【观察者网 综合报道】

国内石油巨头似乎正在加大马力发展页岩气。

6月26日，财新发文称，中石油计划2018年在四川页岩气田计划打井330余口、生产约56亿立方米页岩气，这一数字与截至2017年底共210口存量井、2017年全年开采页岩油30.6亿立方米相比，显得十分激进；未来三年，中石油还计划再打700余口井。

这一次，是国内天然气产业被“气荒”逼到墙角，还是，“页岩气阴谋论”魔咒破除，国内技术迎来了大发展？

四川某页岩气钻井平台（图片来源：四川日报）

“十二五”目标未完成，“十三五”依然大跨步

一直以来，市面上关于中国要不要开展页岩气革命的讨论很多。

支持者认为，中国对清洁能源的需求不断扩大，天然气价格未来可能持续上涨，而中国又是世界上页岩气储量最丰富的国家，在美国已经通过开采页岩油页岩气跻身世界产油产气大国后，中国也需要开展这项革命，奋起直追，努力降低能源的对外依存度。

反对者则认为，页岩气在中国发展的条件与环境同美国之间存在很大差异，在中国开采页岩气的成本远高于美国，现阶段在中国大力开挖页岩气井并不划算，美国的经验也无法简单复制或者照搬到中国来。

政策制定者们不是不知道在我国实现大规模页岩气开采的难度，但依然积极鼓励企业进行开采活动。

“十二五”规划提出，2015年，我国要实现65亿立方米的开采目标，但直至“十二五”结束，我国页岩气的实际产量仍不足45亿立方米。

“十三五”规划将这一目标进一步提升，“在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。”

对此，诸多业内人士都曾认为，实现难度很大。

卓创资讯分析师刘广彬在年初接受《能源杂志》采访时表示，2016年，中国页岩气产量达到了78.82亿立方米，2017年则达到91亿立方米。从天然气产量来看，增速基本不会超过10%，2017年消费增速重回两位数达17%。即便按照未来三年页岩气每年20%的产量增速来算，也很难达到300亿立方米产量的目标。

但也有学者认为，300亿立方米的目标不仅能够实现，甚至还偏保守。

中国科学院赵鹏大院士、金之钧院士，与中国工程院康玉柱院士、胡文瑞院士等国内页岩气领域专家研究在为相关“十三五”国家重点图书作序时指出，中国页岩气勘探开发在“十三五”期间将进入快速发展阶段，页岩气储量、产量将实现新的跨越。

财政补贴、税收减免，仍然不够？

目前，国家对页岩气行业的扶持主要集中于财政补贴和税收减免两个方面。

据财政部文件显示，2016年至2018年，国家给予每立方米页岩气0.3元的补贴，2019年至2020年，降低到每立方米0.2元；自2018年4月至2021年3月，页岩气资源税实行减征30%的优惠政策。

但有业内人士提出，这样的财政和税收补贴，对石油企业发展页岩气来说，是远远不够的。

中国石油经济技术研究院天然气市场研究所高级经济师徐博在此前接受中化新网采访时说，“尽管页岩气开发受到国家财政的扶持，但对企业来说，目前的减税政策仍不足以减轻高昂的初期投入带来的压力。”

“虽然页岩气资源税给予了减征，但力度远远没有达到预期。”有页岩气生产企业相关人士表示，“除了资源税外，页岩气勘探开发还有企业所得税、增值税等诸多税费。中国石化、中国石油已经获得稳定页岩气产量，但新兴油气企业在页岩气方面的投入都还没见到回报。虽然暂时不需要缴纳资源税，但多种税费的存在，让企业对页岩气发展的预期不好、信心不强。”

这位企业人士建议全免页岩气资源税，而且至少在2035年之前应该全免。

在徐博看来，“想要吸引更多资本进入页岩气产业，目前的资源税减征措施仍不够，还需要推进天然气市场化改革，以及继续提高国家补贴力度。”

中国页岩气的起起伏伏

但页岩气企业究竟如何行动，似乎更多还是与市场需求与价格相关。

2011年6月，国土资源部首次举行页岩气探矿权出让招标，渝黔南川页岩气勘查和渝黔湘秀山页岩气勘查区块的探矿权顺利出让；

2012年，页岩气探矿权又进行了第二轮公开竞招标，受到资本热捧，20个招标区块吸引了83家企业参与竞标。

2014年下半年开始，随着国际油价暴跌、天然气市场过剩、天然气价格下跌，页岩气开采行业整体呈现出不乐观、不景气的倾向，第三轮页岩气招标也一拖再拖；就算是在此前年拿到了页岩气探矿权，开采企业也纷纷因资金需求过大、成果乏善可陈而放缓了开采的脚步。与此同时，国内巨头也在不同程度收缩了上游勘探开发的投资；甚至壳牌、康菲石油等也先后退出了四川页岩气区块的合作，外界普遍认为这是因为外国石油巨头在中国暂时看不到大规模开发的前景。国内巨头也在不同程度收缩了上游勘探开发的投资。

自2017年下半年起，国际油价缓慢复苏，近几个月以来已反弹至每桶70美元左右，处于令油气资源开采商比较舒服的价格区间内。而国土资源部也在2017年7月6日，启动了此前5年时间中的首个页岩气资源出让项目。《能源杂志》认为，这一招标预示着“冻结”期已经走向尾声，沉寂许久的页岩气市场将再次走热。

