中国式“页岩气革命”路线图

        美国基本实现能源独立的利器—页岩气，有望在大洋彼岸的中国掀起一场“能源革命”。

        由于页岩气的商业性开发，美国能源对外依存度已降至20世纪80年代以来最低水平，并于2011年首次超越俄罗斯成为世界最大的天然气生产国。此外，IHS咨询公司资料显示，页岩气革命推动了美国化学工业的高速发展，并已创造了170万个就业机会。

        根据国土部预测，中国页岩气产量将跨入快车道时期。2015年全国页岩气产量达65亿立方米，2017年达150亿立方米，2020年超过300亿立方米，并有望达到400亿-600亿立方米，占天然气总产量的1/5左右。

        能源消费大国和页岩气储量世界居前的中国，已经将这种非常规天然气，视为保障国家能源安全和调整能源结构的新贵。“十二五”以来，国家陆续出台一系列文件支持页岩气开发，旨在刺激页岩气发展。不过，尽管受到政策扶持及本身储量大等利好因素影响，中国页岩气开采长期向好，但实际上国内页岩气开发进展仍然缓慢。

        21世纪宏观研究院将对中国页岩气开发面临的机遇与瓶颈，以及未来页岩气能源革命给企业带来的机遇进行宏观与微观层面的分析。

        资源：具体储量不清，产能尚小

        由于页岩气勘探开发具有“高技术、高风险、高投入、长周期”的特点，中国目前尚处于起步阶段，2013年产量仅2亿立方米。21世纪宏观研究院认为，中国的页岩气开发在地质条件、技术能力、基础建设和体制机制等方面，与美国存在较大差异。从页岩气开发的四大环节勘探、开采、运输、应用而言，中国式“页岩气革命”难以完全复制美国模式。

        资源：具体储量不清，产能尚小。到目前为止，中国还没有一个页岩气区块能够达到提交储量的工作程度。而在储量上，虽然业内公认中国页岩气储量巨大，但可采储量具体有多少，国内外众多机构的统计数据不一，且数值差距很大，从10.3-12.6万亿立方米到31.57万亿立方米不等。

        在产能上，截至今年7月底，全国共设置页岩气探矿权54个，面积17万平方公里，预计2014年页岩气产量15亿立方米，2015年或超过65亿立方米。不过，虽然产量较小，但从国土部的规划目标来看，近期加快的步伐越发明显。

        21世纪宏观研究院认为，某种程度上来说，前几年勘探评价工作的滞后是中国页岩气迟迟未能规模发展的关键原因。因而，提高可储量探明进度及产能预测能力，这不仅是资源评价的基础，更是制定能源规划，特别是页岩气中长期发展规划和宏观决策以及资源管理的依据。

        开采：地质条件复杂，成本较高

        开采：地质条件复杂，成本较高。与美国相比，中国的地质条件要复杂很多：

        第一，中国页岩气在海相、海陆过渡相、陆相均有发育，目前的突破仅局限于四川盆地内的海相局部地层，其他海相地层以及广泛分布的陆相和海陆交互相地层尚未形成工业产能。

        第二，中国页岩储层埋藏深度平均更深，西部多在3500米以上，而美国大部分在180-2000米，这无疑加大了投入成本。

        第三，美国页岩气丰富区大多分布在中部平原，地广人稀且远离沿海等经济发达以及人口居住集中地，而国内富集区分布在四川、塔里木、准噶尔、松辽、扬子地台、江汉和苏北等七大地区，不仅部分区域人口密集，而且有些地方地质结构活跃，页岩储层的断裂可能会造成地震等地质灾害。

        根据海通证券提供的数据：全美页岩气开采的平均成本为0.67元/立方米，或2.99美元/MMBtu（百万英热）。中国的页岩气尚未进入商业开采阶段，不考虑财政补贴的成本气价在1.24-2.68元/立方米。

        产业格局：国企打头阵，民企进入难

        目前中国页岩气开发主体中，民企并不多（见图表2国土部两轮招标情况）。总体来看，主业石油的企业进入反而谨慎；其次仅有两家民企最终中标，但所获区块气藏量少，开采难度大；从实际进展来看，中标企业存在“圈而不探”的现象，有中标企业就“拿着”政府先期给予的数亿元补助，迟迟未进行前期勘探开发。

