页岩气“十二五”发展规划编制完成

　　国家发改委副主任、国家能源局局长刘铁男近日表示，页岩气“十二五”发展规划已经编制完成。

　　刘铁男在页岩气“十二五”发展规划征求意见专题会议上强调，要做好以下工作：一是扎实做好资源评价工作，摸清我国页岩气资源家底；二是加大科研攻关力度，形成适合我国地质条件的页岩气勘探开发技术，并实现页岩气重大装备自主生产制造；三是制定页岩气产业政策，明确行业准入门槛和标准，形成有序竞争的页岩气发展格局；四是加大政策支持力度，推进页岩气产业快速发展。在规划中要明确部门分工，形成工作合力，使规划目标、任务落到实处。

　　筠连县探明6000亿方页岩气

　　昨日，记者自宜宾市筠连县获悉，经过为期两年的勘探，中石油浙江油气勘探开发项目经理部在筠连县明确了滇黔北页岩气有利层系，初步探得该县沐爱镇实验区页岩气资源量为6000亿方，其中优质页岩气层储量为1400亿方，并优选筠连地区作为页岩气先导示范区。

　　借鉴美国5经验页岩气：我国能源发展的新希望

　　美国已是全球第一大天然气生产国，在页岩气技术上全球领先。美国页岩气的成功开发改变了美国能源格局，增强了其在中东地区的能源外交和军事主导权，并对全球能源供应及地缘政治产生重要影响。

　　我国页岩气资源丰富，技术基础和商业化条件较好，一旦政策到位，我国页岩气极有可能在较短时期内实现规模化发展，并成为新的产业增长点。

　　全球能源领域的新革命

　　页岩气是一种赋存于泥页岩中，主要以吸附及游离状态存在的非常规天然气。其发现于1821年，但由于开采成本相对较高，开发利用缓慢。直到上世纪70年代，美国为摆脱对外能源依赖，开始大量投入页岩气研究。随着水平井等关键技术的突破，开发成本下降。上世纪90年代后期，页岩气在美国率先实现商业化、规模化。2010年美国页岩气产量超过1379亿立方米，占全国天然气年总产量的23%，超过俄罗斯成为全球第一大天然气生产国。

　　页岩气的成功开采大大增强了美国在能源外交和应对气候变化等方面的主导权，也对全球天然气市场、能源供应格局以及地缘政治产生了重要影响。尤其是在影响中东、北非等地政局变革，遏制和削弱一些石油出口国的影响力，保持国内油气价格相对稳定方面，页岩气的规模化开采让美国政府相比过去有了更大的战略调整空间。中东地区原计划出口美国的天然气不得不另寻买家。随着更多的天然气进入欧洲和亚太地区，将进一步造成现货价格降低和长期合同发生变化。

　　中国页岩气开发面临的问题

　　页岩气开发对我国具有战略意义。清洁低碳的页岩气能够增加天然气供应，优化能源结构，缓解减排压力。据《BP世界能源统计2011》数据，2010年我国天然气占一次能源消费的比例为4.0%，而同期世界均值为23.81%，相差近6倍，要达到2020年9%、2030年12%的天然气比例目标，意味着天然气消费需要完成倍数级的增长。加快页岩气勘探开发和利用，对满足经济社会发展对于清洁能源的需求、控制温室气体排放、改善居民用能环境具有重要意义。

　　我国页岩气资源丰富，开发潜力大，商业化条件好。虽然目前我国政府尚未对全国页岩气资源进行系统勘查与评价，但综合多方面的初步评估结果可以判断，我国页岩气资源丰富、分布广泛、开发潜力大。据美国能源信息署（EIA）2011年4月对全球32个国家48个页岩气盆地进行资源评估的初始结果，我国页岩气资源地质储量100万亿立方米，可采资源量36万亿立方米。与常规天然气关键在“找气”不同的是，页岩气开发的关键在“采气”，在相对确定的产气区块上，一旦资金大规模投入，极有可能在较短时期内实现规模化发展。即便我国页岩气赋存条件比美国复杂，页岩气直接作业成本可能高于美国，但考虑到我国土地成本低、设备国产化、专业服务和人工成本低的优势，有可能使综合开采成本低于美国，商业化前景乐观。

