页岩气大发展需要系统性配套政策

日前，财政部、税务总局联合下发通知，自2018年4月1日至2021年3月31日，对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%，以促进页岩气开发利用，有效增加天然气供给。减征后，页岩气资源税的实际征税税率为4.2%，下降1.8个百分点。

促进页岩气商业开发需要加大勘探开发支持力度

实际上，为了促进我国页岩气加快商业开发，国家一直保持了相应的政策支持力度。2012年，财政部、国家能源局出台页岩气开发利用补贴政策，2012年至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，两部门明确“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。2013年10月，国家能源局公布《页岩气产业政策》，将页岩气纳入国家战略新兴产业，对页岩气开采企业减免矿产资源补偿费、矿权使用费等激励政策。

然而，我国页岩气行业的发展依然没有踏上国家能源局规划的大发展之路。以我国2015年页岩气产量45亿立方米为基数，要实现2020年300亿立方米的目标，需保持46.15%的年均复合增长率。而实际上，2016年和2017年的实际增长率分别为75.16%、14.18%，两年的复合平均增长率为41.43%，2017年的增长率明显偏低，后劲不足，需要加大页岩气的勘探开发支持力度。

根据《地质调查动态》2014年第4期公布的信息，在北美地区，页岩气全生命周期的实际生产成本需要考虑钻井的沉没成本、土地成本、管道、加工设备和运输至市场的成本、开采成本、税金和权利金、付出利息、气井的最终回收率，以及公司日常管理费等多种因素。莱斯大学贝克研究所能源研究中心资深总监KenMedlock的评估结果是：“一些井每千立方英尺只投入2.65美元就可以盈利，其他的需要投入8.1美元……中值是4.85美元。”同时，根据研究，巴耐特页岩气井第2年到第5年的产量，将比第一年分别下降39%、50%、57%、66%。因此，我国要完成2020年页岩气产量300亿立方米的目标，实际建设产能每年应超过100亿立方米，5年新建产能应超过500亿立方米。按照KenMedlock评估的中值4.85美元/百万英热单位（MBtu）计算，需投资540亿元以上。显然，页岩气行业面临巨大的投资压力。

考虑此次页岩气减征30%将使资源税降低0.02268元/立方米，以2017年页岩气产量90亿立方米为基数，2020年实现300亿立方米目标，2018年至2020年将累计完成页岩气销售量641亿立方米以上，预计可减少页岩气资源税支出14.54亿元，占产能建设实际需要投资540亿元的2.69%。因此，减征资源税对页岩气行业发展的总投资而言，影响相对较小，难以与国家能源局规划的页岩气发展目标实现较好的政策匹配。

页岩气占据半壁江山多因素助美国开发成本下降

按照美国能源信息署（EIA）的数据，美国的页岩气井口产量从2007年的702亿立方米增长到了2016年的5855亿立方米，年均复合增长率23.62%，占美国天然气总产量的比例由8.07%上升到50.81%，占据美国天然气供应的半壁江山。回归美国页岩气行业发展的历程，虽然普遍认为页岩气革命发生在2007年，但页岩气开发的核心技术并非发明于2007年或于当年取得重大突破。其中，水力压裂技术诞生于1947年，上世纪五六十年代主要用于提高老油气井改造，提高采收率，70年代进入低渗透油气田勘探领域；水平钻井技术也已存在多年。

真正导致页岩气革命发生在2007年的重要原因在于，一是美国的天然气价格由2002年的2.95美元/MBtu上升到了2005年的7.33美元/MBtu，上涨148.47%。虽然天然气价格在2006年和2007年出现了小幅度回落，但仍然在6美元/MBtu以上，并在2008年上升到了7.97美元/MBtu，创造了美国天然气价格的最高纪录。2008年，美国进口LNG的价格达到10.03美元/MBtu，进口管道气价格达到8.57美元/MBtu，城市供气门站价格为9.18美元/MBtu。

