须考虑到gazprom对天然气出口继续增长的预测。尽管在保持天然气产量上面临着挑战，但是gazprom仍然预计向欧洲市场的天然气出口量到2010年前将不低于1800亿立方米的水平。俄罗斯天然气出口发展战略的重点是目前投资的一些旨在扩大出口市场的项目，包括使“亚马尔一欧洲”和“蓝流”输气管道达到设计能力，以及分阶段建设“博格罗洽内一乌日哥罗德”输气管道(bogorod-chany---uzgorod)。此外，在北欧输气管道建设项目(面向北欧和西欧市场，计划2007年供气，2009年达到设计能力——每年不低于200亿立方米)实施的情况下，俄罗斯向欧洲出口的天然气每年将额外增加2000亿立方米。
有鉴于此，甚至在最乐观的情况下，gazprom有能力向本国消费者供应的天然气数量也不会超过目前每年2900亿立方米的水平。这表明，第一，在俄罗斯经济继续增长的情况下，gazprom优先发展天然气出口的政策及其在发展天然气开采领域的活动结果，不能保证其对国内市场天然气供应量的足够增长。从表1可以看出，俄罗斯国内天然气市场的消费和gazprom的供应之间的总缺口在2010年将达到每年3070亿立方米。如果情况良好的话，这部分缺口可以部分地由中亚进口天然气所补偿：根据预测，这期间土库曼斯坦的天然气产量为700亿立方米，哈萨克斯坦——350亿立方米(2010年国内需求预计为200亿立方米)，尽管不能说这些天然气将会向俄罗斯供应——中亚国家正在积极研究建设绕过俄罗斯的输气基础设施的可能性，一部分项目可能在2010年前实施。但是不管怎么说，现存的缺口都很大，要超过2200亿立方米。甚至在国内天然气需求按照最低方案保持每年增长2%的情况下，消费与供应之间的缺口仍将超过1500亿立方米。
显然，这种情况并非偶然，而是gazprom系统性投资政策的结果。gazprom在天然气开采部门的现行政策主要是靠投入资金，对现有大型气田进行补充设备安装，以此来减缓西西伯利亚纳德姆—普尔一塔兹地区天然气产量的下降。最近三四年里gazprom用于天然气开采的投资一直都没有超过投资总额的30%，并且用于天然气开采上的投资在投资计划额整体增加的背景下继续在减少。gazprom2005年投资计划中对于天然气开采的投入比2004年下降74%，仅为12亿美元，不到该公司投资总额的20%。并且其中60%以上的投资都是用来维持现有气田不断下降的产量。只有10%左右的投资用于在2005年装备亚马尔气田。
同时gazpmm继续积极投资建设新的天然气出口运输管道。例如，根据gazprom2005年的投资计划，与北欧天然气管道(项目估价100亿美元左右)开始建设相关的投资为7亿美元左右。而用于开发亚马尔气田的大规模投资(2005年用于这一目的的投资仅为总投资的10%左右——8.7亿美元)则被长期无法解释地拖延：2000年末，gazprom致函俄罗斯自然资源部，请求重新办理发给该公司开采亚马尔大型气田的许可证，因为根据开采许可协议规定，其中许多许可证的开工期都早已经到期。根据许可证的规定，哈拉萨韦气田应该在1995年开始采气，鲍瓦年科夫气田——1997年，新波尔托夫斯克(novopoaovskii)——1999年。gazprom建议把前两处气田的开采期限相应延长到2010年和2007年，而新波尔托夫斯克气田则不定期地延长。可是，直到现在gazprom甚至还没有制定出开发亚马尔气田的投资论证，开发明显是被推到了2010年以后。经合组织专家的结论可以印证这一点。
三、天然气市场的结构性问题
俄罗斯整个经济改革期间的一个关键性障碍因素就是能源密集程度高的问题。目前俄罗斯每生产1美元gdp(按世界银行2003年购买力平价)需要消耗0.5公斤以上的标准油，而大多数发达国家甚至是发展中国家的这一比例为1：0.1--0.2。这使得俄罗斯的人均单位能源消费指标与那些人均gdp几倍于俄罗斯的国家处在同一水平。同时，人均gdp与俄罗斯相近的中国、印度等大多数发展中国家的人均能源消费要比俄罗斯低几倍。这意味着，按照能源密集程度的国际标准来衡量，俄罗斯的经济显然是竞争能力不强。
能源利用效率低下是个结构性问题，其中包括苏联时期遗留下来的机器设备老化问题。俄罗斯欧洲部分和乌拉尔地区发电站的发电设备主要都是蒸汽动力系统，天然气燃烧的有效系数比欧洲常见水平低40%-50%。最近几年俄罗斯电力加工的单位平均燃料消耗整体上停留在335--340克标准燃料／千瓦时的水平上，而欧洲同类指标为210--250克标准燃料／千瓦时。这意味着，俄罗斯的电力行业每年要额外烧掉400--500亿立方米天然气，而这需要进行额外的投资。计算显示，在能源需求弹性系数保持相当之低的0.25的情况下，为了满足经济对于能源的需求，俄罗斯到2015年抑或要保证每年额外生产1.3亿吨石油(1450亿立方米天然气)，抑或要缩减相应数量的出口。这个数字相当于在俄罗斯重建设一个煤炭行业。而在能源需求弹性系数保持较高水平(0.4)的情况下，则到2010年就要做出上述选择。鉴于在实行集中管理的电力和天然气行业存在发生生产性危机的可能性，俄罗斯经济增长的能源制约因素变得愈加现实而紧迫。
