有关页岩气的基本概念

　　页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁能源。当前，对页岩气的勘探和开采已在全球油气勘探领域异军突起，已成为世界上页岩气蕴藏量大的国家和地区的共同选择。本质上，页岩气和常规天然气都是天然气，主要成分均为甲烷（CH₄），但常规天然气的具体成分相对复杂，甲烷所占比重约65%，其它成分为乙烷、丙烷和丁烷；而页岩气中甲烷所占比例一般能达到70%甚至更高（我国四川盆地南部页岩气田的甲烷体积分数约为86.5%），其余成分主要是氮气，并含有少量乙烷、丙烷和二氧化碳。

　　页岩气储量分布情况

　　根据2013年6月美国能源情报署（EIA）和先进资源国际公司（ARI）联合公布的调查研究结果，全世界技术可开采的页岩气资源总量约为220.73万亿立方米，其中在我国的约为31.57万亿立方米，略低于美国，居世界第二位。

　　页岩气开发的关键技术

　　相关勘探和调研结果表明，全世界的页岩气资源相当丰富，但目前还未被广泛开采和利用，其根本原因，是页岩气勘探和开发较为困难。水力压裂技术和水平钻井技术的出现和不断进步，使得页岩气产量近几年迅猛增长。所谓水力压裂技术，是将大量的水和沙土混合入一定比例的特殊化学物质后，利用高压泵将其注入地下，以压碎页岩，从而使其中富集的页岩气释放出来的一种开采技术。水平井钻井技术，是指利用特殊的井底动力工具，在页岩气层中钻成沿水平方向延伸一定长度井段的钻井技术。与直井开采相比，水平井开采可有效提高井筒与页岩层中裂缝相遇的可能性，增大与储层中页岩气体的接触面积。

　　开发页岩气的潜在风险

　　从环境角度看，利用页岩气替代使用煤炭，有利于减少温室气体排放。但页岩气的开发过程却对环境可能存在负面影响。例如，页岩气开采过程产生的“反排废水”和“生产废水”中存在着大量有毒性物质，它们可能造成水源污染；目前在页岩气开发上普遍采用水力压裂技术，它的实施，要利用大量水资源，如此可能引起水资源短缺；以水力压裂技术开采页岩气，会增加空气中可挥发性有机化合物和其他有害污染物的排放，造成空气污染；对页岩气若开采不当，还可能引发轻微地震等地质灾害。

　　从经济角度看，勘探和开采页岩气的前期投入十分巨大，且见效慢、获益迟。页岩气与传统能源相比，在开发和应用方面具有以下三个显著特点：页岩气井的储量较小、开采量衰减快、产出速率较低，这使得开采页岩气有一定经济风险。此外，天然气价格波动性大，使页岩气开发的经济风险进一步增加。

　　国内外开发页岩气的实践与分析

　　开发利用页岩气虽有诸多优点，但也存在较大风险，这使得一些国家在近期是否启动开采页岩气上态度各异。美国勘探开发页岩气已近百年，对页岩气的开采和利用已进入大规模商业化阶段。加拿大也已大规模地进行了页岩气的勘探开发。但在法国、荷兰、德国，由于担心带来环境污染或地震等灾害，反对页岩气开发的势力相当强大。在其他国家或地区，特别是澳大利亚、中国、印度及欧盟的其他多个国家，对页岩气资源蕴藏量以及可开采性评估及试采等，都在积极地进行当中。

　　国外开发页岩气的实践和认识

　　美国是页岩油气资源最丰富的国家之一，由于在勘探和开采技术上已取得突破，美国的页岩气开发已取得了巨大成功，过去十年内，页岩气已成为美国日益重要的天然气资源之一。2000年，美国页岩气产量仅占其天然气总产量的1%；但到了2011年，该比重已达约30%，产量高达2264亿立方米，是我国2011年天然气总产量的2倍多。美国依靠拥有的先进开发生产技术、丰富的水资源、完善的石油天然气输运管网等基础设施，加之政府出台了一系列鼓励政策和扶持措施，其开采和生产页岩气的成本已具有商业竞争性，成为目前世界上唯一实现了页岩气大规模商业性开采并利用的国家。而“页岩气革命”的成功，促进了美国能源自给率的回升，降低了其能源和工业原料价格，增强了工业竞争力，同时降低了碳排放量和环境污染风险。

　　2013年EIA公布的研究报告显示，波兰、法国、德国、英国等16个欧洲国家（未调查俄罗斯的情况）都蕴藏有页岩气资源，且页岩气的技术可开采量约为16.93万亿立方米。目前欧盟各国是否开发页岩气的态度呈“两极化”，波兰是欧盟国家中页岩气储藏量最多的，也是页岩气开发的积极推动者；而法国为首的欧盟多个国家则颁布了页岩气开采禁令。对地质、环境可能产生的负面影响，成为欧洲部分国家叫停页岩气开采的主要原因，但巨大的商业价值以及对能源安全的考虑，又让欧洲多国政府高层对是否发展页岩气产业举棋不定。英国等几个欧盟国家对开发页岩气的态度正逐渐从反对转为支持。

