页岩气在中国的发展空间及受益公司分析

页岩气:他山之石,可以攻玉

本报告由安信证券分析师谭志勇 刘军 贾鹏  发于2012 年9 月6 日

报告关键点:
 页岩气产量剧增将改变全球能源供需格局
 我国页岩气产业发展空间巨大
 勘探开采设备及技术服务商将更受益
报告摘要:
 水平钻井&水力压裂技术突破促使页岩气开采成本骤降:水平钻井技术和水力压裂技术是页岩气开采的两个核心技术。水平钻井可以获得更大储集层段面积,以提高单井产量;水力压裂技术,可以改善页岩层本身渗透率,提高气体渗滤通道,加快天然气开采速度。
 页岩气产量剧增将改变美国能源供需格局:页岩气的大规模产出导致天然气价格持续位于低位。
2010年,页岩气占比天然气总产量的23%,预计到2035年页岩气将占比天然气总产量的49%。美国石油对外依存度将趋势性下降,2011年美国石油石化产品也第一次出现了净出口。美国煤炭需求遭受挤压,美国电厂以气代煤导致2012 年以来美国煤炭需求加剧下滑,库存创8年来新高。
 中国天然气供需缺口扩大:我国天然气探明储量为2.8万亿立方米,占2010年世界探明储量的1.5%,相对于天然气的消耗属天然气稀缺国家,可开采年限仅为29年。2010年至2015年中国天然气消费将达到年均增长28.5%。全球能源消费结构中天然气占比24%,中国能源消费结构中天然气仅占比4%,未来我国天然气领域的发展空间很大。预计到2015年,我国天然气产量有望达到1850亿立方米,需求量达2600亿立方米,而供需缺口为750亿立方米。
 中国页岩气资源储量巨大:我国国土资源部表示中国陆域页岩气地质资源潜力为134万亿立方米,可采资源潜力为25万亿立方米(不含青藏地区)。而美国能源信息署(EIA)曾发布报告称,中国页岩气36万亿立方米,为全球第一。《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。
 国家政策将持续大力支持页岩气勘探、开采、应用:页岩气作为独立矿种将避开原有油气资源垄断管制,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。国家页岩气“十二五”规划已经明确,“页岩气不同于常规天然气,出厂价格实行市场定价”,这为民企分享行业盛宴奠定了基础,此外国家还将制定相关的财税、补贴政策。九月国土资源部进行第二次页岩气招标,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。
 页岩气产业链受益公司颇多:页岩气的开发可以划分为四个环节,勘探、钻采、运输、应用。随着市场准入的进一步放开,部分页岩气分布面积广、储量分散的特点很适合中小企业进行分散式开发,包括技术服务商、设备提供商、钻采技术领先的油服类企业及化学制品企业。关注$潜能恒信(SZ300191)$$恒泰艾普(SZ300157)$$杰瑞股份(SZ002353)$$江钻股份(SZ000852)$$神开股份(SZ002278)$$山东墨龙(SZ002490)$$海默科技(SZ300084)$$通源石油(SZ300164)$$惠博普(SZ002554)$$仁智油服(SZ002629)$$宝莫股份(SZ002476)$$天科股份(SH600378)$等。一些区域性的油气贸易公司将在新的管网建设中获益,关注富瑞特装、胜利股份、广汇能源等。此外,随着页岩气的大规模开采,天然气价格的下滑将引起通过石脑油路线副产的碳三、碳四供给缩小,齐翔腾达、卫星石化、东华能源、海越股份等也将受益。
 勘探开采设备及技术服务商将更受益:参与页岩气开采的企业想要实现盈利,成本需要下降至少60%,预计需要5~10年才能够实现盈利。相对看好的是跟勘探、开采提供技术和设备的产品以及服务的企业,还有就是大规模商业化之后的终端应用时,具备渠道优势的LNG加注站或者拥有天然气管网的公司。市场对页岩气产业链相关公司的估值溢价来自国家出台相关支持政策的刺激效应,后续值得关注的催化因素包括对页岩气开采的补贴以及税收优惠政策等,能够从页岩气开采中实质受益的公司才值得长期价值投资,这类公司将大概率地出自页岩气勘探开采设备以及技术服务类行业。
 风险提示:政策跟进不力风险、水资源环保风险

1. 他山之石:美国页岩气撬动能源革命
1.1. 水平钻井&水力压裂技术突破促使页岩气开采成本骤降
1.1.1. 页岩气开采难度大于常规天然气

页岩气(shale gas)是指由于连续的生物作用、热成熟作用或二者的共同作用而生
成的天然气,常以吸附或游离状态存在于暗色泥页岩或高碳泥页岩中。它是一种大面
积连续分布的非常规天然气藏,一般渗透率很低(远小于1md),常伴有天然裂缝,通
常需要特殊的钻井(如水平井)、完井(如压裂)和生产工艺才能获得商业产量。页
岩气是一种重要的非常规天然气资源。与常规储层气藏不同,页岩既是天然气生成的
源岩,也是聚集和保存天然气的储层和盖层。因此,有机质含量高的黑色页岩、高碳
泥岩等常是最好的页岩气发育条件。页岩气存在于几乎所有的盆地中,只是由于埋藏
深度、含气饱和度等差别较大分别具有不同的工业价值。

