石油观察家中国页岩气开发经济效益影响因素分析及政策建议.docx

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1、【石油观察家】中国页岩气开发经济效益 影响因素分析及政策建议文 徐东L孙春芬L梁成勋21. 中国石油规划总院；2.中石油昆仑燃气有限公司辽宁分公司摘 要：与北美相比，资源禀赋差异造成的技术和工程成本增加以及环保和水资 源等生态问题，客观上降低了 中国页岩气开发的经济效益。近两年，价格下 降和页岩气财政补贴标准下调，使得页岩气开发利润空间大幅收窄。在 价格、产量、经营成本相对固化的情景下，页岩气开发项目盈利能力敏感性因 素是：财政补贴、投资控制、税收优惠。与美国对于非常规天然气在财政补贴 和税收优惠、基础研发支持、金融支持、价格优惠上的政策相比，中国的相关 政策在力度、对象范围、时效、层次、多元

2、性方面都有差距。在目前的天然气 价格和技术水平下，页岩气有效益开发仍然需要一段时间内国家给予政策支 持。建议：在保持现有财政补贴力度的基础上，延续财政补贴时间；完善现有 税费优惠方案；继续加大基础研发投资力度；加大矿权改革，产融结合，不断 引进竞争机制并开展商业模式创新。根据影响页岩气开发经济效益的敏感性因 素在其销售利润中的贡献占比，制定不同的支持政策方案。关键词：页岩气开发；经济效益；影响因素；财政补贴；税费优惠；政策通过页岩气的规模开发利用，美国实现了其能源转型和能源独立，而且较 大程度地改变了国际能源秩序和世界油气市场供需格局。在促进能源转型、实 施清洁低碳发展和迎接新能源迅猛发展所交

3、织的复杂情景中，在将天然气定 位于现代清洁能源体系中的主体能源之一后，中国如何进一步有效开发利用包 括页岩气在内的非常规天然气并实 现效益规模开采成为业内关注的焦点。中国页岩气资源状况及资源禀赋特点1.1 资源状况根据第四次全国油气资源评价统计，中国非常规天 然气地质资源量为 132万亿立方米，其中致密气22万亿立 方米，页岩气资源量80. 4万亿立方 米，煤层气30万亿立方 米；非常规天然气探明储量为5. 3万亿立方米，其中 致密气4.0万亿立方米，页岩气5441亿立方米，煤层气6869亿立方 米。 2016年，全国非常规天然气产量为453亿立方米，约占全国天然气总产量的 33%,其中致密气

4、产量330亿立方米，页岩气产量78. 82亿立方米，煤层气产量 45亿立方米。“十二五”以来，中国页岩气产业发展较快，2016年成为 继美国、加拿大之后，世界上第三个实现页岩气商业化规 模开采的国家，但页 岩气产量仅占全国天然气总产量的5. 7%。相比之下，美国自1981年第一口页 岩气井压裂成功 后，页岩气产量逐年迅速增长，由2000年的122亿立方 米 增长到2016年的4447亿立方米，占其国内当年天然气总产 量的50%以 o2. 2资源禀赋特点与北美页岩气地质成藏条件相比，中国页岩气的资源禀赋基础较差，具体 指标见表1。表1中国与北美页岩气资源IliUfi标对比指标中国北美类型海相、陆

5、相、海防过渡海相古生代T-P古生代一0、C、P中-厮生代一 T-E中生代一T、J、K热消化（Ro. % J古生界：2.5-5 中稀生界：低y12运中：1.035保存震豪,多次改造商单.一次抬升埋深埋深较大或出K地深诙中地面震东山地、黄土蜀等前单、WW水源北方、中西部缺水空处旦-无淘酗嫁可以看出，与北美相比，中国页岩气资源多分布在山区，北美页岩气资源 多地处平原。地表条件复杂造成钻前 工作量和后续地面工程的投资大幅增长， 钻机连续工作能力差；油藏埋深在3500米以下，造成钻井机械和液压压裂 机 械成本上升，以及相应的钻井液、压裂液、支撑剂等钻 化产品投入大幅增加； 开发区域水资源缺乏，造成额外工

