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页岩气商用元年:资本盛宴背后账单难平

每日经济资讯 2014-06-27  550次
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  如果把2012年称为页岩气投资元年,那么,2014年则可以说是页岩气的商用元年。今年上半年,国内成熟的页岩气区块接连传出规模商用的消息,建管道、建LNG、建合资企业几乎成为页岩气开发主体“两桶油”的规定动作。然而,在页岩气规模化商用之时,成本问题更加突出。“杯水车薪”的补贴总算落地,但用气大户的烦恼持续不断。开发初期成本高、定价难成为页岩气“成长的烦恼”。这也给很多如火如荼开发中的页岩气区块泼了一盆冷水。


  资本篇


  页岩气开发整体进度慢民企多观望


  近年来,页岩气在国内掀起了一次前所未有的投资热潮。无论是知名央企、地方国企,还是上市企业、民营企业都参与其中,但页岩气开发背后并不“热”。


  “整体的开发程度非常低。”一位业内人士对记者表示,虽然中石化在涪陵的开发进展超预期,但目前页岩气开发巨大的不确定性,还是让很多企业处于观望中。甚至没有一家拿到区块的民企进入实质钻探阶段,都还在做地质勘察。


  “那些区块明摆着是不赚钱的。”四川宏华集团总裁张弭近日在接受《每日经济资讯》记者采访时表示。虽然张弭看好页岩气前景,但有着油气开发经验的宏华集团并未参与页岩气区块第二轮招标。张弭认为,好的资源都在“两桶油”的传统油区,还需“做好准备,等待开放的机会”。


  热潮背后民企观望


  国际知名油田技术服务企业贝克休斯(中国)油田服务有限企业北亚区战略性业务拓展经理卜范慧在接受《每日经济资讯》记者采访时表示,页岩气开发目前在中国还处于初级阶段,前期投资非常大,对于自负盈亏的民营企业来说,其利润率是非常低的。


  记者了解到,目前中标的民企大多面临地质调查困难、技术储备、资金以及人才等各方面的问题。由于投资与回报不成正比,诸多企业处于进退两难的窘境。 “民企还没有人真正进入开发阶段,都是初步打探井或者实验井。”长期与钻探企业接触的卜范慧直言,目前大多数页岩气企业的探井数量有限,都非常谨慎。


  为了加快页岩气产业化,国土部在第二轮页岩气招标中宣布开放民企投标资格,试图打破第一轮招标中国企独大的局面。两家中标企业均为民企,分别是华瀛山西能源投资有限企业 (以下简称华瀛山西)和北京泰坦通源天然气资源技术有限企业 (以下简称泰坦通源).


  华瀛山西为永泰能源(600157,SH)的子企业,中标结果公布后不久,永泰能源就开始出售资产,为页岩气开发做准备。泰坦通源董事长王净波曾表示,企业计划于今年5月开钻第一口井,但目前泰坦通源的页岩气钻井仍未有消息。


  “目前的开发风险相对来说还是非常大。”卜范慧表示,投资近亿元才能打一口井,但如果打出的只是一口干井或者产量非常低,投资就相当于打了水漂。也有券商分析认为,企业页岩气开发积极性低受天然气价格改革预期影响,油气企业惜售心态加重。


  作为世界第二大陆地石油钻机制造商、中国最大石油钻机成套出口企业的宏华集团并未参与区块招标。对此,张弭向《每日经济资讯》记者坦言,中国资源量好的页岩气区块基本上被“两桶油”垄断,此前招标的区块明显都是不赚钱的。


  页岩气开发步履维艰


  虽然被确立为独立矿种,但页岩气本质上就是天然气。而天然气资源丰富的四川盆地,同样也是页岩气的富矿区。相关统计表明,我国目前有近77%的页岩气资源存在于现有的常规油气区块中。


  “重叠区块里的页岩气亟待开发,如果拿出来单独招标,会有很多企业投标。”张弭表示。


  独立矿种的制度 “看上去挺美”,但在现实中区块重叠、勘探不足等问题让页岩气开发步履维艰。第二轮招标之后,尽管中标的企业大多已有行动,但出于种种原因,这些动作大多是少量的地质勘探工作。