　　我国页岩气开采的技术装备已有一定基础，可通过国际合作和自主创新实现领先。我国在钻机、压裂车组、井下设备等装备制造方面已有较强的技术和生产能力，国内公司的钻井设备已批量出口美国用于页岩气开发。国产大马力压裂泵机组也有效解决了效率低和成本高的难题。我国目前主要在系统成套技术和一些单项配套技术设备方面存在差距，这只有通过大量的应用实践来不断积累经验。美国页岩气技术分散在上百家中小公司手中，我们也可以通过技术合作或并购的方式快速获取技术能力。

　　目前我国页岩气开发还面临资源数据未普查、监管体系未建立、某些技术未掌握、管网设施不完善、服务体系不健全等一系列问题。但这些并不是制约页岩气开发的主要因素，只要开发工作启动，逐步推进，这些问题相对容易解决。当前主要的障碍是页岩气矿种界定和矿权管理不明确，影响了页岩气开发进程。若将页岩气纳入常规天然气管理体系，极有可能出现“占而不采”、想采的进不来，并阻碍技术创新的不利局面。我国页岩气资源条件好的区块与几大国有油企登记的常规油气区块大面积重叠，按目前的做法就只能由现有油企主导开采。国有油企业务重心是常规油气，对页岩气投入有限，实质性的开发进程很难加快。如美国Barnett地区面积约12000平方公里，仅2008年一年就新增3300口井。到2008年该地区钻井总量已达12125口（不含因产量下降关闭的井），每千平方公里打井数达1000口。2008年Barnett地区完成页岩气投资约126.6亿美元，当年产气量达到458亿立方米。而如果要求我国国有油企在其登记区实现相当的开采速度，在目前的体制框架下几乎是不可能的。页岩气开发要实现快速启动和由慢变快，可行的办法是将页岩气作为区别于常规天然气的新矿种来进行管理。目前国内民间资本多，参与开发页岩气的积极性高，适当放开页岩气的投资准入，对引导民间投资、调动地方积极性、加快页岩气开发进程有重要意义。

　　另一个主要问题是政策激励不到位。美国页岩气开发的成功，在很大程度上得益于美国政府在页岩气产业发展不同阶段实施不同的产业扶持政策。我国页岩气勘探开发尚处于初期，产业发展具有风险大、成本高的特点，亟须政府在相关产业政策方面给予一定的支持。目前我国还没有出台专门支持页岩气勘探开发的税收优惠和补贴等财政税收政策，且我国天然气井口气价形成因素复杂，天然气定价机制亦存在诸多不合理之处，页岩气开发及利用的相关价格及市场拉动政策也没有出台，成为制约页岩气勘探开发的一个关键问题。

　　美国页岩气开发带来的启示

　　美国充分鼓励页岩气勘探开发领域的竞争，注重发挥中小企业的作用，在页岩气开发上形成了中小企业与大企业有机接替、专业化分工与协作有机结合、产业链各环节资本高效流动的开发体制。与此同时，美国在支持页岩气技术研发、完善环境监管方面也积累了不少经验。

　　⒈美国在开采技术上已实现全球领先

　　页岩气开采的关键技术包括水平钻井、水力压裂、随钻测井、地质导向钻井、微地震检测等，其中大部分技术的突破与率先应用都来自美国。目前美国已掌握了从气藏分析、数据收集和地层评价、钻井、压裂到完井和生产的系统集成技术，也产生了一批国际领先的专业服务公司，如哈里伯顿、斯伦贝谢、贝克休斯等。围绕页岩气开采，美国形成了一个技术创新特征明显的新兴产业，带动了就业和税收，并已开始向全球进行技术和装备输出。

