油气设备页岩气行业分析报告.docx

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油气设备页岩气行业分析报告

2012年油气设备页岩气行业分析报告

2012年8月

目录

一、中国页岩气与美国潜力相当3

1、中国页岩气占天然气资源比重超过美国3

2、勘探还是投资主线，两桶油仍将是中坚力量4

3、第二轮勘探招标成为焦点，政策推进节奏受关注5

二、页岩气开采商盈利波动形成行业发展周期7

1、天然气价格波动剧烈，运营商盈利无保障7

2、中国：

初期开采成本高于美国，政府补贴或成主动力8

三、风险：

技术消化居首，下游管网垄断次之9

1、美国技术无法生搬硬套9

2、中国可开采储量亟待掌握10

3、中美在能源结构上存在巨大差异，管网建设或成瓶颈11

4、水资源的匮乏和环境问题制约发展12

四、油气设备通用多，钻探服务或将持续受益14

1、水平压裂使美国生产井的数量成几何增长14

2、增加单区块的打井数量是降低成本的最有效途径15

3、油气机械不分家，井下技术成瓶颈16

4、行业格局或变、石油机械发展瓶颈或解17

页岩气革命在美国的成功已经点燃了中国复制奇迹的火种，不管是从节能减排还是降低能源对外依赖的角度来看，国内决策层推动整个页岩气产业链快速发展的决心毋庸置疑。

我们认为，页岩气产业链的投资可以参照石油天然气行业固有的时钟来选择，勘探钻井会是近期比较确定的受益子行业。

中长期来看，除了国内技术消化进程，整个行业成长空间还取决于国内油气开采与天然气管网现有垄断格局的打破。

一、中国页岩气与美国潜力相当

1、中国页岩气占天然气资源比重超过美国

根据国际能源局的数据，中国天然气的可开采量据全世界第三，仅次于俄罗斯和美国，从结构而言以非常规天然气为主，即煤层气和页岩气。

而最新的油气资源评价表明，全国天然气资源量为47万亿立方米，可探明的资源量为22万亿立方米（按可探明率46.8%计）。

经评估，天然气可采资源量为14万亿立方米（按可采率63.6%计）。

从天然气可开采储量，页岩气的占比显著高于美国和俄罗斯。

换句话说，中国页岩气开采的潜力也是三个天然气大国中最大的。

2、勘探还是投资主线，两桶油仍将是中坚力量

无论是摸清“家底“的迫切程度还是按照油气开采固有时刻表，近期国内页岩气投资将集中在勘探环节。

2012年3月国土资源部公布的25.08万亿立方米可采资源潜力也仅仅是建立在国内60余口资源评价井勘探数据基础之上，相比美国数十万口井的数据基础，精确度有明显差距。

其次，中国页岩气储层地质条件更为复杂，气藏区的开采难度与经济性也有赖大量勘探井数据采集与解释。

我们认为无论是技术储备能力还是资金实力，两桶油在勘探环节将扮演的角色都无可替代。

3、第二轮勘探招标成为焦点，政策推进节奏受关注

《“十二五”页岩气发展规划》明确了调查与掌握国内页岩气资源潜力与分布的总体目标，未来5年投资将以勘探为主，为“十二五”后迈入规模开采奠定基础。

目前国内页岩气勘探采用探矿权招标的模式进行分配，探矿权所有企业在有效时间内完成勘探后即可申请采矿权。

值得注意的是，这次规划的拟定是鉴于油气公司对中国资源分布的了解。

在美国能源局对世界天然气发展的展望中，将中国的规划列为乐观情景的核心假设。

2011年底国土资源部已经将页岩气划为独立矿种，同时借鉴美国中小企业开采模式，一改首轮招标回避民营资本的做法，在第二轮页岩气探矿权招标中不设定企业性质这一行政门槛，积极引入民营企业加入竞争。

我们认为第二轮招标是页岩气发展速度的关键，民间资本将以何种方式与油气公司形成合作成为最大关注点。

二、页岩气开采商盈利波动形成行业发展周期

1、天然气价格波动剧烈，运营商盈利无保障

在2008年原油价格冲上150美元/桶之时，美国天然气价格顺势到达过10美元/千立方英尺以上的价位，彼时的页岩气开采企业恰逢产量的爆发式增长，盈利水平也随之水涨船高。