天然气工业在俄罗斯的各大经济部门中依然是市场程度最低的行业之一。俄罗斯独立以来的经济改革实际上并没有触及天然气行业，它还基本沿用了20世纪80年代遗留下来的产业结构和管理体系。天然气行业的集中模式在最近几年里引发了人们的一种怀疑，那就是从长远来看它能否对市场信号做出相应反应，足够保障经济增长对于天然气的需求，以及抑制生产效率和行政效率的降低与费用的上涨；不久前因极其利好的对外贸易行情而获得的天然气出口的超额收入，几乎没有用于大规模投资新兴天然气田开发，而是花在了天然气部门迅速增长的费用之上。
从目前观察，俄罗斯天然气行业集中化的管理体制仍在缩减国内供应，继续做出一些优先发展天然气出口和建设天然气出口管道的投资决定，而没有顾及天然气的国内需求随着经济增长大幅提高，并且现有大型天然气田的产量将快速下降，但是俄罗斯天然气巨头gzprom的产量直到现在也没有达到1999年的水平，尽管从天然气出口获得很高的收入，而那些没有出口权，只能以较低价格将天然气在国内市场上销售的独立生产企业，在1999---2004年却将天然气产量提高了一倍。为了对比，有必要指出，在20世纪90年代重组并在很大程度上实行分散甚至基本上被自由化了的石油行业，在这一时期产量也出现了高速增长。然而，初始潜力明显优于其他工业部门的天然气行业，由于集中的管理体制，在1999--2004年经济恢复性增长时期却没有表现出大幅度提高生产量的能力。
俄罗斯天然气行业的集中化管理成为该部门自由化的巨大障碍——大部分的价格仍然靠调控来实现，同时在天然气市场的垄断模式下，价格自由化已然失去意义。并且，由于国家宏观经济政策、社会政策、工业政策领域各种利益之间的冲突，国家对于价格的调控不能相应地反映天然气供求之间的关系，无法刺激对于天然气开采的投资。
为了解决天然气部门中积累的大量错综复杂的矛盾，俄罗斯必将实行严格的经济政策措施，包括结构性的措施。为此必须要制定能够促进市场力量、私营积极性和开展竞争的政策。值得注意的是，gzprom向电力、石化和石油等相关经济部门的积极渗透，使人们开始担心天然气行业低效的集中发展模式将随之扩散。
2002年，俄经济发展和贸易部制定并发布了《俄罗斯联邦天然气市场发展构想》，这是俄罗斯惟一一个相当完整地描述了天然气行业的现实问题并且提出一系列解决措施的系统性文件。然而，由于其中对gazprom进行市场化重组的内容不为俄罗斯当局所接受，该构想并未付诸实施。事实上，天然气市场的许多参与者和专家们出于政治上不越雷池的原因，从一开始就公开强调，不想和试图保持gazprom组织上统一性的官方路线发生冲突。而顺理成章的是，gazprom不实行市场化重组意味着俄罗斯天然气市场完全缺乏竞争环境，而天然气价格的自由化也就无从谈起。
从《俄罗斯联邦天然气市场发展构想》公布以来，gazprom主要气田产量下降的问题仍然没有找到解决的办法。尽管在欧盟同意俄罗斯加入wto条件的议定书中俄罗斯承诺，到2006午时国内天然气市场价格将提高到40--41美元／千立方米，到2010年将提高到59---64美元／千立方米。然而实践证明，这种价格涨幅未必会给俄罗斯天然气部门带来发展机遇：2001--2004年的经验显示，gazprom的额外收入都被迅速上涨的费用“吃掉”了。仅在2001--2003年，该公司的总费用就扩大到48亿美元，占此间其收入总增长的65%。可以想见，在不改变现有模式的情况下，这种局面很难会有大的转机。
总之，俄罗斯天然气市场的结构改革事实上已经停滞不前，这将严重阻碍经济发展中能源利用效率的提高。这意味着，俄罗斯的能源需求不但不会降低，反而将继续上涨，这样俄罗斯就不得不在以行政性指令来抑制能源供应的增加@或缩减能源出口之间做出选择，以解决经济发展的能源保障问题。而令人不安的是，这两种解决方式中的任何一种(现在俄罗斯采取的主要是前者)，都将对俄罗斯经济的增长速度产生不同程度的负面影响。
四、天然气出口的制约因素
