与“十二五”能源规划相比，页岩气“十三五”规划产量目标足足打了对折，在国际油价持续低迷的当下，让人不禁发问，中国页岩气产业发展是应“踩刹车”还是“踩油门”?

2015年，BP集团发布的世界能源展望预测，中国将成为仅次于北美的全球第二大页岩气产区。然而，在国家能源局“十三五”规划中，到2020年，我国页岩气产量的目标是300亿立方米。这与页岩气“十二五”规划所设定的产量目标600～1000亿立方米相比，直接打了对折。

在国际油价持续低迷的当下，“热炒”的页岩气概念似乎逐渐淡落，曾经对其给予厚望的人们开始显露质疑，甚至在大多非专业人士眼中，开发页岩气几乎成了赔本赚吆喝。

值此之际，某媒体召开第25次学术沙龙，邀请中石化石油勘探开发研究院咨询委员会副主任张抗、中石油规划总院经济所主任工程师孙春芬、中国地质调查局油气资源调查中心页岩气调查室主任包书景等专家深入探讨，中国页岩气产业发展现状究竟如何?中国寻路页岩气面临哪些挑战?当下页岩气产业发展是应“踩刹车”还是“踩油门”?

中国页岩气：“家底”有多少

我国页岩气资源丰富，赋存条件比较优越。陆上页岩气从前寒武纪到新生代发育丰富的富有机质页岩，广泛分布于北方主要含油气盆地及南方广大地区，具有良好的页岩气形成与富集条件。随着地质认识的不断深入，美国EIA、我国国土资源部、中国工程院和中国石油天然气股份有限公司都先后发布了国内页岩气资源潜力评估报告。根据2014年的最新评价结果，我国页岩气技术可采资源量为12.85万亿立方米，其中，海相页岩气技术可采资源量为8.82万亿立方米;海陆过渡相—湖沼相页岩气技术可采资源量为2.23万亿立方米;湖相页岩气技术可采资源量为1.80万亿立方米。从含气量指标来看，在我国的四川盆地寒武系筇竹寺组，黑色泥页岩含气量为每吨1.17立方米～6.02立方米;下志留统龙马溪组黑色泥页岩含气量为每吨1.73立方米～5.1立方米。与目前实现页岩气商业开发的北美地区相比，页岩含气量为每吨1.1立方米～9.9立方米。这说明从泥页岩含气量相比，我国页岩气价值和潜力并不逊色。

在政策的大力扶持下，我国页岩气开发已取得了阶段性成果。截至2014年年底，累计投资230亿元，钻探页岩气井400余口;完成二维地震勘察21818千米、三维地震2034平方千米;设置探矿权54个;总共获得三级地质储量近5000亿立方米、探明地质储量1067.5亿立方米;建立了四个国家级页岩气产业化示范区，在四川盆地海相页岩气开始投入商业性开发，在南方地区海相页岩气见到较好的苗头，在鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探开发有了实质性突破。2005～2014年累计生产页岩气约13亿立方米，平均单井产量可达10万立方米/天。不过，2015年要实现“十二五”规划中年产65亿立方米的目标，难度依然很大。

美国页岩气：繁荣的真相

2001年以来，天然气价格走高，在钻井和压裂技术都取得重大突破的前提下，全球掀起了轰轰烈烈的页岩气开发热潮。美国“页岩气革命”的全球化引发了各国政府及能源企业对页岩气资源超乎想象的热情。页岩气产量占美国天然气总产量的比重由2000年的1.6%激增至2013年的40.4%。通过页岩气革命，美国使自身能源“独立性”增强，并预计在2020年前将成为天然气的净出口国，2011年至2040年美国预计天然气产量增长44%，其中页岩气增长113%，占最终天然气产量的比重达到50%。以页岩气为代表的非常规油气产业，也为美国进一步开拓了广阔的投资市场。2009年至2011年3年间，北美油气上游业务资本投入超过同期经营现金流1300亿美元，接近2/5的资本投入来自于北美以外的地区和石油以外的行业，北美国家由传统的油气资本输出大国瞬间转变成为了油气资本吸纳大国。