页岩气被束缚在致密的、几乎没有孔隙和裂缝的页岩(烃源岩)里,必须通过大规模地
层压裂,在页岩里人工制造大量的长裂缝,并能把裂缝支撑住,形成气体的通道,让
气体保持压力并源源不断地流入井筒,进入采集系统,最后进入集输管道,方能够成
为商品。另一方面,页岩气采收率比常规天然气低,常规天然气采收率在60%以上,
而页岩气仅为5%~60%。这其间的技术难度,让页岩气的开发利用一直可望而不可及。
直到上世纪70 年代,美国为摆脱对外能源依赖,开始大量投入页岩气研究。美国得克
萨斯州沃思堡巴涅特页岩气实验室通过融合水平钻井技术和水力压裂技术,实现了页
岩气开采技术的历史性突破,**降低了单位开采成本。上世纪90 年代后期,页岩气
在美国率先实现商业化、规模化。2005 年美国页岩气产量仅196 亿立方米,随后6
年则呈爆发式增长。2006 年为283 亿立方米,2010 年为1387 亿立方米,2011 年为
1720 亿立方米,年均增长高达43.1%。

1.1.2. 水平钻井&水力压裂技术突破成为关键

1997 年,Mitchell 能源公司在Barnett 盆地页岩带作业中首次使用水力压裂技术,
由此拉开美国页岩气革命的序幕。2003 年,水平井技术的应用使美国页岩气的开发
进入新的历史阶段。水平钻井技术和水力压裂技术是页岩气开采的两个核心技术。其
中水平钻井可以获得更大储集层段面积,以提高单井产量,水平井钻井技术包括随钻
测量技术、井眼轨迹控制技术、井壁稳定技术、钻井完井液技术等。从垂直井段转变
为水平井段的曲率半径越小,施工难度越大。水力压裂技术,是目前惟一可以开启页
岩气矿藏的金钥匙。当高压液体注入钻井并使岩层裂开后,高压液体中的支撑剂可以
保持住裂缝,使其成为油气导向钻井的高速渗透通道。而水力压裂技术可以改善页岩
层本身渗透率,提高气体渗滤通道,加快天然气开采速度。
根据美国的经验,在同一地区,页岩气井开采的成本也将随着经验的积累而下降。根
据经验来看,第10 口井的成本平均下降约40%。区块内经验的积累和气井之间的协同
效应可以帮助明显的降低开采成本。




1.1.3. 美国政府政策支持加速了页岩气商业化

20 世纪70 年代末期,美国政府在《能源意外获利法》中规定非常规能源开发税收补
贴政策,而得克萨斯州自20 世纪90 年代初以来,对页岩气的开发不收生产税。另外,
美国还专门设立了非常规油气资源研究基金。可以说,美国政府对页岩气开发的重视
为页岩气发展提供了强劲的动力。对页岩气这个新生事物而言,有利的政策支持无疑
会**降低开发成本,刺激页岩气的发展。
美国主要页岩气开采技术都源自中小能源和技术公司,一项技术从研发到商业化甚至
会经历数个公司间的更替。中小公司实现技术突破和商业化后,大公司在长期性和投
资能力上更有优势,其后期介入能够将页岩气市场迅速规模化。美国大型油气公司主
要是通过并购拥有页岩区块或开采技术的中小公司,或通过与中小公司合资合作等方
式介入页岩气开发。

1.2. 页岩气产量剧增将改变美国能源供需格局
1.2.1. 美国天然气价格遭重创


美国页岩气的成功开采彻底改变了美国的天然气供需结构。在2005 年,美国能源署
(EIA)预期未来美国天然气的供给缺口将不断扩大;然而在2011 年,随着页岩气开采
逐渐成熟,美国能源署预期在2022 年天然气将实现净出口。其中,未来页岩气产量的逐渐上升将成为美国天然气缺口消失最为主要的贡献因素。
2010 年,页岩气占比天然气总产量的23%,预计到2035 年页岩气将占比天然气总产
量的49%,占比将再翻一倍多,成为美国天然气各类型构成中占比唯一上升的的气种。
随之而来的变化是对能源价格的影响。自2008 年金融危机之后,原油价格触底反弹,
涨幅高达200%,但是天然气价格却维持低位。这是页岩气开采带给天然气的供给冲击。
同时美国能源自给率也在提高,美国2011 年日均进口原油为891 万桶,是近十年以
来的最低水平。
1.2.2. 美国煤炭需求遭受挤压


美国是第二大煤炭生产国,产量约10 亿吨。美国电厂以气代煤导致2012 年以来美国
煤炭需求加剧下滑,库存创8 年来新高。根据美国能源局预测,2012 年电力行业煤耗
较2011 年将下降1.33 亿吨,幅度为14.3%。出口成为美国煤炭企业的诉求。2011 年,
美国煤炭出口量为1.07 亿短吨,占全球煤炭贸易量的份额约为8.8%。


1.3. 天然气发电、LNG 汽车、分布式能源、天然气化工等获生机
1.3.1. 天然气发电、LNG 汽车、分布式能源等经济型优势明显


从美国经验来看,建设天然气发电站是天然气应用的重要领域之一。由于天然气价格
较低,原材料成本、气体排放、政策导向上的优势使美国部分煤炭火电站转用天然气
发电。实际上从2009 年开始,煤炭相对于天然气的性价比就开始小于1 了,即每兆
焦煤炭的价格就大于天然气的价格了。就通过建立天然气发电厂通过发电上网的方式
也可以解决目前管道运输建设不足的问题。美国能源部称美国将陆续淘汰大量燃煤机
组,未来4 年将停止使用2700 万千瓦燃煤电厂。页岩气革命使美国坚定了大幅淘汰
落后煤电机组的决心。






