页岩气补贴未来5年逐步减半 福利多流入两桶油

　　政策补贴未来5年逐步减半 页岩气企业两头受压

　　◎每经记者 岳琦 实习记者 吴林静发自成都

　　近年来，我国页岩气取得了快速发展。随着开采技术的进步，企业开采成本也在降低。近日，财政部联合国[微博]家能源局宣布，页岩气开发利用补贴标准2016~2018年将降到0.3元/立方米，2019~2020年再降至0.2元/立方米。这意味着页岩气补贴未来5年将减半。

　　不过，页岩气开发成本很难降到理想的空间，同时很多进度缓慢的企业将错失补贴红利。有业内人士认为，这将影响部分页岩气开发企业信心，企业也要做好“零补贴”准备。

　　中国的页岩气开采企业要做好补贴减半的准备了。4月底，财政部、国家能源局联合宣布，页岩气补贴从明年开始每立方将下降0.1元，4年以后再削减0.1元。这意味着，从2012年开始的0.4元/立方米页岩气补贴，将在“十三五”期末被“腰斩”。

　　随着补贴递减，页岩气开发成本很难降到理想的空间。国际原油价格的下跌，也压缩了页岩气商用的利润空间。目前，页岩气补贴主要是已实现量产的“两桶油”享受，很多进度缓慢的企业都将错失补贴红利。业内人士认为，此番降低补贴将影响部分页岩气开发企业的信心。“相比煤层气等资源，国家已经向页岩气倾斜了很多。”厦门大学能源研究中心主任林伯强[微博]在接受《每日经济新闻》记者采访时说，“行业发展不能依靠补贴，企业要做好未来‘零补贴’的准备。”

　　早期补贴多流入“两桶油”

　　4月底，财政部、国家能源局发布消息称，页岩气开发利用补贴标准2016~2018年将降到0.3元/立方米，2019~2020年再降至0.2元/立方米。这让页岩气生产企业忧心忡忡。

　　2012年，国土资源部进行了页岩气第二轮招标。在招标结果公布前，财政部和国家能源局出台了页岩气开发利用补贴政策，从2012年到2015年，按0.4元/立方米进行补贴。该补贴政策一度激发企业热情。

　　实行补贴以来，我国页岩气产量增长迅速，从2012年的2500万立方米增长到2014年的13亿立方米。照此计算，财政补贴6.1亿元。

　　据国家能源局公布的2013年页岩气补贴申请情况，四川地区主要是中石油在开采，利用量为5070万立方米，申请财政补贴2027.81万元；重庆地区主要是中石化[微博]在开采，开发利用量1.34亿立方米，申请补贴5407万元；中石油与壳牌合作在重庆区域内开采页岩气申请补贴资金320万元。

　　不过，除了中石油、中石化主导的开采，其余通过第二轮招标获得页岩气区块的公司，截至目前未公开申请补贴，也还没有一家有实际产量。目前看来，补贴大多流入了“两桶油”的腰包。

　　卓创资讯天然气分析师王晓坤此前对《每日经济新闻》记者表示，“目前国内的页岩气开发中，除了中石油与中石化，其他企业并没有太多实质性进展。”

　　补贴减半影响企业信心

　　其实，在2012年出台补贴政策之初就有业内人士担忧，页岩气的政策规定补贴的是实现销售的页岩气，很多油气企业尚未开发完毕可能错过补贴时间。

　　王晓坤亦表示，“页岩气的开采目前还不是特别成功，降补贴会更影响企业积极性。”

　　林伯强分析称，“政府觉得再过几年页岩气开采成本会大幅度下降，所以补贴也就相应往下调整。”

　　开采成本确有下降趋势，2014年我国页岩气“井工厂”开发模式成功应用，气田开发效率和经济性不断提高。去年12月，中石化宣布，涪陵页岩气田单井投资成本较开发初期平均下降10%。

　　在能源行业，补贴政策有利于弥补部分产业初创成本，尽早形成规模。但随着技术提高，成本降低，补贴也会递减，甚至取消。中国石油(12.61, -0.40, -3.07%)大学中国油气产业发展研究中心主任董秀成认为，这是很正常的过程，“财政补贴不可能永久化。”

　　林伯强也表示，“美国没有补贴，他们建立的是成熟的市场机制。”

　　值得一提的是，同样是非常规天然气，国家对煤层气的补贴标准是0.2元/立方米，只有页岩气补贴的一半，且从未调价。

　　彭博新能源财经曾分析认为，中国页岩气井口成本价11.2美元/MMBtu(MMBtu相当于30立方米)，扣除管输费和政府补贴后的涪陵页岩气井口价约为8.10美元~10.00美元/MMBtu，而美国页岩气生产商的干气开采成本为3.4美元/MMBtu。如果门站价格、管输费和用气价格保持不变，页岩气开发要有利可图，需提高补贴至0.6元~0.9元/立方米。