但随后由于页岩气产量剧增，美国天然气出现供大于求的局面，自2008年顶点以来，天然气价格累计暴跌75%以上，2011年至今维持2-4美元/千立方英尺低位，低于5-7美元/千立方英尺的盈亏平衡点与3-5美元/千立方英尺的开采成本。

众多油气开发企业迅速转变投资方向，逐步放缓页岩气钻井投入，将更多资本投向盈利水平更佳的页岩油开采。

以依靠页岩气发家的美国第二大天然气生产商切萨皮克为例，在经历2005年-2009年大幅扩张后，面对巨大的财务成本压力，公司不得不出售在手页岩气矿井土地租赁权，不断盘活拖累公司业绩的资产并投入至盈利水平更高的页岩油开采项目。

仅2011年，切萨皮克就出售了85亿美元的资产，为公司带来56亿元美元的税前利润，同时公司页岩油的产量同比增加了72%。

2、中国：

初期开采成本高于美国，政府补贴或成主动力

国内早前试验井的单井成本达到4000万元以上（中石化2011年完成的测试井，整个投资接近亿元），按照单井可采量2888万立方米计算（假设国内页岩气平均单井最终可采量与美国类似，为10.2亿立方英尺），光开采成本就达到1.39元/立方米，已经高于川渝常规气田1.28元/立方米与新疆各常规气田的1.00元/立方米的平均出厂价，若考虑到地面工程、额外的管网建设以及山地页岩区更高的运输成本，国内页岩气的开采成本将会更高。

美国页岩气开发经历了15年的发展才将开采成本下降了85%，相较之下，国内的成本下降还需要走过漫长的道路。

三、风险：

技术消化居首，下游管网垄断次之

1、美国技术无法生搬硬套

页岩气开采技术在美国经历了30余年的摸索与完善，除了关键技术突破外，开发集成技术的优化建立在数量庞大的钻井勘探活动之上。

在美国，页岩气开采并没有统一的标准，具体到每口井的开采方式都应井而异，水平井钻井完井与水力压裂等页岩气开发核心技术国内企业都有掌握，从这一点上讲，国内消化这些非标准化的集成技术的瓶颈还在于经验的积累。

以分段压裂技术为例，美国单井水平段分段压裂一般为30-40段，国内仅为8-10段，这中间的差距需要更多的钻井活动来弥补。

此外，中国页岩气藏区的地质构造远比美国复杂，主要页岩气富集区如扬子板块、华东板块等地质稳定性逊于北美页岩气区块，影响对气藏成藏条件的判断，加大了勘探难度。

与美国1000-3500米的页岩埋深相比，国内少有小于3000米的页岩气藏埋深，也在客观上增加了钻井成本。

2、中国可开采储量亟待掌握

由于技术方法等因素，精确评估一个地区的天然气储量本身就具有难度。

EIA就在2012年最新数据中下调了美国页岩气储量的预测，比2011年预测数据下调了40%。

此外，预测数字包含了开发价值不大的贫气地区储量，持续低迷的天然气价格也会抑制这些单井成本较高的贫气田的开发。

目前公开的中国页岩气储量数据大都采取类比法评估，缺乏大量的页岩气井作为依据。

随着页岩气开采活动在中国陆续铺开，主要盆地具体可开采量也将陆续出炉。

3、中美在能源结构上存在巨大差异，管网建设或成瓶颈

由于历史原因，国内油气开发投资主体单一，中石油、中石化几乎垄断了国内油气开采，仅中石油拥有的国内陆上天然气地质储量占比就超过90%。

而中石油所管辖的西南、西北、东北等富油区块，本身就与国内许多页岩气藏区重叠，从这一点上讲，目前国内页岩气尚未大规模开发就已经面临着资源垄断的局面。

其次，国内天然气管道高度垄断格局也将削弱民营资本开采页岩气的动力。

目前中石油、中石化垄断国内90%以上的天然气管道，与新能源并网需要看国网脸色类似的是，民营企业开发的页岩气产量即使形成一定规模，下游天然气管道高集中度将削弱上游开采企业对下游管网的议价能力，这也是当前众多民营资本普遍对页岩气开发持谨慎态度的一大原因。

