依靠制度及政策影响　实现独联体石油供给的潜力（上）

报告内容：

　　一、引言

　　1998年至2004年间，独联体的石油供给量占到了全球石油供给增量的百分之六十。据初步估计，尽管2005年独联体的石油生产增速明显减缓，其增量仍占到全球供给增量的约三分之一。独联体是除欧佩克(OPEC)以外最重要的，同时也是增长最快的石油产地。本文评估了独联体在全球石油供给中潜在的长期作用。在某种程度上，本文主要关注财政及制度框架，以及更广泛意义上的制度环境对该地区石油资源发展的促进和抑制作用。关于该地区能源分析的主要结论总结如下：

　　·独联体仍是除欧佩克(OPEC)之外最大的石油生产地区和最大的全球非欧佩克石油供给来源。前苏联的大部分地区仍然未被开发，但有理由相信独联体在全球石油生产中潜在的相对权重要比当前估计的储量大得多。然而，这一潜力是否能够释放出来将取决于相关财政、法律及监管制度的建立与制定。

　　·尽管20世纪90年代，独联体的三大石油产地——俄罗斯、哈萨克和阿塞拜疆采取了不同的策略来开发各自的石油资源，但基本上这三大产地都是以市场为导向，且在很大程度上由私人部门主导。这要归功于苏联战后紧缩之后，这三个国家投资和产出的强劲复苏。与此相反，土库曼斯坦和乌兹别克斯坦的国有石油部门在苏联战后早期遭受的破坏虽然较轻，但试图维持产量时却遇到了不少麻烦。尤其是土库曼斯坦，还没有意识到其巨大的生产潜力。

　　·然而最近几年，俄罗斯和哈萨克斯坦的政策干预增强。国家直接拥有和管理的石油资产份额加大。这或许是格外严厉的措施的结果。从长期来看，对这些国家石油工业增长潜力程度的质疑会不断出现，尤其是对地缘政治因素的考虑似乎在政府决策中所占的地位越来越突出。

　　·尽管毋庸置疑独联体国家的石油生产者在全球长期石油供给中的作用将不断增长，但其作用似乎要慢于近来政策变化所带来的增长。石油国有垄断的份额不断增加，同时私营公司被要求接受较低的投资收益，甚至权威机构的做法也加大了私营公司经营的政治风险，这些虽不能左右投资决策，但已给其带来消极影响。

　　本文结构内容如下：首先是对全球化背景的简要分析、对该地区当前生产能力的潜力和储量的分析。随后将关注机构设置和独联体各石油生产国自前苏联解体后所采用的不同政策及其影响。接下来我们将讨论分析俄罗斯和哈萨克斯坦这两大石油产地最近的政策变化以及政策变化对未来造成的影响。首先必须强调本文的重点是对该地区石油供给潜力的研究。许多重要的石油相关刊物并没有突出这点，包括如石油收入管理，可用于解决“荷兰病”的政策及其它的与所谓“资源诅咒”[2]相关的问题等种种疑问。本文还分析了运输问题，但着重于运输领域的政策发展而不是试图制定详尽的路线和所需方案。[3]

　　二、全球化背景

　　任何对独联体石油生产国长期供给潜力的估计都必须将其置于全球随着时间增长对欧佩克(OPEC)依赖日深的背景下来考虑。据国际能源机构(2004)的数据，欧佩克(OPEC)的市场份额从2002年的略低于40%上升到2030年的53%，比1973年的历史最高峰还要高一些。非欧佩克总储量的耗用快于欧佩克，并且世界石油储备越来越多的集中于有限的几个欧佩克国家，且投资并没有按照市场力量来分配。[4]因此，全球石油供给的增长将取决于卡特尔成员的好恶。根据最近的预测，欧佩克产量将以每年2.5%—3.5%的平均增速增长[5]，这个问题尤其要引起重视。实际上，这个数据要高于欧佩克生产增长的长期历史平均值。如果这个卡特尔集体行动，可以认定他们并不想快速提高产量，而是很可能放慢占据更多市场份额的速度，从更高的油价中获利。[6]