天然气价格的下跌推动了天然气汽车的普及。虽然天然气重卡的初期投入成本略高于
普通柴油卡,但是其运营成本明显低于普通重卡。以每立方米天然气1.75 元计算,
如果运营里程达到每年20 万公里,天然气重卡将最少节省16 万至18 万元。
由于页岩气资源分散和管道建设不完备的特点,分布式能源是页岩气未来利用比较有
利的方式。通过分布式能源的建立一方面可以提高一次能源的利用效率,另一方面也
可以使页岩气就近使用,解决管网建设不足的问题。

1.3.2. 天然气化工或将多方位冲击石油化工、煤化工

全球天然气探明储量为187 万亿立方米,可供开采59 年。全球页岩气资源量巨大,
据专家预测为456 万亿立方米,是常规天然气资源量的2 倍多。而据美国《油气》杂
志援引专家们预测,全世界页岩油储蓄约11 万亿吨-13 万亿吨,远远超过4000 多亿
吨的世界常规石油储量。
天然气也是极其重要的化工原料。随着其价格的下滑,将对传统石化产业链产生重大
影响。另外,煤化工经济将受冲击。由于国际原油价格不断高企,2003 年以来,中国
企业兴起煤化工投资热,煤制醇醚、电石法PVC、煤制油项目、煤制烯烃和煤制天然
气项目成了香饽饽。如果页岩气在全球形成产能后拉低了原油价格,煤化工经济性优
势将失去。此外,天然气化工同样挤占煤化工市场,就如美国目前天然气化工挤掉石
油化工一样。

2. 璞玉待琢:我国页岩气潜力巨大
2.1. 中国天然气供需缺口扩大
2.1.1. 供给短缺


根据《BP2010 世界能源统计年鉴》,2010 全球天然气探明储量为187 万亿立方米,可
供开采59 年。天然气资源呈集中式分布,主要集中于前苏联和中东地区,两者储量
占世界总储量的70%左右,其中俄罗斯、伊朗、卡塔尔储量即达53%。
2010 年,我国天然气探明储量为2.8 万亿立方米,占2010 年世界探明储量的1.5%,
世界第15 位,相对于天然气的消耗属天然气稀缺国家,可开采年限仅为29 年,而世
界平均储产比为58.6 年,目前我国天然气主要靠国内自产,2010 年国内供给占88%
左右,未来对进口天然气的依赖将进一步增大。



2.1.2. 需求旺盛

相比于煤炭而言,天然气是清洁高效的能源。在节能减排的目标下,国内天然气的利
用经历了快速的发展。从2005 年至2010 年,中国天然气的消费年均增长16.5%,而
根据中国能源局官员介绍,2010 年至2015 年中国天然气消费将继续加速,达到年均
增长28.5%。2000 年以前,国内天然气主要用于工业燃料和化工领域,2000 年之后天
然气供给的多样化以及城市化进程的加速使城市燃气和天然气发电快速发展。2008
年城市燃气已占天然气消费的34%,天然气也将逐步成为城市燃气的主要燃料。随着
国内天然气需求的增长,天然气消费的进口依赖度也在逐渐上升。2006 年广东LNG
进口开启了国内天然气的进口,2011 年我国LNG 进口达到1220 万吨(约188 亿立方米)。
全球能源消费结构中天然气占比24%,中国能源消费结构中天然气仅占比4% ,未来
我国天然气领域的发展空间很大。




2011 年,我国天然气产量首次突破千亿立方米,达到1025.3 亿立方米。其中进口天然气316 亿立方米,LNG188 亿立方米,管道进口128 亿立方米。今年一季度国内天然
气产量同比增长7.3%达288 亿立方米,但同期来自于中亚天然气管道和LNG(液化天
然气)的进口天然气却大幅增长65.5%达97 亿立方米,一季度表观消费量390 亿立方
米,由此可以算出1 季度进口天然气占国内天然气消费总量比重已达到24.8%,高于
2011 年的23.7%。预计到2015 年,我国天然气产量有望达到1850 亿立方米,需求量
达2600 亿立方米,而供需缺口为750 亿立方米。迫于天然气短缺,目前我国已经形
成了西气东输、川气东送、海气登陆、进口管道气和进口液化天然气多途径共供格局。


2.2. 中国页岩气资源储量巨大
天然气是清洁能源,中国是一个富煤缺油少气的国家,如果我国页岩气尽快形成工业
化开采规模,在很大程度上能化解或者局部缓解我国天然气供应不足,避免对外依存
度日益过快增长。相关数据显示,我国常规天然气探明剩余可采储量3 万亿立方米,
天然气人均剩余可采储量仅为世界平均水平的7.1%。而我国国土资源部表示中国陆域
页岩气地质资源潜力为134 万亿立方米,可采资源潜力为25 万亿立方米(不含青藏地
区)。而美国能源信息署(EIA)曾发布报告称,中国页岩气高达1275 万亿立方英尺(约
合36 万亿立方米),为全球第一。虽然数据相差较为悬殊,但是至少表明了我国拥有
丰富的页岩气资源。


