中国报告网提示： 1、我国页岩气可采规模大，深层开采技术成为制约因素 页岩气是我国技术可采储
1、我国页岩气可采规模大，深层开采技术成为制约因素页岩气是我国技术可采储量最大的非常规天然气，全国埋深4500米以浅页岩气地质资源量121.8万亿立方米，可采资源量21.8万亿立方米。其中海相13.0万亿立方米、海陆过渡相5.1万亿立方米、陆相3.7万亿立方米。页岩气的主力区块大多埋深2000-4000米，气体以游离态和吸附态两种状态共存。
参考观研天下发布《2018年中国页岩气市场分析报告-行业深度调研与投资前景预测》
我国页岩气勘探开发时间较晚，2009年，我国首个页岩气资源勘查项目才在重庆市綦江县启动。2010年，国土资源部进行了首轮页岩气探矿权招标。目前，四川盆地及其周边的海相页岩气已经成功完成初步规模化开发。
国内页岩气地质特征复杂，深层开发技术尚未掌握。埋深超过3500米页岩气资源的开发对水平井钻完井和增产改造技术及装备要求更高。目前页岩气重点建产的川南地区埋深超过3500米的资源超过一半，这部分资源能否有效开发将影响“十三五”我国页岩气的开发规模。
2、近年来产量迅速增长，中石化和中石油为开发主力
中国从2010年开始开采页岩气，中国石化、中国石油积极推进页岩气勘探开发，大力开展国家级页岩气示范区建设，取得焦页1井等一批页岩气重大发现井，率先在涪陵、长宁-威远和昭通等国家级示范区内实现页岩气规模化商业开发。经过多年快速推进，2014年全国页岩气产量达到12.47亿立方米，2015年全国产量达到45亿立方米，2016年，我国页岩气产量达到78.82亿立方米，仅次于美国、加拿大，成为世界第三位。我国页岩气开发利用已经进入快速发展期。
我国页岩气开采所面临的挑战除了开采技术以外最大的挑战是页岩气井单井投资大，且产量递减快，气田稳产需要大量钻井进行井间接替，因此，页岩气开发投资规模较大，实施周期长，不确定因素较多，对页岩气开发企业具有较大的资金压力和投资风险。所以目前我国页岩气开采仍以中石化和中石油为主。
3、经济性仍是核心问题，“十三五”目标年产300亿方
页岩气开采一般以水平井为主，随着技术不断优化，单井成本已经从1亿元上下降低至6000万-8000万。页岩气单井储量相对较大，压裂后产量上产较快但是也存在快速衰减。我们用四川盆地蜀南地区的一口页岩气井数据做测算，单井投资约7000万元，压裂后第一年平均日产气量7.1万方，按照美国相似典型页岩气井的年自然递减率，前4年递减率取65%、35%、20%、10%，第5年起保持5%的递减率，总生命周期15年，全生命周期单井累计产量估算为6000万方-8000万方。核算到单位成本，每方气折旧约0.9-1.1元，操作成本0.3-0.5元/方，页岩气开采总成本估算为1.2-1.6元/方。
目前来看，页岩气的开采成本仍要比常规天然气高出约1倍。在目前的气价条件与3毛钱开采补贴的情况下，实现规模化生产的区块可以实现盈利。
为了鼓励页岩气的开发利用，财政部、国家能源局于2012年出台《页岩气开发利用补贴政策》，政策提出2012-2015年，中央财政按0.4元/立方米的标准对页岩气开采企业给予补贴。2015年，财政部与国家能源局再一次明确“十三五”期间，页岩气开发利用继续享受中央财政补贴政策，补贴标准调整为前三年0.3元/立方米、后两年0.2元/立方米。补贴单价下降主要由于技术进步带来的投资成本下降。此外，《天然气“十三五”规划》还明确将研究延长页岩气补贴政策，我国对页岩气未来的支持力度仍将持续。
我国页岩气目前主要产区是涪陵、长宁、威远、昭通、永川等地，较多资源埋深超过3500米，地质条件复杂，攻克开采和压裂技术是上产的关键之一。此外，我国页岩气开采成本较高，若能通过技术进步或者政府持续补贴达到合理回报率，页岩气开采的热情将更高。
页岩气作为我国储量最丰富的非常规天然气被寄予厚望。《天然气“十三五”规划》中提出2020年力争实现页岩气产量300亿立方米，较2015年增长255亿立方米。国家能源局发布的《页岩气发展规划（2016-2020年）》中也提出“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业加快发展，海相、陆相及海陆过渡相页岩气开发均获得突破，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效开发，2030年目标实现页岩气产量800-1000亿立方米。
2017年，我国天然气消费总量2373亿方，同比增长15.3%；全年天然气生产量1487亿方，同比增长8.54%；全年天然气进口量920亿方，同比增长27.6%。我国自产气增速小于消费量增速，天然气进口依存度提升至38.22%。我们预计2018年我国天然气消费量增速13.5%左右，国内燃气供需仍维持紧平衡。若想我国天然气不过度依赖进口，在自产常规气增量有限的情况下，加大力度发展非常规天然气将是唯一选择。
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