　　独联体不仅是除欧佩克外的最大石油生产地区，也是当前增加供给的主要来源(图1)。从理性角度来说，独联体并不是命中注定要成为欧佩克的对手或替代者，但是对欧佩克依赖日增的前景——尤其是对中东的依赖，使得发展非欧佩克石油潜在的供给变得更加重要。这至少有以下三个理由：对保持石油供给渠道多样化的普遍期望；多数欧佩克地区石油供给的潜在的不稳定性或危险；对欧佩克依赖性增加的同时，这个石油卡特尔的行为将部分取决于非欧佩克石油生产国的供给量和全球石油需求量的弹性变化。非欧佩克石油供给与需求的长期弹性越高，欧佩克提高生产的积极性越大，而不是限制产量维持油价高位。[7]较高的弹性将增加非欧佩克石油生产者的能动性，至少可以对类卡特尔行为起到“软化剂”作用。[8]

　　非欧佩克石油供给的重要性是，世界石油价格急速上涨的可能性在接下来的几年里至少会部分地维持下去。可以肯定的是，关于与结构性因素相反的推动近期价格上涨的循环性因素的争论将会不同程度地继续下去，但有理由可以预期中期市场将继续紧缩。[9]同时，经过十年的低油价和低投资之后，闲置生产能力跌至历史最低水平。欧佩克的闲置生产能力跌至2004年末的低于150万桶/天(1.5mbd)(约为需求的2%)。1985年高峰期为约100万桶/天(需求的15%)，近些年来的“正常”水平为日产300万—500万桶。尽管适当高于20世纪90年代早期的低位，欧佩克2005年总的生产能力仍低于1978年的水平。[10]一般来讲，对远期油价的预估对于评估独联体国家发展和非欧佩克石油供给能力有重要作用。正如布鲁克等人(Brooketal.)所指出的，长期非欧佩克石油供给的价格弹性部分取决于人们是否相信价格变化是持久的。[11]

　　假设人们预期需求继续增长，整个环节中石油部门的投资将成为最关键因素，它将决定供给，并由此决定价格(虽然会有些滞后)。国际能源机构(IEA)最新的全球参照情景(globalreferencescenario)(2004)预计，2003年至2030年间，以2000年美元价格计算的全球累计投资约3万亿美元(大概每年1050亿美元)，探测和开发费用约占总额的70%[12]。其中大多数用来替换现有的生产能力和抵消当前生产领域的自然损耗；仅有四分之一可能用于满足增加的需求。[13]据国际能源机构(IEA)估计，要成功开发俄罗斯的石油资源需要在2030年前每年投入约120亿美元——大约是2004年有记录的实际投入的水平[14]，同一时期，里海的其它沿海国家需要大约每年投入37亿美元。

　　投资能否确保及时有效在很大程度上要看独联体国家的发展情况，但是他们的前景必定取决于各种抑制石油部门投资的全球化背景因素。迄今为止，因近期油价上涨而投资强劲的迹象极少。[15]最近以来对油价将走低的预期很大程度是基于假设大幅度的、持续的需求增长将随着投入的增大带来供给的增长，从而需求压力得到缓解，但是至今为止也没有任何迹象。当然，一般来说，供需对价格变动的反应会有一段时滞——消费者可能要花费几年时间转换技术和(或者)转用其它燃料，而且，大多数供给投资是要经过长期酝酿的。

　　不过，前期投资和最终销售产出之间似乎需要更多运作而不是等待。近期价格持续上升的不确定似乎在一定程度上说明了问题。众所周知，长期油价很难预测，过去的油价预期经常和实际价格相差很大。以往油价崩盘的经历无疑起到了限制作用。此外，价格的不稳定使得区分暂时的和永久的价格变动更加困难，从而导致投资回报不稳定,这将增大资本回报预期，增加投机计划的复杂性。[16]因此，最近几年，国际石油公司倾向于在保守的长期油价假设基础上制定长期计划——很多情况下，在20美元-25美元/桶这个范围，甚至是在2004年末至2005年初期间。[17]有证据显示，计划油价开始上升，至少对现有储备的购买来说是如此，[18]支出正在加速增长。然而，预期中长期市场价格趋势的不稳定及不确定似乎仍在限制能源投资，增加“易变陷阱”的可能性。