　　俄罗斯常规天然气、石油以及煤炭的储量均居世界前列，但正是由于目前仍对传统能源过分依赖，使得俄罗斯在新能源开发利用上的投入明显落后于欧美国家。但美国的“页岩气革命”已引起了俄罗斯的高度关注，2012年12月普京提出，2017年俄罗斯将大规模开发页岩气。

　　加拿大是继美国之后世界上第二个很早就开始对页岩气进行大规模勘探开发的国家。EIA公布的研究报告显示，加拿大的页岩气技术可开采量达16.23万亿立方米，位居世界前列。但与美国比，加拿大的页岩气勘探开发还处于初级阶段，尚未实现大规模商业化开采。

　　我国开发页岩气的现状与挑战

　　2011年，我国天然气消耗量上升到2000年的4倍，达1300亿立方米，成为世界第四大天然气消费国。与此同时，我国天然气的对外依存度也在飙升，2013年约达32%。然而，我国天然气占一次能源消费的比重目前仅为5%，远低于24%的国际平均水平。在能源消耗结构中，清洁能源比重过低，成为影响我国大气质量、造成雾霾多发、广发的主要原因之一。我国天然气消费比重低，主要由我国“富煤、贫油、少气”的能源资源格局所致。在我国，如果页岩气得以经济、安全地大规模商业化开发，无疑将改变我国“少气”的能源现状。

　　国土资源部2012年3月公布的调研数据显示，我国页岩气总蕴藏量约为134万亿立方米，是我国常规天然气总储量的约2.4倍，其中，技术可开采量约25万亿立方米（未计及青海、西藏等地区）。如果将它们完全开采出来，可供我国使用近200年。目前我国探明的技术可开采的页岩气资源量，40%分布在四川、云南、贵州等长江上游和西南地区，26%分布在北部和东北地区，新疆和青海等西北区域也有约15%的储量。

　　我国的页岩气勘探开发始于2007年，目前仍处于最初级阶段。虽然较之美国要晚了近100年，但我国的页岩气开发已取得了突破。截至2013年10月，我国在页岩气勘探开采上，试钻页岩气井178口，中石化和中石油几大示范区和对外合作区累计生产商品页岩气1.43亿立方米。2014年3月24日中石化宣布，已在页岩气勘探开发上取得重大突破，力争在2017年建成我国首个百亿方页岩气田——涪陵页岩气田。2012年3月国家能源局发布的《页岩气发展规划（2011-2015年）》中指出，到2015年，全国页岩气年产量力争达到65亿立方米，到2020年则要力争达到600亿至1000亿立方米。中石油、中石化等大型能源公司在我国页岩气勘探开发中发挥着不可替代的引领作用。于此同时，一些电力企业、投资公司、民营企业及地方政府等，也都认为这一行业可能为自己带来红利。2012年10月，在国土资源部组织的页岩气探矿权第二轮招标中，包括国家开发投资公司在内的80几家企业参与角逐贵州、重庆、浙江等8个省的20个区块、近500万亩页岩气矿区探矿权的竞标。

　　我国水资源稀缺，而页岩气开采需要大量水资源作支撑，且我国页岩气多分布在居住人口密集地区，开发过程存在巨大环境风险。由于我国页岩气勘探开发才起步，截至目前还未完全掌握开发所需的核心技术，此外我国油气输运管道等基础设施目前也很有限，加之现行的有关页岩气勘探、开发、生产及销售等一系列政策环境、商业条件等，与美国等页岩气生产先行国家相比还相差甚远，因此，现阶段我国开发页岩气的成本相当高，实施大规模商业化开发生产的条件还未成熟。

　　页岩气发电产业的前景分析

　　页岩气的开发成本

　　目前美国页岩气的生产成本大约在3～7美元/百万英热。而英国天然气集团公布的其在北美页岩气的生产成本，盈亏平衡点在3.2美元/百万英热左右。2000-2011年，美国天然气价格基本处于4美元/百万英热以上，即美国开发页岩气具有一定盈利空间。但随着美国天然气价格的走低，从2012年起，美国一部分页岩气田的生产也处于亏损状态。

　　由于我国初步探明的页岩气富集地域的地质条件、天然气输运管道基础设施、掌握开采核心技术的水平等多种因素均与北美差异较大，不少国内外专家都认为，目前我国页岩气生产成本仍高于常规天然气开采成本，估计是美国的3～5倍。随着开采装备和开采技术水平的提高，我国页岩气开采成本有望逐步下降，但乐观估计，也仅能达到美国页岩气开采成本的2倍左右。2012年11月，重庆市国土资源和房屋管理局领导曾表示，按目前勘探开发水平测算，我国单口页岩气水平井的开采成本约8000万元左右，规模化生产后，有可能可降低至5000万元左右。2012年12月，海通证券研究所分析师提出，我国页岩气尚未进入商业化开采阶段，估计页岩气生产成本约在1.24～2.68元/立方米（约为36.76～79.45元/百万英热）之间。

