中国页岩气的技术可采储量达约31.6万亿立方米，约占全球14.3%，但由于地质结构复杂、技术薄弱、水资源匮乏、基础建设不足和政策体制的局限性，以及投资巨大盈利尚不确定等因素，近几年进展缓慢。依照美国经验，未来页岩气开采过程中如环保、经济效益等问题也将体现。不过近年来随着政策面放宽以及天然气持续涨价预期，页岩气开发工作将持续推进。

　　背景：美国页岩气产量近十年高速增长，能源革命进行时

　　美国页岩气产量近十年复合增长30%，占美国天然气比重提升至41%

　　近年来，由于页岩气勘探开发相关技术的突破，美国页岩气产量快速增长。根据美国能源信息署(EIA)的统计，2000年至2012年，美国页岩气年产量由117.96亿立方米上升至2762.95亿立方米，复合增长率达到30%。特别是自2006年以来，Barnett、Haynesville、Marcellus等优质页岩资源相继开发，使页岩气产量在2006-2012年的复合增长率高达48%.

　　随着页岩气的大规模开发，页岩气占美国天然气总产量的比重由2000年的2.2%上升至2012年的40.5%。与此同时，常规天然气占天然气总产量的比重不断下降，来自气田的天然气产量占天然气总产量的比重由2000年的73.3%下降至2012年的43.1%。而美国于2011年也首次超越俄罗斯成为世界最大的天然气生产国。

　　从全球范围看，除美国外，加拿大是第二个实现页岩气商业化开采的国家，2012年产量约150亿立方米。此外，波兰、英国、德国、印度、墨西哥等国也开始开展页岩气的研究和试探性开发，部分企业已着手商业性勘探开发。

　　美国页岩气技术领先，引领全球能源革命

　　美国在页岩气开采技术上一直领先于其他国家，1929年首次尝试水平井技术。特别是20世纪90年代以来水平井技术的发展，使油气开发成本大幅降低。但由于页岩坚硬的特性，页岩气产量一直没有突破性进展。直到1997年，水力压裂技术首次被运用在页岩气开发中时，才大幅提高了采集效率并降低了作业费用。随后，水平井技术和清水压裂法被大量用于页岩气开发。2002年，页岩气水平井开采技术正式实现商业化，大幅提升了页岩气资源的经济可采性，拉开了页岩气大规模开采的序幕。

　　2005年以来美国页岩气产量的大幅增长让全球对页岩气的发展前景由观望态度转向持续乐观。EIA对美国2035年的页岩气产量预测由2010年的1699亿立方米快速上调至2014年的5238.71亿立方米。而对2035年页岩气产量占比的预测也由2010年的25.78%快速上调至2014年的60.87%.

　　水平井技术和水力压裂法在美国的运用和发展大幅促进了美国页岩气产量的增加，也带动了世界其他国家和地区对于页岩气开发的热情。波兰、加拿大等国在2007年后相继开始了页岩气开采活动，其他国家也开始积极探明其页岩气资源分布情况，国际石油巨头的加入更是加速了世界范围内页岩气开发的进程。根据EIA发布的统计数据显示，2011-2013年间，其对全球页岩气的储量预测由2011年的187.51万亿立方米快速上调至2013年的220.73万亿立方米。页岩气产量和储量的快速上涨引发了外界对页岩气推动全球能源革命的猜想。

　　数据背后：美国页岩气产量分布集中，单井产量已现回落

　　概况：美国页岩气资源丰富，技术可采储量占全球约8%

　　美国本土48个州有丰富的页岩气资源，主要分布在东北部地区。EIA预测美国页岩气未经证实的技术可采储量有15.38万亿立方米，约占全球被调查的41个国家137个页岩储层总储量的7.8%.