“气荒”为页岩气发展加码

除了国际能源价格的变动，在考量需求和价格时，国内的情况也对页岩气开采企业的决策起到了很大影响。

去年冬天“煤改气”导致国内“气荒”的场景至今依然历历在目。如何充分发挥和调动国内天然气资源，做好今年冬天的天然气保卫工作，也是决策层关心的问题。事实上，去年冬天“气荒”时，决策层就多次催促国内石油巨头尽力保障居民生产生活用气安全；而翻过年来，国内石油巨头也把加快国内气田建设作为重要任务予以布置。

目前，国内两家最主要的页岩气生产主力分别为中石油和中石化。除了上文已经提及的中石油，据新华社此前报道的数据，中石化涪陵页岩气田2017年的产气量为60亿立方米，而据中石化称，其涪陵页岩气田已在2017年建成每年100亿立方米的产能，实际生产中尚未满负荷生产。而据财新介绍，国际石油巨头也参与了中国页岩气的开发，但截至目前收效甚微。

痛点和挑战

那么，目前我国的页岩气开采技术究竟发展到了怎样的水平？花大力气开采页岩气究竟划不划算？

对于页岩气开采方面的技术难题，决策层是有认识的。

页岩气“十三五”规划中具体指出了我国页岩气发展的四个挑战和痛点：

首先，建产投资规模大。页岩气井单井投资大，且产量递减快，气田稳产需要大量钻井进行井间接替，因此，页岩气开发投资规模较大，实施周期长，不确定因素较多。

其次，深层开发技术尚未掌握。埋深超过3500米页岩气资源的开发对水平井钻完井和增产改造技术及装备要求更高。目前页岩气重点建产的川南地区埋深超过3500米的资源超过一半，该部分资源能否有效开发将影响“十三五”我国页岩气的开发规模。

第三，勘探开发竞争不足。页岩气有利区矿权多与已登记常规油气矿权重叠，常规油气矿权退出机制不完善，很难发挥页岩气独立矿种优势，通过市场竞争增加投资主体，扩大页岩气有效投资。

最后，市场开拓难度较大。国内天然气产量稳步增长，中俄、中亚、中缅及LNG等一系列天然气长期进口协议陆续签订，未来天然气供应能力大幅提高。页岩气比常规天然气开发成本高，市场开拓难度更大。

至于页岩气的开采成本，据中国工程院院士翟光明称，几年前国内单井成本将近亿元人民币，而美国只要3000万；而据财新此次给出的数据，目前中石油在四川盆地的页岩气钻井成本约为每口4500万元左右，与五年前相比下降了一半。但业内专家介绍，目前，包括国内巨头在内，页岩气开发仍处于成长和探索阶段，基础理论研究仍然不足，一些核心技术还掌握在国外公司手中，钻井提速与成本控制方面仍有较大提升空间。

中石化机械公司总经理谢永金则在此前的“第七届中国页岩气发展大会”上表示，目前页岩气勘探开发的成本过高主要是因为工程整体的成本较高，而并不是某一块的成本较大，拉高了整体成本。他表示，目前国内钻井工程、采气工程等系统都有，从地面装备到地下工具都是配套的。不过，这些工程和技术虽能解决现实中的问题，但整体的经济性依然较低。

要解决该问题，谢永金认为，应在涉及页岩气的几个专业方面协同作战，“单个的突破也许可行，但是否满足整体的需求还需要考量。”

除了技术和成本，我国与美国等页岩气主要产国在资源分布和地质环境上都有较明显的不同，这些因素会使得在我国进行页岩气开采的风险、成本以及技术要求天然高于美国。

美国的主要页岩气产区，其气藏深度普遍在10000英尺以下（约合3050米），而最大产区马赛鲁斯盆地，根据现有统计资料，其平均气藏深度为7500英尺（约合2285米）。也就是说，美国大部分在开发的页岩气藏，其埋深均在3000米以下。这大大降低了开发难度。

而我国的页岩气地下结构复杂，褶皱强烈，储层埋深变化大。我国主要的页岩气富集地，四川盆地，页岩气的埋藏深度就比美国平均水平深不少，大多数超过3000米；而在我国其他地区开发难度更大，埋藏深度一般在5000米上下。

在我国，页岩气开发的有利区多以丘陵山地为主，人口密集且土地和水资源短缺，受技术条件的制约，页岩气开采所使用的水压破裂技术需要挤占大量的土地和水资源。大量的水还会回流到地表，钻井使用的化学添加剂会对地下水和地表造成污染威胁，一旦处理不当，将会加剧当地资源短缺的矛盾和环境污染的风险。

美国等页岩气大国的做法正是这样——占用过度土地、耗费过度水资源、进行海量运输，最终已在部分人口稀疏区影响了生态环境。而大量钻井液、压裂液需要无害处理，作业过程中烃类气体逸散等问题，已导致美国、加拿大、欧洲叫停了一些页岩气项目。我国多数地区能否承受这样一套做法，仍有待深入研究。

不过，在更多的人看来，页岩气是否是“骗局”或“阴谋”已经不重要，毕竟美国页岩气的成功客观存在，我们也确实有清洁能源的现实需求，就算是出于战略考虑，眼下也有积极发展页岩气的必要，缓解我国对能源的过度隐患，避免能源安全隐患。