6、作量增加、开发成本高企以及水资源生态管 理问题。资源禀赋差异造成的技术和工程成本增加以及环保和水资源等生态 问题，客观上降低了中国页岩气开发的经济效益。02中国页岩气开发经济效益影响因素分析2.1经济效益通过“十二五”攻关和探索，中国页岩气开发关键技术获得基本突破，形 成了 3500米以浅开发及其配套技术。2012年，中国石化在涪陵焦石坝地区 页岩气勘探实现突破，2013年实现国内首个页岩气区块商业开发，截至 2015年底，累计建成产能50亿立方米，2016年页岩气产量达到50亿立方 米。2014年，中国石油在长宁一威远地区建成国家级页岩气示范区，2016年累 计建成产能25亿立方米，实现产量

7、近30亿立方米。中国石化、中国石油秉承“优化管理提高效率，创新驱动突破瓶颈，安全 环保绿色开发，企地共建合作共赢”的理念，高水平、高速度、高质量地推进 国家级示范区的建设。探索形成了 “井位部署平台化、钻井压裂工厂化、采 输作业橇装化、工程服务市场化、组织管理一体化”等 高效生产组织运行模 式，为优质高效推进页岩气田大规模产能建设提供了保障。通过合资公司模 式、市场化运作、 风险化服务作业等管理创新，形成了科学合理的管理体 系，为优质、高效推进页岩气田大规模产能建设提供了管理保障。随着技术进 步、管理机制体制的创新，页岩气建设投资得到有效控制，与开发初期相比，钻井周期下降50%以上，压裂作业效

8、率提高50%以上。尽管页岩气开 发 投资大幅降低，产量逐渐提高，但是2015年以来国际原油价格持续下 跌，天然气价格相应下降，以及页岩气财政补贴标准下调，导致页岩气开发利 润空间大幅收窄，极大地 影响了页岩气投资者的积极性。以国内某页岩气田典型井为例，选取2014年、2016年、2021年三个时 点开展评价，计算得出每立方米页岩气销售净利润率的变化情况（见表 2） O2某页岩气田典型井单位产品销售净利润率变化单位：元/立方米项目201嶂201阵2021 年铺售收入2.1771.1881.261林贴收入0.40.3一完全成本1.5551.0931.097所得税0.1530.0590.041收后利

9、湎0.8690.3360.123辆H净利润率40%28%10%注：完全成本包括操作成本、折旧为舞、置理费用. 期税；铺售净利利率税后利!收入.财务费用、费津税、城市健护建设税、1育费附加等;收入*e考期蝮（1）销售收入。由于以立方米为计算单位，页岩气的销售收入可以看作销 售气价。2014年，四川省门站气价为2. 79元/立方米，扣除管网管输费、配气 费以及销售环节费用，不含增值税的销售气价为2. 177元/立方米；2016年， 四川省门站气价调整为L 65元/立方米，扣除管网管输费、配气费以及销售环 节费用，不含增值税的销售气价为L 188元/立方米。根据2017年8月30日 国家发改委公布的

10、关于核定天然气跨省管道运输价格的通知和关于降低 非居民用天然气基准门站价格的通知，2017年四川省门站价调整为L 55元/ 立方米，管输费及天然气增值税调整后，不含增值税的销售气价为L 261元/立 方米。（2）国家财政补贴。财务部规定，20142015年页岩气开发补贴为0.4 元/立方米，20162018年为0.3元/立方米，20192020年为0. 2元/立方 米。因此2014年、2016年 页岩气补贴分别为0.4元/立方米、0. 3元/立方 米，由于2021年以后页岩气补贴政策不确定，暂按无补贴考虑。（3）完全成本。该页岩气田2014年、2016年完全成本分别为1.555元/ 立方米、L

11、 093元/立方米；2021年仅考虑销 售价格下降对资源税的影响，其 他成本费用不变，完全成本为1. 097元/立方米。（4）所得税因素。根据国家对西部地区鼓励类项目的 优惠政策，2014- 2020年该页岩气田所得税税率为15%, 2020年以后税率为25%。因此，2014、2016年所得税按15%计算，2021年按25%计算。通过评价测算和对比分 析， 可以看出，由于天然气价格下降、财税政策调整，页岩气销售净利润率由 2014年的40%下降到2016年的28%；如果2021年以后取消财政补贴,销售净 利润率则降至10机如此低的利润空间，难以保证页岩气田规模开发项 目达 到8%基准收益率的要