　　在页岩气开采中多用最终可采储量(Estimated Ultimate Recovery，EUR)和技术可采储量(Technically Recoverable Resources，TRR)进行评估，其中最终可采储量为单井评估指标，指在不考虑经济和经营环境变化的情况下，在现有技术条件下30年的累计产量。

　　美国地质调查局(USGS)和美国能源信息署(EIA)分别对于美国各大页岩储层的平均单井EUR做出了预测，通过EUR可进一步测算美国主要页岩储层TRR.USGS在对EUR和TRR的预测上均小于EIA的预测。EIA和USGS预测的TRR分别为13.649万亿立方米和10.715万亿立方米，分别相当于2012年美国页岩气产量的49倍和39倍。

　　分区域：产业格局集中，三大页岩储层产量占2/3

　　受地质结构影响，美国各页岩储层开发条件差异极大，同一页岩储层不同矿井的开采成本和效益也大不相同。因此近年来虽然美国页岩气产量维持高速增长，但其产量格局却高度集中，目前主要集中于Barnett、Haynesville和Marcellus三大优质页岩储层，其占全美产量比重由2000年1月的27%逐年上升至2013年6月的67%。近几年Marcellus、Haynesville、EagleFord等页岩气储量的探明及新矿井的开发，使“年轻”页岩储层资源在总产量中的占比逐年扩大。

　　Barnett页岩储层：位于德克萨斯州州东部，是最早投入开发的页岩储层，2005年占总页岩气产量近60%，但由于经历多年的大规模开采，平均单井日产量已远小于Haynesville、Marcellus等新开发页岩储层，但在产的矿井数量仍是最多的，是美国第三大页岩气产地，日均产量约1.3亿立方米。

　　Haynesville页岩储层：位于德克萨斯州东部和路易斯安那州西部，2007年开始被开发，至今已成为了全美第二大页岩气产区，日均产量约1.59亿立方米。

　　Marcellus页岩储层：位于宾夕法尼亚州和弗吉尼亚州西部，是开发时间最短的页岩储层，从2010年开始日产量大幅上升，到2012年日产量复合增长率为127%，在2013年年初已一跃成为了美国第一大页岩产区，日均产量约2.64亿立方米。

　　产量：单井产量开始回落，总量提升依赖矿井数量增长

　　美国页岩气产量尽管近几年产量快速增长，但单井产量逐步开始回落，总量提升主要依赖矿井数量的增长。单井产量回落的主要原因是：

　　(1)单个页岩矿井初期产量最大，随后迅速下降。根据美国能源产业数据库DIDesktop/HPDI的统计，单个页岩矿井的平均寿命约5年。以美国三大页岩储层为例，Haynesville、Barnett和Marcellus页岩储层单井产量在第二年平均已有68%、61%和47%的衰减；而从2012年来看，三大页岩储层11年的在产矿井进入2012年后(基本仍维持在产状态)产量分别下降52%、30%和29%.

　　(2)优质资源数量正在下降。由于开发商在前期倾向于开采优质的、易开发的区域，随着优质矿井的逐渐枯竭，目前新建矿井首年产量(Initial Production，IP)已出现明显下降趋势，加上矿井产量初期衰退速度快，导致单井平均产量快速回落。

　　(3)老龄矿井开发殆尽。近年对于高产矿井的粗放式开发，让一些“老龄”页岩储层面临开发殆尽的状况。除了开采时间较晚的Marcellus页岩以外，其他主要四大页岩气产地(Haynesville、Barnett、Fayetteville和Woodford页岩)的页岩气产量均有增速放缓甚至回落的趋势，该四大产区页岩气产量占美国总页岩气产量的比例近年来不断下降，从2009年12月的81%下降至2013年6月的49%.