4、水资源的匮乏和环境问题制约发展

页岩气钻井与压裂过程中需要用到大量的水，以美国Barnett页岩气开发为例，钻井平均用水量达到182吨/井，压裂平均用水量达到13650吨/井，如何保证页岩气开采用水不与周边居民用水相冲突本身就是一件需要周密规划的事情，其次，水力压裂过程中所使用的化学品如果没有得到及时处理或出现泄露，也有一定的概率污染当地水源，法国与保加利亚已经颁布法案禁止使用开采页岩气所必需的水力压裂技术。

四、油气设备通用多，钻探服务或将持续受益

1、水平压裂使美国生产井的数量成几何增长

参照美国发展历程，勘探钻井设备与服务在页岩气开发热潮中持续受益。

2000年是美国页岩气开采向上趋势的第一个节点，此前20年美国能源部资助下的天然气技术研究机构成功将重复压裂技术与水平井运用在页岩气开采中，页岩气产量首次获得突破，钻井活动也随之实现大跨越，1981年-1999年，18年间美国页岩气钻井总数仅为2.8万口，而2006年一年总数已超过3.95万口。

2000年-2006年页岩气生产井数量年复合增长达到43.78%，整个页岩气勘探钻井设备与服务行业充分受益。

2、增加单区块的打井数量是降低成本的最有效途径

页岩气开发具有单井产量低、采收率低、投入高、产量递减快、生产周期长等特点，单井2/3的产量可以在4年内陆续开采，这一方面确保了单井投资成本可以很快回收，另一方面，只要天然气价格合理，企业就需要不断钻井进行接替生产以形成规模效应，维持总产量并获取稳定的投资回报。

从这一点上讲，整个钻井活动景气周期会被页岩气这一特点拉长。

决策部门乐见的投资主体多元化有望改变国内页岩气开发投资行政垄断的局面，有利于民营资本的进入，更将使民营油气设备服务企业受益。

页岩气在美国的开采主要由中小型石油公司推动，85%的页岩气由这些企业生产，技术支持则依靠传统的油气服务公司。

迫于高成本低回报的压力，这些中小企业不断革新开采技术，成为推动美国页岩气开采技术快速发展的主要力量。

在页岩气产业链中，地震、勘探、钻井等专业公司专注主业，完成各自环节服务后即可退出锁定收益。

3、油气机械不分家，井下技术成瓶颈

常规天然气的开采与石油开采设备，在钻井时候都是一样的，只是在压力级别的选择上有区别，油井投产以后，气井井口装备比油井要简单得多，气井只需要连接进流程的管线，安装个压力表即可，油井，自喷采油井和上述差不多，使用抽油机进行采油的则需要安装抽油机等。

相对而言，非常规天然气开采的设备需求相近，但是还有很多技术国内还未成熟，例如：

实时随钻甜点监测、井深小于5000ft的连续油管钻井、页岩气藏层状结构和天然裂缝3D地震成像、产出水处理、深井钻井等。

4、行业格局或变、石油机械发展瓶颈或解

从国内政策支持角度来看，国土资源部已经为页岩气投资主体多元化做好准备，第二轮探矿权招标并未人为设置行政门槛，只需资金实力与气体勘察资格证就可以参与投标。

从投资所需资金缺口的角度来看，引入民营资本、打破行政垄断也是大势所趋。

要达到2020年600-1000亿立方米年产量的规划目标，以单井平均日产量1万立方米（中石油在四川省南部页岩气井的单井产量水平）、单井投资3000万元测算，2020年前国内需要钻井1.6万-2.7万口，总投资为4800-8100亿元，年均投资533-900亿元，三大石油集团难以支撑如此庞大的前期低回报的投资，整个市场需要民营资本填补资金缺口。

可以预见的是，投资主体限制放开后，投资方将面对优胜劣汰的竞争格局，拥有丰富勘探钻井服务经验与灵活机制的中小设备服务企业将分享下游竞争带来的议价优势与额外收益。