　　当然，以上所有担心都是源于对欧佩克市场力量的顾虑，尤其是对沙特阿拉伯这个“朝令夕改的生产者(swingproducer)”的顾虑。这股力量或许有利于非欧佩克一方的公司继续其保守的投资方式。几乎没有多余产能的沙特阿拉伯，如果下定决心，可以用很低的成本快速提高生产能力。[19]这可能反映了主要石油公司对长期平均油价相对保守的预期。成本普遍较高的非欧佩克的生产者可能感觉将投资决策建立在对长期油价的预测上会束手束脚，且非欧佩克国家确信自己预测的长期油价是沙特阿拉伯和欧佩克长期目标价格范围的下限。预测未来油价走高而上马的项目最终可能遭受卡特尔增加产量提高市场份额带来的巨大损失。然而，欧佩克制定的规则可能因为20世纪90年代的低投资使主要的石油国享受目前油价上升的巨额利润。因此，需要认识到欧佩克市场力量对保守投资的偏爱。

　　以上这些问题在独联体可能比其它一些地区更严重。因为独联体的石油生产和运输成本要远远高于欧佩克和其它一些非欧佩克生产国。开发独联体石油资源的巨大成本以及该地区的政治和其它风险，意味着投资者要有足够的信心，确信长期平均油价的走高能使投资得到回报。然而石油市场价格动荡内在的不确定使得人们很难确信这一点。在接下来的讨论中，至关重要的是要在心中牢记，独联体政府的所作所为可以对投资者在签订巨额的、长期的契约前所估算的长期油价产生重大影响：财政条件、管理和其它能影响生产和运输成本的措施等都能直接影响石油生产的回报，这些增加或减少投资者风险的行为也会提高或降低投资预期的回报率。

　　三、独联体在世界碳氢化合物供给中的角色

　　尽管无意成为欧佩克的长期替代者，独联体仍是世界除欧佩克以外的最大的石油生产地区，且有望多年保持最重要的非欧佩克资源供给者地位。其中，俄罗斯和哈萨克斯坦的地位尤为重要，这两个地区共占据了独联体已探明储量和原油生产的90%以上（表1）。在考虑决定独联体石油资源是否能得到及时、经济、有效开发的政策性和机制性问题之前，先看一下该地区近期的成绩和长期潜力是很必要的。

　　产量恢复

　　近年来主要由俄罗斯石油生产转变推动的独联体石油产量的快速恢复，已成为影响世界石油市场发展的最重要的因素之一（图2）。前苏联的石油产量从1987年接近1270万桶/天（12.7mbd）的高峰到前苏联解体前的几年间下跌了17%。[21]前苏联解体后，产量下跌急剧加速，低谷时为720万桶/天（7.2mbd）以下。20世纪90年代中期，哈萨克斯坦开始复苏，随后是俄罗斯、土库曼斯坦和阿塞拜疆。[22]到了2004年，独联体的石油产量达到1140万桶/天（11.4mbd）——仍低于前苏联1987年高峰时的产量但已比1996年的低谷期上升了将近60%。单是俄罗斯就占了这一增加产量的约四分之三（接近320万桶/天）。哈萨克斯坦的增速令人惊异，几乎是2004年前十年产量的三倍。在当前大量投资开发新油田的外国银行眼里，里海石油产量的快速扩张并不意外。但是俄罗斯的复苏着实令众多观察人士大跌眼镜，观察人士对独联体，尤其是俄罗斯在1996年—2004年产量增长的预测颇为一致。[23]