　　未来展望：美国页岩气产量增长或受环保和盈利制约

　　盈利：高成本低售价，页岩气开采普遍难以盈利

　　1、2012年以来天然气价格持续低迷，企业普遍难以盈利

　　2012年受暖冬和页岩气产量持续高增长影响，天然气价格出现断崖式下跌。2012年1月至4月间，价格由最高的2.98美元下跌至1.84美元，累计跌幅达38.3%。尽管受到14年寒冬影响，天然气价格短期有所回升，但仍无法抵消之前长期天然气价格低迷带来的负面影响。

　　虽然美国页岩气开采企业均未披露页岩气业务的盈利情况，但根据美国Post Carbon Institute的分析，在现有价格水平下，新建矿井首年产量(Initial Production，IP)必须达到113267.2立方米/天才能有望实现盈利，但目前仅有Haynesville和Bossier页岩区新建矿井的首年产量达到或接近这一数字，且也呈现出回落状态，这意味着目前美国大部分企业的页岩气开采业务实际处于亏损状态。

　　2、租约成本+资本市场压力迫使企业勉强生产，重点企业业务重心或转移

　　由于优质矿井数量有限，大多数开采商即使当前没有能力和精力进行开采，也会先签署包含“生产性持有”(Held-by-Production)条款的租赁合同，以保证优质资源尽量少外流。即便在近年天然气价格走低的情况下开采页岩气的收入根本不能抵消成本，但多数页岩气开采商都仍亏本也保持一定的产量，以便在日后当市场回暖后能够保持对于优质页岩资源的开发权。

　　另一方面，页岩开发需要大量的资本投入，许多风险投资注入了该产业。风险投资所要求的资本回报率迫使页岩气开采商保持一定的开工率。且许多页岩气开采商需要通过保持良好的账面价值以稳定股价，页岩气生产也被迫在进行。

　　伴随单井平均产量的回落，维系现有产量水平所需的资本开支极为高昂。尽管技术进步可以从一定程度上降低资本开支，但最终仍无法弥补页岩开采难度增大、单井页岩气产量迅速下降带来的产量损失。为保持已有产量，页岩气开采商必须加快对于新矿井的开发，且新建矿井首年产量(Initial Production，IP)的下降使得所需开采新矿井数量远大于由于产能下降、资源衰竭而淘汰的矿井。页岩气销售收入与页岩气开采成本之间的缺口会随着时间的推移而进一步扩大。

　　受到天然气价格暴跌的影响和维持产量所需高额资本开支带来的压力，多数页岩气开采企业近年来已经开始逐步转移重心，但形势并不乐观。一直致力于在Haynesville页岩和Barnett页岩开采页岩气的Chesapeake Energy公司在2012年的年报中表示，“因为大多数租约将要到期且天然气价格不断走低，公司将大幅缩减在页岩气开采方面的投资”。页岩气开采协议或将面临大量过期且公司无意续约的情况。

　　环保：当前美国环保政策对页岩气开发“网开一面”，未来也有收紧可能

　　页岩气的开发对于水资源、交通运输、空气质量、地质结构和温室气体的排放等都有一定的影响，页岩气开发中的环保问题受到越来越多的关注，其中最为突出的是水力压裂开采技术带来的水资源管理和污染问题。

　　水力压裂法的大量运用使页岩气的商业化开采成为可能，成为了目前美国页岩气开采的主流手段。水力压裂法是水资源密集型过程，尽管部分水可以得到回收和再利用，但在生产寿命中，平均单井耗水约1-3亿升，这无疑加剧了水资源供给压力。

　　另外，水力压裂法在对于浅层地质进行钻探的过程中可能会影响到蓄水层，且所用压裂液一般都含有剧毒物质。压裂液在该井的生命周期中会出现一定比例的回流，一旦没有得到控制，该有毒液体便会在岩层中渗透，造成污染。

　　为了促进页岩气的开发，美国国会在2005年通过了《能源政策法案》(Energy Policy Actof2005)，将水力压裂法排除在了美国环保署(The U.S. Environmental Protection Agency，EPA)制定的《安全饮用水法案》以外，企业也不需要公开压裂液的化学成分，降低了对于页岩气开发的环保要求。

