“页岩气商业和规模化难题浮现 第三轮招标最快明年启动”

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经记者岳琦出生于成都

在千呼万唤之下，页岩气的第三次招标还没有开始。 面对技术、价格、开发模式、环境保护等各种壁垒，政策和资本犹豫不决。 经历了前期的狂热之后，页岩气在这里冷却吗？

最近，《每日经济信息》记者采访了国土资源部的政策制定者、页岩气行业权威专家学者以及川渝地区的页岩气开发人员，试图从川渝的页岩气开发情况出发，解读目前中国页岩气开发的最新进展和各种困境。

页岩气第三次招标的具体时间推迟了，官方表示也还没有时间表。 今年10月，国土资源部突然宣布，要求在第一轮招标中中标的中石化和河南省煤层气企业缴纳相当数额的违约金，削减区块面积，这也被认为是国土资源部“轮不到位”的处罚。

11月27日，在成都举行的第四届中国页岩气快速发展大会期间，国土资源部地质勘查司油气管理处处长杨永刚在接受《每日经济信息》记者采访时表示，页岩气区块招标可能最早于明年上半年举行，招标制度的修改也在研究中。

近年来，页岩气在国内掀起了前所未有的投资热潮。 随着开发的不断深入，商业化和规模化的课题浮出水面。 “我们担心市场不理智。 ”杨永刚说，几年前他们一味冷却市场，但现在温度下降了。 但是，市场也不能忽冷忽热。 国家追求的是资源开发和市场前景，公司追求的是利润。 这两点应该统一。

第三种招标机制要求变更/

页岩气年被列为独立矿种，通过招投标的方法设置矿业权，其中包括勘探权和采矿权，与石油、天然气矿业权区别对待。 目前，国土资源部已发布54项采矿权，勘探面积17万平方公里，集中在四川盆地和周边地区，累计投入超过200亿元。

在页岩气行业的会议上，业内人士正关注着第三次招标的开始时间，而国土资源部最近的一次官方发布会在今年7月召开的新闻发布会上进行。 国土资源部地质勘探司副司长车长波表示，第三次页岩气开采权竞争分拨准备工作正在进行中，已形成竞争分拨方案，已选定竞争分拨区块，在全部准备工作完成后，将适时通过竞争办法向社会分拨新的页岩气开采权区块。

但是，到了年末，第三次招标还没有开始的迹象。 一位业内人士叹息说，去年年初第三次招标将在年底举行，今年年初将在年底开始，但现在看来只能等年了。

对此，杨永刚在第四届中国页岩气快速发展大会上公开表示，必须调整区块所在地的情况，这些事业正在推进。 尽可能多地投放市场，也关系到法规的修改，但目前改革注重法律依据，要经过法律手续，正式实施后才能开展相关工作。 “最早明年上半年应该差不多了。 ”

事实上，在页岩气的矿业权管理和招投标机制中，将矿业权移交省级管理的呼声一直很高，许多专家认为这有助于调动地方政府的积极性。 对此，杨永刚表示:“我们将在重复油气开采权中央一级登记的基础上，探索省级监管体系，加大监管力度，不引起混乱，调整与企业的关系。”

为了加快页岩气产业化进程，国土资源部宣布在第二轮页岩气招标中放开民营企业的投标资格，试图打破第一轮投标国企独立的局面。 在第二轮招标中也有涉及上市公司的例子，作为非常规能源概念，资本市场对页岩气异常关注。

“推动中国页岩气快速发展的政策核心是开放市场。 ”杨永刚表示，招投标法不太适应资源区块的配置。 页岩气投标的目的不是收费，而是让大家投入。

杨永刚对《每日经济信息》记者表示，招投标制度的变更正在研究中，“没有必要炒作招投标，要一步一步、积极稳妥。 我们可以压缩迅速发展的时间，但程序无法跨越。 ”

不四处找找吗？ 中石化800万违约金/

在页岩气资源开发及其相关行业，知名央企、地方国企、上市公司、民营公司都想分一杯汤，但在实际开发中其实并不“火热”。

从今年以来，从壳牌宣布削减对四川的投资，到国家降低页岩气产量目标，页岩气开发似乎开始“降温”。 开发的难度已经成为公司必须面对的难题。

11月3日，国土资源部宣布，在前两个页岩气招标区块开采权调查过期处置结果中，中石化和河南煤层气企业因约定的勘查投入比例未完成，分别缴纳违约金约800万元和600万元，被核可削减区块面积。 杨永刚在公开发言中表示，上述两家公司支付的是违约金、罚款，也不是处罚。 “作为中国页岩气投标人，应该为第一个吃螃蟹的人鼓掌。 ”