12、求。因此，在目前的天然气价格和技术水平下，页岩气有 效益开发仍然需要一段时间内国家给予政策支持。2. 2经济效益影响因素敏感性分析页岩气开发的经济效益受产量、价格、投资、补贴、税收等因素的影响， 其中天然气基准门站价格由国家公布，产量受地质资源客观条件限制，在此不 作为分析重点。本文仅针对补贴、投资、税收等因素变化对财务内部 收益率 的影响程度进行敏感性分析。仍以上述某页岩气田典型并为例，假设钻井及地面配套建设期1年，单井 第1年产气量临界值为10万立方米/日，即测试产量约为20万立方米/日。参 照美国类似盆地典 型页岩气井年自然递减率参数，按照递减率前5年分别为 60%、40%、25%、15

13、%和10%,第6年开始保持在7%水平 预测产量曲线，考虑 20年经济寿命期，建立单井经济分析 模型，计算2014年、2016年、2021年 投产井的经济评价指标，结果是税后内部收益率分别为14. 5%、8.4%、3. 7%0 以下以2021年投产井的经济评价模型为例，进行页岩气经济效益影响因素敏感 性分析。2. 2.1 经济效益对投资的敏感性分析通过特色体制机制和高效的生产组织运行模式，生产企业有效地降低了页 岩气建设成本，其中页岩气开发水平井的钻完井成本较开发初期下降近60的 2016年单井建设投资在6400万元左右。随着技术进步和经验积累，如果单井 建设投资在现有基础上再下降10%,将会使

14、项目税后财 务内部收益率提高1.7 个百分点。2. 2. 2 经济效益对补贴政策的敏感性分析补贴标准的变化对页岩气开发效益产生的影响较大。如果补贴期为10年， 补贴标准为0.3元/立方米，税后财务 内部收益率为6. 8乐 补贴标准为0.2 元/立方米，税后财务 内部收益率为4.7%。两种补贴标准下的税后财务内部 收益率相差2.1个百分点。如果补贴标准为0. 3元/立方米，按补 贴期分别为 10年和5年计算，则税后财务内部收益率分别为6. 8%和5. 6%,相差L 2个百 分点。说明财政补贴的标准和补贴年限对经济效益均有影响，从短期看，补 贴标准的影响更为显著。3. 2. 3经济效益对税收的敏感

15、性分析页岩气项目涉及的税金包括增值税、城市维护建设税、教育费附加、资源 税和所得税。增值税属于流转税，城市维护建设税、教育费附加以缴纳的增值税为依据 和规定税率计算。近几年来，中国对增值税进行了一系列改革，例如生产型增 值税转为消费型增值税，营业税改为增值税，征收增值税时允许抵扣规定范 围的固定资产进项税额，这些政策对于气田开发提高盈 利水平起到了一定的 促进作用。资源税是以各种应税自然资源为课税对象，为调节资源级差收入并体现国 有资源有偿使用而征收的一种税。目前资源税按开采的天然气实行从价计征， 税率为6%。资源税政策考虑了高凝油、稠油、三次采油、高含硫天然气及深水 采油（气）等油气资源开发

16、难度大、成本高的实际情况，给予了资源税综合减 免政策，即对这些低品位资源产品给予了不同的综合减征率。但国家对于页岩 气没有减免政策，并且资源税是针对企业征收的，给予的政策倾斜并不能直 接体现到具体项目上，因此不同企业开发页岩气会存在缴纳不同税率资源税的 情况，对页岩气开发效益也有一定影响。经过测算分析，如果资源税税率下降 10%,财务内部收益率指标将会提高0.53机所得税以企业利润总额为基数缴纳，税率一般为25%。对于设在西部地区 的鼓励类产业，2011年1月1日至2020年12月31日可享受15%的税率；国家 高新技术企业的 税率为15%。对于页岩气开发项目，如果整个评价期所得 税 税率按照