我国页岩气开发具备一定基础。中国南方海相页岩地层可能是页岩气的主要富集地区。
除此之外,松辽、鄂尔多斯、吐哈、准噶尔等陆相沉积盆地的页岩地层也有页岩气富
集的基础和条件。重庆綦江、万盛、南川、武隆、彭水、酉阳、秀山和巫溪等区县是
页岩气资源最有利的成矿区带,因此被确定为首批实地勘查工作目标区。目前国家已
批准在资源丰富的四川地区设立国家级页岩气示范区,而鄂尔多斯盆地、辽河东部凹
陷等地的页岩气勘探,已经获得重大发现。2009 年,我国与美国签署了《中美关于在
页岩气领域开展合作的谅解备忘录》,在勘探开采中与国外企业开展了广泛的技术合
作,为顺利产气提供了有力的技术支撑。

2.3. 国家政策将持续大力支持页岩气勘探、开采、应用
2.3.1. 页岩气作为独立矿种避开原有油气资源垄断管制


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。

2.3.2. 向民资开放招标调动社会资本参与

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。最终中石化和河南省煤层气公司各竞得一区块,另两个区块流
标。根据探矿权合同,首批中标的中石化和河南煤层气公司将于2014 年7 月份完成
两个区块4237 平方公里的勘探任务,同时中石油6567 平方公里的页岩气试验区块初
期勘探也将结束。
九月上旬,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,可能意味着我国油气资源领域探矿权
管理体制的一次重大变革。一直以来,我国对油气资源勘探开采实施国有垄断经营体
制。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。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。70 多家企业意向报名者中大部分没有涉
足过油气行业,除五大电力、神华及中煤等央企,也有如广汇能源、宏华集团、浙江
海越等民企。以往国内的油气开发都是由国家大型央企及国企单位长期垄断,这是我
国油气矿业权市场化改革迈出的重要一步。

2.3.3. 市场化定价提高勘探开采积极性

国家页岩气“十二五”规划已经明确,“页岩气不同于常规天然气,出厂价格实行市
场定价”,这为民企分享行业盛宴奠定了基础。
我国现行天然气定价机制可以概括为国家调控下的成本加成定价方法。天然气价格分
为出厂价、管输费、城市门站价和终端用户价四个环节,定价以行政为主市场为辅,
由政府部门根据生产与供应成本再加合理利润确定。其中,出厂价和管输价由国家发
改委制定,城市配送服务费由地方政府制定。
2011 年12 月26 日,广东省和广西省率先进行了天然气价格形成机制的试点。这一方
面是资源价格改革的重要举措,另一方面也意在推进天然气市场化价格改革,理顺天
然气与其他替代能源的价格关系。从价格改革的效果上可以看出,政府一方面可以借
助上涨的国内天然气价格保证国内天然气进口企业的积极性;另一方面,天然气价格
上涨也有助于鼓励国内天然气开采。从改革的另一项重点来看,页岩气、煤层气、煤
制气等非常规天然气的定价将遵循市场调节机制,这也体现了政府对于非常规天然气
开采的鼓励态度。
页岩气井的开采具有快速衰减的特点。根据页岩气产量衰减曲线,页岩气开采成本等
因素,若页岩气井口定价在1.2 元以下时,页岩气开采的经济性将受到质疑,页岩气
投资吸引力将减弱。相反,若页岩气定价高于1.5 元,则页岩气开采的投资回收期将
明显缩短。




2.4. 诸多问题仍制约行业发展
2.4.1. 矿权重叠&运输管制


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臵存在障碍。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,页岩气矿业权配臵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。

2.4.2. 地质勘探难以满足发展需要

我国具有页岩气大规模成藏的基本条件,但尚未系统开展全国范围内页岩气调查和普
查,资源总量和分布情况没有完全掌握。这主要是由于:地质勘查投入不足,我国页
岩气调查评价和勘探累计投入不足70 亿元,而常规油气勘探每年投入约660 亿;我
国对油气商业地勘实行特殊准入规定,基本由几大油气公司掌握,社会资本很难涉足;
有的政府地勘职能也由企业执行,其地质资料无法让行业内共享。因此,通过全面调
查掌握页岩气资源分布的难度很大。

2.4.3. 开发收益分配体制需要变革

世界上大多数资源富集国,通过征收可观的资源税费和签订开发合同,使国家获取油
气资源收益最大化,并把开发企业的收益控制在合理的范围内。在取得矿业权环节,
主要税费是矿业权租金和红利。在矿产资源生产和销售环节,主要是征收权利金和超
额利润税。油气资源国与资源开采企业签订的合同包括产量分成合同、服务合同、回
购合同、联合经营合同等。不论石油企业与资源国政府(或国家石油公司)签订何种
合同,都要依法纳税。而我国的矿产资源属国家所有,但对资源开发征收的税费比率
较低,企业的利润空间较大。石油、天然气开发的利润大部分留在了国有企业,如果
页岩气向各类所有制企业开放,大部分收入将落入开发企业和个人手中。如果没有合
理的分配制度安排,就有可能像其它资源行业放开后那样,出现炒作探矿权和采矿权。
对于地方政府而言将只能有少量税收收入,大多数将上缴开发企业所在的发达地区或
中央政府,这将影响地方的发展积极性。