　　独联体石油生产的恢复和无法预测的全球石油市场一样值得关注，尤其是1998年后石油需求的恢复和油价的上涨。截至2004年末的六年间，独联体的石油生产占到了世界产量增长的逾60%和非欧佩克产量增长的82%（图1）。同期，独联体的全球石油生产份额爬升了将近一半，从10.0%到14.4%，同时前苏联国家（FSU）的世界出口份额从8.9%升到了13.4%。[24]在需求快速增长的同时，这一贡献是非常关键的。1998年—2004年独联体产量的增长接近于目前美国和中国这两大需求增长来源国家同期石油消费需求的增长（约420万桶/天）（图3）。此外，国际能源机构（2004）预计非欧佩克世界石油供给的份额到2010年末将继续增长，哈萨克斯坦和阿塞拜疆占独联体供给增长份额的比例也会增加。这两个共和国运营中的良好项目确保直至2010年石油产量都将有持续有力的增长。

　　相反，对俄罗斯产量增长的预期要慢得多。自1996年以来，俄罗斯石油生产的增长主要是因为已有油田产量的快速提高，很大程度上产量的快速提高是由于新技术的应用和与西方石油服务公司的合作。因此，俄罗斯对于短期石油供给相对缺乏弹性的规则是一个暂时性的例外：虽然产量恢复实际上先于油价上涨，但油价强劲上涨使得俄罗斯生产者有能力非常快地提高资本支出，其中的大部分被直接用于提高现有油田的生产能力（表2）。[25]很明显，这种基础上的快速增长不可能无限期地继续下去：它代表的是一个过渡性的、复苏的阶段。尽管现有油田生产能力在短短几年内可能有一个合理的良性的增长，[26]但长期的持续增长要取决于新油田开发的增长。不管是俄罗斯现有石油生产集中地和已开发出大批颇具规模油田的西伯利亚西部还是俄罗斯东部和北部待开发地区及里海周边都是如此。这些进程相对比较缓慢：2005年中期，能源政策机构估计俄罗斯新油田直至2009年仅能增加约80万桶/天的生产能力（Milov，2005）。Dienes(2004)和Gaddy(2004)都预测俄罗斯的石油生产将很快达到高峰，随之而来的可能是急剧的下降，这部分是因为最近涌现出来的生产使得现有油田损耗加速，而新油田的开发工作进展甚微。他们相信在未来十年要想靠开发足够的新兴油田以抵消成熟油田生产的下降为时已晚。

　　石油储备和长期潜能

　　看来独联体在接下来的一段时间内将继续成为除中东地区以外最重要的石油生产国。可以肯定，方法和定义不同，对独联体潜力的评估也有很大不同，对当地石油总储量的估计也存在巨大差异。关于这些储量在多大程度上能被经济有效地生产出来的判断取决于对技术发展、石油价格走势和其它变量的假设（Annex1）.BP（2005）估计独联体探明储量[27]低于1210亿桶，过去五年里上升了28.5%。其中俄罗斯储量占总数的60%，为723亿桶，其次是哈萨克斯坦396亿桶。[28]这使得独联体占到了世界石油储量的10.2%，非欧佩克石油储量的40.5%。整个中东地区占世界石油储量的份额是61.7%，其中沙特阿拉伯储量最高，为22.1%。此外，近几年来，独联体成为已探明石油储量增长强劲的唯一的主要地区，尽管这部分抵消了20世纪80年代末和90年代初极为缓慢的增长速度。（图4）