        上述企业主体分布格局的存在，与现有体制机制未理顺有关。一方面，开采权重叠，产权不明。中国页岩气可采资源77%的有利区块面积、80%的资源潜力处于现有油气区块内，而优质页岩气资源基本在现有油气区块内，专属于中国四大石油公司（中石油、中石化、中海油和延长油田）开发。另一方面，开发投资巨大，少有企业有力承担。第二轮页岩气中标企业的承诺，平均每个区块的总投入高达6.7亿元。

        这也是中国和美国的差别所在。美国页岩气的开采、运输、销售等环节采取垂直分离管理，产权清晰，而中国采取的是一体化管理，除了行业巨头以外很少有企业有能力完成这所有环节。

        拓宽资金来源渠道，推动融资模式多元化

        拓宽资金来源渠道，推动融资模式多元化。由于页岩气开采是一个资本密集型产业，具有前期投入大、投资周期长的特点。业内专家估计，如果按照规划提出的2020年页岩气产量600亿至1000亿立方米测算，未来几年内至少需要投入4000亿至6000亿元。

        在美国企业在页岩气开发过程中，勘探阶段采用股权融资方式，气井出气后便采取债券融资或者将气井转卖给大型页岩气开发公司得到进一步发展资金。但是我国金融市场成熟度不及美国，无法完全实现资本的有效配置，目前我国页岩气开发行业融资方式主要还是股权融资与债券融资。

        因而，需要拓宽开发资金来源渠道，可以借国企改革东风，引入社会资本进入；或可试行“地方政府+企业”的模式，比如，2012年湖南省政府与华电集团公司就页岩气开发深度合作。但值得注意的是，从页岩气分布省份来看，资源丰富的地区多在经济较欠发达的西部，比如四川、新疆、贵州等（见图表1），地方政府的承担力度多大，值得再观察。

        加大管网建设，准许无歧视接入

        加大管网建设，准许无歧视接入。美国页岩气大规模商业性开发受益于其完善的管网。2013年美国天然气管线长达198.4万公里，而中国仅4.85万公里；而且运距不长的管网几乎全部掌握在石油央企手中，仅中石油一家的天然气管道就有4.1万公里。目前天然气管道的建设成本已大幅上涨为800万-9000万元/公里左右，民企若举自身之力另建又很不现实。

        21世纪宏观研究院认为，从国内页岩气富集区多在中西部地区、距离能源消费市场距离较远的条件来看，解决运力才可免去企业进入的后顾之忧，需要打破管网准入的垄断，允许新进入者接入管道。

        水资源挑战，健全配套环境保护机制

        水资源挑战，健全配套环境保护机制。和其他石化能源的开发一样，页岩气开采的各个环节都离不开水，而且页岩气开采核心技术水平井钻井和水力压裂法，对水资源的要求都很高。国土部专家预估，中国要完成《岩气发展规划（2011-2015年）》中提出的600亿～1000亿立方米的产量，需要打2万口生产井（不包括实验井和未获取工业气流的矿井）。如果以单井用水量19000立方米计算，预计中国将需要3.8亿立方米的水，相当于1266万城市人口一年的用水量。

        此外，我国在页岩气开发初期应当吸取美国由于开发初期未采取环境监管而造成废水溢出等问题的教训，健全配套的环保机制和法规，规范企业开发页岩气过程中的行为。

        瞄准下游城市燃气和车用燃气市场

        21世纪宏观研究院认为，虽然目前页岩气产量有限，但未来增速可期，从页岩气应用终端分析，我们看好新型城镇化、新能源汽车机遇由此所带动的城市燃气和车用燃料市场。《页岩气产业政策》中规定，鼓励各种投资主体进入页岩气销售市场，逐步形成以页岩气开采企业、销售企业及城镇燃气经营企业等多种主体并存的市场格局。

        清洁高效的页岩气，其归属的大类天然气主要用于天然气发电、工业用气、城市燃气、交通运输等四类。从利用结构来讲，受环保压力和能源消费导向影响，天然气增长点将在城市燃气、交通运输领域。

        目前城市燃气和车用燃气两大市场消费份额正逐渐提高。随着未来6年内一亿人落户城镇，以及新能源汽车免征购置税等政策刺激，人车消费天然气潜力巨大。这无疑也为页岩气消费做大了蛋糕，也为产业链上下游企业带来了发展机遇。