杨永刚表示，违约金在取得封顶时将根据与国土资源部签订的合同，按合同办事。 另外，这两家企业拿到区块后的投资远远超过国土资源部的最低要求，开发无望主要是地质条件多和复杂、对资源认识不清晰等客观原因造成的。

在另一个层面上，杨永刚也表示，这反映了页岩气矿业权的存在与否。 国家追求的是资源开发和市场前景，公司追求的是利益，这两点应该统一。 国土资源部页岩气的快速发展思路是“开放市场、搞活区块、激发活力、加强监管”。

“招标为什么做这么多杂七杂八的事？ 我们担心公司不积极，市场不理智。 ’杨永刚说，中小企业起初积极性很高，但后来意识到难度很大，最后没有信心而去。 害怕这样忽冷忽热，而且热情低落，很难再往上爬。

事实上，页岩气块的开发进展受到外部质疑，认为页岩气块大部分开发缓慢。 对此，杨永刚表示，油气勘探周期通常为7~10年，目前21个页岩气招标区块中，有2个区块调查了3年多，另外19个勘探还不到2年，在四川盆地正式制造页岩气也不过5年 中标公司大多是刚进入的市场主体，突破需要更多的时间。

杨永刚表示，目前，我国油气勘探开采市场存在竞争不足、活力不足等问题，新页岩气开发公司还面临着经验不足、人才抗风险能力不足等问题。 “目前，国土资源部组织油气勘探人员对全国页岩气勘探开发进行了普查，了解最新进展，发现问题及时处理。 ”

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价格篇

“工厂化”降低页岩气开采价格:单井3000万美元，赶上美国？

各记者岳琦实习记者丁舟洋从成都出发

“是降价还是降价”在11月27日召开的中国页岩气快速发展大会上，业内人士最关注的还是页岩气的开采价格。 从地质勘探到井底建设，从钻井到压裂，从装备到管理，价格是中国页岩气开发中不可缺少的话题。

“降低单井的价格空之间确实存在，但它就像海绵水一样，越到后面越难挤出来。 》中石化西南石油工程企业钻井研究院副院长罗朝东对《每日经济信息》记者表示，在页岩气各环节，压裂占60%的价格，中国在降低压裂价格方面仍存在瓶颈。

另外，国土资源部矿产资源储量考核中心研究员李玉喜表示，如果在技术操作方面实现集约化管理，应该可以大幅降低单井的价格。 一位行业老手推测，单井价格降至3000万元，达到美国水平并非不可能。

降价的钱会成为瓶颈

与国内近亿元的单井价格相比，业内人士估算美国单井价格只有中国的30%。 贝克休斯(中国)油田服务有限公司北亚区战术业务开发负责人卜范慧此前在接受《每日经济信息》记者采访时表示，从钻井周期、钻井价格、甚至井面建设费等多方面来看，目前国内价格均高于美国

按照领域标准，页岩气单井价格主要由地面工程、钻井、压裂等部分组成，目前国内页岩气降价的主要制约来源于压裂。 涪陵区块焦石水库的挖掘天数已经从过去的100多天降至现在的40天，这意味着挖掘价格大幅下降。 ”罗朝东说。 与钻井价格相比，目前压裂的价格最大，占单井总价格的60%。

事实上，在降低压裂价格方面美国有许多先进经验，飞往罗朝东拆除几口井，反复采用压裂液，以减少搬迁费用，反排压裂液后再进一步采用； 分割裂缝被划分得更细，相比之下采用了支撑剂等。

据业内资深人士介绍，裂解炉尝试页岩气技术精细化程度，美国裂解炉最多可细分至90级以上，开采效率更高，但我国裂解炉多为10~20级左右，电脑建模均为37级

另外，页岩气的水压破碎原理是用大量混入化学物质的水注入岩层，进行液压破碎后释放天然气。 因此，受到许多学者的质疑，认为水力压裂技术不仅浪费大量的水资源，还可能在气井附近引起地下水污染。

