谭志勇 
安信证券
SAC 执业证书编号：S1450511020017

页岩气第二轮中标结果：国企占绝对优势
　　1.1.国企中标数占绝对优势
　　按照国土资源部“页岩气探矿权招标项目招标文件”的规定，得分第一名的中标候选企业为项目中标企业。该中标候选企业自动放弃，或中标企业未按要求提交勘查承诺书、未提交履约担保以及按有关法律规定取消中标资格的，招标人将按照中标候选企业名单排序依次确定其他中标候选企业为中标企业。当得分前三名的中标候选企业均放弃中标或被取消中标资格时，招标人将对该项目重新组织招标。
　　今日国土部网站挂出了2012页岩气探矿权出让招标项目公示，此次公示的企业为进入每个区块的前三名。照此次规定，得分第一名的中标候选企业为项目中标企业，不出意外，所有区块中得分第一名的企业将是最终中标企业，总共有19家企业为第一名即中标企业。
　　中标者大致可分两类，一是煤电国企，诸如中煤系、神华系、华电系等企业，二是各省属能源投资公司或省属地质系统企业，诸如重庆能投、湖南华晟能投(湖南华晟能投为华凌钢铁参股的子公司)、河南豫矿地质勘查投资有限公司等。
　　而此前曾参与招标的中石油、中石化、中海油、延长石油四大油气巨头则全军覆没，仅中石油煤层气公司一家进入湖南桑植页岩气区块且为第三名。四大油本身拥有庞大资源储备，占据全国页岩气密集区的80%以上，且多为高品位区块，不会在乎此次国土部拿出的页岩气区块。
　　1.2.两民企中标：打破能源垄断体制
　　除上述国企之外，仅有永泰能源子公司华瀛山西能源投资有限公司和北京泰坦通源天然气资源技术有限公司两家民企中标页岩气区块。
　　2011年6月，页岩气探矿权进行了首次公开招标，招标出让的页岩气探矿权区块共计四个,面积共约1.1万平方公里。第一轮招标采取邀标制，受邀的是中石油、中石化、中海油和延长油矿这四家具有油气勘探开采资质的中央企业，以及中联煤层气、河南煤层气两家国有企业。2012年9月，国土资源部即将进行第二次页岩气开发权招标。与第一轮页岩气探矿权招标相比，第二轮页岩气探矿权招标意义更重大，第二轮页岩气招标对投标企业只要求注册资金3亿以上、具有气体勘查资质，而没有国有、民营的身份限定，这是油气资源领域矿业权管理体制改革的一次大胆尝试，也是引发民资对页岩气开发兴趣大为提升的重要原因。
　　
国家政策持续支持页岩气
　　2011年12月30日，国土资源部发布2011年第30号公告，国务院批准页岩气为新的独立矿种，将避免仅有大型企业开采的垄断格局。页岩气资源向多元投资主体开放将有助于提高国内页岩气开采技术进步，充分调动社会资本对于页岩气的积极性。
　　今年3月国家能源局发布《页岩气发展规划（2011-2015年）》，计划到2015年探明页岩气地质储量1万亿立方米，可采储量2000亿立方米，年产量65亿立方米，2020年达到600-1000亿立方米，并将配套一系列关于行业发展的财税优惠和补贴政策。
　　2011年6月，页岩气探矿权进行了首次公开招标，2012年9月，页岩气探矿权进行了第二次公开招标，对投标企业只要求注册资金3亿以上、具有气体勘查资质，而没有国有、民营的身份限定，这是油气资源领域矿业权管理体制改革的一次大胆尝试，也是引发民资对页岩气开发兴趣大为提升的重要原因。
　　2012年11月，财政部发布国家财政将对页岩气开采利用进行补贴，补贴标准为每立方米0.4元。这将进一步开启我国开发利用页岩气的大幕。
　　
页岩气产业链短期难以盈利
　　3.1.我国页岩气目前开采成本非常高