　　然而，近年来页岩气开采可能对于环境的污染、地质结构的改变及对淡水资源的大量消耗等问题引起了各方的关注。美国环保署(EPA)有望在其《有毒物质控制法案》(Toxic Substances Control Act)中对于压裂液成分的公布提出要求。各个州也开始制定相关法规规范页岩气开采企业的行为，例如宾夕法尼亚州要求企业对于开采用水进行明确规划，包括用水来源、用水量及对于水源可能的影响等；加利福尼亚州、伊利诺伊州、密歇根州和纽约州将强制公布压裂液成分提上议程；已有29个州对于废液的储存和处理提出了明确的要求。预计未来政策面有进一步收紧可能，未来美国页岩气发展或面临新挑战。

　　中国：页岩气储量大，开采仍处于初级阶段

　　资源：中国页岩气储量丰富，但开采难度大于美国

　　根据EIA在2013年对于世界上41个国家页岩气储量的预测，中国页岩气的技术可采储量或达到约31.6万亿立方米，超过阿根廷、阿尔及利亚及美国，成为世界页岩气储量最大的国家，占这41个国家总页岩气储量的14.3%.

　　而根据国土资源部油气资源战略研究中心在2012年发布的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选成果》：全国页岩气可采资源潜力为25.08万亿立方米(不含青藏区)。其中，上扬子及滇黔桂区9.94万亿立方米，占全国总量的39.63%；华北及东北区6.70万亿立方米，占全国总量的26.70%；中下扬子及东南区4.64万亿立方米，占全国总量的18.49%；西北区3.81万亿立方米，占全国总量的15.19%。按页岩结构来分，陆相页岩主要分布在松辽、鄂尔多斯等盆地；海相页岩主要分布在南方，以扬子地块为主；海陆交互相页岩主要分布在北方，以华北、西北和东北地区为主。

　　中国第一口页岩气井--威201气井于2009年12月18日开钻，2010年4月18日完钻，井深2840米。从2009年到2012年年底，各部门和企业累计完成129口页岩气相关钻井，其中调查直井46口、探井(直井)55口，评价井28口(水平井)，2012年产量约2500万立方米~3000万立方米。

　　尽管中国有丰富的页岩气储备，但页岩气的勘探开发具有“高技术、高风险、高投入、长周期”的特点，中国页岩气开采至今仍处于初级阶段，页岩气资源的地区分布、埋藏深度、可采储量等信息仍不明朗，还需要进一步大范围勘探，开采难度远大于美国。

　　现状：国内页岩气进展缓慢，近期有所加快

　　自2012年以来，相关部门出台了多项政策促进页岩气的发展。根据“十二五”页岩气发展规划，在2015年我国页岩气产量要达到65亿立方米，力争在2020年产量达到600-1000亿立方米。受到政策面宽松及本身储量大等利好因素影响，中国页岩气开采长期向好，但实际上近两三年来进展仍然缓慢。

　　阻碍页岩气开发的重要因素在于：(1)投资巨大：按“十二五”页岩气发展规划标准测算，10年内至少需要投入4000亿~6000亿元，巨额资本投入让许多企业，尤其是民营企业，仍持观望态度；(2)开采权重叠，大部分页岩气矿区与被中石油、中石化等国企控制的常规天然气矿区重合。目前我国采取的方法是“对于石油公司不勘查开采的，在不影响石油、天然气勘察的前提下，另行向其他投资主体出让页岩气探矿权”，但从第一轮和第二轮招标区块看来，大多数招标区块的资源储量和地质条件都不好，是石油公司不愿意啃的“骨头”，这进一步抑制了民营企业页岩气开采热情。

　　从2011年以来，页岩气探矿权出让共进行了两次招标，原计划在2013年底进行的第三轮招标未能实现。中标企业大致可分为三类，一类是煤电国企，第二类是各省属能源投资公司或省属地质系统企业，第三类是占比最小的民企(第一次招标中无民企中标，第二轮仅2家民企中标)。从第二轮页岩气中标企业的工作情况进展来看，页岩气招标区块的整体工作进展缓慢。按照2012年页岩气产量3000万立方米估计，由于2013年页岩气开发没有实质性进展，预计在2015年产量达到65亿立方米的任务难以完成。