　　有理由相信独联体在石油储量和产量上的份额将进一步上升。在许多独联体国家中，一些在地质上前景看好的地区，包括俄罗斯和哈萨克斯坦仍然没有被开发，而且当前正在进行的勘测也相对较少。[29]根据1996年的数据，美国地质勘探局（USGS）估计前苏联掌握的储量仅占世界上未发现可采储量的17%以下。这是基于美国地质勘探局（USGS）估计的平均概率，其涵盖了从5%到95%的可能性范围。重要的是，估计前苏联（FSU）的潜在份额比其2004年不同可能性的整个估计范围的实际份额都要大得多。美国地质勘探局（USGS）的数据遭到过几次尖锐的批评，[30]但是这些数据仍是对世界未发现可采储量最全面、最权威的估算。此外，批判主要集中在整个估算有可能偏高上，而对其分布却没有过多关注。如果批评是正确的，那么，未发现油量实质上要比美国地质勘探局（USGS）估算的数据低得多。但是独联体潜在的份额依然很可能远远大于其在已探明储量中的相对权重。[31]

　　近期的其它评估也证明了这一结论。德·高乐（DeGolyer）和迈克·诺顿（MacNaughton）认为仅是俄罗斯的可采储量就达到约1500亿桶—2000亿桶，HIS能源（前石油咨询）认为2001年末俄罗斯的资源潜力是1400亿桶。[32]对哈萨克斯坦和阿塞拜疆的估算也有很大变数。[33]世界银行（2005b：3）引用对前者高达539亿桶的估算与BP的396亿桶的数据相比。据能源和自然资源部部长VladimirShkolniK说，1994至1996年在里海北部进行的地震研究确认了里海的哈萨克地区很可能蕴藏着23处大型或中等规模构架的石油储地。期望里海北部有新的类似2000年的庞大的哈萨克油田的发现是不现实的。不过，即使探明储量只有一半能够生产，也将增加50亿—60亿桶。再加上现有油田扩大开采量，哈萨克的石油储量将升至500亿桶到600亿桶之间。[34]虽然基于前苏联的储量分类对阿塞拜疆的评估要低得多，不过估计探明储量也已升至130亿桶之多，政府公布的储量是177亿桶。

　　未来的挑战

　　以上勾勒出的石油蕴藏潜力不一定能及时、经济、有效地被开发出来。相反，许多观察人士，包括国际能源机构（2004）预计独联体的产量将在2010年后停滞或者下降，这主要是由于俄罗斯的开发现状。[35]现有碳氢化合物资源能否被开发主要取决于制度环境和独联体政府推行的政策。尽管很难忽略地质、地理和国际价格变动的影响，但政策制定者可以做出很多提高或降低独联体石油长期供给弹性的决策。的确，在今后几十年里财政、法规和制度框架实际上的作用比他们迄今为止的作用重要得多——不仅仅在独联体，世界多数石油生产国更是如此。正如以上所示，市场不稳定、资本约束和对欧佩克市场力量的认识使主要的石油公司在计划和投资决策中更加保守。在这样的环境中，不适当的财政政策和监管制度增加了投资障碍，增加了投资者的投资风险，推高了投资预期回报率。[36]此外，可以预料到的是，新油田普遍小于以往发现的油田和来自大陆架海面或其它开发有难度油田产量增长的比例，包括较高的生产成本和更加高昂的前期基础设施建设与装备投资。[37]由于出错后回旋余地很小，因此计划经济可能对制度和政策变量更为敏感。[38]当然，这构成了长期改革压力的重要来源。不过，由于政府可能不愿接受吸引投资所需要进行的改革，尤其是控制实施层面，这将加大新油田开发长期搁置的风险。

　　这些全球石油生产者普遍面临的问题势必给独联体生产的石油在进入市场的过程中带来特殊的困难。这里有两个原因。一是地理因素。多数独联体石油产于欧亚大陆内陆地区，那里地理和气候条件恶劣。处在里海盆地的生产者（俄罗斯除外）被陆地层层包围，甚至俄罗斯的石油生产地也离海岸有着长长的一段距离。该国依赖于长长的陆路石油管道网络，和开放水域的联系相对有限。俄罗斯途经地处黑海的新西伯利亚和地处波罗的海的普里莫斯克的主要的海上出口路线，都需要途经严寒地区和横跨日益拥堵的管线通道——如土耳其海峡和丹麦海峡。[39]二是前苏联遗留的大量输油基础设施建设问题。尤其是管道网络，起初是为国内配给设计的，用以满足理想的计划经济的需求。虽然在保持和扩大输出基础设施建设上投入已经很大，但如果希望基础设施约束不会变成未来该地区石油出口增长的障碍的话，还有很多事需要做。因此基础设施建设政策对释放该地区长期的碳氢化合物潜力将是至关重要的。