　　⒉美国页岩气的技术创新和商业化主要由中小公司推动，大公司在相对成熟阶段则推动页岩气向规模化发展

　　美国主要页岩气开采技术都源自中小能源和技术公司，一项技术从研发到商业化甚至会经历数个公司间的更替。中小公司实现技术突破和商业化后，大公司在长期性和投资能力上更有优势，其后期介入能够将页岩气市场迅速规模化。美国大型油气公司主要是通过并购拥有页岩区块或开采技术的中小公司，或通过与中小公司合资合作等方式介入页岩气开发。

　　⒊专业化分工与协作结合

　　美国矿业权人对页岩气矿业权可以采取自主经营或通过市场交易进行出让。在页岩气开发产业链的各个环节会有不同的专业公司，如地震公司、钻井公司等介入作业。某专业公司在完成本环节相应服务后即可退出，开采工作由下一环节的服务公司接替。由于高度分工，页岩气开采的单个环节投入小、效率高、作业周期短、资金回收快、资本效率高，很多项目内部收益率超过10%。

　　⒋政府对页岩气开发进行了有力支持

　　美国能源部及其以后的能源研究与开发署联合国家地质调查局、州级地质调查所、大学及工业团体，发起并实施了针对页岩气研究与开发的东部页岩气工程。该项目产生了大批科研成果，对页岩气能进入实质性开采起到了关键性作用。1980年美国通过《能源意外获利法》对1979年―1993年期间钻探与2003年之前生产和销售的页岩气均实施税收减免。同时，美国将传统油气上游开发的税收优惠政策也移植到页岩气开发领域，对油气行业实施的五种税收优惠也适用于页岩气。

　　⒌逐步加强对环境的监管

　　在页岩气发展初期，美国并未对页岩气采取特殊的环境监管，对之适用常规天然气的相关要求。适用的法律包括《美国联邦环境法》、《清洁水法案》、《安全饮用水法》、《资源保护和恢复法》、《清洁空气法》等。随着页岩气开采规模的扩大以及对开采带来的环境问题的争论，美国对页岩气的环境监管开始趋严，通过修改法律关闭了著名的“哈里伯顿漏洞”（2005年美国《能源政策法案》将水力压裂从《安全饮用水法》中免除，解除环境保护局对这一过程的监管权力，从而让水力压裂技术很快应用起来。这项免除条款被称为“哈里伯顿漏洞”），允许环境保护局依据《安全饮用水法》监督页岩气开采活动；颁布《FRAC》法案，要求将水力压裂中使用的化学药剂情况进行披露，以便充分评估其对地下水的影响。

　　美国页岩气成功开采的关键在于包括政府在内的各类产业角色合理分工以及高度竞争的市场环境。其多元投资主体与专业化分工服务相结合的开发体制调动了包括风险投资、技术研发、上游开采、基础设施、市场开发、终端应用等各方面的积极性，系统完善且执行到位的监督体制保证了页岩气开发快而有序。美国页岩气的成功开发带给我们重要启示：

　　一是页岩气开发的关键是选择适合产业特点的开发体制。

　　页岩气是新兴产业，专业分工要求高、创新驱动性强、比较适合采用多元竞争和分工协作的开采模式。如果我国页岩气开发一开始就形成垄断格局，很容易出现像煤层气一样“占而不采”的情形。相反，如果在产业初期适度放开市场准入，引入多元投资主体，鼓励技术开发，培育专业化分工服务体系，页岩气开发进程、技术进步以及产业配套就会明显提速。

　　二是要掌握先进技术的主导权。

　　美国依靠持续的技术突破实现了页岩气的商业化，并开始向外输出技术，以图用技术控制资源。我国在煤层气领域起步较早，但受制于开发体制不顺和对外技术依赖，现在远远落后于美国。页岩气不应再重蹈覆辙，在抓住机会引进美国技术的同时，要立足于自主创新，调动多方力量，加快构建本国页岩气技术开发体系。

　　三是政府的支持方式要创新。

　　政府可资助前期技术开发和勘探研究，同时在发展初期提供必要的财政支持可以使页岩气的开发活动有利可图，对吸引更多资本进入有决定性作用。当页岩气进入商业化阶段后，政府逐渐减少或取消特殊优惠，既可减轻政府负担，又可刺激技术创新。用资源税、增值税、所得税等税收减免而不是直接补贴的方式更有利于鼓励开发商进行设备投资和降低成本。