由于对美国页岩气发展历程缺乏客观认识，大多数人误以为美国用了短短十年时间造就了页岩气产业的繁荣。事实上，美国页岩气钻井历史可追溯至1821年，但早期开发主要以寻找天然裂缝发育储层、直井衰竭式开采为主，缺乏有效开发工程技术。以1982年Mitchell Energy开始Barnett页岩气钻采工程技术攻关为标志，现代页岩气开发拉开了帷幕，其中以2000年为界限，2000年前为理念认识突破阶段;2000年后，Barnett的开发经验迅速扩散至新的页岩气田，加上天然气价格走高，现代页岩气开发才进入了一个快速扩张的商业化开采阶段。所以美国现代页岩气产业发展至今，已经历超过三十年。

由于对美国的市场环境缺乏系统的研究，大量专业和非专业的报道将美国页岩气“革命”的成功简单归因为成千上万的中小企业。事实上，根据2011年4月美国独立石油协会委托知名咨询公司IHS发布的报告，美国的确至少有1.8万家陆上独立石油公司，页岩气产业中涉及8000多家油气公司，其中包括油气公司、油田服务类公司和设备供应商。但据美国智库未来资源研究所的研究报告，美国页岩气市场结构并非如业界想象中分散。以页岩气钻井市场为例，从1982年至2012年，担任过Barnett、Marcellus、Haynesville、Eagle Ford、Woodford和Fayetteville这六大现代页岩气区块钻井作业者的企业超过了600家，但从市场主体对钻井总量的贡献率来看，在2000年前的工业性试验阶段，页岩气钻井几乎皆由Mitchell Energy公司完成，呈现“一家主导企业”的高度集中状态。被外界赋予传奇色彩的Mitchell Energy公司实际上在开始Barnett开发试验时，已达到20亿美元的资产规模，投资天然气管道超过3200英里、天然气处理站54座，在当时已积累了三十多年天然气勘探开发和加工销售经验，不但不是“中小石油公司”，还是美国大型独立天然气生产商之一。2000年后，活跃的作业者依然集中在部分大型独立天然气公司：总钻井量排名前30的作业者对美国页岩气钻井总量的贡献率达77%，而61%的企业钻井量不足5口，甚至近34%的市场参与者仅钻1口页岩气井，且后者七成为投机者。

给大力发展一个理由

揭开美国页岩气“快速走红”的内幕，才能客观定位我国页岩气工业所处的发展阶段。自2005年我国开始页岩气勘探工作以来，无论在页岩气开发的资源潜力评价、关键核心技术和装备体系、基础理论建设等方面均取得了长足进步，必须认识到我国的确基本具备了大规模商业性开发页岩气的条件。当然，无论从页岩气分布和成藏条件、开发技术成熟程度、管网等基础设施条件，还是从矿权制度和市场环境来看，中美两国都存在很大不同。我国页岩气产业发展面临时代所赋予的独特机遇，也面临着与众不同的挑战。

一方面，能源革命为页岩气产业成长提供了契机。能源革命是我国为适应能源发展新趋势而提出的划时代命题。在世界能源供需格局重塑、能源消费结构长期失衡、环境问题日益严峻的背景下，推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命和加强全方位国际合作，将成为我国的长期战略。从能源系统来看，我国仍处于以煤为主的时代，能源消费量的66%依然来源于煤炭，而作为全球第二大主要能源的天然气，在我国能源消费结构中仅占5.7%。2015年上半年，我国天然气表观消费量约915亿立方米，同比增长1.4%，其中城市燃气用气量增长9.5%，发电用气量增长13.3%。可见，天然气在我国的能源消费市场，还有广阔的发展空间。发展页岩气作为未来天然气的重要来源，将促使我国早日迈入绿色、低碳、清洁和高效为特征的新能源时代。

另一方面，政府支持为页岩气产业弥补了初创成本。尽管自2014年6月以来，国际油价呈断崖式下跌，一度逼近美国页岩油气开采总成本，但我国政府对国内页岩气资源的勘探开发依然高度重视。2012年、2013年国土资源部相继推出了全国页岩气一、二轮区块勘探权招标，财政部和国家能源局联合出台了页岩气开发利用补贴政策，从2012年到2015年，按0.4元/m进行补贴，2016年到2018年将降至0.3元/m，2019年到2020年降至0.2元/m。2014年，我国页岩气财政补贴约支出4.2亿元，2015年预计支出达26亿元，2020年财政预计支出为60亿元。事实上，美国联邦政府鲜有专门针对页岩气的支持计划。上世纪80、90年代是美国对石油和天然气研发项目投入最多的时期，但绝大部分投入到油田开发和深水技术研发，投入在美国国内非常规天然气的研发资金比重非常小。在那时候，非常规天然气对他们而言是“微不足道的”。1982年美国政府实施了Section 29税收减免政策，然而到1992年即取消了该项优惠。所以我国政府的价格和财税补贴力度，不亚于美国。