  6月12日,国土资源部发布了我国首部页岩气储量行业标准《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(以下简称《规范》),并于6月1日起实施。这也从一个侧面反映出我国页岩气产业仍处于发展的初期阶段,行业标准尚不完善。


  《规范》强调,页岩气勘探开发经济评价,把页岩气的经济意义作为一个重要因素予以考虑。页岩气勘探投资的目的是为获取有开采价值、有经济意义的页岩气储量,这就决定了页岩气勘探不仅要查清页岩气的有效储层、品位、赋存条件及开采条件,而且还要对其进行可行性经济评价,从而确定页岩气开发的经济意义。


  页岩气开发的经济性首次受到国家层面的关注。而此前财政部发布的页岩气补贴政策显示,2012年到2015年,中央财政对页岩气开采企业给予0.4元/立方米的补贴。但也有业内人士指出,页岩气的补贴条件严格,且时间只有3年,油气企业尚未开发完毕可能就错过补贴时间。


  “现在无论是私企还是三桶油 ,都希翼国家出台一些更有利的扶持政策。”厦门大学能源研究中心主任林伯强对 《每日经济资讯》记者表示,在目前这种阶段,国家的激励机制还不够完善,补贴对于成本来说太少。


  此外,目前页岩气开采的主要形式水力压裂技术也备受争议。其原理是通过大量掺入化学物质的水灌入页岩层进行液压碎裂以释放天然气。近年来不少学者就此提出质疑,认为水力压裂技术不仅浪费大量的水资源,还可能导致气井附近出现地下水污染。


  业内人士指出,水力压裂技术在中国的应用可能面临着更广泛的风险。从目前的勘探情况来看,我国的页岩气产区主要分布在西北、西南等水资源缺乏的地区,页岩气的开发将可能加大当地水资源缺口。


  市场篇


  规模商用陷尴尬管网机制掣肘页岩气开发


  重庆涪陵区页岩气在2013年底传出成功规模商用的消息,让很多企业看到了希翼,但页岩气商用并非一帆风顺。


  同处涪陵区的建峰化工(000950,SZ)是中石化页岩气商用的最大客户,但建峰化工也因与中石化的页岩气价格谈判僵持不下,企业2013年报被审计机构出具 “非标”意见。用气大户面临的尴尬,让页岩气定价难的问题浮出水面。


  经过近半年的谈判过后,《每日经济资讯》记者日前从建峰化工了解到,经过地方政府等方面努力,建峰化工已与中石化方面达成协议,取得积极进展,但具体气价仍不得而知。


  页岩气商用初体验


  今年3月24日,中国石化宣布涪陵页岩气田勘探获得重大突破,将以原计划10倍的产能,提前加速进入页岩气大规模商用开发,并且在2017年建成百亿方产能。


  按照2013年10月国家能源局公布的《页岩气产业政策》,页岩气出厂价格将实行市场定价,并鼓励页岩气就近利用和接入管网。在涪陵气田附近的建峰化工成为第一个 “吃螃蟹”的企业。2013年9月15日,建峰化工开始从中石化商用页岩气气田采购页岩气,建峰化工亦成为国内首家通过管道规模化输送页岩气的用户。


  建峰化工去年报显示,截至2013年12月31日,建峰化工已累计使用页岩气1.19亿立方米,并已累计预付了页岩气款2.14亿元,同时参照相同地域天然气市场价格暂估了已使用的页岩气成本。


  然而,定价难题摆在面前。


  “同样作为管道气,页岩气的价格如果高于天然气价格,企业就不会选择页岩气。”中国石油大学工商管理学院副院长郭海涛在接受 《每日经济资讯》记者采访时表示。


  在目前的天然气价格体系中,重庆的天然气定价不算高,不到3元/立方米的工业用天然气的价格,要远远低于东南部的一线城市天然气价格。经济发达的沿海城市没有能源产出,但又有大量的需求,深圳的工业用天然气价格为4.8元/立方米,广州高达4.85元/立方米。


  中石化同样希翼能将页岩气资源输往更能承受高气价的东南部省市,但这同样不易实现。有业内人士指出,页岩气资源来自川渝,如果不能给地方带来更高的附加值,而仅仅只是资源输出,地方政府很难接受。