俄罗斯经济发展中存在的另一个有关能源领域的问题是，苏联时期遗留下来的油气出口潜力的消耗严重制约着当今油气出口的发展。由于受运输管道的限制，俄罗斯能源出口中98%的石油和100%的天然气都销往欧洲市场，出口体系缺乏灵活性。天然气出口的目前形式还不能保证实现相应的增长速度。现行天然气出口战略的基点是建设通往出口市场主要是欧洲市场的新的管道运输基础设施。由于对天然气出口，尤其是对向欧洲出口天然气的非正式垄断，gazprom实际上是这一战略的倡议者和惟一实施者。天然气管道运输基础设施具有市场机动性低(天然气只能供应到管道铺设到的地方)和风险性高(除了项目造价大之外，还有像石油管道项目一样的特殊的风险，无法融到大量的市场资金)的特点。并且，gazpmm通过的天然气出口发展战略主要依靠的是全新的管道设计方案，而忽略了已有的反面经验。例如，通往土耳其的“蓝流”管道项目(沿黑海海底)的实施：最初就过高地估计了土耳其2003--2004年的天然气需求，而根据所签订的合同gazprom利益的法律保护水平又不够高，所以从“蓝流”管道2003年投入使用的那一刻起，土耳其方面就迅速并且成功地在重新研究降低其购买天然气的数量和价格等问题上坚持了自己的立场。2005年9月，普京总统在访问德国期间与德国签署了一份通过波罗的海海底的天然气管道建设协议，这正是gazprom一直争取的目标。管道造价高达100亿美元，计划2010年建成，届时俄罗斯的天然气将由此直接输送至德国。然而目前还无法肯定拟定销售地区对于俄罗斯天然气的需求是否会大幅增长，这意味着俄罗斯很可能会在管道建成之时陷于被动境地。
另外，随着世界上液化天然气(lng)的广泛使用，lng市场是世界上增长最快的一个能源市场。lng出口有别于天然气网络出口的主要特点就是市场机动性强，因为lng的生产意味着基本上可以把天然气供应到世界上的任何一个地方。此外，作为俄罗斯沿北欧天然气管道供气的未采主要销售市场之一的英国，最近几年也拟定建设三个lng接收和煤气化终端。整体上，按照海洋运输咨询公司(ocean shipping consultants)的资料，2010年西欧市场lng的进口量将由2003年的410亿立方米增长到1390亿立方米，2020年将增长到1810亿立方米。这为俄罗斯天然气管道出口提供了另一个替代方案。
然而，目前俄罗斯还没有参与到新兴的lng市场中来，这是由于传统的天然气出口战略和强势管道敷设院外集团的利益紧密相关。而且俄罗斯现在还不能生产lng，并且gazprom的战略也没有把发展lng生产作为扩大天然气出口的一个优先方面，更没有提出有关建设lng生产项目的任何现实方案。
与此形成对比的是，萨哈林—2是不属于gazprom的一个为外国股东控制的私营项目，这也是现在俄罗斯惟一的一个接近于建设国内第一个lng生产工厂的项目。萨哈林冒2项目的运营商——萨哈林能源公司(sakhalin energy)计划投入使用一座年产量960万吨lng的加工厂。sakhalin energy已经对将来向太平洋市场提供天然气进行了相当成功的市场营销，将来供气量的70%都已经签订了销售合同，主要供向日本、韩国和美国市场。
俄罗斯的其他lng生产项目目前还处于构想阶段。其中，属于gazpmm的利用巴伦支海施托克曼气田(shtoknum)天然气生产lng的项目由于和北欧天然气管道项目存在着潜在的冲突所以暂时尚不明朗，而其他项目，除了在亚马尔半岛哈拉萨韦(kharasawei)建设lng生产终端项目之外，均不为gnzprom所有。为了能使lng的出口获得发展动力，俄罗斯当局必须要支持私营油气公司包括外国投资者开采施托克曼气田以及发展mc的生产和出口。
五、简短结论
综上所述，俄罗斯目前还不存在系统的能源政策，而在能源调控上所采取的措施主要也是以短期利益为前提，并且与保证能源市场平衡运转的政策不相干系。20世纪90年代俄罗斯在某些能源领域积极推行反控制和私有化的政策取得了显著成效，然而现在这种政策却在明显收缩并让位于集中管理模式。这种集中管理模式力图保持并加强国家对于能源公司的集中化管理，扩大国家参与指定公司的份额。
从中期发展前景来说，俄罗斯天然气领域面临遭遇经济增长能源保障危机的现实可能性。这样俄罗斯就不得不在解决国民经济资源保障问题的两种方式之间做出选择：要么以指令抑制能源供应的增长，要么缩减能源出口。而这两种方式(现在所采用的主要是第一种)都将对俄罗斯经济的增长速度产生负面影响。
从目前来看，俄罗斯缺乏发展与市场要求相适应的天然气出口基础设施的战略，这可能导致天然气出口的实物量在最近几年里停止增长。而cazprom的困境局面和石油部门内缺乏长期战略及一些“短视”政策的实施，可能导致油气产量增长的停滞甚至出现下滑。
当然，加强国家对能源领域的调控是俄罗斯打造能源帝国，加强国家整体实力的必要环节。但如何解决能源出口与国内需求之间的矛盾，如何在利用石油美元实现宏观经济目标与能源部门获得可持续发展之间找到平衡点已成当务之急。