探井工厂模式

罗朝东表示，目前国内页岩气普遍处于投入大、产量少、收益率慢的初期阶段，当一块勘探与开发技术没有实质性突破时，社会资本的大规模流入有风险。

“并不是所有企业都能像油气巨头那样拿出几十亿进行超前投资，目前页岩气的投入和生产不成比例，很多企业的资金和技术条件决定了其无法承受巨大的超前损失。 ”罗朝东认为，从长期来看，开放页岩气市场、吸引社会资本确实是利好，但在条件不成熟的时候大量进入，容易造成社会资本的巨大浪费。

面对价格难题，“两桶油”在川渝地区明显走在全国前列。 中石化涪陵项目和中石油长宁-威远项目几乎代表了中国最先进的页岩气开发模式。

“没有最先进的技术。 只有最经济适用的技术。 》中石化石油工程技术服务有限企业副总经理刘汝山在第四届中国页岩气快速发展大会上表示，探索页岩气经济开采模式，为大规模工业化开采做准备是中国页岩气产业快速发展的中心任务。 刘汝山认为:“对中石化油服来说，我们的探索才刚刚开始。”

值得一提的是，在介绍中石化和中石油各自的经验成果时，要点中提到了“工厂化”模式的应用。 中科院院士、非正规油气协同创新中心主任高德利也在会上表示，单井成功或钻井压裂成功不足以赚大钱，也不赚钱，按井厂模式批量生产是处理之道。

值得注意的是，美国致密砂岩气、页岩气开发、英国北海油田、墨西哥湾、巴西深海油田使用工厂化作业方法。 高度集中的管线施工和作业，大大降低了开采价格。 “用一口井挖4~6口井，节约了前期投资，提高了开发效率，缩短了挖掘周期。 》卜范慧此前在《每日经济信息》中表示，工厂化模式在国内很早就有试水，从今年开始大规模应用，这也是今后页岩气开发的方向。

单井的价格能赶上美国吗？

除了“工厂化”模式下的探索外，一些专家还将目光投向了页岩气的治理价格。 李玉喜说，降价的钱从粗放走向集约，有技术、资金、人才，现在需要提高的是管理。 聚集更多的职位，是一个很大的管理课题。

国土资源部地质调查司油气管理处处长杨永刚在上述会议上表示，政策以效益为中心，效益通过降低价值成本体现出来。 降低价值成本首先是技术进步，又是规模化开发，降低管理价格。

事实上，实现这样的集约管理并不容易。 “不仅是组织管理的问题，也是技术管理的问题。 ”李玉喜说，从优先的目标区开始，到井的位置、实施挖掘、实施压裂，各个方面都需要联系，也许能做到个别的技术，但掌握所有的东西未必是不可能的。 另外，前面的事业必须考虑后期事业的操作和目标的实现，这都是管理问题。

目前，中国页岩气单井价格与美国水平差距还很大，中国的价格水平约为8000万元，美国水平为单井3000万元。 一位行业老手认为:“如果在技术操作方面实现集约化管理，应该可以大幅降低单井的价格。” 即使下降的程度不多，能达到美国的水平就足够了，很多地方能达到美国的水平就赚钱了。 他说，如果单井的价格为3000万元，生产3000万立方米的煤气是可以赚钱的，但现在至少要有8000万立方米的产量。

另一位行业专家认为，中国单井价格降至3000万元，越来越多的是理论数值。 3000万元人民币已经是美国能做的极限，而且美国的页岩气藏深度、管网运输等都比中国有特点。

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样本篇

川渝占领天时，地利页岩气开发经验可能难以复制

经过实习记者丁舟洋从成都出发

作为全国仅有的两个国家级页岩气示范区，重庆涪陵区块和四川长宁-威远区块的一举一动都牵动着行业神经，对川渝经验能否复制的争论也挥之不去。

中国石化江汉石油工程有限公司油田勘探企业相关负责人在11月27日的第四次中国页岩气快速发展大会上表示，目前涪陵区区块已钻探约100口，完井近70口，完成试气40余口，全年累计产气量超过9亿方。 涪陵页岩气已经实现了100%的商业化销售。

