9月10日-12日，天津滨海国际中心，2012年中国国际石油化工大会在这里召开。

    11日下午两点，记者来到滨海国际中心第八会议室原料多元化分会场。页岩油和煤制油，这是两个核心词汇。

页岩气2015年以后才可能进入工业化

    会议首位发言人延长石油研究院院长高瑞民首先抛出了一串数据，表示预计到2015年要用60亿立方米页岩气去补1000亿立方米的天然气需求缺口。这是杯水车薪。而且，我国的页岩气还未能形成产能。

    目前，页岩气钻井钻了58口，其中水平井15口，有30口经压力得到气流，而水平井是4口。

    GE能源集团中国区总经理吴建雨指出，现在页岩气井大多是直井，即试验井，只能证明有气，而水平井很少。水平井需要大量水力压裂出气，然后用电潜泵提液，气才能出来，否则会被水堵住。而我国在1500米以下的返液技术遇到难度，4000米以下返液技术国内企业还不具备。

    在原料多元化分会场茶歇间隙，五名与会人员围绕吴建雨身边，因为他提出的“页岩油产业化”问题最贴近市场。

    “我认为至少要等到2015年，中国才会出现页岩油方面商业化的企业。”吴建雨说。

    吴建雨指出，特许经营权刚放开，开发商投建需要3—4年周期。“国土资源部的政策是鼓励所有的国有企业、民营企业参与到这个行业。但中国真正懂怎么采的还只有中石油、中石化和延长石油，民营企业有钱但它没有钻。”他说。

    鉴于我国页岩气丰度低、地表和地下开采条件复杂，延长石油研究院院长高瑞民最担心开采成本问题，他算了一笔账：我国天然气成本是1.35元/m3， 美国页岩气和天然气售价合人民币才8毛钱左右。而页岩气开发的成本要在1.5元甚至2元。虽然目前国家刚刚出台了“一方开发一方验气”的注册，补助是 2-3毛钱每方，但即使每方页岩气开采补助3-4毛钱，对企业来说开采依然亏损。

    另外，吴建雨指出影响产业化的另外两个因素，一是装备制造商还没有大规模的生产勘探压裂设备，设备成本高，导致投资意愿不强。二是我国管网垄断且负荷无法再承担页岩气的输送，且网络不发达导致页岩气无法送达用户。

    “私营企业要与央企谈，用他们的管道，很难。”一位参会的私营企业家告诉理财周报记者。

    另外，页岩气在开发初期必须大规模水力压裂，水平井需要1000万-2000万立方米水，直井需要水1500万立方米，届时就会形成城市居民抢水喝局面。

    北京一位石油化工行业分析师总结说，主要技术在两方面，一是打水平井，二是分段加压。由于中国地质勘测和开发技术水平，两年内中国页岩气开采不会贡献利润，但首先受益的是设备公司，A股标的有杰瑞股份，港股标的有安东石油。

煤化工仍有大空间

    面对行业人士对页岩气的追捧，神华集团煤制化工部总经理梁仕普则自嘲，“在可以预见的未来，煤炭仍占能源消费结构的70%。我们的目标是，煤炭不喜欢但是柴油大家喜欢。今年上半年，中国对外石油依存度是59.4%，这个市场还是巨大的。”

    面对页岩气对煤化工形成的挑战，梁仕普认为：“美国的石油化工大佬在扩展聚烯烃，原料来自页岩气，那是因为页岩气价格很低，但中国页岩气的价格和成本还需要实践，尚有待时日。另外，即使页岩气在未来几年达到上百亿立方米的产能，对中国来说还只是杯水车薪。”

    据梁仕普介绍，神华集团在鄂尔多斯建立的10000吨的煤炭直接液化工厂于2008年上半年投料试车，2009年—2010年上半年进行局部工艺改 造，2011年实现商业化运行。“2003年设计时参照油价30美元一桶，算下来是9.8%的内部收益率。目前的收益率不好算，这个项目至少多投资了10 亿—20亿元，但我cover了所有的成本和折旧，实现了盈利，且大大好于预期。”

    不过。有业内人士表示，从原料价格来看，自2006年至今，煤炭生产成本和煤炭销售价格持续上涨。神华煤制油的吨油成本相比2006年已经上涨了 40%左右。从产品的相对价值来看，煤制油好比页岩气，在国际油价高企的时候才有市场。据测算，当油价在70美元/桶以下时，煤制油便失去了经济性。然 而，近几年来，国际油价多番剧烈波动，也使得神华煤制油的盈利前景未卜。

    梁仕普表示，由于国内煤价下调，但集团内部煤价没有变化，所以集团从上市公司中国神华那里购买煤炭的价格要高于市场平均价格。

    另外，在煤制天然气方面，梁仕普认为，如果天然气管道和价格市场化，煤制天然气会适度发展。“如果页岩气的开发成本超过1.5元/m3，那煤制天然气就有了空间。”他说。