3. 页岩气产业链相关受益公司
3.1. 产业链分解


页岩气的开发可以划分为四个环节:勘探、钻采、运输、应用。国内页岩气的开采由
于地理条件较为复杂,平均的压裂段数量多于美国,平均页岩井深度也要深约1000
米。2015 年以前,我国页岩气将以勘探工作为主,大规模开发难以启动。从成本端来
看,国内页岩井钻井与压裂成本显著偏高。然而国内页岩气开采的相对优势是耗材、
土建的成本偏低,这也使国内页岩井综合开采成本与美国相差不多大。
国内的压裂设备和钻井设备已经大量出口到美国,因此,在设备整体竞争力上并不处
于劣势。目前限制国内页岩气开发的主要瓶颈在于开采和压裂经验以及复杂的地质环
境。然而,根据美国的页岩气发展的经验,我们有充足的信心国内页岩气开发将呈现
高速增长。
随着市场准入的进一步放开,部分页岩气分布面积广、储量分散的特点很适合中小企
业进行分散式开发。鉴于我国地质条件对于钻井及开采的技术要求较为严格,而页岩
气的核心技术又大多掌握在国外专业公司手中。我们更加关注勘探、钻井、开采、运
输、应用产业链上具备研发优势和技术进步的企业,包括技术服务商、设备提供商、
钻采技术领先的油服类企业及化学制品企业。关注潜能恒信、恒泰艾普、杰瑞股份、
江钻股份、神开股份、山东墨龙、海默科技、通源石油、惠博普、仁智油服、宝莫股
份、天科股份等。同时天然气管网改革也将随着行业的发展不断深入。目前我国天然
气骨干网的建设与运营是由三大国有石油公司掌握。并不利于页岩气这种小规模、广
分布的燃气资源开发、运输。我们认为一些区域性的油气贸易公司将在新的管网建设
中获益,关注富瑞特装、胜利股份、广汇能源等。此外,随着页岩气的大规模开采,
天然气价格的下滑将引起通过石脑油路线副产的碳三、碳四供给缩小,齐翔腾达、卫
星石化、东华能源、海越股份等也将受益。

3.2. 勘探
3.2.1. 潜能恒信:高效勘探技术服务提供商


公司是为石油公司提供油气勘探过程中高技术含量的地震数据处理解释服务的国家
级高新技术企业。公司不断进行技术创新,研发了高保真叠前数据处理、AVO 叠前反
演的多属性储层预测及油气识别等数百个常规处理解释软件模块、从而实现了数据处
理解释一体化的含油气有利勘探目标的研究模式,针对不同复杂地质构造,公司以三
大技术为核心形成了四套实用性很强的油气勘探流程,最终能为石油公司高效勘探提
供可靠技术支撑。公司是国内少数掌握国际领先的第三代地震成像技术,并且有能力
提供处理解释一体化服务的企业之一。公司技术上的优势使得公司的探井成功率达到
82.54%,远高于行业50%左右的平均水平。

3.2.2. $恒泰艾普(SZ300157)$:复杂油气藏的勘探领先者

公司是我国产品结构最完备、技术特色最突出、最具成长能力的勘探开发技术服务商
之一。公司建立了覆盖油气勘探开发技术服务全流程的技术体系,技术实力接近国际
一流技术服务企业的水平,特别是在复杂油气藏的勘探开发技术方面,公司拥有多项
特色技术,在国际同行中居于领先地位。依托公司强大的研发实力以及高效的产品转
化能力,公司构建了完整的石油勘探开发软件产品体系,已成为世界少数几个具有完
善的产品结构和体系的技术服务商之一。公司已研发出4 大类20 套软件,拥有软件
著作权68 项,覆盖了地震资料采集设计、处理、解释、储层综合研究及油藏建模等
勘探开发主要环节,并在地质成图等方面拥有独特技术和软件产品。

3.3. 钻采
3.3.1. $杰瑞股份(SZ002353)$:业绩实质性受益页岩气


杰瑞股份为国内唯一专门从事压裂设备生产制造的上市公司,公司已形成油气物探开
发服务、环保服务、压裂酸化服务、连续油管服务、增产服务、油田工程建设等全面
服务业务线布局,上半年,公司完成政府审批程序向加拿大投资2900 万美元,主要
投入页岩油气的矿权勘探开发;在连续油管服务、油田增产服务等四个方向增加设备
投资近2 亿元,建立和延展了四个服务项目的能力,分段压裂服务、连续油管服务,
上半年已开展服务。公司的页岩气开发产业服务链,正在迅速完善。非常规油气勘探
开发环节普遍使用压裂设备,勘探环节的勘探井也需要压裂改造储层后才产气,开发
环节更需要大规模储层改造后,因此压裂设备是超前服务投资的。

3.3.2. $江钻股份(SZ000852)$:油用钻头市场龙头

公司是国家一级企业、国家重点高新技术企业,亚洲最大、世界先进的油用钻头、麻
花钻头研发和制造基地。公司下属一个事业部、一个分公司和六个子公司,主要从事
油用钻头、矿用钻头、麻花钻头、硬质合金、金刚石复合片、油用设备、高分子材料
及器件、木业、纸业、天然气、精细化工等产品的研发、制造和服务。其中,主营产
品油用钻头的国内市场占有率达60%以上,出口到美国、加拿大、俄罗斯、伊朗等
20 多个国家和地区。

3.3.3. $神开股份(SZ002278)$:国内石油勘探钻采知名品牌

公司是一家以研究、开发、制造石油勘探仪器、石油钻探井控设备、采油井口设备和
石油产品规格分析仪器为主的高新技术企业,主要产品有录井仪器、钻井仪表、防喷
器及控制系统、压井节流管汇、井口装臵及采油(气)树、油品分析仪器、录井技术
服务等。“神开”品牌已经成为国内石油钻采设备行业的知名品牌。在新疆、四川、
重庆等地设立了多个分支机构,产品已进入美洲、中欧、中亚、南亚和非洲等17 个
国家和地区。

