当页岩气热浪遭遇市场寒流 ……

□ 文/本刊记者 田 野

当页岩气热浪遭遇市场寒流 ……

□ 文/本刊记者 田 野

国土资源部最新数据显示，2015年全国石油天然气探明储量保持高位增长，产量稳中有增。其中，页岩气增势迅猛，2015年全国页岩气产量44.71亿立方米，同比增长258.5%。全年全国页岩气勘查新增探明地质储量4373.79亿立方米，新增探明技术可采储量1093.45亿立方米。截至2015年底，全国页岩气剩余技术可采储量1303.38亿立方米。“十二五”期间，我国页岩气勘查获得重大突破，累计新增探明地质储量5441.29亿立方米，自2014年正式进入商业开发以来，总产量已达57.18亿立方米。

然而，在我国页岩气获得商业性突破的同时，也必须清醒地意识到，虽然页岩气开发成本逐渐降低，但单井成本仍然居高不下，且远高于常规油气田开发成本，在低油价背景下，在边际成本和边际利润正在成为决定产量主要杠杆的时候，常规低产低效油气井都面临关停风险，页岩气勘探开发之路究竟怎样走？从某种意义上说，石油行业是“靠天吃饭”的行业，这个“天”指的就是油价。过低的油价令全球石油公司压缩投资，关小乃至关停产量阀门，页岩气能例外吗？新兴产业与市场寒流的碰撞，将页岩气开发与否问题推到风口浪尖上。页岩气开发到底应该高歌猛进，还是见好就收？目前我国页岩气四大产区规模、开发成本、技术和设备国产化现状如何？法律规范、环境监管、配套管网建设、政策扶持力度及市场竞争环境怎样？为此，本刊特邀相关专家逐一深度解读，以飨读者。

记者：我国页岩气产业发展现状怎样？四大产区规模、潜力、开发成本、技术和设备国产化状况如何？

童晓光（中国工程院院士、中国地质学会构造专委副主任）：从2009年至2015年底，包括美国能源信息署（EIA）、中国国土资源部等在内多家权威机构相继对中国页岩气资源进行评估研究。在2011年资源评估基础上，EIA于2013年开展新一轮页岩气资源评估结果显示，包括中国四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、松辽盆地、扬子地台、江汉盆地和苏北盆地等在内，页岩气地质资源量为134.4万亿立方米，技术可采资源量为31.6万亿立方米。2009-2012年，国土资源部组织国内科研院所、相关石油企业及大学等27个单位，评估国内41个盆地（或地区）、87个评价单元、57个含气页岩层段的页岩气资源，最终形成全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选成果。该成果表明，除青藏地区外，中国页岩气地质资源量为134.42万亿立方米，技术可采资源量为25.08万亿立方米，分别分布在上扬子及滇黔桂区（技术可采资源量9.94万亿立方米、占比39.63%）、华北及东北地区（6.7万亿立方米、占比26.7%）、中下扬子及东南区（4.64万亿立方米、占比18.49%）、西北区（3.81万亿立方米、占比15.19%）。基于2011-2013年国土资源部、中国工程院页岩气资源评估成果，结合2014年重庆涪陵、彭水、云南昭通等重点区域最新勘探开发进展，中国石油重新评估国内重点区域页岩气资源结果显示，中国页岩气地质资源量为80.45万亿立方米，技术可采资源量为12.85万亿立方米，其中海相、海陆交互相和陆相页岩气技术可采资源量分别为8.82万亿立方米、3.48万亿立方米、0.55万亿立方米。

从中可以看出，尽管各机构对我国页岩气资源评估范围和评估结果存在一定差异，但均从一个侧面证实我国页岩气资源潜力巨大，其中海相页岩气资源为主力军。

李锦（国资委新闻中心首席专家、中国企业改革与发展研究会副会长）：我国页岩气产业勘探开发大致可分为三个阶段：一是引入阶段。2004年以前，主要是介绍和引用国外页岩气基础理论、勘探开发经验和技术。二是基础研究阶段。2005-2008年，我国政府、三大石油公司和相关大学开始对国内页岩气地质特征进行基础研究，为我国页岩气资源评估、示范区选择，以及商业开发提供初步依据。三是示范区勘探开发阶段。自2009年以来，我国相继组织开展全国页岩气资源潜力评估、有利区带优选和勘探区块招标工作，在四川盆地、鄂尔多斯盆地取得重大突破，初步形成四大页岩气产区，产能超过70亿立方米/年。