“事实上，涪陵区块的部分单井产量已经高于美国水平。 》中石化西南石油工程企业钻井研究院副院长罗朝东对《每日经济信息》记者表示，页岩气藏识别与评价、大型压裂、“井厂”等一系列关键工程技术在川渝页岩气区块取得突破，在技术与装备方面对其他页岩气区块具有重要参考意义

但是，罗朝东也指出川渝页岩气占“天时地利”，在地理条件上不存在复制可能性。 川渝页岩气储量丰富，储量浅，靠近水源。 “特别是涪陵，地表和地质条件很好，周围的配套管网和客户诉求太好，其他区块不太理想。 ”

川渝探路商业化

根据美国页岩气开发的经验，早期示范区块的领先地位非常显著。 美国barnett页岩区于2000年初首次开发，在barnett页岩区成功的带动下，其他区块逐渐形成规模化开采，年后迎来爆发式增长。

页岩气国家级示范区四川长宁-威远区块和重庆涪陵区块在储量、产量和商用方面均走在全国前列。 中石化石油工程技术服务有限企业副总经理刘汝山认为，包括中石化、中石化石油、中海油、石油延长在内的“代表队”具有数十年的石油地质经验，代表了中国页岩气开发的最高水平。 其开采经验为其他区块和开发公司了解页岩气的成藏特点，在钻井、压裂、投产经验等方面提供了宝贵的初级资料。

据《中国石油报》报道，中石油在长宁-威远的页岩气战术自2007年开发以来分为三个阶段，第一步，地质评价，回答有无资源的问题，选定高质量的开发区块； 第二步，评价产能，开展提高单井产量的试点试验，明确水平井为主要井型； 第三步、扩大试验、商业开发、规模生产能力建设。 目前，长宁—威远国家级页岩气示范区已进入第三阶段，提出了“年产燃气20亿立方米”的目标。

10月29日，随着威204井出口调节阀的开放，威远区块的页岩气流入川渝管网，进入出口业务阶段。 重庆涪陵区区块报道了年末成功实现规模商用的消息。 今年3月24日，中石化宣布涪陵页岩气田勘探取得重大突破，以原计划的10倍产能，在加快页岩气大规模商用开发准入的同时，全年建设100亿方产能。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，在燃气管道垄断、末端售价机制尚未形成的今天，页岩气开发存在诸多不确定性，以赚钱为目的的民营企业不想冒这样大的风险。 所以，“国有企业先行一步，稍微示范一下还是有必要的”。 林伯强表示，国有企业首先以较快的速度快速发展，在开采技术、盈利模式等方面树立了榜样。 而且，民营企业也必须逐渐迅速发展，维持市场的先机。

外部环境难以复制

涪陵、长宁-威远区块取得的突破，让资本再次燃起了对页岩气的信心。 罗朝东向《每日经济信息》记者表示，涪陵页岩气钻井日数从过去的100多天进步到40多天，钻井价格大幅下降，钻井设备、技术和一体化的管理经验对其他区块具有样本意义。

“涪陵区块的页岩气工程技术和装备制造可以复制到其他地方。 》中国石化工程机械有限公司总经理谢永金表示，目前在长宁威远等地得到了大量应用。 但是对于钻头、钻头等挖掘工具，必须根据地质情况进行匹配。

但是从外部条件来看，川渝页岩气还有很多其他区块难以复制的有利因素。 关于储量，公开数据显示，面积283.56平方公里的涪陵焦石水库主体页岩气三级储量达到2402.36亿方，丰度接近8.5； 川东南勘探区整体资源储量为2.1兆方； 焦石坝主体的页岩气田是不含硫化氢的高质量天然气气藏，也不需要脱硫。

页岩气在压裂过程中需要大量水，但水源丰富，页岩井靠近水源，成为川渝两个示范区的第二重要特征。 实际上，即使离水源很近，页岩气井也会消耗很多能源，最终有浪费的风险。 一位不愿指名道姓的业内人士坦言，位于四川省的水井为了压裂使用了4.6万方的水，创造了世界纪录，结果使那口井完全无法呼吸。 “钱和水资源就这样被水冲走了。 ”