亟待解决的四个问题

首先，如何平衡短期与长期利益?短期来看，持续走低的油价对非常规油气服务市场的冲击是巨大的。低油价对发展替代能源产业产生了无形的压力，对国内很多企业而言，加大页岩气钻完井技术研发、提高页岩气开采经济效益的难度远远大于老油气田二次开发和管道气进口。但长期来看，页岩气依然有强劲后市。作为未来天然气的重要来源之一，页岩气可在民用、发电、交通和化工等领域发挥对煤炭和石油的替代作用，支撑我国完成雾霾治理、节能减排和能源结构优化战略。因短期油价下跌而叫停页岩气的行为无疑是短视的，如何平衡短期投资回报率低下与长期强劲发展后市，是政府和页岩气企业当前面临的现实难题。

其次，页岩气投资的风险由谁买单?在呼吁提高市场竞争的同时，就应该意识到市场除了投资者外，也将存在投机者，这是市场经济的固有特点。纵观当前页岩气市场的参与万象，我们看到了政府在积极号召，中石油、中石化和延长石油等大型国企已初步试水，以及一些非专业的地方国企和民营企业中标后依然驻足观望。后者尚未开展实质性勘探工作，反映出目前在技术、制度、价格等多因素作用下，市场尚不足以为参与者提供足够的行为激励。换言之，由于页岩气投资具有高投入、高成本、高风险、回收慢的特点，产业初期的风险是当前市场部分“玩家”难以承受的，市场期待风险投资者的出现。从产业良性发展思路考虑，最佳的风险承担者，应是政府相关职能部门。就像上世纪70、80年代时美国能源部和天然气研究所等机构联合发起东部天然气页岩项目、西部天然气砂岩项目和煤层气开采项目一样，政府扮演了地质资料分析、确定并公开页岩气区块可采储量、研发提供技术支持的角色，为页岩气勘探开发提供了充分信息从而降低了后续进入的风险。

再次，怎样将技术与特色结合?页岩气钻完井技术仍然在改进当中。从现有技术来看，我国水平钻井技术已比较成熟，难度在于继续降低成本和提高储层改造技术的适应性。尽管我国页岩气水平井成本已从1亿元降至5000万～7000万元，但依然远远高于北美地区。我国海相页岩热演化程度普遍偏高、含气量偏低、埋深偏大，经济性较差的常压-低压型页岩气分布规模较大，地表条件复杂，地下地层破碎较严重，页岩气的单井产气量较少而成本较高，要在保障井壁稳定、防止安全事故的前提下，持续降低成本，这就需要继续对钻完井的工艺、技术和装备进行优化。此外，我国南方地少人多，井场近人口密集村舍，排液主要以灌溉及饮用水源为主，这将使得页岩气在钻井、储层改造中面临严峻的噪音消除、钻井液与压裂液处理及交通设施协调的压力。

最后，如何激活矿权交易市场?美国的经验显示，矿权的高流动性对于提高市场竞争、加快页岩气产业发展至关重要。目前，尽管我国相关部门已鼓励更多的竞争者参与页岩气区块的招标活动，但两轮招标下来收效甚微，一个巨大的阻碍就在于矿权问题。中国大量的页岩气矿权与已登记常规石油天然气矿权重叠，而常规石油天然气矿权主要为大型国有石油公司所持有。有报告显示，在矿权叠加问题彻底解决前，对新进投资者开放的只有23%的未叠加区块。如何进一步实施矿权制度改革，建立和改进矿权交易制度，使存量区块的勘探与利用加快，并能带动增量区块的勘探与利用，是当前制度相关部门亟待解决的问题。

综上所述，我国页岩气开发遭遇当前的困境，一方面来源于国际原油市场的变化，另一方面则源自我国的矿产资源管理制度和石油工业发展模式。在国家实行能源体制改革的大背景下，无疑未来的变数还很多。不过有一条主线是明确的，即页岩气的勘探开发和产业化过程必须遵循矿产资源开发的基本规律和市场机制的运行规律。可以预见，在天然气及其替代能源价格改革、页岩气传输和分配网络建设、管网准入资质放开、矿权交易制度和平台建设等多层次开放政策逐步落实后，最终将会吸引越来越多的、多种经济成分的企业成为页岩气市场的参与主体，从而激活整个天然气市场。