　　里海石油生产者所遇到的一个相关问题是里海地区自身状况的最终解决，自1991年末前苏联解体后，这个问题一直在争议。提及前苏联和伊朗签订的里海协定，俄罗斯和伊朗起初坚称里海是内陆水域（湖），因此必须在全部五个国家共同管理下开采，他国不得染指。[40]阿塞拜疆和哈萨克斯坦坚称里海是海，应划分为单独的领土水域。土库曼斯坦的立场在20世纪90年代转向，但不怎么坚定。但这并没有阻止里海海滨国之间签订大量的双边协议，或阻止里海碳氢化合物储量的开发——甚至俄罗斯也逐渐在事实上接受了里海应被当作海看待的说法。2003年5月，俄罗斯、阿塞拜疆和哈萨克斯坦在一份关于里海水域水下边界和集体管理的三边协定中将这一看法（里海是海）正式写入文件。他们运用中间线原则将里海北部的64%分割开来。[41]尽管土库曼斯坦或伊朗拒绝签署这一协定，[42]但这一举动开创了开发里海北部地区的机会。不过其它部门的离岸发展尚需要等待里海问题更全面的解决。当前，由于所有权透明度的缺失，全部油田都未开发。此外，没有水域、海床和资源所有权的协定，里海石油运输管线就不可能建设。乃至海上油轮交通的管制都在继续争议中。

参考文献：

　　[1] Vedomosti，2005年9月27日

　　[2] 这些问题的详细分析请参阅Ahrend(2006)；Gianella and Chanteloup (2006)；世界银行(2005a)；以及世界银行(2005b)。

　　[3] 参见附录3关于该地区国家石油输送基础设施建设的简要回顾和未来开发前景展望。

　　[4] 布鲁克(Brook et al.)(2004：13)。

　　[5] 参见国际能源机构(2004)和美国能源情报署(USEIA)(2002)及(2005)。重要的是，美国能源情报署(USEIA)(2005)称欧佩克产量的增长比美国能源情报署(2002)所公布的慢得多。

　　[6] 对欧佩克激励的详细分析和其可能出现的反应参见Gately(2004)。Rehrl et al.(2005)也认为欧佩克不想推动其市场份额发展至50%以上，除非需求使价格更有弹性。可能有人说卡特尔维持纪律会有困难，但少数几个国家储量的集中增长形成了功能更强的卡特尔。即使卡特尔合约破裂，也不能确定其成员国为什么会希望快速提高产量而不是采取更谨慎的方法保持油价高位。

　　[7] 由于高油价时期促使对能源节约技术和(或)新的生产能力的投资在价格下跌时无法逆转，较高弹性需求的影响和非欧佩克供给对欧佩克的激励也可由这些弹性显示出来的重大不对称形成。

　　[8] 布鲁克Brook et al.(2004：6)

　　[9] 最近的分析可见于布鲁克(Brook et al.)(2004)；国际能源机构(2004)和Kochhar et al.(2005)。

　　[10] 国际货币基金组织IMF(2005：9—10，13)。同时，2004年全球需求上升2.7百万桶/天，是自1976年以来需求增长最大的年度。2005年，需求增长有所停止，下跌了约1.6%，含1994至2003年的平均记录。

　　[11] Brook et al.(2004)也认为非欧佩克石油供给弹性可能是非线性的。油价高的足以激励对非传统石油生产和(或)困难度大及成本高地区的投资的特定水平。