其中，中国石化涪陵页岩气田探明储量增至3806亿立方米，含气面积超过383.5平方千米，成为除北美之外全球最大的页岩气田。2015年12月29日，涪陵页岩气田完成一期50亿立方米/年产能建设，成为我国首个国家级页岩气示范区，同时启动二期50亿立方米/年产能建设。2016年1月13日，中国石油四川长宁-威远页岩区页岩气日产量达700万立方米，形成20亿立方米/年产能，标志着中国石油国家级页岩气示范区诞生。

孙健（江汉石油管理局局长、江汉油田分公司总经理）：通过四川盆地、鄂尔多斯盆地页岩气商业化开发，以及河南、内蒙古等地页岩气勘探开发突破，目前，我国石油企业初步掌握了从页岩气地球物理到压裂试气等一系列勘探开发技术，并形成页岩气勘探开发工程集成配套技术，包括以“井工厂”钻井模式、弹韧性水泥浆体系、油基钻井液体系为关键的钻井技术，以长水平段套管中输送测井、区域录井为特色的测录井技术，以泵送桥塞与射孔联作、井工厂高效压裂技术为代表的压裂试气技术，以微地震观测系统设计为出发点的微地震裂缝监测技术，以“环状+枝状”布站、标准化建设为主的地面工程建设技术等。

在页岩气勘探开发新技术方面，我国石油企业也取得了可喜进展，包括同步压裂技术、高性能水基钻井液研发，以及无水压裂技术等。2014年8月，结合国产化桥塞装备及技术，中国石化涪陵页岩气田首次成功实现“单平台、4口井井工厂”同步压裂，创造平台压裂施工单日加砂量/加液量最大、速度效率最快等多项纪录，大幅降低了压裂施工成本。2015年6月，中国石油自主研发页岩气水平井高性能水基钻井液，并成功应用于威远-长宁示范区。2015年10月，延长石油在云页4井成功实施二氧化碳干法压裂，开创国内陆相页岩气污水压裂先河。

伴随着页岩气勘探开发深入，我国页岩气配套管网建设和综合利用项目也都取得较大进展，实现勘探开发、管网建设和综合利用纵向一体化结合。2015年5月，中国石化在涪陵页岩气田建成中国首条高压力、大口径页岩气外输管道（涪陵-王场管道），为川气东送管道提供第三大气源。中国石油西南油气田公司为长宁-威远国家级示范区新建3条页岩气外输管道，全长110千米，设计输量达30亿立方米/年，结合浙江油田“主动脉”页岩气外输管道，可以将就地消耗余下的页岩气通过纳安线、南西复线和泸威线进入川渝及国家天然气骨干管网。

曾兴球（中化国际石油勘探开发有限公司原总经理）：为鼓励、加快、规范和引导页岩气产业发展，国家能源局、财政部、国家发改委，以及各级地方政府机构相继出台《页岩气发展规划（2011-2015年）》、《江西省页岩气勘探、开发、利用规划（2011-2020年）》、《加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》、《页岩气开发利用补贴政策》、《页岩气产业政策》、《关于油气田企业开发煤层气页岩气增值税有关问题的公告》、《关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知》，涵盖页岩气产业中的资源管理、财政激励、市场和价格、基础设施、技术攻关和对外合作等各方面。

页岩油气资源评价和勘查开发标准体系也在逐步完善，目前主要形成6个技术标准，即《页岩含气量测定方法》、《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》、《页岩气资源调查评价规范》、《页岩含气量分析技术方法》、《页岩气调查地面时频电磁法技术规程》和《页岩气调查地震资料采集技术规程》。根据中国地质调查局2015年发布的《中国页岩气资源调查报告（2014）》，未来拟建立7个方面的31项技术标准，不断完善标准体系。