　　展望：借鉴美国页岩气规模化开采尚需时日，政策支持、天然气涨价或成催化因素

　　1、资源、技术、成本仍是制约，借鉴美国经验中国规模化开采恐尚需时日

　　我们认为，美国页岩气产量大爆发在中国不可复制。其现实原因除了前文提到的地质结构复杂、技术薄弱、水资源匮乏、基础建设不足和政策体制的局限性等以外，还有各企业对于页岩气开发经济效益的顾虑。在不考虑单井产量逐年衰减且假设天然气价格至少能维持现有水平的情况下，大约10年的持续出气才能勉强收回钻井成本。而现在中央财政给予的0.4元/立方米的补贴政策由于补贴力度较小，给企业带来的激励不足。另外，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，这也进一步提高了页岩气开采成本。

　　正如前文所述，美国页岩气产量爆发并不如表面看起来那么光鲜，伴随着优质资源的枯竭和单井产量的迅速下降，为了维持产量需投入的资本开支已开始让部分页岩气开采企业望而却步。这些问题未来在中国页岩气开采过程中都将有所体现，加之地质结构、技术难度、基础建设和监管问题等，中国页岩气开采的困境或将有过之而无不及。由于技术难有突破性进展，我们预测在十年内中国页岩气产业难以走上规模化生产的正轨。

　　2、大气治理、天然气涨价提升企业投资积极性

　　尽管如此，雾霾天气的不断出现提高了对于天然气等清洁能源的需求，环保部等多部委也多次出台文件(如《重点区域大气污染防治“十二五”规划重点工程项目》等)要求加快“煤改气”的进程。此外，国际和国内天然气价格上涨预期强烈，也将进一步加大煤炭、电力、油气等企业对页岩气开发的热情，页岩气开采未来在中国仍将不断推进。

　　公司：永泰、神华、兰花、中煤等拟参与页岩气投资

　　从主要能源企业来看，2011年以来的两轮页岩气招标结果显示，永泰、神华、中煤、兰花等煤炭企业拟参与页岩气开发，均中标至少一块页岩气区块。华电集团中标最多，拿到了4块页岩气区块。而中石化、中石油、中海油、延长石油四大油气巨头仅中石化在第一轮中标渝黔南川地区的勘探权，但其原本拥有的气田中有许多页岩气区块，所以本身仍掌握着大量页岩气资源。

　　中国神华：

　　神华在二轮竞标中获得了一块页岩气区块的探矿权，同时也将目光投向美国市场，拟合作开发美国页岩气项目。此举或将通过学习美国先进的开采技术并借鉴美国页岩气商业模式而影响国内页岩气开采进程。

　　永泰能源：

　　永泰从2012年以来两次转让持股公司股权，以期进一步整合公司经营业务，集中资金用于发展公司煤炭主营业务和页岩气领域的勘探与开发。在二轮招标中获得一块页岩气区块的探矿权，并于13年设立下属页岩气子公司。

　　其他公司：

　　除神华和永泰外，煤炭企业中兰花、中煤和山能也中标页岩气区块。总体来说，中标企业仍多为央企和地方企业，其中五大电力集团对页岩气开发兴趣高涨，而煤炭企业参与度不大。第二轮招标中，83家投标企业中有近三分之一为民企，最终仅一家煤炭民企(华瀛山西能源投资有限公司)和一家非煤炭民企(北京泰坦通源天然气资源技术有限公司)共获得了两块页岩气区块的勘探权。

　　原定于2013年年底进行的页岩气第三轮招标未能如期进行，但一些煤炭企业已蓄势待发，为第三轮页岩气投标做好准备。预计未来更多煤炭企业将涉足页岩气开发领域。

　　此外，除了页岩气开采公司，页岩气相关公司还包括部分设备和服务提供商。

　　风险提示

　　由于技术壁垒、资金投入较大等因素，页岩气开发进展或低于预期。