　　四是严格的环境监管是持续发展的保障。

　　开发主体多、开发速度快并不必然带来开采混乱，关键是要在开采前制定并执行严格的监管制度。环境问题应作为页岩气的监管重点，我们应该跟踪了解美国在页岩气环境监管方面的最新发展，并结合我国特点，及时制定有关法规和管理办法，确保监管先行到位，开发可控。

　　我国页岩气开发的相关建议

　　立足我国页岩气发展的现实状况，借鉴美国的已有经验，特对我国页岩气发展提出如下建议：

　　⒈建立页岩气矿权管理制度

　　将页岩气确立为区别于常规天然气的独立矿种，建立专门的页岩气区块登记制度。探索建立更有利于加快开发、更有利于调动地方政府等多方积极性的矿业权管理制度。按新矿种进行页岩气区块登记，矿权出让采取竞争的方式。强化矿权退出机制，对拥有矿权但投资达不到要求，或在规定期限内达不到产出的，要强制退出。

　　⒉放宽页岩气的市场准入

　　制定民营资本、中央和地方国有资本等以独资、参股、合作、提供专业服务等方式参与页岩气投资开发的具体办法。

　　⒊实施页岩气综合开发应用试验示范工程

　　根据地质条件与经济发展水平选择一些省市地区，在技术、开采体制、政策支持、监管和应用模式等方面先行先试，综合试验，为大规模开发积累经验。

　　⒋研究制定监管制度

　　可借鉴美国经验，加快研究制定包括地下水、地质、土壤、生态等多方面，覆盖采前、采中和采后多环节的全方位监管制度。

　　⒌鼓励开发模式和应用模式创新

　　支持专业服务和技术类公司发展，构建高度社会化的专业分工体系。结合产气地区实际，探索就地发电、区域供气、就地发展天然气化工、分布式供能、作为交通燃料等多种应用模式，将页岩气开发与发展当地经济、解决地方特别是山区农村能源供应，实现能源综合利用、节能减排等有机结合起来。

　　⒍加大关键技术攻关

　　将页岩气技术纳入“十二五”国家科技重大专项计划。积极利用中美能源合作机制，通过合作或并购等方式尽早掌握美国技术，并在此基础上力争实现技术反超、再主导。

　　⒎加紧部署基础性工作

　　开展页岩气基础地质研究，掌握分布规律和作用机理。加快页岩气资源探查，尽早掌握详细的资源数据。做好管网规划，推动互通互联。

　　⒏研究制定财税支持政策

　　可考虑将国家对煤层气的支持政策延用到页岩气。重点研究鼓励页岩气开采的资源税、增值税、所得税等减免税政策，以鼓励企业进行设备投资和降低成本。

　　页岩气革命：接替天然气是必然趋势？

　　尽管看起来困难重重，但基于页岩气能够改变国家能源结构这一良好的功能前景，中国已将页岩气的商业开发提上日程

　　财经国家周刊报道4月上旬，贵州省岑巩地区的青山之畔，一口1500米深的钻井在机器的轰鸣声中徐徐开钻。

　　这口钻井被命名为“岑巩一号”，由国土资源部出资近六七千万建设，是国土资源部第一口超千米的深页岩气勘探钻井。

　　随着国际油价的攀升，国土资源部加大了对页岩气等非常规天然气的勘探和开发力度。

　　几乎在“岑巩一号”开钻的同时，国土资源部召开了全国页岩气资源的专题会议。会议透露，全国范围内页岩气资源战略调查与选区的项目全部通过技术审查。

　　“这意味着，国土资源部全国页岩气资源战略调查已进入实施阶段。”国土资源部油气资源战略研究中心副主任张大伟告诉《财经国家周刊》记者。

　　资源摸底

　　国土部勘查司的一位相关负责人透露，对于页岩气的勘探已经列入国土资源部今年的工作计划，预计会在2013年完成页岩气资源潜力评价。

　　“中国页岩气资源潜力巨大，但资源家底还摸不清，不同部门的预估值都不一样：26万亿（立方米）的，30万亿的，50万亿的，100万亿的，没有一个权威数据。”国土部油气资源战略研究中心副主任张大伟对《财经国家周刊》记者说。