17、15%计算，税后财务内部收益率较原税率可提高0.34个百分点。目 前中国的所得税为固定税率的税种，不能起到鼓励页岩气等非常规气田开发的 目的。从分析可以看到，页岩气开发项目盈利能力敏感性因素排序应该是：财 政补贴投资控制（支持）税收优惠。也就是说，在页岩气价格、产量、经 营成本相对固化的情景下，我们的关注程度应该从政府财政补贴、基础投资支 持、税收优惠依次降序排列。02中国页岩气开发经济效益影响因素分析2. 3动态一静态指标转化根据经济评价理论，税后财务内部收益率是基于资金动态和复利条件下判 断投资经济合理性的主要指标；销售净利润率则是静态反映企业盈利能力的一 项重要指标。两个指标的性质和内容

18、不相同，但都是计算和分析一个项目（或 企业）盈利能力的指标，两者有较强的关联度和一定的拟合性。通过对近百个 油气开发项目的统计和线性回归分析，可以得到这样一个规律，即当油气投资 项目税后财务内部收益率达到其行业标准，即内部收益率为8%左右 时，项目 销售净利润率一般在20%左右。按照上述案例的数据，假设单井建设投资控制在5800万元，连续5年财 政补贴为0.1元/立方米，所得税税率为15%,页岩气田不含增值税销售气价按 1.261元/立方米、第1年产气量按10万立方米/日计算，项目税后财务内部收 益率能够达到8. 5%,产量的经济临界值为9. 5万立方米， 销售利润率为21% （见表3）。表3

19、不同情景下班目动态、睁态指标变化对比基础方案情Ih情融情3项目税后利润（元/立方米）mH冷利利率内部收益率无朴贴,所得税税率 25%,单井投资6400万元0.14712%3.7%“十四五”料贴0.1元/立 方米,所得税税率25%, 单井投资6400万元0.1S315%52%“十四五”补贴0.1元 /立方米，所得税税率 15%,单井投资6400 万元0.21517%6.1%“十0|五”补贴0.1元 /立方米,所得税税率 15%,单井投黄5800 万元0.26421%T军懒第舜从表3可见，按照动态指标分析，如果2021年以后 没有补贴、所得税 25%、建设投资6400万元/口（基础方案），税后财务

20、内部收益率仅为3. 7%, 项目在经济上不 可行。如果“十四五”期间延续补贴政策，补贴标准降为 0.1元/立方米（情景1）,项目税后财务内部收益率增加到5. 2%。在此基础 上，如果“十四五”期间延续15%所得 税（情景2）,项目税后财务内部收益 率增加到6.1%；如果企业通过技术进步等措施，再将建设投资控制到 5800万元/口以下（情景3）,项目税后财务内部收益率增加到8. 5%,可以 保证页岩气的经济开发。从静态指标分析，情景3比基础方案的税后利润共增 加0.117元/立方 米，其中财政补贴政策因素使利润从0. 147元/立方米增长到0. 193元/立方 米，增加额为0.046元/立方米，

21、占总增加额的39乳 所得税优惠因素使利润增 长到0.215元/立方米，增加额为0.022元/立方米，占总增加额的19%；投资控制因素使利润增长到0.264元/立方米，增加额为0. 049元/立 方米，占总增加额的42%。03政策分析与建议如前所述，资源禀赋差异造成了中国和北美页岩气开发效益迥异的状况， 加之天然气价格低位运行，目前中国石化、中国石油页岩气开发利用的经济效 益都比较有限。通过对页岩气开发典型案例的经济评价和敏感性分析，按照 相同变化比率的口径计算分析，目前价格、补贴（包括 标准和年限）、产量等 敏感因素位居前列，其后分别是税收、投资等因素。根据关于深化石油天然气体制改革的若干意见