一、俄能源部门中的国家政策模式
原则上讲，在20世纪90年代和2l世纪初期这段时间里，俄罗斯在国家如何参与能源部门的发展方面一直没有形成一个明晰的经济模式。一方面，国家在能源部门的私有化方面采取了重要的步骤，包括1998年对除天然气工业公司(gazprom，以下用此英文简称)之外的私营公司的天然气价格实行自由化；另一方面，又试图保持国家对于能源领域的调控，比如重新恢复国家对于gazprom的控制等等。事实上，这一相互矛盾的政策始于1992年，在经济上实行价格自由化的同时保持了国家对于各类能源商品的价格控制，而企业改革事实上也没有触及gazprom和统一电力公司等一些大型企业。
国家在能源部门中的作用和当局对于能源政策的普遍理念在普京总统第二任期开始发生了比较大的变化。在普京第一任期内，政府的经济思想是继续实行反控制和经济自由化，这在能源部门中也有所反映，这期间讨论了天然气部门市场改革纲要，内容包括大面积放开轻碳氢化合物的价格，还通过了阶段性取消石油伴生气价格调节纲要。此外，卡西亚诺夫政府实施了以继续进行经济自由化包括能源部门自由化的政府纲要。尽管从完成能源部门既定任务的角度来讲，这一纲要的实施并不成功，但更大程度上是由于执行权力的普遍无效率，而非没有实行市场化改革。
普京再次当选之后，情况发生了根本性的变化。弗拉德科决政府实质上不但停止了对于原来经济纲领的实施，而且也没有再制定出新的纲领。政府在制定和通过有关关键性经济政策问题的决议上的作用大大降低。这一时期的主要特点就是国家对经济特别是能源部门的干预行为大大加强。在保持和加强对于能源公司的集中化管理，以及建立国家对于私有者占优势地位的能源领域的直接控制等方面采取了一系列举措。诸如，gazprom和俄罗斯石油公司(rosneft)宣布合并，合并后的公司将变成国家调节油气市场的主要杠杆。
然而，这些行为和限制性措施并没有成为一种有效的方式，电力和天然气等实行集中管理模式和国家控制严格的领域中却不断发生再生产危机。天然气部门的发展面临着不平衡的问题。一方面，1999---2004年俄罗斯独立的、没有天然气出口权的各私营生产商将产量扩大了一倍，比如诺瓦杰克公司(novatek)和诺尔特天然气公司(nortgas)等私营企业最近几年的利润相当乐观(2003年超过30%)，而外资100%参与的私营企业萨哈林能源公司(sakhalin energy)更是成为俄罗斯第一家顺利推进了lng加工厂项目的企业；另一方面，垄断天然气出口的gazprom在获得高额出口收入的同时却无力保障生产的增长，在国内市场供应方面面临严重亏损。这种状况在很大程度上说明，集中型能源发展模式同经济动因充分、灵活、有效的私营部门相比效益低下。按照总资产的盈利率这一指标衡量，gazprom和俄罗斯石油公司远远落后于15%-20%的世界平均水平，并且落后于俄罗斯西伯石油(sibneft)、尤科斯(yukos)、诺瓦杰克公司(no-vatek)和卢克伊尔(lukoil)等私营公司。
值得关注的一个事实是，俄罗斯当局三次批准的国家能源政策纲要即能源战略中所做出的预测，经过一到一年半之后就被完全推翻了，而其中缺乏任何形式的经济政策的具体机制在实践中也随之变得完全没有必要。究其原因是由于这些能源战略都是在继承了计划经济时期那些能源纲要文件传统的基础上而形成的，而对国内所形成的新的经济形势缺乏考虑；纲要重点不是放在能源部门发展优先方面和实现目标的机制保证上，而是放在压缩长期的能源生产的计划任务之上。至于私营积极性、竞争、市场力量、潜力评估和市场替代评估等概念对于晚近15年来俄罗斯能源领域的管理者来说，充其量不过是代表了和正在代表着一种来自理论领域的思考，在实践中大行其道的仍是那些传统的正式和非正式的计划经济制度：燃料动力资源的平衡和国家控制。能源领域的价格调控体系处于宏观经济政策、社会政策和工业政策等外在因素的强力影响之下。因此，所有这些能源政策对业内实际发展表现得很不敏感。因此，能源部门在很大程度上是按照自有规律在自行地运转着。
总体而言，俄罗斯的能源政策表现出一定程度上的不完整和矛盾，其中包含的某些方面是以诸多与能源经济部门本身发展不相干的短期利益为前提条件。与市场经济相匹配的统一的现代能源经济政策模式在俄罗斯尚未建立起来，而现有的官方模式充斥着能源生产的长期“计划指标”这样的概念，而不是建立明确和公正的能源市场运行条件，最大限度地动员市场力量、个人能动性和个人竞争。而2004--2005年俄罗斯当局开始加强了对经济进程，特别是能源部门进行干预的力度。
