“十二五”中国将实现页岩气大规模生产

　　“页岩气的话题最近太热了，前景到底如何？”在“页岩气产业发展趋势研讨会”会议间隙，一位能源设备制造企业的老总这样问记者。这一问题或许也是眼下众多能源业界人士的疑惑。

　　一批投资者已经入局，而另一些“保守派”仍在谨慎观望。“预计到2015年中国可以实现页岩气的大规模生产。”针对业界的疑惑，国土资源部矿产资源储量评审中心研究员李玉喜给出了较为肯定的预判，这已是近20天内来自官方人士的第二次“打气”。

　　李玉喜对比了国内外页岩气发展态势，分析了资源认识、技术经济、宏观管理等多方面的问题，并针对性提出了五大发展路径。他总结到，虽然中国页岩气处在起步阶段，但已有良好开端，目前已进入实质性的勘探开发阶段。

　　大规模生产在望

　　11月15日，“2013非常规油气合作伙伴峰会”在京召开；11月28日第三届中国页岩气发展论坛”在成都举行；紧接着，12月5日全国工商联新能源商会召开“页岩气产业发展趋势研讨会”。密集的业界讨论背后是中央层面接二连三的利好消息支撑。

　　自2011年12月国务院批准页岩气为独立矿种之后，2012年3月16日四部委发布《页岩气发展规划（2011-2015年）》；2012年10月26日国土资源部印发《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》；2012年11月1日财政部、能源局出台页岩气开发利用补贴政策；2013年10月22日，能源局发布《页岩气产业政策》。

　　“尽管有不同认识，但发展页岩气已是主流，并成为世界主要页岩气资源大国的共同选择。”在12月5日的研讨会上，李玉喜甫一上台先为页岩气发展定调。

　　他介绍了全球页岩气的发展态势。2012年，美国产量2653亿立方米，加拿大产量超过100亿立方米，中国和澳大利亚已有单井产量，波兰、印度等30多个国家也在积极开展前期研究。但是，中东、俄罗斯等国的页岩气勘查开发尚未受到关注，法国为了保护环境禁止国内页岩气勘查开发。

　　而中国的具体情况是：截至2013年9月底，全国共实施页岩气钻井142口，主要分布在四川、陕西、重庆等地，由中国石油、中国石化和延长石油3家石油公司参与勘探开发。目前四川、重庆是中国的页岩气主要生产地区，中国石油、中国石化已经在该地区建设了生产示范区。

　　“预计到2015年中国可以实现页岩气的大规模生产。”对于未来中国页岩气产业的发展，李玉喜持乐观态度。就在20天前，国土资源部的另一位官员张大伟也曾信心满满的给出类似的预判。

　　张大伟认为，尽管第二轮招标区块尚未打出一口井，但明后年将会产生一批见效企业。而且，“十二五”期间，我国不仅有望完成页岩气产量65亿方的目标，甚至可能超额完成达到100亿方。

　　五大发展路径

　　在此次会上，李玉喜还指出了页岩气发展面临的三大问题，包括资源认识问题、技术经济问题和宏观管理问题。

　　“页岩气从勘查开发到利用，再到规模化形成产业，在我国涉及9个以上部委和地方政府，还有国家科研机构和相关部委的研究机构和石油、地质大学，以及各类企业和投资主体，但目前都是各自为战，缺少有效的统筹协调，尚未形成全国性的页岩气发展思路、目标以及具体的工作方案等。”他指出，这不利于我国页岩气产业健康有序、跨越式发展。

　　针对上述问题，李玉喜提出了中国页岩气的发展路径。首先，加强统筹协调，进行顶层设计，研究制定国家页岩气发展综合性工作方案，明确页岩气发展的指导思想、工作原则、目标任务和政策措施成立宏观决策、统筹协调的高层组织机构。

　　其次，坚持市场化改革，加大开放力度。具体包括允许地方、社会、民营资本、外资进入页岩气领域的各个环节，应该或能够放开的领域要全部放开，构建竞争性的市场结构；完善矿业权出让和转让制度；页岩气生产与管网运营分开，组建多个管网公司，现有管网允许第三方准入，下放省及以下管网建设核准审批权限等。