　　不过这一状况有望在2013年改变。在3月25日举行的“全国油气资源战略选区调查与评价项目2010年度成果报告评审会”上，上报的综合研究项目全部通过审查。这些项目覆盖川东南、渝东南、渝东北、鄂西、上中下扬子、滇黔桂、黔北、华北、东北、西北、青藏等区域。

　　据美国能源信息署估算，全球32个拥有页岩构造国家的可开采页岩气资源约为5.76万亿立方英尺，其中中国约有1.3万亿立方英尺的页岩气资源，是除美国以外全球最大的页岩气资源国。

　　然而，中国大规模着手页岩气的试验研究较发达国家晚了近20年。2007年，中石油天然气集团公司与美国新田石油公司签署页岩气开发对外合作的第一份协议《威远地区页岩气联合研究》。据张大伟透露，此前国土资源部联合中石油、中石化等国有石油企业在川南、川东南、黔北、渝北等地开展页岩气先导试验，其中多口钻井已初见成效。

　　“现在国内的都处于试验阶段，中石油中石化都有成功案例了，但还不能叫产量，只能说是一些生产数据。”中国地质大学能源实验中心主任张金川说。

　　与常规天然气相比，页岩气的开采具有一定难度。“主要是含气量低。常规天然气主要在砂岩储层，砂岩颗粒之间有10%到20%的空隙，气是游离状态，打个孔到地下，气就沿着井筒出来到地表了。页岩不是这样，页岩空隙很小，一般是1%到5%，甚至更小一些，光靠地下游离的气，气量非常少，现在要把吸附状态的气也采出来，所以就要对页岩实施压裂，产生很多裂缝，裂缝把很多空隙联通起来，这里面的游离气就跑出来了，然后里面压力降低，吸附气跟着就出来了。”张金川介绍。

　　对页岩气实施压裂的水力压裂技术是页岩气开采最主要的技术之一，另外一项关键性技术是水平钻井。水平钻井能更好的利用储层中的天然裂缝，井筒能够穿越更多储层，因此水平井的产气量“是直井的2到3倍”。

　　从全世界情况来看，水平钻井与水力压裂都算不上是石油工业中的新技术，但对于如何应用于页岩层，则需要试验研究。目前在美国，这两项技术应用于页岩气开采上已经非常成熟，中国则仍非常缺乏技术。

　　以资源换技术

　　中国页岩气大好的资源前景，让美国等发达国家纷纷看好中国市场。2009年11月，中石油联手壳牌，合作开发四川盆地富顺-永川页岩气区块；上个月，中石油称与道达尔在内蒙古投资20亿美元开发页岩气；而在去年9月，中石化也曾传出将与雪佛龙合作开发西南地区页岩气。

　　“我们实际是以资源为代价。”张大伟告诉《财经国家周刊》记者。在永川区块，中石油与壳牌联合调查资源，勘探开发，若成功后形成产能，“壳牌拿49%，咱们中方拿51%”。这是其中的一种合作方式。“开始这样还可以，从长期效益来讲，实际这样挺亏的，人家拿技术来了，就拿49%的收益走了。”张大伟说。

　　据张金川介绍，对于水平钻井技术，中国在致密砂岩气或海上钻井中已有应用，而在页岩气的开采上，还需要完善，但已经取得很大进展。刚刚过去的4月1日，中国第一口页岩气水平井威201-H1井在四川省威远县顺利完井，水平段长1079米，用时仅34天。

　　而对于压裂技术，中国现在还不成熟。“其实我们也能压裂，现在就是沙子和压裂液的配比方我们没找准，找准也能打。”张大伟说，“中石油中石化打的几口井，也都是请美国斯伦贝谢、贝克休斯他们来给压裂。”请国外公司提供技术服务并支付费用，是中国与国外公司合作的另一种方式。