　　美国成熟的商业化运作后的页岩气单井平均成本3000万元人民币，每口井生命周期产量平均大约在2000万立方米，也就是井口气价要达到1.5元/立方米以上才能够实现盈利。虽然国土部要求企业的注册资本金在人民币3亿元以上即可，但若要真正实现对页岩气的勘探开发，所需资金要远超过这一数额。页岩气勘探初期所需投入不大，3亿元完全足够，但初期投资要收回的话就还需要继续投入大量资金，而且面临极高的风险。以一个1000平方公里的区块为例，要实现循环滚动开发，至少需要10亿元人民币，开发结束后要进行商业化生产则还需要投入更多的资金。而且，页岩气的相关补贴政策至今尚未出台，这些风险都将完全由企业自己承担。我国的页岩气开发，试验区效果较好的四川威远页岩气井日产量能达到10000立方左右，但仍没法算经济账。按照目前天然气价格，以日产量能稳定在10000立方算，一年的收入也不过500万左右，而打一口气井的投资则需近亿元，大概要20年才能收回成本，及时算上补贴，也是需要15年才能够收回成本。如果政府不补贴，页岩气开发只能亏损。
　　实际上，按照目前的示范井数据测算，井口气价需要达到4.5~5元/立方米才能够实现盈利，这甚至大大高于我国从中亚进口的天然气或者澳大利亚进口的LNG价格。考虑到中央财政已经出台补贴措施，扣除补贴，按照普光气田价格（1.5元/立方米），页岩气开采综合成本要下降60%才能盈利；中亚气价格（2.4元/立方米），页岩气开采综合成本要下降40%才能盈利；进口LNG价格（3元/立方米），页岩气开采综合成本要下降30%，才能盈利。
　　3.2.破除垄断是发展页岩气的关键所在
　　页岩气与煤层气同属非常规天然气，两者在生产、销售、商业环境等各方面有诸多类似的地方。煤层气所遇到的问题，也可能在页岩气上出现。2006年，中国煤层气借优惠政策东风开始商业化之路。2011年，中国煤层气产量106亿立方米，远未完成"十一五"目标。其中，地面开采21亿立方米，没有完成50亿立方米的计划量，且煤层气经营者绝大部分亏损。矿权重叠是煤层气开采进度低于预期的重要原因。同时运输条件也导致煤层气利用率低。由于中石油目前持有全国80%以上的天然气管网，垄断的经营模式，且中石油自身也经营煤层气，导致许多煤层气抽采出来后，进不了管网，只能就近局部区域使用。
　　与煤层气类似，中国在天然气领域的市场开放程度远远不够，主要表现在两个方面。一是页岩气矿业权配置存在障碍。我国传统石油、天然气探矿权和采矿权主要以申请在先方式获得，经国土资源部审批后登记。油气矿业权大部分由中石油、中石化和中海油三大石油公司获得，延长石油、中联煤层气、河南煤层气拥有少量矿权。由于页岩气近80%分布区和常规天然气分布区重叠，第一次和第二次拿出来招标的区块都避开了重叠区。现在的问题是，页岩气矿业权配置如沿用传统的审批登记方式，将限制多种所有制经济进入这一领域；如果按照现在这种方式招标，虽避免了矛盾，但也避开了资源富集区，大部分页岩气区块将无法靠竞争方式出让。二是输送管网不开放。我国天然气骨干网的建设与运营是由三大国有石油公司掌握。他们是管网的投资主体、生产建设主体、输送和销售主体。这种模式有利于将集中开采的天然气输送到消费地，但不利于页岩气这种小规模、广分布的燃气资源开发、运输。
　　3.4.页岩气产业发展有待更多政策出台支持
　　页岩气的发展还有赖于政府出台更多的补贴和税收优惠政策，其中包括诸如，地方政府的配套补贴政策，免收页岩气开采资源税，对页岩气勘探开发作业需引进的设备、仪器、专用工具，免征进口关税和进口环节增值税等。而对于页岩气的可持续发展有至关重要的一个环节就是天然气定价的市场化，然资源本身的稀缺性通过价格体系充分反映，不过，目前来看，天然气价格改革方案的出台可能还需要时日。另外，为适应页岩气项目较小气井多而低产的特点，还应该实行分布式能源的管理模式，如分布式发电项目一样，销售商可以直接压缩，运出来直接利用，而不是仅靠天然气管网输送的模式。