22、，页岩气、致密气、煤 层气及致密油等非常规油气资源的勘查和开采属于鼓励范畴。为了鼓励页岩气 开发，需要在参考和借鉴美国等页岩气开发利用先进水平国家政策的基础上， 提出适合中国资源禀赋、财政条件和市场环境的政策方案。3.1 中国现行页岩气优惠政策与美国政策对比3.Ll中国现行页岩气优惠政策2011年12月3日，页岩气被国土资源部确定为第172种独立矿种。2012 年，国家能源局发布了页岩气发展规 划（20112015），明确提出页岩 气价格将实行市场定价，放开价格。在财政补贴政策方面，2012年，国家财 政 部关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知（财建12012） 847号） 规定，201220

23、15年，每开采1立方米页岩气，补贴0.4元；2015年4月，财 政部、国家能源局联合发布的关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知 （财建（2015） 112号）规定，页岩气开发利用补贴标准由原来的0.4元/立方 米，2016-2018年逐步降至0. 3元/立方米，2019-2020年进一步降至0. 2 元/立方米。在税收优惠方面，国土资源部关于加强页岩气资源勘查开采和监 督管理有关工作的通知（国土资发（2012） 159号）规定，页岩气矿业权人 可按国家有关规定申请减免探矿权使用费、采矿权使用费和矿产资源补偿费。3.1. 2美国非常规天然气优惠政策从美国来看，包括页岩气在内的非常规天然气开发利用

24、享受了综合、多元 的政策支持和优惠，主要表现在以下 几个方面。（1）财政补贴和税收优惠。20世纪70年代末，美国政府开始鼓励开发本 土非常规资源。政府将致密气、煤层气和页岩气统一划归为非常规天然气，并 通过立法落实对非常规天然气的补贴政策。这些政策最早开始于1978年的 天然气政策法案，但在该法案中没有明确说明对页岩气的具体补贴额度 和年限；1980年，美国国会通过原油暴利税法，该法第29条规定：1980 -1992年钻探的非常规油 气可享受每桶油当量3美元的税收津贴（页岩气相当于3. 5美分/立方米，按1995年汇率换算为0.28元/立方米），随后根据 经济形势变化和通货膨胀情况，不断调整补

25、贴标准，最高补贴曾经达到4. 95美 分/立方米；后续立法又将优惠年限推迟了两次，累计延长优惠年限3年（在页 岩气产业方面实际持续了 23年）。这些补贴都是采用先征后补的形式，激发了 中小公司投资非常规天然气开发的积极性2, 3, 4 O在实际运作过程中，美国 对油气行业实施了五种税收优惠政策，涉及无形和有形钻探费用、租赁费用扣 除、工作权益视为主动收入及小生产商耗竭补贴等。据统计，20世纪8090 年代，税费减免占美国非常规天然气生产成本的30%以上，减免额度相当于井 口价格的27%62%,平均为40%。1990年的税收分配的综合协调法案和 1992年的能源税收法案均扩展了非常规能源的补贴范

26、围；1997年的纳 税人减负法案延续了替代能源的税收补贴政策，对1996年投入生产的非常规 能源油气井，可在19962010年享受每吨（或热量等价）22. 05美元的补贴。（2）基础研发支持。从20世纪80年代开始，美国先后 投入60多亿美 元进行包括页岩气在内的非常规油气开发，其中用于培训和研发的费用为20 亿美元。90年代后期，美 国还专门设立了非常规油气资源研发基金5 0美 国2005能源政策法案规定，10年内政府每年投资4500万美元用于包括页 岩气在内的非常规天然气开发项目研发。（3）金融支持。美国帮助页岩气项目获得投融资的方 式主要有财政拨 款、提供贷款、贷款担保等形式。（4）价格

27、优惠。1978年，美国实施天然气政策法案（NaturalGasPolicyAct, NGPA）。该法案第107条规定,对“高成本”的气源 提供优惠价格，包括煤层气、页岩气和监管机构规定的其他来源的气体。自 1979年11月起，致密气在美国被划分为“高成本”气源，价格上涨到2.1美 元/千立方英尺，后来又上涨到3. 12美元/千立方英尺，大大吸引了各类生产商 的参与。政策颁布后，美国国内市场钻机数量猛增，据统计，1980年钻机数量 为819个，1982年骤增到7639个。3.2美国非常规天然气开发利用政策特点一是政策支持力度大。按照测算，美国页岩气补贴在价格中的占比长期在 30%左右。中国即使在