　　目前美国大中小公司的压裂与水平钻井技术都很成熟，使得对页岩气的开发成本逐渐降低，据美国能源信息署公布的2011美国能源展望年鉴中显示，美国已有区域的页岩气生产成本低于0.25美元每立方米。而美国页岩气1亿立方米产能的建设投资，与中国常规天然气的开采成本趋近。

　　与国外公司合作能够在多大程度上获得技术，则要看具体的合同条款。不过，张金川预计，按照现在的发展速度和投入速度，中国获得页岩气开采技术的突破“也就几年功夫，技术这个东西时效性很强，不能一劳永逸，对咱们来说需要去摸索、探讨和研发的时间。”

　　接替天然气

　　“剑桥专家预测，在北美以外地区，非常规天然气将在10年以后大规模开发。”中国石油（行情、资讯）（601857）经济技术研究院江淮友告诉《财经国家周刊》记者。根据2011美国能源展望年鉴中公布的数据，美国拥有2552万亿立方英尺的潜在天然气资源，其中827万亿为页岩气，这一数字较2010年美国能源年鉴中预估的数增加了470万亿。预计到2035年，页岩气产量将占到美国天然气总产量的45%。

　　“常规天然气也需要投资才能找到，好找的都找完了，”张金川说，按照现在的发展速度，页岩气在将来补充和接替常规天然气是必然趋势。

　　不过，页岩气开采暴露出来的问题也正在进入发达国家的视野，问题主要来自于作为关键技术的水力压裂。

　　水力压裂需要将水、化学物质等注入钻井到达地下页岩层，使页岩产生裂缝并释放气体。美国油气责任项目组（OGPA）对马塞勒斯页岩区的调查研究中显示，水平井压裂的用水量是直井压裂用水量的5倍左右，美国巴奈特地区一口水平井的用水量至少为1.37万立方米，并随着井深的增加而增加。与此同时，平均只有10%的压裂能够一次起到作用，在马塞勒斯的一些页岩区，一些水平井需要压裂十次之多。如此巨大的用水量，带来的是用水来源与废水回收等一系列问题。

　　在美国的页岩气开采区，数以万计立方米的水通过卡车输送到压裂井，以美国的约翰逊县为例，一口水平井压裂需要配备100名运输作业者。而用于压裂后的废水同样需要交通运输工具运送到废水处理地。此外，由于水中加入了化学物质，深入地下的水存在回流到地表的可能性，由此产生化学物质对土地及饮用水是否存在污染等争议。目前对于这些问题还没有一个明确的说法。

　　对于中国来说，以上问题远没有页岩气开采技术问题紧迫。据张金川介绍，中国的大陆面积主体都是沉积岩，“有沉积岩的地方，就可能有页岩，有页岩就可能有页岩气，所以分布面积很广。”页岩气的投资前景甚好。张金川认为，从地质角度来说，页岩气的投资风险相对可控性强，在某一特定区域内，含气特点、条件和含气量等相对容易估算，“我们很多地方都已经建立出模型，基本都有一个估算方法，应该是八九不离十的东西”。

　　对于大力发展页岩气，张大伟说，中国还存在技术、政策、体制等一系列限制。目前中国参与页岩气勘探开发的公司还局限于中石油、中石化等几大国有企业，民营资本几乎没有涉足，这在一定程度上缩小了技术投入和发展的空间。

　　“中国在发展页岩气上需要突破一系列障碍。”一位石油行业资深专家告诉《财经国家周刊》记者，例如如何快速发展技术，打破垄断，制定适当的鼓励和补贴政策，以及完善管网等配套的基础设施建设等。

　　尽管看起来困难重重，但对于页岩气能够改变国家能源结构这一良好前景，中国已将页岩气发展规划提上日程。目前国家能源局正在抓紧组织编制页岩气专项发展规划，张大伟预测，到2020年，中国页岩气产量能达到8%到10%，“届时，离商业开发就不远了”。（实习记者）