　　再者，统筹示范区，进行综合示范。选择川渝黔鄂湘等不同类型的页岩气重点有利区（不分区块内外），在资源评价、开发技术、利用模式、管理体制、政策支持和监管等方面先行先试，综合试验，积累经验国家组织协调机构牵头，整合现有的示范区，建设新的示范区。

　　此外，还应该建立监管体系，进行有效监管，并建立统一的资料平台，实行共享按规定汇交页岩气地质资料。

　　来自美国“油气租约法”的启示

　　谈到页岩气产业，不得不从页岩气勘探开发的“鼻祖”美国说起。

　　在12月5日召开的“页岩气产业发展趋势研讨会”上，西门子（中国）有限公司亚洲及澳洲并购业务首席法律顾问张利宾给大家上了一堂生动的关于页岩气开发的“法律课”。

　　近年来，美国页岩气的成功主要源于独立的中小油气公司，而非国际大型石油公司。这些中小公司具有不可抑制的创新欲望和企业家精神，敢于在页岩气的新领域进行探索，而页岩气开发本身较常规油气的勘探开发所具有的风险，成本相对较低和投资回报周期较短的优势，使得中小公司得以在页岩气领域拔得头筹，成为美国页岩气开发领域的生力军。

　　毋庸置疑，在页岩气产业发展的过程中，定向开采、水平钻井和水压裂技术相结合的技术突破确实使得页岩气开发和生产具有了商业上的可操作性。但张利宾强调，“美国页岩气成功还有着更深层次的制度上和法律上的原因，其中主要包括其非常发达的油气租约法”。

　　据介绍，美国有一定比例的土地是联邦政府和州政府所拥有的，具有潜在的油气资源。这些土地通过招标的程序，根据油气租约“出租”给私人的油气开发商（包括独立的中小公司和大的油气公司），进行油气的勘探和生产开发，而土地所有者则对油气的产出拥有分成的权益。

　　鉴于油气勘探和开发具有较高的风险和利润回报，这种被称为“油气租约”的契约性文件在权衡土地所有者和油气开发商之间的利益分配、降低风险和减少不确定性方面起到了极为重要的作用。

　　对土地所有者来说，其获得的利益包括签约奖金、延期租金、关井提成费以及油气产出的提成费。而油气开发商在获得油气勘探、开发和生产权利的同时，也承担各种明示或默示的义务，比如尽快开始作业义务、进一步开发义务和防止油气资源流失义务等。

　　不过，美国的这种“油气租约”对于承租方并没有资质的要求。如果获得租约的一方没有运营资质和能力，其可以通过和运营商签署运营协议或分租协议的方式来解决。

　　值得一提的是，根据美国法律，油气开发商在获得开发油气矿产资源权益的同时，也获得了因勘探、开发和生产油气而必要的使用地表和地下深土层的权利，这种权利具有地役权性质。“若没有这种地表的使用权，给油气开发商所授予的油气矿产权利就毫无意义，并且毫无价值。”张利宾强调。

　　当然，这种地役权不能被滥用，美国法庭经常援引一种叫做“合理照顾原则”，对开发商的上述地役权予以限制。根据美国法律，衡量开发商使用地表是否合理，需要考虑油气行业在类似的时间和地点下所采取的通常的合理惯例，以及地役权的使用方式。

　　张利宾认为，中国对页岩气的勘探、开发和生产开展市场化的实践，乃至油气资源领域的市场化改革均可以借鉴美国的油气租约法律制度，建立符合中国国情的油气租约法律制度。他还总结了美国经验对中国页岩气行业的五大启示：捕获规则、契约精神、保护矿权、对自然垄断进行监管，以及环境保护。

　　具体来看，要放开上游的市场准入，鼓励竞争，规定最低工作量和最低资金投入，以期中国的页岩气资源尽快得到开发；通过合同使得参与页岩气开发的各方的利益达到均衡；矿权优先于地表权，允许矿权流转以便资源能达到最佳配置；对天然气管道公司进行监管；制定饮用水法、清洁水法等法律法规以保护地下水和其他资源。

　　2020年页岩气投资需求将达1.75万亿元

　　 “我国页岩气要达到2020年600亿~1000亿立方米年产量的规划目标，页岩气开发的总投资额需求将达到1.75万亿元。”在12月5日召开的“页岩气产业发展趋势研讨会”上，中国石油天然气集团公司经济技术研究院高级经济师徐博如是表示。

