国家能源局局长吴新雄在近日召开的“十三五”能源规划工作会议上讲话时表示，到2020年，页岩气和煤层气产量均达到300亿立方米。 而2012年能源局制定页岩气发展规划时展望，到2020年，页岩气实现年产量600亿～1000亿立方米。页岩气产量目标被“腰斩”，惊动业界。中国化工报记者就此展开了采访，业界认为，调减产量预期将给页岩气开发“降温”，如此方可促进页岩气理性开发。

        “页岩气在涪陵等地区的开采虽取得了突破，但距美国大规模商业化、产业化开采还有一定距离，与我国天然气产量相比也微乎其微。”刚刚从美国、加拿大等国考察归来的中国石油大学教授冯连勇接受中国化工报记者采访时认为，能源局此次下调2020年页岩气目标释放出理性信号。我国页岩气项目此前有“爆发性”投资和大干快上的态势。通过对前两轮页岩气中标企业在实际勘探开发过程中暴露问题的总结，已炒热的页岩气发展正逐渐回归理性并逐步走向正轨。

        “这是国家能源局对页岩气‘十二五’发展规划所作展望的修正。 中国页岩构造和区位较美国复杂，因此需要对开采工艺本土化，以保护水源和生态。加之引入来自俄罗斯和中亚天然气的相关规划，本土页岩气开采可放缓。”中国能源战略研究院庞昌伟教授表示。

        中国化工报记者了解到，中石油到2015年的页岩气产量目标是26亿立方米。中石化以涪陵页岩气田为首的页岩气实验区取得了产量突破，已建成产能11亿立方米/年，涪陵页岩气田计划2015年底建成产能50亿立方米。但是，除中石化和中石油外，第二批页岩气中标的企业现在还没有大的进展。

        大庆油田勘探开发研究院崔永强博士接受中国化工报记者采访时说：“页岩并不产气，页岩仅仅是个储层，而且是最差的储层。因此，页岩储气量少、产量低、投入高，开采可能污染地表和地下水系，全球主要发达国家对页岩气的开采都十分谨慎。”

        “开发页岩气涉及技术研发、产业政策、天然气价格、输气管网、环境监管等诸多方面问题，我国现在还不能说已经准备好了。”中国科学院能源与环境政策研究中心主任范英教授告诉中国化工报记者：“我国在页岩气优惠政策的落实、现有油气法规的适用性、管网定价机制、环境保护监管等方面还存在一定的缺陷和不足。建立一套较为完善的监督管理机制来规范和指导页岩气的开发，是我国页岩气进入大规模商业化开发的关键。政府在其中起着最为关键的作用。”

        范英表示，我国在页岩气相关政策体系和监管体系尚未建立完善的前提下，节奏慢下来是回归理性的表现。只有现在慢下来，将来才有可能快起来、好起来。

专家观点

复制“美国模式”不可行

        由于资源禀赋、技术积累等方面的原因，我们只能借鉴美国页岩气革命的一些经验教训，但无法复制美国的模式。

资源禀赋大不同

        我到美国宾夕法尼亚州的页岩气生产基地考察时看到，美国一些区块的页岩气单井气量堪比我国常规天然气。一位美国朋友家草场上页岩气井的数据显示，四口井中，投产时产量最大的一口井日产16万立方米气，最少的一口是10万立方米。经过近3年的生产，最高的井日产4多万立方米，其余都在日产2万立方米以上。而四川某实验区的一口井投产时也就日产2万多立方米。而且，美国页岩气井深1000多米，井场多在草场上，不用占用耕地，不用拆迁，河流较多，取水方便。

        美国宾夕法尼亚州明确规定，不准取地下水进行压裂生产。而从我国已发现的一些页岩气区块来看，成藏条件要比美国差很多，开采也更为艰难，河流较少，水源不足。资源禀赋是最重要的，如果资源不好，技术是无能为力的。

技术积累还不够

        除资源外，页岩气开发最重要的就是开采技术问题。美国页岩气技术并非全新，而是在现有技术发展的基础上进行重新整合，并在长达30年的时间中不断进行总结和完善。

        页岩气应是通过现有技术不断进行组合并在工程实践过程中完善的产业。如一味强调技术研发创新，并不一定适应此产业发展。技术掣肘的突破并不一定要靠追求特别高新的东西，往往需要借鉴以往经验和技术成果，并在实际工作中不断组合摸索得以应用，从而发挥其最大价值。

盈利水平不确定

        美国政府长期以来一直支持和鼓励对本土非常规油气资源特别是页岩气的勘探开发，并为此陆续出台了多项扶持政策。

        即使这样，从美国某咨询公司得到的数据表明，从2008年到2012年，表面上看，美国页岩气行业是有净利润的，5年来的现金流都为正数，但是净现金流扣除资本性支出后，即自由现金流除2009年为正外，其余皆为负数。而且，2012年的自由现金流为-600多亿美元。

        这说明，会计账目上的利润是经不起推敲的，整个行业的盈利是处于高度不确定性的，发生一定程度的金融危机也是有可能的。而我们国内在讨论该话题时，往往只看到美国的页岩气革命成功的一面，而忽略了其深层次的金融属性和相对危险的一面。

新闻快论

页岩气不是“救世主”

        传统天然气的供应短缺，页岩气概念近年来的火热，让一些天然气下游用户把目光投向了页岩气的开发。但笔者认为，页岩气难成化企解决“气短”问题的“救世主”。 

        一方面，我国页岩气大规模商业化开采尚待时日。此次国家能源局下调了页岩气规划产量，印证了我国页岩气开发仍处于起步阶段。虽然目前重庆涪陵、陕西延长等示范区块情况还不错，但毕竟示范的时间还短，其经济性如何还有待市场检验，对环境的影响如何也需要详细考察。按照最新透露的规划，到2020年，我国页岩气实现产量300亿立方米，这与我国2013年全年天然气表观消费量1676亿立方米相比，仍显得非常有限。

        另一方面，页岩气价格是个大问题。目前我国页岩气开发最成功的是中石化涪陵气区，同在涪陵的建峰化工顺理成章地成为我国首家用页岩气生产氮肥的企业。然而，双方价格却迟迟未谈拢。中石化方面确定的页岩气商用保本价为2.78元/立方米，而重庆目前工业用天然气价格为2.54元/立方米，化肥用气价格为1.30元/立方米，建峰化工希望页岩气的成本在2元/立方米以下。

        有专家分析，天然气价格超过2元/立方米，下游企业就很难接受。以尿素为例，每生产1吨尿素，约需天然气700立方米，按2元/立方米计算，每吨尿素的天然气成本就是1400元，再加上电费、人工、管理、销售等费用，成本要超过1500元，而现在的尿素出厂价也不过1500元左右。如果按2.78元/立方米计算，卖尿素的钱还不够买页岩气的。因此，目前来看，化工企业还用不起页岩气。

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