　　林伯强认为，“行业的发展不能依靠补贴来推动，补贴下降并不代表政府不支持页岩气产业的发展，但企业要做好‘零补贴’的心理准备。”

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　　公司样本

　　页岩气定价拉锯近1年 建峰化工(9.05, -0.06, -0.66%)告别低价气源？

　　◎每经记者 岳琦 发自成都

　　当政策补贴的“襁褓”逐渐褪去，中石化对价格也越来越敏感。在国内页岩气开发最成功的重庆涪陵，中石化最早实现了规模商用。当地最大页岩气用户建峰化工(000950，SZ)是第一个“吃螃蟹”的企业，过去两年用气高达5.08亿立方米。但在用气价格上，建峰化工和中石化拉锯了近一年时间。

　　《每日经济新闻》记者注意到，在2014年报中，建峰化工只字未提页岩气。从ST建峰债披露的信息测算，其2013年的页岩气用气价格低于其天然气气源均价1.83元/立方米，但2014年一季度用气预付单价上涨至2.11元/立方米。建峰化工亦直言页岩气虽然缓解了天然气紧张，但“原料成本比较竞争优势被削弱”。

　　建峰化工证券部工作人员表示，“价格谈下来我们会公告”，页岩气付了预付款，但还没有结算。

　　用气大户避谈气价

　　2014年3月24日，中石化宣布涪陵页岩气田勘探获得重大突破，将以原计划10倍的产能，提前加速进入页岩气大规模商用开发。2013年9月15日，建峰化工就开始从中石化采购页岩气，成为国内首家通过管道规模化输送页岩气的用户。

　　在使用页岩气的同时，建峰化工“抓住周边页岩气开发的有利契机，积极主动与供应商协调用气”，并且还自建管网输送页岩气。但在使用了几个月之后，定价问题让建峰化工遭遇年报被“非标”的尬尴。

　　2013年中石化、中石油在川渝地区生产页岩气总量1.93亿立方米，建峰化工仅一个季度的使用量就达到1.19亿立方米，可谓名副其实的“大客户”。即便如此，直到使用页岩气近一年后，建峰化工才和中石化最终达成一致。

　　2014年7月1日，双方进行了气价结算，2013年累计使用的页岩气 1.19亿立方米，建峰化工预付款2.14亿元。最终结算后，建峰化工净利润比此前只增加了284万元。

　　据此推算，建峰化工的预付款价格和结算价之间并没有较大差异，结算单价约为1.77元/立方米，略低于预付单价1.8元/立方米，同时也低于建峰化工公布的2013年天然气采购均价1.83元/立方米。

　　在重庆市政府的力挺之下，建峰化工可谓用到了“低价”页岩气。重庆当时的工业用管道气价为2.54元/立方米，川渝两地民用天然气价格都在1.9元/立方米左右。

　　对于2014年的页岩气采购利用情况，建峰化工在今年3月公布的年报中并未提及，甚至连2013年还明确列示的前五大供应商都已经匿名。记者以投资者身份咨询建峰化工证券部工作人员，对方表示，页岩气一直在供应，满足了生产用气。

　　虽然2013年的相对低价的页岩气让建峰化工没有陷入亏损的境地，但2014年受市场和成本的双重挤压，建峰化工“面临的困难在持续加剧”，公司实现合并收入29.69亿元，同比减少4.69亿元；净利润-3.61亿元，同比减少3.70亿元。

　　页岩气价格存不确定性

　　今年初，重庆化肥用天然气价格每立方米再次提高0.2元。在全国天然气供应偏紧和价格上行的背景下，页岩气价格再次承压。中石化方面，2016年页岩气补贴开始降低，最终在2020年补贴减半至0.2元/立方米。

　　记者从建峰化工发行的“ST建峰债”债券跟踪评级报告等公告中发现，建峰化工2014年使用页岩气达3.89亿立方米，其中2014年一季度采购页岩气1.31亿立方米，预付款2.77亿元。

　　据此推算，建峰化工2014年一季度的页岩气预付单价已经达到2.11元/立方米，这远高于同期的天然气采购价格1.66元/立方米。如果按照预付款结算，超过天然气价格20%多的成本将增加建峰化工经营压力。

