前途未卜的中国页岩气热潮

中国天然气市场有望在未来十年迎来强劲增长，这其中有几项主导因素使然。

首先，中国正在努力推动能源结构转变，加大清洁能源使用，在这个过程中，天然气被视为一种可行的过渡性能源。其次，中国天然气消费远低于全球平均水平，这也就预示着巨大的增长潜力。最后，几项经济推动力都有利于促进天然气消费，其中最重要的就是中国强调以城镇化发展来推动未来发展。

中国天然气战略的核心是开发其丰富的页岩气储量，这也是国内外热议的话题。拥有着世界上最多的技术可开采页岩气储量，中国希望能重现美国的页岩气开发热潮。中国2012年3月公布的计划就体现了这种愿望：预计2020年中国页岩气产量目标是600亿-1000亿立方米。

为此，中国政府采取了一系列政策来鼓励和支持页岩气开发。但到2014年底，国务院已将中国2020年页岩气产量目标削减至“超过300亿立方米”。官方目标大幅削减说明中国开采页岩气资源面临着巨大障碍。

与此同时，中国是否应该优先发展页岩气而不是常规和其他非常规天然气资源是值得商榷的。中国的常规天然气产量仍持续增长，还拥有巨大的致密气和煤层气（CMB）储量。此外，中国国有石油企业（NOC）开采这类非常规天然气的技术已经成熟。就连中国最大的陆上油气开采公司——中国石油天然气集团公司（CNPC）也公开主张，更合理的做法是重视致密气和煤层气的开发，而不是页岩气。

在承认这种争论存在的同时，本文将重点讨论中国的页岩气发展，以及中国决定朝着既定目标前进的情况下，中国页岩气发展的未来前景。本文探讨了中国开发页岩气资源的过程中遇到的根本挑战，总结了中国政府为此已经推行的各项政策，最后总结了一些关于中国如何克服这些挑战的想法。

根本挑战

从概念上讲，页岩气开发可分为两个阶段。第一阶段也称创新阶段，就是开发出具有成本效益的开采技术，这只能通过“边实践边学习”和技术革新来实现。一旦开采技术的成本效益性得到验证，页岩气的开发就进入到第二阶段，也就是扩大阶段，大幅提高产量就是发生在这个阶段。在第二阶段持续改善技术有助于提高盈利并拓展新区域的开发。

第一阶段的困难远甚于第二阶段。一旦某个页岩气区域的钻井证明前景有利可图，就不难吸引进一步的资本投资在此地和类似构造的页岩气矿的勘探和开发上，尤其是当钻井开采工作在寻求投资时。

但中国仍处于第一阶段，其根本挑战在于通过技术革新来降低开采提取成本，这样公司就会觉得页岩气钻井是有利可图的。这正是因为页岩气钻井目前在中国仍然是无利可图的。

就以中石化（Sinopec）和中石油这两家中国最大的页岩气公司为例来说明这一点。到2013年底，中石化报告页岩气开发投资总额达3.70亿美元，中石油的总投资达到6.40亿美元，合计超过10亿美元。但就在同一年，中石化商用页岩气总产量只有25.8亿立方英尺，中石油总产量只有24.7亿立方英尺。

中国大部分页岩气钻井位于四川省，这里的天然气井口价约为9.06美元/千立方英尺（mcf），政府对页岩气的补贴是1.81美元/千立方英尺。据此估算，两大国有石油企业的页岩气收入总额只有5440万美元。也就是说，到2013年底，两大企业的页岩气业务短期亏损已经接近10亿美元。

为什么页岩气钻井目前在中国不能盈利？原因很简单，就是成本高昂。所谓利润，就是收入扣除成本后的差额，而收入等于价格乘以数量。即使页岩气价格可以达到15美元/千立方英尺，两大国有石油企业的收入也只有7570万美元，亏损仍接近10亿美元。各种报告表明，四川盆地页岩气钻井的单井成本是美国同类钻井成本300万美元的三到四倍。