28、补贴最高的年份，补贴在价格中的占比也仅为20%左右。 在补贴政策退 坡的情景下，假设天然气价格不变，补贴在价格中的占比将下 降到15%以下。二是政策施惠对象较广。目前，受油气资源勘查开采管理制度的限制，补 贴政策仅限于中国石油、中国石化，而美国非常规天然气各类优惠和支持政策 面对的是众多中小投资机构。三是政策优惠时效长。按照中国目前的政策，页岩 气补贴从2016年起退 坡，2020年以后政策不明。而美国页 岩气优惠补贴政策持续了 20多年。按 照页岩气资源开发利用的周期规律，从勘探、试产到规模化综合利用需要 68年，投资回报周期较长。如果补贴到2020年终止，开采企业在今后大 规模供气阶段就无

29、法享受政府补贴，这也与“深化油气体制改革意见”提出的 促进上游领域开放竞争的意见相悖。四是政策涉及层次多。目前，中国对页岩气的政策优惠和支持多限于国 家层面，除山西以外的省份鲜有政策出台。而美国众多页岩气生产商均可以享 受联邦和所在州两级政策补贴，页岩气生产商可以多维享受政策优惠和支持。五是政策内容多元。美国目前涉及支持和优惠页岩 气开发利用的政策包 括财政补贴、税收优惠、基础研发支持、金融支持和价格优惠，而中国目前在 页岩气开发利用上的支持主要是财政补贴，涉及的税收优惠包括探矿权、采矿 权使用费和矿产资源使用费减免。3. 3中国页岩气开发利用政策建议在国家深化油气体制改革和加大天然气综合利用

30、的政策背景下，页岩气 开发利用应抓住有利契机快速突破，既要充分学习、参考和借鉴美国的先进经 验，又不能采取“拿来主义”简单复制，要加强理论、技术和管理实践创 新，走出一条中国式的页岩气发展之路。页岩气开发企业在目前的经济形势和 油气价格背景下，要努力开展技术创新，持续做好控投降本。中国在非常规油 气产业方面的财税政策处于尝试阶段，要在国家和地方政府的政策层面形成一 套系统的财税政策，支持页岩气产业的发展。一是在保持现有财政补贴力度的基础上，延续财政补贴时间。根据目前的 财政补贴政策，从2016年起补贴开始 退坡，到2020年退至0.2元/立方米。 从经济学上看，补贴是一种转移性支出，可以有效改

31、变资源配置结构、供给 结构和需求结构，促进生产和消费，但是也具有掩盖供需关系、扭曲价格反 映等消极作用。按照中国现在的财政收入水平和整体债务水平，继续让政府拿 出增量资金贴补页岩气产业发展不太现实，逐步减少直接补贴的方式更有利于 生产开发商进行技术设备投资和努力降低成本。因此，建议“十四五”延续页 岩气补贴，在企业做好控投降本的前 提下，如果补贴标准退至0.1元/立方 米，大部分项目是可 以达到企业投资回报率要求的。二是完善现有税费优惠方案。如果把财政补贴看作事前补贴的话，那么税 收优惠则是事后补贴。事前补贴可以有效降低企业的投资风险，提高投资意 愿；事后补贴则可以有效降低企业成本，提高利润。

32、从长期来看，事后补贴 对产业的良性发展优于事前补贴，而且可以确保政府的所有支出从产量上得到 反映。综合分析页岩气产业涉及的各类税收，除了目前实施的矿权使用费和矿 产资源补偿费减免外，还可以从以下几个方面对页岩气开发利用予以全面的 税费优惠：减免资源税；实行增值税先征后返；免征进口环节的增值税；减免 页岩气产业其他环节的费用收取，包括但不限于领取探矿权、采矿权许可登记 费、环境监测费、环境治理补偿费、污染物排放费、水资源费等费 用；差异 化减免企业所得税，包括降低现行25%的税率，页岩气企业在西部鼓励类产业 或高新技术企业优惠税率到期后，将页岩气作为新能源按15%征收企业所得 税。三是继续加大基