如此说来，俄罗斯能源部门中可能对经济继续增长造成威胁的一些关键性问题的解决应该从进一步自由化、分散管理和吸引私人资本进入能源部门，以及在石油出口多样化项目实施领域中保持私营积极性等方面入手。而这些措施的实现必将依靠国家能源政策的调整。
二、天然气产量危机透视
由于种种原因，俄罗斯的石油和天然气开采部门目前已经陷于危机的边缘，表现为在中期内无力保持生产的增长，甚至近期就有可能遭遇增长停滞或者产量下滑的局面。这一问题已经成为俄罗斯近期能源政策最为严峻的挑战之一。
天然气部门的生产危机最为引人注目。天然气产量下降的根本性原因仍然在于纳德姆—普尔一塔兹地区(nadym-pur-tazovskii)大型天然气田——乌连戈伊(urengoiskii)、杨堡(yamburskii)、梅德韦日(meclvejie)——的开采量下滑问题。乌连戈伊气田的开采程度为75%，杨堡气田为60%，梅德韦日气田为85%。根据预测，仅乌连戈伊和杨堡气田2007年就将比2004年减产550多亿立方米，2010年将减产1130亿立方米。在俄罗斯经济1998年危机之后的整个恢复期间，gazprom基本上是一直在增加天然气的出口，而缩减对于国内市场的供应。其中，2004年向远国外(独联体以外的国家)出口的天然气相当于1999年的113.4%(而天然气产量却没有达到1999年的水平)；向独联体国家的出口量大幅上升，比1999年增长1%；而gazprom向国内市场供应的天然气却有所下降，相当于1999年的96.6%。结果是gaaprom向国内市场的供应量和国内天然气消费量之间的差额急剧扩大，2004年几乎达到700亿立方米，2005年估计要超过1000亿立方米。
有些分析家把gazprom对国内市场供应的缩。减解释为由于国内天然气价格低廉而无利可赚，然而这样的判断未免已经不符合事实。从2000年开始俄罗斯国内天然气价格开始以相当快的速度增长，2000年5月1日到2004年1月1日累计增长2.35倍，而从2005年1月1日开始价格又平均增长23.7%——这样，国内天然气价格这5年里大约增长了3倍。2005年天然气的平均工业价格相当之高——大约每1000立方米38.4美元(不含增值税)。如果把塞诺曼世(晚白垩世)天然气的平均开采费用高估为6美元／千立方米(不含增值税)，而国内运输的平均成本为25美元／千立方米(目前对于gazprom和私营企业来说是19.4美元)，再加上10%(行政和商业上的)附加开支，那么在这样的价格之下，向国内市场上的大多数消费者(居民除外)供应天然气的利润率大约为12%。
如果俄罗斯政府遵守《2020年前能源战略》和它在与欧盟的人世贸谈判中所做出的承诺，俄天然气的国内价格到2006年时应该达到41--42美元／千立方米，2008年将超过50美元。甚至在这期间天然气开采平均费用达到8--10美元／千立方米的情况下，俄罗斯天然气市场的销售利润率到2008年时也将达到35%--38%的水平。这就意味着，由于俄罗斯国内天然气市场价格达到相当高的水平，价格问题实质上已经不再是国内天然气市场发展的严重障碍。显然，提高天然气的国内价格亦无助于防止国内市场天然气供应所面临的危机。
资料显示，gazprom现有大型气田产量呈下降趋势。俄罗斯能否消除天然气开采中的危机局面，在很大程度上取决于新的大型天然气产区——亚马尔半岛气田(yareal)的开采期限。亚马尔半岛一些主要气田——鲍瓦年科夫(bovanenkovskii)和哈拉萨韦——的开采许可证亦为gazprom所拥有。根据许可协议，鲍瓦年科夫气田将于2008年开始采气，哈拉萨韦气田将于2012年开始采气，两座气田的总设计采气能力为每年1450亿立方米(鲍瓦年科夫——1150亿立方米，哈拉萨韦——300亿立方米)。然而，由于鲍瓦年科夫气田设备安装的投资论证工作有所拖延，该气田恐怕无望在既定期限里投人工业使用。还有一个问题是要吸引到所需额度的投资——根据cazprom，唧制定的亚马尔半岛天然气田开发综合纲要，2020年前要投资700亿美元左右，其中一半以上的资金，即每年要有80--90亿美元在最近五年里投入用于开采鲍瓦年科夫气田。凹这一切表明，亚马尔半岛气田在投入使用的时间上要有所拖延。有鉴于此，到2010年gazprom至好能把产量稳定在每年5500亿立方米的水平上。