　　根据重庆市的规划，到2017年实现工业用页岩气25亿立方米，占当年总用气量的68%；2020年达到36亿立方米，占当年总用气量的60%。

　　页岩气商用过程中，对页岩气的补贴也将同期减少。中石化方面显然很难接受长期低价出售巨资开采出来的页岩气，供气方与用气户之间的价格敏感度都在不断提高。“ST建峰债”最近的评级报告也指出，页岩气使用逐步放量让天然气供应紧张问题得到缓解，但天然气原料成本比较竞争优势被削弱，而且未来页岩气价格存在一定不确定性。

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　　行业动态

　　“贫气井”发电模式恐难推广

　　◎每经记者 岳琦 发自成都

　　从管道外输到转化成LNG(液化天然气)，从工业利用到分布式发电，在解决页岩气商用的探索上，产气重地四川省及重庆市地方政府都不余遗力，资本市场上的相关上市公司更是受到热捧。

　　近日，《每日经济新闻》记者获悉，我国首个页岩气发电项目在宜宾市筠连县正式投运，开发企业为蓝天威力(06828，HK)旗下公司。此外，中国首座投运的页岩气LNG工厂由杰瑞股份(37.16, -0.76, -2.00%)(002353，SZ)在宜宾市建设。诸多资本均有意在页岩气商用领域分一杯羹。

　　蓝天威力下属公司页岩气发电项目公司一位工作人员对《每日经济新闻》记者表示，项目供气方为中石油浙江油田，分布式发电主要利用当地“贫气井”，“算是废气回收利用，不用也是白白浪费”。

　　据悉，该模式发电量偏低，盈利依赖于“贫气井”的低产低价气源，在国内其他产地的可复制性较低。其实，无论转化成LNG还是分布式发电，未来页岩气补贴大幅下降，将增加页岩气商用领域的探索难度。

　　首家页岩气发电厂投产

　　四川省和重庆市是国内最早实现页岩气规模开发的地区，在页岩气开采出来之后的商用问题上，两地也在不断探索新模式。

　　5月5日，《宜宾日报》报道称，由四川富瑞德能源开发有限公司(以下简称富瑞德公司)在筠连投资建设的页岩气发电厂近日正式运行，这也是我国首家页岩气发电项目。

　　富瑞德公司的背后不乏资本的身影。去年9月，转型天然气供应业务不久的蓝天威力宣布，以1725万元收购富瑞德公司75%股权拓展页岩气发电厂，成为首家拥有页岩气电厂项目的企业。

　　蓝天威力公告称，富瑞德公司页岩气发电厂总产能为1000KW(千瓦)，并与中石油浙江油田方面订立页岩气供应合约，以采购页岩气，同时其与四川能投筠连电力有限公司确认购买协议以销售其电力。此外，富瑞德公司还计划投资一项天然气液化设施。

　　值得一提的是，去年底，中国首座投运的页岩气LNG工厂也在宜宾市，其EPC总包方为杰瑞股份。杰瑞股份认为，其LNG模式是页岩气开发商业化利用的新模式，为中国的非常规气的开发利用提供了新思路。

　　事实上，无论是页岩气发电还是转化为LNG，都避开了直接销售页岩气带来的定价难问题。目前，页岩气并未形成成熟的市场定价，也没有政府指导定价，商用价格更多是参考天然气定价。

　　降补贴或影响推广

　　对页岩气发电和转化成LNG的模式来说，电价和LNG售价均相对稳定，因此气源成本直接决定了利润空间。

　　谈及页岩气发电成本，富瑞德公司一位工作人员对《每日经济新闻》记者表示，气源成本和上网价格很敏感，不方便透露。而《宜宾日报》援引该公司介绍称，该项目的“固定式燃气发电”投资成本相对不高，但发电量偏低，1立方米天然气仅能发3度电，“因气源成本较低，盈利状况尚可。”

　　上述工作人员也表示，富瑞德公司主要利用“贫气井”，气井比较多，但产气量比较小，而且都在山区。

　　四川地区页岩气利用存在井点多、单井产量低、输送难度大等问题，这对当地页岩气的商业开发非常不利。

　　近年来，随着天然气分布式发电概念的兴起，在页岩气区块内建立井口分布式发电站成为页岩气开发的新模式。页岩气分布式发电虽然比修建管网成本更低，但其效益主要依赖于气源价格，在页岩气商用补贴下降的情况下，要大规模推广难度较大。

　　有研究机构曾测算，假设页岩气的生产成本在1.24元~2.68元/立方米，综合考虑开采工作运行维护成本、管道运输成本等，即使政府给予0.4元/立方米的补贴，预计页岩气进入电厂的价格也会略高于当前的天然气价格。从经济性看，我国页岩气发电面临缺乏市场竞争力的问题。