芝麻开门

在目前供需格局下，要实现我国的天然气独立，光靠常规天然气资源不行，光靠非常规资源也不行，惟一的办法是多管齐下:气田气、页岩气、煤层气齐头并进，煤制气等作为补充。

2008年，中国石化正式对涪陵焦石坝地区的页岩气进行勘探，4年后，焦页1HF井成功试产。日前，中国石化高调宣布，涪陵页岩气田已完成压裂试气的23口井，均获得了高产工业气流，平均单井测试日产量32.9万立方米，最高测试日产量为54.7万立方米，且产能非常稳定。其中，焦页1HF井已经持续稳定生产超过500天，油套压稳定在20.0兆帕左右，日产气6万立方米。据此，中国石化表示这标志着我国首次成功大规模商业开发页岩气。

来自财政部和国家能源局2012年联合下发的文件显示，中央财政安排的专项页岩气开发资金支持中，2012年―2015年的中央财政补贴标准为0.4元/立方米，补贴标准也将根据页岩气产业发展情况予以调整。

另据可靠消息，中国石油长庆油田在鄂尔多斯盆地开发的苏里格气田，虽属于砂岩气藏，但直井投产初期平均单井产量只有1―2万立方米，投产第二年，产量即跌至0.5万立方米/天。水平井开发后，采用多级水力喷砂压裂技术，也与页岩气开发模式相似，单井投资大约为5000万元，产量也只有6万立方米/天，却没有像页岩气那样，享受政府的补贴或其他优惠。

这样的事放在中国石油和中国石化之间，不会产生什么不良后果，但如果是两家民营公司，事情就会变得复杂一些，至少会挫伤其中一家的积极性。所以，打开资源之门的第一把金钥匙就是产业政策。

我国可采页岩气资源潜力，按国土资源部发布的权威报告为25.1万亿立方米，超过美国，可采储量居世界首位。因此，页岩气开发成为中国实现天然气独立的最大希望。按照页岩气“十二五”规划，到2015年我国页岩气要实现探明地质储量6000亿立方米、可采储量2000亿立方米、开采量达到65亿立方米，到2020年页岩气开采量达到1000亿立方米。但除了中国石油和中国石化有关页岩气开发的消息不时见诸报端外，其他企业一片沉寂。

出现这种情况的根本原因在于，页岩气虽已经对民资开放，但仍有许多问题有待解决。国家的能源政策、天然气产业政策、页岩气产业政策都面临诸多挑战。

首先，页岩气产业政策实施过程中面临的一个重大壁垒便是矿权。尽管国务院在去年已经明确将页岩气确立为第172种独立矿产，迄今也已开展了两轮页岩气区块招标，包括“三桶油”及民营企业、地方国企和非油气央企等近百家单位参与角逐。第三轮招标目前也在紧锣密鼓筹备之中。但红红火火的招标，却并不能掩盖页岩气矿权面临的尴尬，即页岩气资源区，绝大部分与中国石油、中国石化、中国海油等传统国有石油企业的油气田高度重叠。也正因为此，两轮招标拿出来的区块，据称是品位较低的区域。这就是说，虽然政府通过政策鼓励各路资本参与页岩气勘探开发，但真正能进入市场，供大家分享的有利区块却极为有限。矿权瓶颈从根本上制约了页岩气的投资和开发。

其次，投资页岩气产业的企业如何退出。美国页岩气革命的成功，一个重要的制度优势便是退出机制，即借助于美国发达的投融资制度和产权交易市场，投资页岩气产业的企业可在任何一个环节顺利退出，而不必等到最终开采出工业气流方能获利。而目前我国受页岩气区块招标相关制度的制约，参与页岩气开发的企业，还无法通过市场化的方式，快速便捷地退出。页岩气勘探、开采市场退出机制的缺乏，导致页岩气的相关投资严重缺乏流动性，加之页岩气相关投资往往动辄上亿元，所以在很大程度上制约了各路资本投资的积极性。在前两轮招标中中标的民企，之所以迄今为止多按兵不动，原因与此不无关系。此次国家页岩气产业政策明确将相关补贴政策与开采出来的气量挂钩，进一步强化了只能通过顺利开采工业气流方能盈利的预期，而并未就页岩气相关开采权利、资产等交易市场建设有任何着墨，应该说是一大遗憾。