杨永刚表示，川渝页岩气在点上略有突破，但在面上还没有被完全推开。 据广发证券研报报道，除了资源和技术方面的大特征外，中石化和地方政府的良好关系也是很多民营企业难以实现的。 为了促进当地页岩气开采，四川、贵州等各地方政府为试验区内的页岩气勘探开发营造良好的外部环境，保障页岩气勘查开发用地用水等方面的诉求。

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前景篇

油价暴跌，页岩气“钱景”全年300亿元目标保守

经记者岳琦出生于成都

最近，在原油价格“不停下跌”的情况下，国内成品油价格也在不断下跌，作为非正规能源的页岩气的状况有些不自然。 但是，在许多业内人士看来，页岩气的前景依然值得期待。

国务院最近公布的《能源快速发展战术行动计划(年)》(以下简称《行动计划》)确定，到200年，中国页岩气产量将达到300亿立方米，比以往计划下降一半。 关于这个最新目标，一位行业专家表示，目标已经保守，光靠中石油、中石化就可以实现全年的大部分产能目标。

“原油价格下跌对中国页岩气影响不大。 》国土资源部地质调查司油气管理处处长杨永刚在接受《每日经济信息》记者采访时表示，页岩气价格与天然气挂钩，但国内天然气价格目前仍为政府定价，这是因为国际原油价格下跌的冲击不大。 从中国的资源和市场诉求来看，未来中国油气增长空之间，首先是页岩气等非正式行业。

页岩气产量目标减半

近年来，中石化、中石化、中海油等国内大型能源公司积极开发非正规能源。 今年以来，页岩气开发商业化的难度逐渐显现，成为开发公司必须面对的问题。

广发证券今年年初发表的研究报告指出，由于国内天然气价格低迷和开采价高企，页岩气开采普遍难以盈利。 对此，许多业内人士也认为，页岩气开发目前在我国还处于初级阶段，开发价格高和钻井周期长仍然是页岩气开发的瓶颈。

国家对页岩气的产能计划也悄然发生了变化。 年国家能源局公布的《页岩气十二五快速发展规划(年)》中，对年产量的展望为600亿~1000亿立方米。 但是，国务院最近公布的《行动计划》确定了年页岩气产量超过300亿立方米的目标。 与以前的计划相比，产量削减了一半以上。

但在许多专家看来，300亿立方米的目标有点保守。 国土资源部矿产资源储量考核中心研究员李玉喜在近日召开的第四届中国页岩气快速发展大会上预测，中国页岩气产量将达到全年15亿立方米，其中中石油26亿立方米，中石化35亿立方米，共计66亿立方米 如果考虑到其他地区的生产量，整体上基本可以达成计划目标。

关于我国的年页岩气产能目标，李玉喜预测，在现有体制不变的情况下，年页岩气产量为260亿~360亿立方米，其中中石化为120亿~150亿立方米。 中石油130亿~200亿立方米其他公司的页岩气产量为10亿~20亿立方米。

关于中国页岩气开发前景，李玉喜表示，如果将四川盆地龙马溪集团所有页岩气有利区全部投入开发，动员3万亿立方米的可开采资源量，此前计划的年页岩气产量将达到600亿~1000亿立方米的目标

降低原油价格很难改变页岩气的快速发展趋势

在国际原油价格持续下跌、国内成品油零售价迎来“九连跌”的时候，大宗商品市场动荡正在逐渐改写产业链上下游的生态区，国内页岩气开发是否会受到冲击成为业界热门话题。

近几个月，国际市场原油价格下跌了近30%。 截至11月29日，布伦特原油价格跌至每桶70.02美元，盘中一度跌破70美元关口，创近4年来最低纪录。 受此影响，国内成品油零售价格“九连跌”似乎已经板上钉钉，财政部、国税总局通知，自11月29日零时起，汽车、柴油消费税额上涨0.12元、0.14元，每吨上涨225元、220元 两个因素相互抵消，国内成品油价格不变。

一位分析师对《每日经济信息》记者表示，从整体来看，油价下跌给石化产业整体带来压力，其中煤炭、天然气、页岩气受到较大冲击。 目前，大部分民营企业谨慎，油价下跌，寻找替代能源的热情淡薄，毕竟页岩气开发价格居高不下。