　　中信证券：油页岩前景怡人，但国内技术有待突破

　　油页岩：人造石油。油页岩是一种含有机质的高灰分致密薄层状可燃有机沉积岩，在隔绝空气条件下加热分解（干馏）后可获得页岩油，作为燃杆油或进一步加工制成汽油、柴油和下游石化产品，被称为"人造石油"。油页岩的开发和利用是世界石油资源的有益补充和替代。

　　资源丰富，意义重大。世界油页岩资源主要分布于美国、俄罗斯、中国、爱沙尼亚等国。据EIA统计，目前全球33个国家页岩油可达4100亿吨。

　　2004-2006年新一轮油气资源评价结果显示，我国埋深1000m以浅的油页岩资源量为7199.4亿吨，探明储量300多亿吨，位列世界第四。

　　油页岩发展几度兴衰。我国开发利用油页岩已有70多年历史，辽宁抚顺于1928年兴建油页岩制厂，是当时世界上最大的页岩油生产基地；20世纪60年代至90年代，山于常规石油工业的快速发展，油页岩开发规模逐渐萎缩；2000年来，油价持续走高令油页岩产业复苏，吉林桦甸、罗子沟、辽宁抚顺等项目相继投入开发。2008年国内页岩油产量40万吨，中国石油大学专家预测2015年产量有望达到80万吨。

　　国内正在探索技术突破。据爱沙尼亚2000年的数据，每桶油页岩开发与炼制成木约40美元（不考虑刀_率因素），根据辽宁成大经验，国内完全成木约60美元/桶。国内目前主要采用的抚顺干馏工艺，其他工艺大多处于试验阶段。技术水平整体较低，跟行业内技术研究多山公司、地方政府支持、研究周期和规模不大有关。07年国家发改委公布《产业结构调整指导目录》，表示在今后几年将从信贷、税收等方而大力支持油页岩、油砂等非常规能源的发展，产业技术发展有望突破。

　　风险因素。常规原油价格持续低迷的风险；油页岩矿开发环境保护成木大幅上升的风险；国内技术发展迟缓的风险。

　　相关企业。目前，国内油页岩开发主体主要是下}有油公司、煤炭及矿类企业，以及政府组织的电厂等。2008年，我国页岩油年产量约40万吨，其中抚顺矿业集团油页岩炼厂产量达35万吨；辽宁成大吉林桦甸2007年生产2万吨，吉林江清生产3万吨，中国石油黑龙江页岩油完成3万吨中试准备。

　　广汇股份：剥离地产业务，进军能源

　　机构：宏源证券研究员：祖广平张延明康铁牛日期：2011-08-09

　　报告摘要：

　　剥离地产业务，中报业绩同比大增。上半年实现收入26.2亿元，同比增长45.07%，归属母公司净利润6.4亿，同比增长102.8%。每股收益0.34，同比上涨33.66%。收入同比大增的主要原因是地产业务资产剥离带来收入大幅度增加。

　　多个项目即将投产，步入业绩释放期。预计哈密120万吨甲醇煤化工项目，吉木乃5亿方LNG项目投产，淖毛湖煤炭基地瓶颈即将打通，有望成为公司的业绩增长发动机。

　　斋桑基地、富蕴煤炭基地是远期看点。公司与哈萨克斯坦TBM合作，获得斋桑天然气储量64亿方、稠油1亿吨资源，从该项目的实际进展判断，项目的资源储量，以及实际产出均存在超预期的可能；除哈密淖毛湖外，公司新取得阿勒泰富蕴煤矿408平方公里的探矿权，公司转型为能源类企业指日可期。

　　估值合理，维持“增持”评级。公司2011-2013年EPS分别为0.60、0.79以及1.14元。当前股价25.18元，估值合理。考虑到公司正在向能源型企业转型，即将步入业绩快速发展的快车道。维持“增持”评级，短期目标价位30元。