再次，管网问题。此前国家能源局已就油气管网开放征求各方意见。据媒体报道，政策对油气管网开放程度开的口子非常小，即需要管网存在多余运能的情况下才可以开放。运能大小，管网企业拥有很大的自由裁量权，国家监管的成本非常之高。而页岩气的特点决定了它不可能像常规天然气那样，拥有较为长期的、稳定的工业气流，对入网的要求会更加灵活，无疑会在入网过程中面临诸多障碍。此外，美国页岩气革命取得成功的一个重要因素，正是其四通八达的管网体系，便于开采出来的页岩气就近入网。而我国目前建设形成的天然气主干管网仅6万余公里，仅是美国的十分之一。而页岩气开采区域多位于偏远山区，管网并未到达，给页岩气入网带来难度。无论是通过敷设管网，还是通过压缩等方式外运，无疑均增加了页岩气的单位成本，增加投资风险，降低投资回报。所以，尽管页岩气产业政策对入网制订了支持政策，但管网条件和现实国情决定了页岩气入网，绝不会如想象般轻松。

再一个挑战便是价格市场化的问题。国家页岩气产业政策非常明确:页岩气执行市场化的价格。目前，国内天然气价格除部分国产液化天然气(LNG)基本实现市场化外，所有管道燃气仍然执行政府指导价。在这种情形下，页岩气价格实行市场化，只有如下几种可能路径，要么不经过任何第三方管网，直接供应终端消费者；要么液化，进入LNG市场；要么进入管网，但直接与终端企业签署销售合同。前两种可操作性较小，后一种则对现有天然气价格管理机制及管网开放提出了大幅改革的要求，无疑也非一日之功。

如果不能坚定不移推进改革，如果不能还原能源商品属性，如果不能构建有效竞争的市场结构和市场体系，如果不能形成主要由市场决定能源价格的机制，如果不能转变政府对能源的监管方式，不仅天然气独立不可能，而且天然气对外依存度还会超出预期地提升。

打开资源之门的第二把金钥匙毫无疑问是技术。这一点，中国的三大石油公司，中化集团、神华集团敏感而清醒地意识到了:谁先占领技术的制高点，谁就占领了非常规资源开发的制高点。

为此，不久前，美国页岩气服务公司FTSInternational与中国石化集团签订了为期15年的合资协议，将在北京成立名为SinoFTS的合资公司，在中国进行非常规资源开发。这是首个由中国国有石油公司和外国成井公司建立的油井服务合资公司。中国石化将持有该合资公司55%的股权，余下股权由FTS公司持有。FTS公司将为中国石化提供其在水力压裂方面的专长，利用其在美国生产的适合中国环境状况的新设备。

此前的2013年年底，神华集团投资美国页岩气项目，与一家美国公司合作开发美国宾夕法尼亚州格林县的25口页岩气井位，其目的很明显，也是为了学习页岩气开发技术。

当然，作为中国天然气业务中的龙头老大，中国石油自然不会放过这一历史机遇，早就与壳牌等国际知名石油公司合作，在四川盆地开展了页岩气开发先导试验，并建立了示范区。

为了强力推进页岩气开发，2014年7月1日，中国石油西南页岩气前线协调指挥小组召开第四次会议。集团公司规划计划部、勘探与生产分公司、天然气与管道分公司、工程技术分公司、西南油气田公司、川庆钻探公司、长城钻探公司、浙江油田公司、勘探开发研究院、钻井工程技术研究院等多个部门和单位的有关领导及人员参加会议。

本次会议听取了前指办公室关于重点工作及进展、主要成果和认识、下步工作安排等三个方面的工作汇报，分析了面临的困难和存在的问题，并提出建议措施。各参会单位围绕地质研究、环境保护、施工设计、沟通协调等方面工作进行了讨论交流，并提出了加强地质和钻井技术研究、加快钻前工程节奏和地面配套工程建设、优化工程设计、进一步提高钻井质量等意见。会上提出了加快页岩气开发的十项措施，其中七项与技术有关。

消除政策壁垒、实现管网开放，剩下的，就是技术。当然，一些人担心民间资本大量涌入会造成泡沫。这一点，笔者认为大可不必。资本是一种非常聪明的“动物”，它识别“利润”气味的嗅觉异常灵敏，而民营资本更是资本这个动物群落中的佼佼者，如果闻不到利润的气味，民资会自动消失，因为民资绝大多数情况下不需要去做表面文章和形象工程。