如果根据2002--2004年的平均增长速度(4.3%)来对俄罗斯国内天然气需求做出预测的话，那么到2010年前可能达到每年5450亿立方米。此外，还必须考虑到gazprom对天然气出口继续增长的预测。尽管在保持天然气产量上面临着挑战，但是gazprom仍然预计向欧洲市场的天然气出口量到2010年前将不低于1800亿立方米的水平。俄罗斯天然气出口发展战略的重点是目前投资的一些旨在扩大出口市场的项目，包括使“亚马尔一欧洲”和“蓝流”输气管道达到设计能力，以及分阶段建设“博格罗洽内一乌日哥罗德”输气管道(bogorod-chany---uzgorod)。此外，在北欧输气管道建设项目(面向北欧和西欧市场，计划2007年供气，2009年达到设计能力——每年不低于200亿立方米)实施的情况下，俄罗斯向欧洲出口的天然气每年将额外增加2000亿立方米。
有鉴于此，甚至在最乐观的情况下，gazprom有能力向本国消费者供应的天然气数量也不会超过目前每年2900亿立方米的水平。这表明，第一，在俄罗斯经济继续增长的情况下，gazprom优先发展天然气出口的政策及其在发展天然气开采领域的活动结果，不能保证其对国内市场天然气供应量的足够增长。从表1可以看出，俄罗斯国内天然气市场的消费和gazprom的供应之间的总缺口在2010年将达到每年3070亿立方米。如果情况良好的话，这部分缺口可以部分地由中亚进口天然气所补偿：根据预测，这期间土库曼斯坦的天然气产量为700亿立方米，哈萨克斯坦——350亿立方米(2010年国内需求预计为200亿立方米)，尽管不能说这些天然气将会向俄罗斯供应——中亚国家正在积极研究建设绕过俄罗斯的输气基础设施的可能性，一部分项目可能在2010年前实施。但是不管怎么说，现存的缺口都很大，要超过2200亿立方米。甚至在国内天然气需求按照最低方案保持每年增长2%的情况下，消费与供应之间的缺口仍将超过1500亿立方米。
显然，这种情况并非偶然，而是gazprom系统性投资政策的结果。gazprom在天然气开采部门的现行政策主要是靠投入资金，对现有大型气田进行补充设备安装，以此来减缓西西伯利亚纳德姆—普尔一塔兹地区天然气产量的下降。最近三四年里gazprom用于天然气开采的投资一直都没有超过投资总额的30%，并且用于天然气开采上的投资在投资计划额整体增加的背景下继续在减少。gazprom2005年投资计划中对于天然气开采的投入比2004年下降74%，仅为12亿美元，不到该公司投资总额的20%。并且其中60%以上的投资都是用来维持现有气田不断下降的产量。只有10%左右的投资用于在2005年装备亚马尔气田。
同时gazpmm继续积极投资建设新的天然气出口运输管道。例如，根据gazprom2005年的投资计划，与北欧天然气管道(项目估价100亿美元左右)开始建设相关的投资为7亿美元左右。而用于开发亚马尔气田的大规模投资(2005年用于这一目的的投资仅为总投资的10%左右——8.7亿美元)则被长期无法解释地拖延：2000年末，gazprom致函俄罗斯自然资源部，请求重新办理发给该公司开采亚马尔大型气田的许可证，因为根据开采许可协议规定，其中许多许可证的开工期都早已经到期。根据许可证的规定，哈拉萨韦气田应该在1995年开始采气，鲍瓦年科夫气田——1997年，新波尔托夫斯克(novopoaovskii)——1999年。gazprom建议把前两处气田的开采期限相应延长到2010年和2007年，而新波尔托夫斯克气田则不定期地延长。可是，直到现在gazprom甚至还没有制定出开发亚马尔气田的投资论证，开发明显是被推到了2010年以后。经合组织专家的结论可以印证这一点。
三、天然气市场的结构性问题
俄罗斯整个经济改革期间的一个关键性障碍因素就是能源密集程度高的问题。目前俄罗斯每生产1美元gdp(按世界银行2003年购买力平价)需要消耗0.5公斤以上的标准油，而大多数发达国家甚至是发展中国家的这一比例为1：0.1--0.2。这使得俄罗斯的人均单位能源消费指标与那些人均gdp几倍于俄罗斯的国家处在同一水平。同时，人均gdp与俄罗斯相近的中国、印度等大多数发展中国家的人均能源消费要比俄罗斯低几倍。这意味着，按照能源密集程度的国际标准来衡量，俄罗斯的经济显然是竞争能力不强。
能源利用效率低下是个结构性问题，其中包括苏联时期遗留下来的机器设备老化问题。俄罗斯欧洲部分和乌拉尔地区发电站的发电设备主要都是蒸汽动力系统，天然气燃烧的有效系数比欧洲常见水平低40%-50%。最近几年俄罗斯电力加工的单位平均燃料消耗整体上停留在335--340克标准燃料／千瓦时的水平上，而欧洲同类指标为210--250克标准燃料／千瓦时。这意味着，俄罗斯的电力行业每年要额外烧掉400--500亿立方米天然气，而这需要进行额外的投资。计算显示，在能源需求弹性系数保持相当之低的0.25的情况下，为了满足经济对于能源的需求，俄罗斯到2015年抑或要保证每年额外生产1.3亿吨石油(1450亿立方米天然气)，抑或要缩减相应数量的出口。这个数字相当于在俄罗斯重建设一个煤炭行业。而在能源需求弹性系数保持较高水平(0.4)的情况下，则到2010年就要做出上述选择。鉴于在实行集中管理的电力和天然气行业存在发生生产性危机的可能性，俄罗斯经济增长的能源制约因素变得愈加现实而紧迫。
