天然气行业报告：美国经验看市场化改革（26页）

页岩气指赋存于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气，根据国际能源信息署（EIA）年发布页 岩气资源评估报告，我国页岩气可采资源量达 31.57 万亿立方米，开采前景广阔。为鼓励页岩气产业的发展， 我国对天然气开采实行财政补贴，2019-2020 年的补贴标准为 0.2 元/方，并且给予资源税减征 30%的政策 优惠。 页岩气开采技术难度大、目前成本相对较高。我国页岩气产业仍面临开采成本较高的困境，主要原因在于我 国页岩气埋深大多位于 3000 米以上，且具有储层类型多样、构造作用强、储层横向展布差异大等特点，相 较于北美对于开采技术的要求更高，难以复制北美的开采模式。涪陵气田是我国最大的页岩气田，其钻井、 压裂等关键装备和配套工具已全部国产化，气田的开发和建设成本大幅度降低，根据中石化披露的数据，涪 陵气田单位采气成本约为 0.9 元/方，仍高于美国页岩气平均单位采气成本折算后约合 0.7 元/方的成本水平。 而我国其余气田由于开采技术、规模方面的差异，难以完全复制涪陵气田模式，单位采气成本更高，目前我 国页岩气单位采气成本处在 0.9-1.8 元/方之间。

煤层气补贴力度大。为鼓励煤层气的开发利用，财政部决定在“十三五”期间将补贴标准提高到 0.3 元/方的 水平，除去中央补贴，部分省份也出台了相关的补贴政策支持煤层气发展，以山西省为例，山西省财政按 0.1 元/方的价格拨付省级配套资金对煤层气开采给予补贴. 煤层气不同地区开采成本差异大，部分区块仅有 0.6 元/方。煤层气比页岩气开发更早、产业化进程更成熟， 且煤层气比页岩气的埋深更浅，煤层比岩层硬度小更易压裂，导致煤层气整体开采成本较页岩气更低。根据 煤层气龙头蓝焰控股披露的经营数据，2018 年其平均单位产气成本为 1.29 元/方；另一煤层气开发领先企业 亚美能源披露的经营数据则显示，2018 年其煤层气平均销售价格为 1.64 元/方，而平均单位产气成本可降低 至 0.7 元/方，与常规气田相当。不过各地的地质条件千差万别，抽采成本也相差很大，即便是亚美能源内部， 马必区块的单位产气成本也高达 1.72 元/方，远高于潘庄区块 0.59 元/方的成本水平。

煤制气是以煤为原料经过加压气化后，脱硫提纯制得的含有可燃组分的气体。在我国“富煤、贫油、少气” 的能源禀赋下，煤制天然气本应成为弥补我国天然气供需缺口的重要来源，但在目前投入生产的四个煤制气 项目中，仅有以 LNG 形式销售的内蒙古汇能项目盈利，其余三个借助管网销售的项目均深陷上游煤炭成本 高、中游运输管网垄断、下游气价低等困境，出现长期亏损，缺乏生产热情。先行者的困境直接导致行业弥 漫着浓厚的观望情绪，产业发展缓慢。