严峻的地质条件

中国的页岩气钻井成本何以如此高昂？两大主要原因是缺乏“边实践边学习”的过程和规模经济，同时中国的地质状况也更为复杂。

关于第一点原因，中国目前已钻的页岩气井数量很少，截至2013年底约有60口井，全部都是由中石油和中石化钻的井。钻井的数量稀少也会从几个方面影响开发成本。

首先，这说明两大国有石油企业尚未积累足够经验，缺乏学习如何改进技术和降低钻井及水力压裂成本的方法。其次，钻井所需的高额固定成本（例如：评估矿井储量和了解目标储层地质情况的成本，建设公路和管道等基础设施的成本）并没有通过大批钻井而得到有效的分摊，也就意味着单井成本高于本来应有的水平。第三，钻井和压裂机械可能并没有得到充分利用。

中国页岩气钻井成本高昂的另一个原因是复杂的地质条件。据国内外工程师介绍，中国页岩气资源的地质条件远不及美国有利。美国能源信息署（EIA）称，“大部分中国页岩盆地地质构造复杂，有许多断层，部分断层地震活动活跃，不利于页岩资源的开发。”

美国能源信息署的报告进一步指出，四川盆地西南象限（占中国页岩气储备总量的50%以上）是中国页岩气最具开发前景的地区，这里的地质条件、水资源状况和现有管道，进入主要城市市场的渠道都相对有利。但是，报告引述中国石油天然气股份有限公司几位工程师称，“这里的地质构造相当复杂，有大量褶皱和断层，预示着页岩气开发的重大风险。”报告作者在另一份报告中强调，四川盆地“地质情况是巨大障碍，例如大量断层（有些处于活跃期），多地层陡峭，高构造应力区，硬地层钻井缓慢，部分地区硫化氢和二氧化碳含量高。”

这些地质难题提高了现有技术的成本，即使采用一些最好的现有可用技术也是如此。中石油和中石化可能不具备世界领先的技术，但他们已经用水平钻井和水力压裂开采技术成功钻探致密气井多年。即使是同中石油签订产量分成合同，而且理应拥有世界最先进技术的壳牌公司，在四川盆地钻井多年仍未取得很大的成功。

这都说明复杂的地质构造是重大障碍之一。尽管壳牌的钻探和测试都表明四川的储量前景可观，但也同时有着“与断层相关的重大难题，例如经常在区块外钻井，而由此导致的变化让钻井完工变得更加复杂。”

除地质条件外，水资源稀缺也可能导致钻井成本过高，以至于部分潜在页岩气储地无法钻井。目前的水力压裂技术需要大量用水，所以中国最初就以水资源更为丰富的四川盆地为主开发页岩气并非偶然。但是，中国第二大页岩气储地新疆塔里木盆地的缺水状况十分严峻。

世界资源研究所称，“塔里木盆地气场超过95%的面积不仅面临极高的基线用水压力或干旱的情况，还面临非常严重的地下水短缺和季节波动性的威胁。这些不利条件将给公司获取水资源造成巨大挑战。”

如果假设四川盆地页岩气资源的地质条件（和深度）非常接近美国的主要井场，开采公司无疑会有很大动力在这里钻井。正如上文所提到的，加上政府补贴，四川地区的页岩气价格可以达到11美元/千立方英尺。与之相比，美国天然气价格最近虽然一直在4美元/千立方英尺附近徘徊，但公司在美国钻探页岩气井仍有利可图。

诚然，中国开采页岩气基础设施缺乏，地形崎岖，还需要从美国转移技术，这些都会导致生产成本上涨。但这些成本都可以精确计算，而且肯定可以很快降至7美元/千立方英尺以下。

但是，更严峻的地质状况和其他不利因素都意味着短期内中国页岩气生产成本难以降低。通过数千个钻井来实现规模经济再加上持续创新，这样能够降低成本，但需要庞大的初始资本以及对创新的持续投资。鉴于页岩气钻井能否盈利以及何时盈利都存在显著的不确定性，公司可能仍不愿为钻井大笔投资。