　　[12]该预计基于投资评估需要运用国际能源机构(IEA)(2003)设定的方法论。

　　[13] 国际能源机构(2004：121)重点指出，除了谨慎捕捉石油需求变化外，国际投资必须对油价走低的变动更为敏感。

　　[14] Landes et al.(2005：61)。据估计2004年俄罗斯石油部门的资本支出(包括上游、精炼和运输)为125亿美元，比2000年的两倍还多。

　　[15] 据美约翰·S·哈罗德咨询有限公司估算，2004年五大国际石油公司(BP、Total、Chevron Texaco、ExxonMobil 和Royal Dutch/Shell)的资本支出是650亿美元，比20003年仅有边际上升，相对其现金流有大幅下降。也可参见Bahree and Barta(2004)；Blum(2004)；以及Boxell and Morrison(2004)。

　　[16] 尽管下游电力和天然气公司的投资回报相对稳定，但是上游天然气公司，尤其是勘探和开发公司以及油田设备和服务公司的投资回报相对不稳定。

　　[17] Stevens(2004)和Osmundsen et al.(2005)争论说，基于价值的管理理论和关注短期资本回报的压力强化了保守主义论调。面对极高的价格，各家公司倾向于提高分红和忙于参股产品返销而不是增加投资。也可参见Kar-Gupta(2004)关于因投资者对产品返销程序和其它将利润分配给股东机制的偏爱，石油公司宣布的投资如何导致股价走低。

　　[18] 美国Chevron石油公司在2004年末公开将计划价格提高到25、26美元。而且在2005年初投标Unocal石油公司时暗示价格可能上升到30到35美元。2005年4月5日《金融时报》。尽管BP没有对常用于评估投资项目的计划价格做任何具体的说明，但BP也指出，预计长期价格将保持在约30美元或以上。

　　[19] 事实上，沙特阿拉伯增加生产能力的速度相当快，2004年生产力提高了40万桶/天，2005年有望达到50万桶/天。沙特阿拉伯-美国石油公司计划2006至2009年再增加230万桶/天，将生产能力提高到1200桶/天以上。

　　[20] 尤其是关于俄罗斯，Dienes(2004)认为是制度和政治而不是地理和技术将实际上决定俄罗斯未来的石油生产利润。

　　[21] 包括原油和液态天然气。

　　[22] 这一趋势的例外是乌兹别克斯坦。乌兹别克斯坦在20世纪90年代设法维持石油生产增长，1998至1999年产量几乎是从前的三倍，接近19.1万桶/天，随后五年产量下跌了逾20%。然而，除了是较小的石油生产国外，乌兹别克斯坦还是一个重要的石油消费国。由于该国增长的产量需要用于满足国内消费需求，石油出口受到限制。

　　[23] 国际能源机构（IEA）（2004：525）注意到从1995年到整个2002年，每个持续的全球性项目都对非欧佩克直至2010年石油供给做出预测，但没有一家的预测高于实际达到的水平。同时，各家对独联体的预测大相径庭。国际能源机构并不是唯一的明确持保守态度的机构：许多预测，包括独联体政府预测的增长都慢于实际增长。

　　[24] 不幸的是，净出口可用数据是前苏联（FSU）地区整体的，而不是独联体的，这一系列的可用数据没有被从波罗的海诸国数据中分离出来——他们的消费是作为FSU总体的一部分来统计的，而非净出口。独联体石油生产国的国家出口数据是可用的，但它包括了对独联体其它国家的出口和另一个石油生产国的出口（比如一些哈萨克人将石油出口到俄罗斯，这样就提高了俄罗斯的石油出口额）。因此最好的可以用于衡量世界其它地区石油供给的数据仍然是前苏联联盟（FSU）的系列数据。

　　[25] 资本支出的估计是基于公司数据，这可能与国家统计局联邦服务或工业和能源部提供的官方统计数据有所不同。然而，所有这些有关俄罗斯石油部门的金融数据都应谨慎对待，如公司账目经过修饰、不同的会计标准和其它种种困难；总的来说生产、出口等物理量数据还是比较可靠的。