　　他不仅预测了国内页岩气投融资需求，还分享了美国油气股权融资、公司债券融资及项目融资、特许权信托等投融资方式与经验。徐博预测，根据美国十年来的经验，页岩气开发前期可能将首先迎来一波相关钻井和压裂等设备的需求高峰。

　　1.75万亿元投资需求

　　根据2012年国土资源部发布的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》，经初步评价，中国陆域页岩气地质资源潜力为134万亿方，可采资源潜力25万亿方（不含青藏区）。

　　丰富的地质资源为我国页岩气发展奠定了基础。今年3月，国家发改委、财政部、国土资源部和能源局联合发布《页岩气发展规划（2011-2015）》，提出“到2015年产量达到65亿立方米/年”和“力争2020年产量达到600亿~1000亿立方米”这两个目标。

　　 “我国页岩气要达到2020年600亿~1000亿立方米年产量的规划目标，至少要打4万口井。”徐博给与会者算了这样一笔账。

　　目前一口直井的成本在2000万~3000万元，取2500万元中间值。一口水平井的成本最低为4000多万元，通常成本高达8000万~1亿元，折中取5000万元。勘探井（直井）和生产井（水平井）的比例按1：3计算，即总共需要打1万口直井、3万口水平井。

　　 “照这么计算，2020年我国页岩气开发的总投资额需求将达到1.75万亿元。”徐博总结道。

　　借鉴美国融资经验

　　如此巨额投资款从何而来？徐博随后介绍了美国油气投融资方式与经验，即各种社会资本积极参与，融资渠道多元化，以及对金融工具的灵活应用。

　　他表示，在风险勘探完成之前，股权融资是早期企业融资的主要、甚至唯一方式，即投资人通过资金投入换取油气公司的股权、认股权证或可转债。在北美，提供早期股权投资给油气开发公司的主要是一些针对早期和成长型企业的股权投资基金, 以及个人和家族投资机构。

　　公司债权融资则适用于已有一定规模经营现金流的公司，从而减少股本金投入，降低企业融资成本。油气开发公司在部分区块完成勘探，进入生产阶段并有一定产气量后，通常可以进行公司债权融资。融资形式包括银行授信、定期银行贷款和发行债券等。

　　除此之外，对于能源行业，项目融资是最主要的融资方式。不同项目资质的项目融资可以占到公司总资本投入的60%~80%，甚至100%。通常的做法是油气开发公司将完成风险勘探的区块放入一个专为此项目设立的有限责任公司。

　　徐博继而解释道，由于评估的专业性要求极高，项目融资的贷款一般由专业的商人银行来提供，而不是普通的商业银行。项目融资的贷款方式包括产量预售支付贷款、储量资源贷款、概算储量和可能储量贷款、特许权信托等。

　　产业链上的投资机会

　　徐博还分上、下游对页岩气产业链上的投资机会进行一一阐述。

　　在勘探方面，国内目前的勘探基本由中石油、中石化内部公司完成的。从技术和成本角度分析，页岩气的勘探开发大致涉及勘探、钻井及测井、井下作业和采气等4个主要阶段。其中，最主要的成本来自于取得矿权、钻井和压裂部分，三者合计占整个生产成本的85.86%。

　　对于取得页岩气探矿权的单位，这一类公司先期投入较大，投资回报率较低，驱动因素主要有政策性补贴以及补贴的力度。“勘探及开采产业链上的公司，特别是相关设备提供商将率先受益，如页岩气水力压裂和水平钻井中使用的特种设备。”他指出，根据美国10年来的页岩气开发经验，开发前期可能将首先迎来一波相关钻井和压裂等设备的需求高峰。

　　在下游储运环节，徐博分析道，主要涉及储存、运输的管道阀门供应商，运输车辆生产商，此外，拥有天然气资源和分销管网的企业也将会是受益企业。

　　 “从长期来说，具备资金实力且进军页岩气开采领域的企业为最大的受益者。中石油、中石化自不必说，中石化已声明未来10年重要的投资领域将是页岩气等非常规油气资源。”他还指出，天然气运输企业将直接受益天然气价格下降及消费量增加。