第一情报 ---能源与环境

中国页岩气开发挑战(二)

供稿人:叶晓芊  供稿时间:2015-10-26   关键字:中国  页岩气  开发挑战  
一、国内天然气基础设施及定价机制有待完善

从国内天然气价格定价来看,天然气产业采取分段经营的管理模式,其价格体制建立在单一气源产业链模型基础上,基于平均成本和合理利润的政府定价体制,顺价机制的天然气销售价格链。这一定价机制对天然气本身开发有所不适应,对未来非常规天然气大规模开发带来阻力。天然气井口气价非常复杂,且天然气井口价与城市燃气价格由中央政府和地方政府严格管控,不仅造成我国工商业用气价格偏高,民用气价格严重偏低的问题,打压了天然气作为清洁能源的价值与抑制天然气规模化应用的可持续发展性。目前,我国页岩气产业尚处于起步阶段,国家还没有出台页岩气市场应用的定价机制。若参考常规天然气定价机制不仅我国页岩气勘探开发的经济性难以实现,而且有碍于页岩气应用市场培育。全国天然气价改扩大试点方案日前已完成,重庆、四川等地有望成为第二批试点区域,定价方式将沿用两广试点的“市场净回值法”,有望对未来页岩气发展起到促进作用。

除页岩气开采相关技术外,天然气基础建设方面,中国远远落后于美国。基础设施需要加强。另外,页岩气资源富集区很多集中在中西部山区,管网建设难度大、成本高,不利于页岩气外输利用和下游市场开拓。比较而言,截至2011年底,我国天然气干线管道长度约为4.5万千米,干线管道密度为4.7米/平方千米,是法国的1/14,德国的1/23。虽然我国在“十二五”期间计划实现天然管道里程增加一倍,但相对于2015年约2000亿立方米的天然气消费需求来说,管道供气能力依然有限(西气东输一线、二线供气能力合计为420亿立方米,将要开工的西气东输三线供气能力为300亿立方米)。二是管网运营权过于集中可能会导致排他性输送。2011年中国天然气管道约为4.5万千米,其中,归属于中石油运营的有3.28万千米,占73%。其它天然气开采商能否以合理的成本使用中石油的天然气管道?答案也许是否定的。针对这两个问题的主要解决方案就是采用LNG方式输送天然气。

二、开采成本偏高,资金缺口大

《页岩气十二五发展规划》中规划“到2020年,页岩气产量达到600亿-1000亿立方米”这一目标,但截至2012年4月底,我国共钻完页岩气井63口,而打一口3000米深的页岩气井,需要投入1亿元左右,其中,直井达到2万美元/米,水平井高达3万美元/米。如果要实现600-1000亿立方米的产量,以美国单井产量来估算,需要打出约2万口页岩气井,10年内需要投资4000-6000亿元,即平均年需投资400-600亿元。如此巨额投资,仅仅依靠几大国有能源企业根本无法实现,因此,吸引民间和外国资本就成为必然。即便如此,民营企业想要独立进入页岩气勘探开采领域依然困难重重。与常规天然气相比,页岩气开发成本较高,一口井动辄投资上亿元,还未必能采出气,资金投入超出一般民营企业的承受范围。

根据有关专家推算,要实现2020年1000亿立方米页岩气的产量,勘探、开发、管网和公共基础设施8年的总投入在1万亿以上,年均投资规模超过1200亿元。而根据国际能源咨询机构HIS研究显示,2011年中国页岩气的开发投入不到15亿元。此外,开采成本偏高。钻井方面:中国页岩气藏的储层与美国相比有所差异,美国的页岩气层深度在800~2600米,而四川盆地的页岩气层埋深在2000~3500米。目前国内开发一口页岩气井大约需要4000万人民币,普通气井投资在500万元左右。壳牌和中石油合作时曾提出一个指标,要把中国页岩气的成本降到四千万。

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