3.3.4. $山东墨龙(SZ002490)$:抽油设备及服务一体化优势显著

公司是一家专业从事石油机械设计研究、加工制造、销售服务和出口贸易为一体的股
份制企业,中国石油天然气集团公司和中国石油化工集团公司认可的“三抽设备”和
“石油专用设备”定点生产单位。主导产品有抽油杆、抽油泵、抽油机、潜油电泵、
注液泵、油管、套管、石油专用无缝管及各种井下工具等。主导产品荣获了美国石油
学会API 会标使用权。公司先后开发省级新产品十六种,国家级新产品三种,并荣获
十二项国家专利,泥浆泵缸套、阀门等产品畅销美国、加拿大、韩国及中东市场,深
受海外客商的好评。

3.3.5. $海默科技(SZ300084)$:油田多相计量整体解决方案提供商

公司是国际多相计量领域的技术领导者,是亚洲市场上领先的油田多相计量整体解决
方案提供商。公司自主创新的多相计量技术被英国石油(BP)等国际能源巨头列举为
“决定未来油气工业成功的五大关键技术”之一。公司是目前国际市场上主要的提供
多相计量产品和服务的四家厂商之一,已获准成为国内外主流的石油公司的合格供应
商,产品和服务远销中东、北非、东南亚、中亚和欧洲等地区。公司在多相计量领域
拥有完整的、自主的知识产权,已在中国、美国、英国和欧洲等地取得多项发明专利。
公司的技术和产品经英国国家工程实验室和挪威王国电气认证实验室等国际权威机
构的测试和认证,主要性能指标超过国外同类产品,技术上达到国际领先水平。

3.3.6. $通源石油(SZ300164)$:射孔技术挺进北美市场

公司依托在油气勘探开发领域,尤其是射孔领域的研发实力,已经对公司技术与页岩
气等非常规能源的开发的衔接做出相应部署。公司已经研发出选发射孔技术,可应用
于页岩气开发中。同时,公司重点开拓北美市场业务,北美市场是页岩气开发最为发
达市场,公司在推广产品、技术同时,也将适时引入相关国际领先技术等反哺国内市
场。公司推动的爆燃压裂技术,以其高效和便捷近年已经取得了较好的成绩,后续公
司将持续推动该技术的推广、应用。压裂技术作为储层改造措施,根据不同地质状态、
需求,相应采用不同的压裂技术。目前,针对页岩气的开发,主要是通过水平井,水
力压裂完成。根据公司业务布局,对于非常规油气资源的开发有相应的技术储备和未
来发展计划。

3.3.7.$惠博普(SZ002554)$:专注于油气水高效分离

公司业务已涵盖油气处理系统、油气开采系统、油田环保系统和油田工程技术服务等
领域。公司为高新技术企业,专注于油气水高效分离技术的研发。公司的气体开采、
处理的配套技术及产品适用于页岩气的开发处理领域,页岩气的开发将带动公司天然
气处理装备的需求。公司已分别与中国石化集团河南石油勘探局地球物理勘探公司和
黑龙江龙煤地质勘探有限公司签署了《战略合作协议》,由公司以投标人的身份,共
同参与本次国土资源部页岩气探矿权的招标。

3.3.8. $仁智油服(SZ002629)$:一站式钻井液技术服务提供商

仁智油服是国内服务能力较强、市场占有率相对较高的民营钻井液技术服务提供商,
是国内能够提供一体化、一站式钻井液技术服务的优势企业之一,是西南地区市场占
有率较高的油田环保技术服务提供商,是西南地区主要的油田特种设备检测维修技术
服务及防腐工程技术服务提供商。由于西南地区页岩气资源丰富,开发进度也居于全
国前列,我们认为公司将从中获益。

3.3.9. $宝莫股份(SZ002476)$:压裂液关键助剂提供商

宝莫股份是从事丙烯酰胺、聚丙烯酰胺及其衍生物的研究开发、生产销售服务的公司,
是一家致力于驱油用化学助剂和水处理化学品开发和应用的国家级高新技术企业。水
力压裂是目前惟一可以应用于页岩气开采的技术。当高压液体注入钻井并使岩层裂开
后,高压液体中的支撑剂可以保持住裂缝,使其成为油气导向钻井的高速渗透通道。
由于国内页岩气埋藏深度大,对压裂液的要求更为严格,而对这方面公司在国内具有
研发优势,未来会受益于页岩气大规模产业化。

3.3.10. $天科股份(SH600378)$:PSA 技术有望用于页岩气净化

公司的核心技术是PSA 变压吸附技术,应用于气体的分离提纯,在该领域技术水平位
居世界前列。同时在碳一化学的工艺和催化剂位居国内先进水平。公司PSA 法脱除碳
2 以上烃类组分技术为专利技术,该技术可从天然气、页岩气中脱碳C2 以上烃类组分,
提纯甲烷。已经在部分厂家获得成功应用。一旦页岩气大规模开采,在气体净化领域,
公司有望获得商机。