记者：目前我国页岩气开发存在的主要问题是什么？在低油价背景下，页岩气商业化开发之路应该如何走？

孙健：我国页岩气发展目前存在的主要问题有三个方面：一是页岩气资源落实不确定性较大。截至2015年，三大石油公司、延长石油和中联煤层气等国内企业的钻探，主要集中在四川盆地及其周边五峰组-龙马溪组，缺乏系统深入的页岩气资源评价。加上对我国页岩气成藏特征和富集规律认识局限，多家机构对国内页岩气资源评价结果相差较大，技术可开采资源和探明储量均未落实，导致页岩气资源不确定性较大。二是核心开发技术和设备有待攻关。技术是企业生存和发展之本，页岩气大规模商业开发需要勘探开发技术和设备有力支持。通过引进、学习、吸收和攻关，目前我国石油企业已初步掌握3500米以浅的水平井钻完井和分段压裂等一系列勘探开发技术，基本实现3000型压裂车和可移动式钻机等设备国产化。但是，低压、低产井压裂增产技术和资源评价等核心技术及体系较缺乏，单项配套技术、系统成套技术设备等要依靠进口，特别是针对国内资源较为丰富的3500米以深的深层页岩气勘探开发核心技术和设备仍有待攻关。三是勘探开发难度大，开发成本仍较高。与美国相比，我国页岩气地质条件和地表条件均较复杂，存在勘探开发难度大、开发技术要求高、开发成本高等问题。公开数据显示，涪陵页岩气田单井平均综合成本为7000万-8500万元，长宁-威远页岩气田单井平均综合成本为6500万-7500万元，开发成本是美国单井平均综合成本（3000万元）的2-3倍。

童晓光：从中长期发展来看，我国页岩气开发主要存在以下几个方面：一是水资源短缺和污染，环境保护难度大。页岩气勘探开发素有“单口井、千吨沙、万方水”说法，单井用水量一般在0.8万-10万立方米，平均约为1.5万立方米。以四川盆地周边五峰组-龙马溪组为例，平均单井用水量为3.5万立方米，水资源消耗相对较大。二是天然气管网基础设施建设和准入机制亟待完善。虽然我国已初步形成“西气东输、海气登陆、就近供应”的供气格局，构建管道网络化、气源多元化、管理自动化、储气库配套化的天然气运输体系，然而，我国页岩气资源丰富区域大多集中在中西部山区，天然气管网基础设施尚不完善，并存在管网建设难度大、成本高等问题，制约了页岩气规模化生产和外输。三是地质资料和信息共享机制不成熟。我国初步建立了页岩气地质资料和信息共享机制，但是该机制尚不完善，难以切实应用，且缺乏相关监管，这也是油气勘探开发中一直存在的问题。四是页岩气产业监管缺位，政府监管机构不协调。随着页岩气产业不断发展和投资主体不断增加，将对政府监管能力提出巨大挑战，涉及采矿权、生产、环境和市场等多个方面。目前我国页岩气产业政府监管力量薄弱、体系不健全、相关标准和规范仍为空白。以环境监管为例，一方面，我国仍没有专门针对页岩气环境管理方面的污染排放标准；另一方面，页岩气项目环境评价管理尚未规范化，存在环境评价分类要求不适用、环境评价介入时机不明确、评价内容和深度不够、评价方法不完善等诸多问题。负责页岩气产业发展的政府监管机构职能分散，缺乏相互协调和统一监管，例如环境保护部相关部门未能参与页岩气的开发讨论、政策规划的制定等。

页岩气中长期健康发展，还是要走市场化之路。目前我国页岩气市场价格机制不合理，市场风险较大。除《页岩气产业政策》中首次提出页岩气采用市场定价原则外，页岩气市场价格相关定价机制并未出台。我国页岩气仍主要参考国产陆上常规天然气定价机制，即采用市场净回值法定价。该定价机制下的非居民用气配气价格受政府管制，门站价格与替代能源价格挂钩，价格动态调整周期过长，不能真实反映替代能源价格变化。尽管近年来政府持续推进居民用气阶梯价格制度，但天然气价格体系未充分考虑天然气供需及其经济规律，具有价格形式单一、定价无差别等特点，导致居民用气价格偏低，与工业用气价格形成不合理的巨大差价。以北京市为例，第一档居民用气价格（2.28元/立方米）仅为等热值条件下液化石油气价格的48%，终端消费价格比工业用气价格低1.37元/立方米。