  业内人士指出,铺设远距离的页岩气输送管道需要耗费大量财力和时间,即便是地方政府有外输的打算,想在短期解决好管道的问题并收回管网建设的成本很难实现。


  管网建设掣肘商用


  页岩气管网建设也是重要的布局。美国天然气管网发达,目前具有超过40万公里的管道,页岩气在开发后可以就近进入管道网向需求地区运输,大大降低了页岩气开发利用成本。而中国管网设施建设起步晚,目前总管道长度约为4万公里。


  “美国的管网和运输都比较发达,有利于页岩气入网商用。”贝克休斯(中国)油田服务有限企业北亚区战略性业务拓展经理卜范慧在接受《每日经济资讯》记者采访时表示,在美国,不用所有的开发者都建自己的管网,只要交纳少量的管道费就可以入网卖到各地。


  记者了解到,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。页岩气资源富集区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。


  事实上,2014年初,国家能源局发布了 《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》,提出“鼓励油气管网设施互联互通”。国家发改委公布《天然气基础设施建设与运营管理办法》指出“国家鼓励、支撑各类资本参与投资建设纳入统一规划的天然气基础设施”。而这些政策还有待落地。


  “油气管网问题成为制约中国页岩气发展的一个主要原因。”厦门大学能源研究中心主任林伯强表示,在国内,管网怎么走,是不是完善,中石油、中石化会不会歧视等都是问题。这些问题导致行业人气不够。


  “成本降不下来,管网又不是很发达,卖不到气价高的地方,当然很多人不敢进去投资。”林伯强认为,应该鼓励更多的民营企业参与页岩气开发,这样技术突破才会快、成本才会降下来。“几家企业在突破和几百家企业在突破,效果是不一样的。”


  趋势篇


  页岩气开发成本难降各方合力寻“甜点区”


  不管是美国,还是中国,页岩气背后同样存在多种难题。


  “从2009年到现在,借鉴的技术大家还没有完全适应,我国仍处于页岩气开发初期阶段。”近日,中国工程院院士、石油地质学家翟光明在接受《每日经济资讯》记者采访时表示,页岩气开发成本还很高,但如果在技术上更熟练,钻井更快,压裂更顺利,成本就会逐渐降下来。


  不过,要实现降成本并不容易,除了要克服特殊的地质条件,还要消化外来的装备技术,精准地找到区块中的开发“甜点区”(sweetpoint,即具有经济开发价值的富集区)。从美国的开发经验来看,其地质资料、勘探资料的共享为其高效开发提供保障,而在这方面中国需要各方合力,还有很长的路要走。


  美国的页岩气诱惑


  2004年,美国页岩气井仅有2900口,2007年猛增至41726口,而2011年仅新建页岩油气井数量就达到了10173口。美国页岩气的大开发,提高了能源自给水平,其能源对外依存度降至上世纪80年代以来最低水平。


  中国也开始了开发之路。据美国能源情报署估计,中国页岩气的储量居世界第一,为36万亿立方米,约占全球总储量的20%,远高于排名第二的美国的24万亿立方米。


  但迹象显示,美国页岩革命最疯狂的日子可能已经过去。美国官方近期公布的数据显示,2013年美国天然气产量上升至702.1亿立方英尺(约合19.9亿立方米),但产量只比2012年增长了1.5%,这是2005年以后大范围使用新钻探技术的最低年增长速度。


  今年5月底,美国能源信息署(EIA)发布消息称,美国页岩油重地加利福尼亚蒙特利的可采储量预测值猛降96%。而此前蒙特利的页岩油储量被认为占到了美国的2/3.