3.4. 运输管网
3.4.1.$广汇能源(SH600256)$:LNG 渠道优势若与页岩气结合


2012 年2 月10 日经新疆维吾尔自治区国土资源厅批准公司控股子公司新疆广汇石油
有限公司获得气体矿产勘察资质(乙级)。公司已经明确参与第二轮页岩气的招标。
公司参与页岩气开发,可以发挥本身的在LNG 领域的优势。公司的LNG 主要利用LNG
槽车运输到东部发达地区作为调峰电站的燃料,还有部分用作LNG 重卡燃料,累计推
广LNG 车辆3594 辆,累计建成加注站76 座。公司在LNG 领域的渠道优势日益显著,
一旦公司在页岩气领域的开采取得成功,可以将页岩气就地转化为LNG,通过自己的
销售渠道,可以完全避开了垄断的天然气管道输送渠道,从而使得利润最大化。

3.4.2. $富瑞特装(SZ300228)$:LNG 供气系统领先供应商

公司作为国内领先的车船用LNG 供气系统供应商,主要从事金属压力容器的设计、生
产和销售。根据产品应用领域及客户所处行业的不同,公司主要产品划分为以LNG 应
用设备为主的低温储运及应用设备、以海水淡化设备为主的换热设备和用于分离空气
的气体分离设备三大类。公司经过多年的研发和积累,已经掌握了具有自主知识产权
的LNG 供气系统生产技术,并且已经与多家发动机制造企业、重型卡车和大型客车制
造企业等达成战略合作伙伴关系,公司参与制订的《汽车用液化天然气气瓶》、《液化天然气(LNG)汽车供气系统安装及安全使用技术条件》企业产品标准及韩中深冷制
定的《固定式奥氏体不锈钢应变强化低温容器》企业标准均已通过评审,并在江苏省
质量技术监督局进行了企业产品标准备案。

3.4.3. $胜利股份(SZ000407)$:多地布局天然气管网

公司去年起先后与中石油等公司合作成立十余个公司从事包括LNG 工厂、LNG/CNG 加
气站、天然气管道等业务。公司2011 年把天然气业务作为未来发展的主要方向,陆
续成立了11 个子公司和孙公司开展天然气业务。目前公司布局的地点包括贵州贵阳、
广西南宁、钦州、山东济南、济宁、日照、临沂、江西等,公司还在继续其他的地区
探讨开展业务的可能性。目前天然气业务涉及到的领域包括:天然气管道与批发,城
市燃气和汽车燃气,包括工业、燃气、汽车在内的城市综合燃气业务等。公司与业内
领导者中石油合作进入天然气领域是公司发展一次重要的战略转型。我们看好公司在
天然气领域的未来发展前景。

3.5. 应用
全球包括丙烯、丁二烯在内的碳三、碳四产品,绝大多数都是石脑油路线生产乙烯的
副产品,而乙烷脱氢制乙烯副产的C3/C4 产品远低于传统的石脑油路线,因此乙烷脱
氢的大幅扩产除了直接改造北美石脑油产能,还抑制了全球石脑油路线的扩产,进而
减少了C3/C4 的产能扩张。有望对我国C3/C4 产业链相关公司构成利好,建议关注
齐翔腾达、卫星石化、海越股份、东华能源等相关上市公司。
此外,美国天然气下游产业将有望大幅发展,天然气下游主要为甲醇和尿素(天然气
和电力占总成本的75%),美国依托廉价的天然气,在尿素和甲醇上都有较大规模的扩
产规划,对我国相关产业将构成不利影响。

4. 页岩气可能的商业模式与投资逻辑
4.1. 影响商业模式的变量分析


页岩气开发的商业模式在美国是已经比较成熟的,但是在中国目前还处于比较模糊阶
段。美国页岩气技术突破在70 年代,商业化运作基本从90 年代开始,美国目前有几
千家与页岩气相关的公司,参与页岩气开采的公司至少有150〜180 家,美国页岩气
的起步阶段,可以说基本是凭借中小公司的力量。
当前中国在美国示范效应,以及潜在的页岩气巨大资源储量的背景下,加上国家近2
年陆续出台相关支持政策,从国务院批准页岩气作为独立矿种,到页岩气十二五规划,
再到页岩气的两轮招标,国家对于页岩气开发的支持态度非常明确,允许多种投资主
体平等进入页岩气领域,尤其是第二轮招标,大幅度地降低了页岩气的准入门槛,这
让各路资本看到了页岩气潜在的盛宴。
对于页岩气产业的商业模式,我们认为需要关注的是以下几点。其一,技术是否成熟;
其二,边际成本下降速度;其三,国家支持政策力度及行业管理体制变革力度;其四,
运输、应用的可能模式。

4.1.1. 技术问题
页岩气开发的主要技术,一是寻找“甜点”,即页岩气富集区;二是水平井技术;三
是分段压裂技术。这几项技术我国都已基本掌握,之所以不能大规模开采页岩气,关
键原因是不同地区的页岩气有不同的属性,必须要找到适合其属性的开采技术。例如,
美国目前采用的水平井压裂技术,对水资源的依赖过大。一个页岩气项目需要2 万方
水,得挖一个能蓄2 万方水的蓄水池,再加上相关的设备和机器,项目占地至少有4
个足球场那么大。而我国页岩气主要分布在丘陵及山区,土地和水资源紧张都限制了
我国照搬美国的开采方式。此外,我国页岩气的埋藏深度要比美国平均深1000 米,
这也加大了我国页岩气开采的技术难度。