二是在次贷危机后，美国联邦储备委员会（FED）实施货币宽松政策，通过量化宽松手段大量投放基础货币，并将联邦基金利率降低到零。受低利率影响，以债券为代表的固定收益市场受到较大打击，2008年末美国10年期国债收益率降低至2.25%，两年期国债收益率降低至0.76%。在天然气价格高企和利率处于历史低位，且美元基础货币大量发行的环境下，受“资本逐利”本性的驱使，借助美国完善和高效的金融体系，资本很快成为页岩气开发的巨大推动力。金融机构及其从业人员不断游说投资者，将巨额资金注入页岩气领域（主要是一些进行勘探和开采的中小公司），大大推进了页岩气的开发进程。其创造的多赢机制，使开采者获得资金用以扩大生产；投资者因产量上升而获得收益；消费者获得了更多更便宜的清洁能源。稳定的投资回报促进了页岩气开发技术的持续进步，钻井时间缩短、钻机效率提升、单井产量上升、产量递减延缓，使开发成本稳中有降。

页岩气开发任务艰巨五措施激发各环节创新活力

2017年我国页岩气产量占天然气总产量的比重约为6%,与2007年美国页岩气革命时的比例基本相当。但我国页岩气商业开发还处于起步阶段，要实现国家能源局规划的2020年300亿立方米和2030年800亿至1000亿立方米的目标，任务非常艰巨。为进一步加快我国页岩气行业的发展，提升高质量发展能力，我国应着力研究并出台鼓励页岩气行业发展的根本措施和激励机制。笔者认为，应做好以下五个方面的工作。

一是应加快天然气价格市场化改革，使气价能真正反映我国的天然气市场供需状况。这是利用价格杠杆推进页岩气领域投资的重要前提条件。低于供需均衡的气价将难以保证页岩气投资获取稳定的预期投资回报，难以激发投资者投资的积极性。

二是应创新页岩气开发的融资模式，加强实施页岩气项目融资。同时，从金融政策上给予页岩气项目融资优惠利率，探索建立满足页岩气勘探开发的专业融资市场，放宽融资条件，给予资金提供方税收优惠，使页岩气开发能够获得较低的融资成本。

三是应继续加大税收政策支持和倾斜力度。着眼于增加页岩气有效供给，从提升页岩气项目投资回报率以吸引资金投入的角度，降低页岩气开发的税赋水平，免征页岩气资源税，并探索免征、减征页岩气增值税，或者实施页岩气增值税先征后返。对页岩气勘探开发所需的关键机器设备以及专利技术转让实施税收优惠。

四是应加大油气体制改革推进力度。建立页岩气矿权转让市场，加强天然气管网互通互联，实行页岩气销售行为市场化，先期实施市场化定价，由页岩气的买卖双方直接商定销售价格，活跃页岩气领域的市场氛围，吸引包括国有资本、民营资本、外资资本等在内的所有投资者参与页岩气勘探开发，增加页岩气开发主体和市场主体，构建竞争性市场结构，激发页岩气开发的活力。

五是应持续推进页岩气及相关领域的技术创新和技术进步。在页岩气工程技术服务、工程建设、管道运输、市场开发以及页岩气的勘探开发主体、装备制造、技术研发等主体之间建立市场化的利益共享机制，使各环节的参与者都能够享受到技术创新和技术进步带动页岩气行业发展的红利，充分调动相关各方实施技术创新的积极性。

总之，减征页岩气资源税对页岩气的发展是一个非常好的兆头，预示着国家将进一步加大对页岩气开发的支持力度，以增加天然气的有效供给和充分利用。但是，从页岩气行业长远发展的角度考虑，为确保实现国家确定的2020年乃至2030年发展目标，必须将页岩气行业发展作为一个系统性工程，重点实施好天然气价格市场化改革和为页岩气开发创造良好的金融环境、税收政策环境，按照市场化和公平、公正、透明的原则吸引各类资本平等参与页岩气开发，激发页岩气行业上下游各业务环节的创新驱动力。

文／冯保国；能源战略学者。