天然气工业在俄罗斯的各大经济部门中依然是市场程度最低的行业之一。俄罗斯独立以来的经济改革实际上并没有触及天然气行业，它还基本沿用了20世纪80年代遗留下来的产业结构和管理体系。天然气行业的集中模式在最近几年里引发了人们的一种怀疑，那就是从长远来看它能否对市场信号做出相应反应，足够保障经济增长对于天然气的需求，以及抑制生产效率和行政效率的降低与费用的上涨；不久前因极其利好的对外贸易行情而获得的天然气出口的超额收入，几乎没有用于大规模投资新兴天然气田开发，而是花在了天然气部门迅速增长的费用之上。
从目前观察，俄罗斯天然气行业集中化的管理体制仍在缩减国内供应，继续做出一些优先发展天然气出口和建设天然气出口管道的投资决定，而没有顾及天然气的国内需求随着经济增长大幅提高，并且现有大型天然气田的产量将快速下降，但是俄罗斯天然气巨头gzprom的产量直到现在也没有达到1999年的水平，尽管从天然气出口获得很高的收入，而那些没有出口权，只能以较低价格将天然气在国内市场上销售的独立生产企业，在1999---2004年却将天然气产量提高了一倍。为了对比，有必要指出，在20世纪90年代重组并在很大程度上实行分散甚至基本上被自由化了的石油行业，在这一时期产量也出现了高速增长。然而，初始潜力明显优于其他工业部门的天然气行业，由于集中的管理体制，在1999--2004年经济恢复性增长时期却没有表现出大幅度提高生产量的能力。
俄罗斯天然气行业的集中化管理成为该部门自由化的巨大障碍——大部分的价格仍然靠调控来实现，同时在天然气市场的垄断模式下，价格自由化已然失去意义。并且，由于国家宏观经济政策、社会政策、工业政策领域各种利益之间的冲突，国家对于价格的调控不能相应地反映天然气供求之间的关系，无法刺激对于天然气开采的投资。
为了解决天然气部门中积累的大量错综复杂的矛盾，俄罗斯必将实行严格的经济政策措施，包括结构性的措施。为此必须要制定能够促进市场力量、私营积极性和开展竞争的政策。值得注意的是，gzprom向电力、石化和石油等相关经济部门的积极渗透，使人们开始担心天然气行业低效的集中发展模式将随之扩散。
2002年，俄经济发展和贸易部制定并发布了《俄罗斯联邦天然气市场发展构想》，这是俄罗斯惟一一个相当完整地描述了天然气行业的现实问题并且提出一系列解决措施的系统性文件。然而，由于其中对gazprom进行市场化重组的内容不为俄罗斯当局所接受，该构想并未付诸实施。事实上，天然气市场的许多参与者和专家们出于政治上不越雷池的原因，从一开始就公开强调，不想和试图保持gazprom组织上统一性的官方路线发生冲突。而顺理成章的是，gazprom不实行市场化重组意味着俄罗斯天然气市场完全缺乏竞争环境，而天然气价格的自由化也就无从谈起。
从《俄罗斯联邦天然气市场发展构想》公布以来，gazprom主要气田产量下降的问题仍然没有找到解决的办法。尽管在欧盟同意俄罗斯加入wto条件的议定书中俄罗斯承诺，到2006午时国内天然气市场价格将提高到40--41美元／千立方米，到2010年将提高到59---64美元／千立方米。然而实践证明，这种价格涨幅未必会给俄罗斯天然气部门带来发展机遇：2001--2004年的经验显示，gazprom的额外收入都被迅速上涨的费用“吃掉”了。仅在2001--2003年，该公司的总费用就扩大到48亿美元，占此间其收入总增长的65%。可以想见，在不改变现有模式的情况下，这种局面很难会有大的转机。
总之，俄罗斯天然气市场的结构改革事实上已经停滞不前，这将严重阻碍经济发展中能源利用效率的提高。这意味着，俄罗斯的能源需求不但不会降低，反而将继续上涨，这样俄罗斯就不得不在以行政性指令来抑制能源供应的增加@或缩减能源出口之间做出选择，以解决经济发展的能源保障问题。而令人不安的是，这两种解决方式中的任何一种(现在俄罗斯采取的主要是前者)，都将对俄罗斯经济的增长速度产生不同程度的负面影响。
四、天然气出口的制约因素