  当时,媒体纷纷用“美国页岩革命及能源的新黄金时代神话濒临破灭”来形容这一新数据。不过也有专家认为言过其实,随着钻采技术的发展,不排除以后重新上调储量的可能,且蒙特利并非美国页岩油气的主产区,并不会对当前产量造成影响。


  广发证券今年初发布的研报认为,由于天然气价格低迷和开采成本高企,页岩气开采普遍难以盈利。尽管已有租约成本和资本市场的压力迫使页岩气企业勉强生产,但主要企业的业务重心已开始转移。


  此外,广发证券分析师认为,页岩气开发中的环保问题也值得关注,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。当前美国环保署以及各州已开始制定相关法规来规范页岩气开采企业。


  国内降低成本仍需时日


  据《南方能源观察》杂志报道,在重庆涪陵区焦石坝区块,优化后的单井投资达到9000万元,尽管在现场实施的过程中这一成本有所减少,但单井开发依然需要8500万元的投资,其中钻井投资3800万元,压裂试气4100万元,地面工程600万元。


  相比国内近亿元的单井成本,业内人士估算,美国单井成本仅有中国的30%。贝克休斯(中国)油田服务有限企业北亚区战略性业务拓展经理卜范慧在接受 《每日经济资讯》记者采访时表示,从钻井周期、钻探成本,甚至井面的建设费等多方面来看,目前国内成本都远高于美国。


  仅从钻井周期来看,由于开发经验不足,北美30天可以钻好的井,在中国可能需要60~90天,而每天的钻井成本就高达十几万元。此外,国内页岩气产区地质条件复杂,埋藏深度较深,增加了钻井成本。


  “四川盆地深度比较深,且地层难打,钻井完成之后还要打水平井,再加上分级压裂,所以成本比较高。”翟光明表示,在降成本方面,我国还需要一个过程,美国也是经历了多年才把成本降下来。


  “主要还是相关技术跟中国情况还不适应,而且中国有很多特殊问题。”厦门大学能源研究中心主任林伯强对《每日经济资讯》记者表示,美国技术也琢磨了四年,近几年才爆发,中国真的把技术拿过来,也要有一个适应期。


  对于控制成本的路径,页岩气工厂化作业、国产化技术等路径可能提示了方向所在。据记者了解,尽管国内部分企业已经有较强的页岩气开发经验,但部分核心技术依然在国外几大油气企业手中。


  “实现国产化是可以把成本降下来。但目前国内技术跟国外还有很大差距。”卜范慧表示,一项技术不一定适合于所有场所,需要因地制宜进行改善。如果拿不到技术精华,只是简单功能拷贝,就不能抓住技术核心,这也是目前国内钻井技术推动较慢的原因。


  数据共享寻“甜点区”


  另一个控制页岩气开发成本的方法就是精准地找到“甜点区”。一般情况下,页岩气产量衰减很快,第一年产量递减率可达到70%甚至更多,因此寻找“甜点区”对保证页岩气经济开发至关重要。


  “国内页岩气井的衰减期比美国要好一些,但高产时间也降得很快。”翟光明表示,国内页岩气井空隙度和渗透率都较低,所以,初期产量较高,但很快也会下降,下降到一定程度后可稳产一段时间。


  正因页岩气快速衰减的特性,在寻找到“甜点区”之前,企业大多不敢大规模投入,打的井也都是试验井,不能保证其具有商业开发价值。


  中石油官网消息显示,中国石油勘探开发研究院副院长兼总地质师邹才能称,并不是有页岩气的地方都能进行有效开发,还要考虑页岩气富集条件和经济因素。在平面上,有核心区和“甜点区”;在纵向上,有富集段。四川盆地页岩气分布大约14万平方公里,高产“甜点区”仅有1万至2万平方公里。


  “如果连地方都没有选好,后期打段的过程中,就不可能找到甜点区 。”卜范慧先容,压裂成本往往占整口井成本的50%~60%,所以目前企业还是希翼找到 “甜点区”再进行压裂。


  在地震资料、勘探资料等寻找“甜点区”的关键数据上,美国已经基本实现数据共享,并对于美国页岩气开采发挥着重要作用。在美国,页岩气开采首先要将地质资料交到州地质调查局,一定时间后被公开共享,一些中小企业拿着共享地质资料,请地质机构评估后就可以把井位定下来。


  而在国内,虽然区块内做常规油气的时候已经有资料,但由于没有共享,企业在页岩气中标之后还需要做二维、三维的地质调查,不仅成本高,而且浪费时间。卜范慧表示,目前国内可能还做不到共享数据,页岩气、页岩油的地震探测等都是大型央企在做,要实现共享还不太可能。


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