许多页岩气专家认为，原油价格下跌不会阻碍页岩气的快速发展势头。 杨永刚说，长期以来，国际油价下跌对页岩气价格影响不大。 中国将成为能源成本增加的第一大国，未来20年化石能源仍将是中国能源的主体，煤炭比重将逐渐下降，天然气比重将持续上升。

“未来，在中国油气增长空之间，页岩气等非正规能源行业是最优先的，我们应该对这几个保持信心。 ”杨永刚说，只要有资源基础，有市场诉求，其他问题都可以通过努力处理。

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观点篇

加拿大非经常能源协会主席道森:

中国页岩气开发不能简单地照搬北美模式

经过实习记者丁舟洋从成都出发

随着页岩气开采技术的进步和产量的增加，北美天然气价格逐渐下跌。 加拿大非常规能源协会主席迈克尔·道森在近日举行的第四届中国页岩气大会上表示，受页岩气革命的影响，北美天然气已经供应过剩，加拿大正在寻找替代的天然气出口市场。

除价格外，天然气输送基础设施和管道输送能力日益不足，页岩气开采过程中面临的环境压力，也是北美页岩气开发过程中面临的两大挑战。

关于中国页岩气开采，迈克尔·道森告诉《每日经济信息》记者，北美的经验不能完全照搬。 中国总是想快点，但两者在地质条件、配套设施等方面不同，另外北美的经验也面临着很多挑战，完全遵循北美的快速发展模式是不可取的。

北美页岩气面临两大挑战

“改变油气领域的结构，是页岩气在北美地区能源界意义的惯常定位。 ”迈克尔·道森表示，页岩气在北美能源舞台上扮演着重要角色。 由于页岩气，北美从2005年开始就由以前流传下来的原油、天然气进口国逐渐成为出口国。

事实上，北美页岩气的爆炸性增长不仅依赖于丰富的页岩气储量，而且在很大程度上依赖于技术进步带来的生产力增长。

迈克尔·道森说，随着对地质结构认识的提高和技术的提高，在北美打油气井的天数只有20天，周期缩短到了过去的一半。 水平井技术和多级分段压裂技术已经很精细了，目前页岩气新井的85%采用水平井技术，将高质量的页岩气单一油井连成一团，形成了“油井工厂”，这也是提高页岩气开采效率的比较有效的方法。

美国能源协会此前预测，到2035年，页岩气产量将达到美国天然气总产量的49%，构成未来美国的核心能源。 迈克尔·道森认为，页岩气革命带来北美天然气产量激增，加拿大面临天然气供应超过需求、价格下跌的局面。

另外，随着页岩气产量的增加，北美天然气输送的基础设施和管道能力也趋于饱和。 据迈克尔·道森介绍，管道输送能力的高低直接投影在相同产量、不同地区的油气田上，呈现出明显的价格差异。

北美页岩气市场饱受环境问题之苦。 “压裂带来的地下水保护问题、井口密度问题、噪声问题等方面的环境课题，都需要加拿大目前努力解决。 ’迈克尔·道森坦白了。

中国页岩气的快速发展需要耐心

从北美的经验来看，含页岩气、致密油的非正式油气产量变化呈现出典型的衰减趋势。 据悉，根据迈克尔·道森的解体，特别是开采初期从页岩气到第三年的年产量将降至第一年的80%。 开发企业为了维持增长，维持总产量，必须挖越来越多的井来抵消单井生产的衰减。

页岩气储量丰富的中国也迅速进入页岩气开发热潮。 从业内人士看来，北美页岩气单井价格3000万~4800万元，而中国售价7000万~8000万元，低价、高效、商业化程度高的“北美模式”顺利成为中国页岩气的前进模式

但是，迈克尔·道森在接受《每日经济信息》采访时表示，北美和中国的页岩气地质条件不同，油气工业的快速发展历史也远远早于中国，有密集的管网、大量的页岩气上下游公司，两者处于不同的背景下，

北美页岩气储量浅、地形平坦，钻1000米以上的井会产生瓦斯，但我国页岩气富集区基本位于山区，地质断裂层多，钻井深度经常必须超过3000米才能产生瓦斯。

迈克尔·道森说，中国迅速发展页岩气需要耐心。 中国有丰富的储量和广阔的市场，产业需要时间。 美国也经过多年的摸索降低了价格，但中国还需要一个过程。

来源：经济之窗