　　页岩气发电的经济性分析

　　使用页岩气的发电机组和使用常规天然气的发电机组是一样的，页岩气发电与常规天然气发电的主要成本差异取决于燃料成本。2013年8月，北京市上调了发电用天然气价格，新价格为2.67元/立方米，如此，以常规的9F天然气发电机组为例，当年利用小时取3500时，所对应的单位燃料成本约为0.6元/千瓦时。

　　由于不同页岩气田的富气程度、开采难度和相关输运管道待建情况等诸多影响成本的因素各不相同，在缺乏足够开发经验的当下，对我国商业化开发页岩气的成本还很难做准确估计。这里依据有关专家给出的估计数据做如下分析，假设页岩气的生产成本在1.24～2.68元/立方米，再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/立方米的政策性补贴，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。如此，使用页岩气发电的单位燃料成本和电力生产成本，将高于使用常规天然气的发电成本。而单从经济性看，我国目前页岩气发电将面临更为严重的缺乏市场竞争力问题。

　　页岩气发电产业的前景分析

　　基于国内外页岩气开发和天然气发电产业的现实情况，并结合我国能源紧缺和环保压力极大的现状进行分析，可看出，我国页岩气地理分布与电力负荷中心分布的吻合度较高，在我国经济较为发达的电力负荷中心利用页岩气就地发电，可切实减轻不断增大的节能减排压力；而在我国西北地区，由于风电等间歇性可再生能源富集，若能实现页岩气就地发电，则可满足当地不断增长的调峰需求。经过几年探索和实践，我国页岩气勘探开发已具备一定基础，并且有关产业扶持政策框架也基本成型。如果我国能解决页岩气开采运输过程中涉及的经济、技术和环境等方面的种种困难，页岩气发电在我国拥有十分光明的发展前景。　　

　　对我国发展页岩气发电产业的建议

　　由于页岩气发电在保护环境、优化能源结构、实现电网调峰等多个方面均有着明显优势，且我国是页岩气蕴藏大国，从长远和战略角度看，未来我国页岩气发电在总发电量中占有重要位置的可能性很大。鉴于此，我国政府应尽早明确页岩气发电的战略定位、发展重点及相应保障措施，并做好统筹规划工作。为促进我国页岩气发电的健康发展，笔者认为我国在发展页岩气发电上应注重以下几个方面：

　　加快我国页岩气的勘探开发。我国页岩气开采尚处于初期试验勘探阶段，建设页岩气发电站的时机尚不成熟。目前，我国应推进页岩气勘探工作，尽快掌握页岩气分布及储量情况，为页岩气发电站气源筛选和厂址选择做好准备。在气源能得到保障后，再因地制宜地、适时地启动页岩气发电建设项目。

　　落实开发页岩气和天然气发电相关补贴政策。国家调控的天然气价格和上网电价直接影响页岩气发电的经济性。目前即使在开采页岩气上已有0.4元/立方米的政策性补贴，我国页岩气开采成本仍很高。只有政府更科学、理性地认识到页岩气发电所带来的环境效益和所具有的很好的电网调峰、气源调峰能力等综合效应，合理确定开发页岩气和天然气发电的扶持和补贴力度，让投资页岩气发电有利可图，才能推动我国页岩气发电行业的发展。

　　鼓励相关企业互利合作及对外合作。发展页岩气发电，应加强能源开发企业与发电企业等相关利益单位的合作，比如建设页岩气开发与发电一体化项目。同时，应推动国际合作，鼓励我国企业入资国外有经验的页岩气发电公司，或与其在国内共同建设、运行几个页岩气发电站，以便尽快学习、消化、掌握国外核心技术和先进管理经验。

　　推行多气源供气模式。建设页岩气发电站，必须优先保障气源充足和供气持续稳定。采取不同类型的多气源供气方案，不仅有利于提高气源的稳定性与可靠性，还能充分发挥页岩气发电站供电、电网调峰、天然气调峰的综合作用，因此我国应鼓励页岩气发电企业采用多气源供气模式，并为之积极创造相关条件。

　　加快我国天然气发电技术和设备研究。目前，我国建设页岩气发电站仍需要引进国外昂贵的技术和设备，如果能够掌握天然气发电核心技术，页岩气发电站的建设成本将大大降低。

　　注重天然气输运管网等配套基础设施的建设。页岩气的商业开发和大规模利用，离不开天然气输运管网等基础性配套设施，但我国相关基础设施建设目前还很不完善，所以发展页岩气发电产业，必须加快页岩气输运管网等基础设施的配套建设。

　　作者简介：肖勇   清华大学电机系研究生

　　             赵伟   清华大学电机系教授、博士生导师