4.1.2. 成本问题


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。如果政府不
补贴,页岩气开发只能亏损。

4.1.3. 国家政策


由于页岩气开采初期的成本非常高,如果没有政府相应的补贴以及税收优惠,开采企
业是不可能实现盈利的。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**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。而如果参照煤层气的补贴政策,基本是国家层面补贴0.2 元/
立方米,地方政府补贴0.1-0.2 元/立方米,这也是远远不够的。此外,除了需要较
高的补贴及税收优惠政策支持以外,包括把页岩气作为独立矿种单列,实行市场化定
价,允许包括民资在内的多元化投资主体进入开发等都已经为页岩气商业化运作铺垫
了较好的行业管理制度。

4.1.4. 市场前景

页岩气开采出来之后还面临运输、应用问题,天然气的可能应用领域包括,居民用气、
天然气发电、LNG 汽车、分布式能源、天然气化工等。如果要实现长距离的运输,就
需要通过管道,而目前我国80%的天然气管道被中石油垄断,如果算上三大石油公司,
基本就全部垄断了运输管道,若要进入本来适用于常规天然气的管道,价格则受制于
三大巨头,况且,我国天然气管道建设本来就很不完善。天然气发电在我国则基本难
以实现,初步测算,天然气价格只有在1.8 元/立方米以下,才可能比燃煤电厂具备
优势,而这个价格是已经较大比例的低于居民用气价格了。LNG 汽车是具备可行性的,
目前我国汽车用天然气价格基本在4~6 元/立方米,这对页岩气来说是具备经济可行
性的。分布式能源也是具备可行性的,由于页岩气资源分散和管道建设不完备的特点,
分布式能源是页岩气未来利用比较有利的方式。冷热电联产(Combined Cooling
Heating and Power,简称CHP),是解决建筑冷、热、电等能源需要,安装在用户现场的能源中心。燃气冷热电三联供系统是一种建立在能量的梯级利用概念基础上,以
天然气为一次能源,产生热、电、冷的联产联供系统。它以天然气为燃料,利用小型
燃气轮机、燃气内燃机、微燃机等设备将天然气燃烧后获得的高温烟气首先用于发电,
然后利用余热在冬季供暖;在夏季通过驱动吸收式制冷机供冷;同时还可提供生活热
水,充分利用了排气热量。一次能源的利用率提高到80%左右,大量节省了一次能源。
天然气化工在中国预计可行性也不大,主要原因是跟煤化工相比,只有在天然气价格
在1.2-1.3 元/立方米以下的时候,天然气化工相比煤化工才具有经济性。

4.2. 投资逻辑


基于以上可能影响页岩气开发商业模式的各个变量的分析,我们认为参与页岩气开采
的企业想要实现盈利,成本需要下降至少60%,而目前我国则还只处于处于勘探招标
阶段,预计需要5-10 年才能够实现盈利。即使盈利,可能的市场前景好坏依次为LNG
汽车、分布式能源、居民用气、天然气发电、天然气化工等。我们认为这将长期考验
相关开采企业的技术和资金实力,而真的能实现盈利之后,也难以获得大的超额利润,
因此,我们对于参与开采的企业的受益程度是持怀疑态度的。
在整个页岩气产业链中,我们相对看好的是跟勘探、开采提供技术和设备的产品以及
服务的企业,还有就是大规模商业化之后的终端应用时,具备渠道优势的LNG 加注站
或者拥有天然气管网的公司。
我们认为短期内难以看到页岩气产业链相关公司的业绩增长,市场对页岩气产业链相
关公司的估值溢价来自于国家出台相关支持政策的刺激效应,后续值得关注的催化因
素包括对页岩气开采的补贴以及税收优惠政策等,新加入页岩气勘探开采的上市公司
也会受到市场持续关注,包括第三轮及以后的勘探招标等的刺激效应或将逐步弱化。
能够从页岩气开采中实质受益的公司才是值得长期价值投资的,这类公司将大概率地
出自于页岩气勘探开采设备以及技术服务类行业。

5. 风险提示
5.1. 国家后续政策支持不到位风险


我国页岩气后续相关的财税、补贴等扶持政策正在制订当中。页岩气资源分布中,有
66%的页岩气区块在中石油、中石化油气矿业权区域内。这些需要国土资源部与中石
油、中石化和地方政策协调。页岩气亟需突破体制和政策,政策的后续支持力度仍有
待观察。页岩气大规模的开采还需要建设管网系统,集气站、加压站、清管站等地面
工程设施,外运还需要管道建设、公路铁路等设施。这些需要在开采的商业价值明确
之后才能开始建设。

5.2. 水资源不足与污染等环保风险


水资源消耗过大就成为页岩气国内发展的隐忧之一。页岩气生产的必备技术之一水压
裂技术则消耗大量的水资源。从资源分布也可以看出,由于我国页岩气资源大部分分
布于相对缺水的地区,因此,水资源的消耗则成为目前普遍担心的一个重要问题。水
资源的污染则是普遍对于页岩气开采担忧的另一个问题。页岩气开采过程中,页岩气
水压裂技术是造成地下水污染的重要来源之一。地下水中甲烷含量明显超标,地下水
中检测发现压裂液中含有化学有毒物质。

分析师简介
谭志勇,石油与化工行业研究员,中国人民大学学士,中国人民银行研究生部硕士,2008 年7 月加盟安信证券研究中心。
刘军,石油与化工行业首席研究员,化工硕士,5 年证券研究经历,8 年中国石化工作经验,曾获2005 年度"新财富"化工行业最佳分析师第四名,2007 年4 月加盟安信证券研究中心。
雪球转发:52回复:29喜欢:110

全部评论