李锦：国际油价下跌导致国内外非常规油气开发备受质疑。美国能源信息署数据显示，由于国际油价低位徘徊，美国页岩油气钻机数量已从2014年10月的1609口，降至2016年4月的1397口，降幅超过20%。但从页岩气产量来看，似乎下降幅度并不明显，这说明低油价下美国页岩气开采更加冷静，且根据市场和产能变化做出合理调整。从产量下降幅度来看，被关停的油气井大都是低效、无效井，所以并未影响油气产量。

对我国而言，作为战略新兴产业，国家应高度重视页岩气开发利用，不能因为市场暂时波动而遏制页岩气发展。因为从中长期来看，页岩气各方面价值很大，一定会有利可图。国家应该出台更多优惠政策扶持，推动页岩气产业快速发展。

美国对页岩气产业政策支持主要来自法律法规和财政补贴。虽然美国没有针对页岩气专门立法，但是大多数天然气政策对页岩气同样有效。在财政支持方面，美国联邦政府主要补贴页岩气开发技术研发，近30年来先后投入60多亿美元进行非常规气勘探开发活动，投入超过10亿美元用于培训和研究，水平钻井、水力压裂、随钻测井、地质导向钻井、微地震检测等页岩气开发关键技术的突破与率先应用都来自美国。此外，美国共有48个州开发页岩气。这些州政府都有各自针对天然气和页岩气的政策和法令，特别是激励页岩气税收优惠。从美国相关政策演变可以看出，20世纪90年代前，针对不完善的天然气价格形成机制，政府侧重对市场调节的建设和维护，依靠市场形成天然气价格，用市场化价格调节产量；20世纪90年代之后，在成熟的天然气市场基础上，政府则针对页岩气等非常规天然气开发技术上的难题，侧重通过政策支持实现技术进步。

我国应以出台的《页岩气开发利用补贴政策》等政策为基础框架，制定具体可执行的支持政策文件，落实既定的页岩气补贴等政策。在此基础上，为培育公平、公开的市场竞争环境，建议重点开展以下几方面的工作：首先，多途径推进页岩气配套管网等基础设施建设，并通过制定管网准入运行具体规则、完善管输定价方法、建立管网准入和信息共享平台等措施，尽快实现真正意义上的天然气管网设施公平、公开准入。其次，创新页岩气投资形式，鼓励社会资本以股权转让、项目融资和合资合作等多种方式参与页岩气开发。再次，在现有天然气定价机制下，深化气价改革，逐步放开国产非常规气的出厂价、门站价，形成合理的市场价格，鼓励页岩气企业发展。

曾兴球：“竞争—合作”开发体制促进了技术创新，是美国页岩气产业革命成功的根本，但我国现阶段无法复制。我国页岩气发展仍存在开发成本过高和市场化程度较低等问题，国家应该进一步按照市场化取向，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，逐步理顺与可替代能源比价关系，为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础。具体操作上，一是可以考虑逐步提高门站价格动态调整频率；二是在市场净回值定价公式中进一步加入可替代能源价格参数和反映天然气和替代能源关系的比较系数，使定价更为准确；三是考虑在一定阶段内细化天然气的阶梯定价。

2012年11月，国家实施页岩气财政补贴政策，有力促进了页岩气产业发展。但页岩气储集层渗透率低、勘探开发成本高、相关系列技术仍需攻关研究，导致前期投入产出严重失衡，加之2015年以来国家多次下调天然气门站价格，页岩气开采企业收入、利润大幅下降，经营负担加重。在这种情况下，各种社会资本望而却步，参与页岩气勘探开发的热度大幅减弱，严重制约了页岩气产业发展，急需更多优惠政策扶持，推动页岩气产业快速发展。因而，尽快明确页岩气资源税税率，落实页岩气资源税减免优惠政策，暂免或减征页岩气资源税，调动开采企业和社会资本勘探开发页岩气的积极性，推动页岩气产业大发展、快发展，调整我国天然气供给结构，保障国家能源安全。