　　[26] 参见OECD（2004：57—8）；克林斯（Collison et al.）（2004）；克哈图克夫和斯坦若斯提那（Khartukov and Starostina）（2005：48）；和奥顿（Aton）（2005）。

　　[27] “那些地质和工程信息量说明，在现有的经济和操作条件下探明储备的容量在未来能够被合理的确定。”

　　[28] 既然外国介入有限，独联体政权的问题又如此隐秘，因此必须要谨慎对待独联体的储备数据，尤其是乌兹别克斯坦和土库曼斯坦的储量估计疑问多多。但BP对这些国家的估计在相当一段时间内都没有变化，因此可能与这些问题无甚相关。然而，在土库曼斯坦的案例中，有可替代的估计表明储备可能接近于BP报告水平的三倍。国际能源机构（IEA）（2005C：4）估计仅里海的土库曼地区就有接近约110亿公吨的趋势。

　　[29] 勘探问题将在下面的章节和附件1中讨论。

　　[30] 见格林·艾特尔（Greene et al.）(2003);阿勒克勒特（Aleklett）（2004）；佛古森（Ferguson）（2005）。可能性评估按字面理解是到那时为止未开发可采油量存在的可能性。因此，最高数据5%包括了可能没有石油的储量，尽管较小估算数据95%储量的大多数是几乎可以确定的。怀疑论者争论说，实际数字很可能低于美国地质勘探局估计的“平均可能性”，可能在5%到50%之间。

　　[31] 也要注意到美国地质勘探局（USGS）估算中引用的是未发现石油；它们不包括凭借已探明经评估可经济开采石油份额增长而增长的潜在储量。尽管这类最容易实现增长的增量已经不低，但独联体在这方面也有着相当大的增长空间。

　　[32] 布什（Bush）（2004）。德·高乐（De Golyer）和迈克·诺顿（MacNaughton）预计，到2012年西伯利亚西部能够将石油生产从当前的略低于日产600万桶提高到日产1000万桶，并且在这个水平上至少能保持十年。

　　[33] 长期以来，里海储量一直是争论的焦点：国际能源机构（1998：32）注意到当时中亚和外高加索探明石油储量的估算在150亿到400亿桶之间，700亿到1500亿桶也有可能。

　　[34] 见科赫哈（Kochhar et al.）（2005：23）图3；和世界银行（2005b：3）图5

　　[35] 俄罗斯工业和能源部同样悲观，预计2004至2008年累积的原油产量仅增长7.9%—9.7%。工业和能源部认为俄罗斯石油生产处于更新投资带来复苏之前投资短缺导致生产持续增长困难的历史性循环的重复的危险之中。美国能源情报署（USEIA）（2005）是极为乐观的，他们预计，尽管增长缓慢，但里海和俄罗斯石油生产的增势将一直保持到2025年。

　　[36] 尽管理性投资者要求增加回报率，但事实上政府将寻求石油出租的最大份额（因此将降低投资者的收益）。

　　[37] 见国际能源机构（2002a：34）

　　[38] 从长期来看，实际上这要归功于制度和政策的改善。一旦政府发现，如果不能给投资者提供更好的条件，就不能获得应付诸如此类的工程所需的投资和技术时，就会着手改善制度和政策。

　　[39] 当然，俄罗斯也有庞大的离岸石油资源，其中的一部分已经开发。闲置的工程并不是因为类似的输送困难，而是他们自身目前存在很大的技术难点。

　　[40] 由于自身离岸碳氢化合物储量的缺乏，其它国家离岸油田的开采将是其一个有力的否决。

　　[41] 协议分配如下：哈萨克斯坦27%，俄罗斯19%，阿塞拜疆18%。

　　[42] 土库曼斯坦偏重的是一个将中间线原则进行修改后的方法，这种方法给阿塞拜疆分配的离岸储备地域最大，尽管根据中间线原则伊朗仅能分到海床的12%，但其希望里海能按同等比例划分。