俄罗斯经济发展中存在的另一个有关能源领域的问题是，苏联时期遗留下来的油气出口潜力的消耗严重制约着当今油气出口的发展。由于受运输管道的限制，俄罗斯能源出口中98%的石油和100%的天然气都销往欧洲市场，出口体系缺乏灵活性。天然气出口的目前形式还不能保证实现相应的增长速度。现行天然气出口战略的基点是建设通往出口市场主要是欧洲市场的新的管道运输基础设施。由于对天然气出口，尤其是对向欧洲出口天然气的非正式垄断，gazprom实际上是这一战略的倡议者和惟一实施者。天然气管道运输基础设施具有市场机动性低(天然气只能供应到管道铺设到的地方)和风险性高(除了项目造价大之外，还有像石油管道项目一样的特殊的风险，无法融到大量的市场资金)的特点。并且，gazpmm通过的天然气出口发展战略主要依靠的是全新的管道设计方案，而忽略了已有的反面经验。例如，通往土耳其的“蓝流”管道项目(沿黑海海底)的实施：最初就过高地估计了土耳其2003--2004年的天然气需求，而根据所签订的合同gazprom利益的法律保护水平又不够高，所以从“蓝流”管道2003年投入使用的那一刻起，土耳其方面就迅速并且成功地在重新研究降低其购买天然气的数量和价格等问题上坚持了自己的立场。2005年9月，普京总统在访问德国期间与德国签署了一份通过波罗的海海底的天然气管道建设协议，这正是gazprom一直争取的目标。管道造价高达100亿美元，计划2010年建成，届时俄罗斯的天然气将由此直接输送至德国。然而目前还无法肯定拟定销售地区对于俄罗斯天然气的需求是否会大幅增长，这意味着俄罗斯很可能会在管道建成之时陷于被动境地。
另外，随着世界上液化天然气(lng)的广泛使用，lng市场是世界上增长最快的一个能源市场。lng出口有别于天然气网络出口的主要特点就是市场机动性强，因为lng的生产意味着基本上可以把天然气供应到世界上的任何一个地方。此外，作为俄罗斯沿北欧天然气管道供气的未采主要销售市场之一的英国，最近几年也拟定建设三个lng接收和煤气化终端。整体上，按照海洋运输咨询公司(ocean shipping consultants)的资料，2010年西欧市场lng的进口量将由2003年的410亿立方米增长到1390亿立方米，2020年将增长到1810亿立方米。这为俄罗斯天然气管道出口提供了另一个替代方案。
然而，目前俄罗斯还没有参与到新兴的lng市场中来，这是由于传统的天然气出口战略和强势管道敷设院外集团的利益紧密相关。而且俄罗斯现在还不能生产lng，并且gazprom的战略也没有把发展lng生产作为扩大天然气出口的一个优先方面，更没有提出有关建设lng生产项目的任何现实方案。
与此形成对比的是，萨哈林—2是不属于gazprom的一个为外国股东控制的私营项目，这也是现在俄罗斯惟一的一个接近于建设国内第一个lng生产工厂的项目。萨哈林冒2项目的运营商——萨哈林能源公司(sakhalin energy)计划投入使用一座年产量960万吨lng的加工厂。sakhalin energy已经对将来向太平洋市场提供天然气进行了相当成功的市场营销，将来供气量的70%都已经签订了销售合同，主要供向日本、韩国和美国市场。
俄罗斯的其他lng生产项目目前还处于构想阶段。其中，属于gazpmm的利用巴伦支海施托克曼气田(shtoknum)天然气生产lng的项目由于和北欧天然气管道项目存在着潜在的冲突所以暂时尚不明朗，而其他项目，除了在亚马尔半岛哈拉萨韦(kharasawei)建设lng生产终端项目之外，均不为gnzprom所有。为了能使lng的出口获得发展动力，俄罗斯当局必须要支持私营油气公司包括外国投资者开采施托克曼气田以及发展mc的生产和出口。
五、简短结论
综上所述，俄罗斯目前还不存在系统的能源政策，而在能源调控上所采取的措施主要也是以短期利益为前提，并且与保证能源市场平衡运转的政策不相干系。20世纪90年代俄罗斯在某些能源领域积极推行反控制和私有化的政策取得了显著成效，然而现在这种政策却在明显收缩并让位于集中管理模式。这种集中管理模式力图保持并加强国家对于能源公司的集中化管理，扩大国家参与指定公司的份额。
从中期发展前景来说，俄罗斯天然气领域面临遭遇经济增长能源保障危机的现实可能性。这样俄罗斯就不得不在解决国民经济资源保障问题的两种方式之间做出选择：要么以指令抑制能源供应的增长，要么缩减能源出口。而这两种方式(现在所采用的主要是第一种)都将对俄罗斯经济的增长速度产生负面影响。
从目前来看，俄罗斯缺乏发展与市场要求相适应的天然气出口基础设施的战略，这可能导致天然气出口的实物量在最近几年里停止增长。而cazprom的困境局面和石油部门内缺乏长期战略及一些“短视”政策的实施，可能导致油气产量增长的停滞甚至出现下滑。
当然，加强国家对能源领域的调控是俄罗斯打造能源帝国，加强国家整体实力的必要环节。但如何解决能源出口与国内需求之间的矛盾，如何在利用石油美元实现宏观经济目标与能源部门获得可持续发展之间找到平衡点已成当务之急。
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