首例页岩气探矿权拍卖开启 拆解页岩气勘探成本结构

　　7月6日，国土资源部网站公布《贵州省正安页岩气勘查区块探矿权拍卖公告》，委托贵州省人民政府组织实施，由贵州春秋拍卖有限责任公司对贵州省正安页岩气勘查区块探矿权进行拍卖。

　　《公告》显示，拍卖探矿权名称为贵州省正安页岩气勘查区块探矿权，面积695.11平方千米，页岩厚度20-25米，埋藏深度1500-3500米。值得注意的是，位于该区块内部的安页1井已经实现了10万立方米/日的稳定工业气流。

　　“从目前展现的试验情况看，无论是稳定10万立方米/日的工业气流还是埋藏深度和页岩厚度，资源的富集程度算是相当不错了。”中国石油大学刘毅军教授告诉21世纪经济报道记者。

　　依据中国石油经济技术研究院的一份报告，此次拍卖的页岩区块隶属于贵州省遵义市周围的一个“高产重大油气发现”，是我国首次发现高产海相致密天然气藏，或能达到千亿立方米级别的储量。

　　特别的是，为了让这一页岩气区块“嫁个好人家”，国土资源部历史首次采用拍卖形式对其探矿权进行出让，并在《公告》中明确规定了“三年落实储量、实现规模开发”的目标，和一系列的退出机制。

　　“这是在上半年的《油气体制改革意见》公布后，国家首次出台一个页岩气区块的拍卖文件，有很高的参考和标杆意义。”刘毅军告诉21世纪经济报道记者：“同时，从具体内容的角度看，进步巨大。”

　　确立探矿权全方位监管

　　与前两次页岩气招标最大的不同，在于此次《公告》对于投标企业和未来的中标企业有着更详细更明确的约束。

　　首先，就在于勘探实施进度的要求。

　　《公告》规定，买受人在3年内完成勘查实施方案设计的工作量，达到“三年落实储量、实现规模开发”目标，可申请延续，3年到期后，完成勘查实施方案设计的全部工作量，可按原面积延续。完成勘查实施方案设计的工作量30%-100%的，按未完成比例退出相应面积后延续。

　　同时规定了退出和投入要求，即完成勘查实施方案设计的工作量不足30%的，买受人应退出全部区块面积，依法注销勘查许可证。探矿权每次延续时间为2年，延续时需提交新的勘查实施方案；延续期间，最低勘查投入每年每平方千米不低于5万元。

　　据21世纪经济报道记者估算，如果前三年按照规定完成100%的工作量，后续每年的整体投入均不得低于3295.55万元，而依据中国目前的页岩气技术来看，想要完成前三年的工作要求，对企业的资金实力要求颇高。

　　而为了保证这一区块得到良好利用，国土资源部也同时规定了参与企业的资格要求，竞买主体人需是在中华人民共和国境内(不含港澳台)注册、最终绝对控股股东或最终实际控制人为境内主体、净资产人民币3亿以上的内资公司。

　　同时，竞买主体必须参与过页岩气勘查开发工作或与从事页岩气勘查开发单位合作。因为中国目前在页岩气勘查开发方面的进展相对缓慢，具有相关资质和实力的企业并不多。

　　“仅从此次拿出了相对高产的区块来讲，对市场的吸引力还是非常大的，起码可以让企业对于这一区块有一个相对稳定的预期，不至于盲目竞价。”一位业内人士向21世纪经济报道记者分析：“但鉴于目前相对较低的气价和相对较高的成本，进入拍卖仍需审慎考虑。”

　　其次，此次国土资源部并非是自己直接进行区块的拍卖，而是把这一权利委托给了贵州省国土资源厅和贵州春秋拍卖有限责任公司。同时还要求竞买人将安页1井开发利用后的收益，扣除运营成本全部留在正安县助力扶贫攻坚工作。

　　同时要求买受人承担目前有关企业在正安县进行开展工作投入的全部资金7628.28万元，并必须在正安县注册子公司进行油气资源开采。

　　“实际上国土资源部的这些规定充分考虑到了地方的情况，避免了可能的一些争端。”上述人士告诉21世纪经济报道记者：“无论从资源本身品位的角度，还是政策管理的角度，这次的《公告》进步非常巨大。”

　　成本结构拆解

　　“中石油和中石化在四川和重庆均有非常优质的页岩气区块作业，对于参与到此次拍卖的积极性或许不大，这就意味着非两桶油尤其是民营资本的进入可能性会增加。”一位页岩气从业人员告诉21世纪经济报道记者。

　　从这种可能性看，一方面多元化的参与可以使目前国内的油气勘探现状变得更加活跃，毕竟美国的页岩气革命发起者就是大量的中小型企业；但从另一方面看，经验不足、技术缺乏、资金实力制约等也使得这些公司入局充满了挑战。

　　首先，尽管10万立方米/日的产量放眼国内来看绝对算得上是相对高产，但实际上页岩气田的产量递减一直是一个盘桓在诸多页岩气开采公司头上的“达摩克利斯之剑”，负责开采的公司必须要保持每年一定量的新井作业才能维持产量，更不用说想要保证每年产量递增的投入。

　　“这就意味着，起码在前期来说，相关公司的投入会非常大，以招标公告为例，测试井目前的成本大概在7600万左右，单纯以这个计算，一口井就要7000多万还是一个不小的投入。”上述人士表示。

　　但令人欣慰的是，这一投入相比前两轮招标时期的单井投入，已经缩小了太多。据公开资料，此前中石化在进行页岩气开采时，单井投入能达到1.2亿元，短短四五年成本缩小到7600万，技术进步带来的成本减少已经非常巨大。

　　其次，在相关区块开采至相对成熟后，整体产量要提升到一定规模才可以实现比较可观的利润。上述人士也向21世纪经济报道记者粗略计算了一个单井的成本收益。

　　以一个年产一亿立方米的页岩气井为例，一立方米天然气价格在1.2元至1.3元，一年的收入就会有1.2至1.3亿元，按照目前美国大约5000万元的最低成本，加上接近2000万元的运营和维护费，单井一年的利润或许就有5000万至6000万元。

　　“实际上这种计算方法非常理想化，目前还没有做到5000万，不过按照目前的进度，我们国家的技术在今年内把单井成本缩减到5000万还是比较有希望的。”他说：“同时，1.2到1.3元的气价，也是包含了补贴后一个相对较高的价格。”

　　最后，页岩气区块所在的地区位于贵州省，在大规模上产后的天然气销路也是一个需要考虑的问题。无论是向北接入川气东送管道还是向南接入广西的天然气管道，都需要新建长距离的天然气管网。

　　目前的方法，一是接入贵州省内管网“气化贵州”，二是建设坑口发电设备，三是建设天然气液化设施利用槽车将天然气运输出去。

　　但从贵州省内的能源消耗情况来讲，如果上产量高的话，省内或许无法消耗这些天然气。以临近省份云南的天然气消费量情况为例，该省份一年的天然气销量约为一亿立方米，不及冬季北京一日的天然气消费。

　　“主产区和消费区的地理矛盾其实一直都有存在，对于企业来说是个很大的挑战。”上述人士表示，“后两种方法在目前看还不能下定论说哪种办法更好，不过不论采用哪一种，都意味着更多的投入。”

　　在他看来，企业进入这一地区进行页岩气区块的开采，会对该地区的经济发展起到非常大的带动作用。新增的投资和就业岗位，以及更加清洁的能源，势必会对贵州省未来的经济发展提供新的动能。

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