33、础研发投资力度。美国页岩气产业实现跨越式发展，技术 进步发挥了举足轻重的作用。尽管中国在2010年8月成立了首个专门从事页岩 气开发的科研机构一一国家能源页岩气研发（实验）中心，2014年中国石油在 长宁一威远地区建成了国家级页岩气示范区，但 随着低油价周期的持续，企业 经营现金流逐年减少，投资力度捉襟见肘。建议国家定位于高效钻井技术和新 型压裂技术攻关，资助页岩气技术的发展，包括继续设立页岩气开发国家重大 科技专项、强化国家级研发平台，加强基础研究、重大关键技术攻关和相关标 准的制订，继续加强页岩气国家重点实验室和研究基地建设，创立页岩气研究 基金、设立页岩气专项资金，加快建立并优先发展页岩

34、气开发利用先导试验区 和标准示范区，组织与国外开展技术、工程、商务和经济领域的合作研究。四是加大矿权改革，产融结合，不断引进竞争机制并开展商业模式创新。 任何产业的发展必须以企业为主体，需要有效的竞争和创新推动。中国页岩气 产业处于发展初期，可以通过三种手段促进发展：（1）通过上游矿权改革，适 当放宽市场准入，引入多元投资主体，给予各投资主体平等的市场主体地位， 这既有利于盘活社会资金，减轻国家及中央企业的开发压力，也有助于中小企 业实施 技术创新，实现页岩气开发产权模式的突破。（2）通过融资担保，引 进民间资本和外资，为中小企业提供投融资优惠，鼓励各种投资主体参与页岩 气开发，形成市场开放、

35、竞争有序的页岩气上游市场。既发挥大公司实力和财 务稳定的优势，也发挥中小企业在技术革新上的快捷优势，按照竞争、创新、 收购和重组的逻辑，进一步丰富和完善产业链。（3）持续创新页岩气经营模 式，可以按照承包经营的思路，制定灵活的经营政策。参照未动用储量的开发 模式，鼓励中小企业承包经营目前掌握在中国石油、中国石化手里的页岩气边 缘区块、低效区块和难动用储量的开发利用。同时推广应用“融资租矿 权”“融资租技术装备”“工程技术服务方带资开发”等新型业态和模式，积 极建立示范工程。五是明确页岩气开发经济效益相关影响因素在销售利润中的贡献占比。页 岩气产业是一个大型综合产业，涉及的技术、政策领域众多，一

36、个领域的优 化、一类政策的扶持，并不能持续保持产业发展的连贯性和有序性。页岩气的 开发利用，既要发挥国家和各级政府的政策扶持优势，也要注重发挥各类能源 企业的主体责任以及社会各界的作用，按照经济效益影响因素敏感性分析，结 合各自的财政状况和税收水平，分别实施不同政策的差异化组合，形成一个有 保有压、激励和约束并重的个性化政策组合方案，真正促进和保证页岩气产业 的健康有序发展。建议对各影响因素在销售利润中的贡献占比予以明确，财政 补贴政策在页岩气实现效益开发中的贡献占比应达到40%以上，后期需要开展 的工作以延续补贴政策的申请为主；国家、地 方税费减免在实现效益开发中的 贡献占比应保持在20%左

37、右，应以争取所得税优惠政策为主，资源税及其他费 用 减免为辅；投资控制在实现效益开发中的贡献占比应为40%,相关企业应立 足内部挖潜，依靠技术进步和制度创新，提高页岩气开发项目的全要素生产 率，争取实现因国家基础投资扶持以及矿权市场化改革、探矿权竞争性出 让等外部因素形成的完全成本控制。页岩气等非常规天然气资源丰富、前景广阔，未来一定会与常规天然气并 驾齐驱并最终超越常规天然气。政策扶持是实现页岩气大规模开发利用的关键 要素之一，我们应密切关注、评价和跟踪政策实施和反馈，不断优化、完善 政策方案，不断促进中国页岩气产业的发展，为优化中国能源结构、保障能源 安全和改善生态环境做出更大的贡献。来源：国际石油经济2018 vol. 26 No. 2