　　神开股份：中报点评

　　机构：华鑫证券研究员：徐呈健日期：2011-08-02

　　2011年上半年公司实现营业收入2564.3万元，同比增长36.2%；营业利润4000.1万元，同比增长19%；归属母公司净利润3934万元，同比增长9%；每股收益0.15元，同比增加5.8%。

　　利润增速低于收入增速：公司综合毛利率为40%，同比下降2%，主要原因与公司销售的产品结构发生较大变化，而不同产品的毛利率差别也较大。期间公司销售费用率为10.5%，管理费用率为14.7%，同比上升1.4%和0.13%，主要原因是公司提高了员工薪酬和与江西飞龙合并了财物报表。影响公司EPS增长较大的因素为所得税率的提高，由于公司处于高新技术企业资格复查期所得税率暂时提高为25%。

　　并购江西飞龙钻头完善产业链：从世界级的龙头企业美国国民石油华高公司的发展史可以看到，此类公司的发展路径是先成长为全套石油开采机械装备的企业，再逐渐延伸到石油开采服务。由于油气开采的特殊性比较强，同时具有装备研发和开采管理经验一体化的公司参与竞标中具有明显竞争力。公司目前主要业务为石油钻采设备和录井修理等技术服务，从业务构成上来看已经开始表现出向华高公司模式发展的趋势。公司收购的江西飞龙钻头的主营产品为油用钻头，属于消耗性材料，可以填补公司在钻采工具类产品上的空白。

　　高油价带动石油装备需求：今年以来持续的高油价拉动了石油勘探和开采作业的投资。据贝壳休斯公司的统计数据显示，美国自今年1月份以来在用油气钻技术增长7%，而加拿大的合同承包商也表示2011年的钻机利用率将超过2010年底。据美国油气周刊年中钻井预测报告显示，目前预测的2011年钻井数将超越原来预期。这说明整个油气开采市场已经转暖，公司将受益于油气开发投资热所带来的开采设备需求增加。

　　海洋石油充满无限遐想：随着石油开采的重点区域由陆地转向海洋，整个石油开采装备产业内公司的发展战略也应该有所变化。十二五规划已经明确将海洋石油开采装备技术的发展作为重点发展对象，中海油也表示要在未来10年间投入2000亿元用于海洋石油开发。鉴于石油钻采机械具有较强的通用性，我们认为公司成为海洋石油钻井平台零部件供应商的门槛较低且可行性较高，我们看好未来公司在该项业务的发展空间。

　　盈利预测：鉴于石油开采市场的复苏，我们认为下半年油气开采装备将稳定高增长。我们预测公司2011年和2012年的EPS分别为0.31和0.41元，对应的PE分别为40倍和31倍。我们给予公司推荐评级。

　　杰瑞股份：漏油事件接近尾声，装备延续景气有望超预期

　　机构：平安证券研究员：叶国际日期：2011-08-04

　　事项：我们调研了杰瑞股份，就近期经营状况和发展战略与公司进行了深入沟通。

　　漏油事件接近尾声，预计8-9月份除B平台外其余海上平台有望复工，我们估算该事件降低公司全年EPS约0.1元。国家海洋局对此次渤海蓬莱19-3漏油的处理结果将于8月7日公布，除去漏油事故发生的B、C作业平台将在8月底或9月初恢复作业生产，按照原先假设测算，受漏油事件影响停工的平台为渤海蓬莱19-3的7个平台估计2011年收入在1.5亿，估算毛利率为70%，全面停工单月影响净利润在600-700万，B平台预计停工至年底，降低净利润600-700万，其余平台假设停工3个月至9月中旬全部复工，降低净利润在1500-1800万（剔除B平台影响）。我们预计全年公司净利润漏油事件影响为2100-2500万，降低公司EPS为0.09-0.11元。

　　受益于北美页岩气大规模开发带来压裂设备需求的激增以及全球柱塞泵的产能瓶颈，装备业务有望延续上半年高速发展成为业绩增长的最主要动力。公司2011年上半年正在执行订单13.1亿元，估计装备订单8亿左右，零部件订单3亿左右，油服订单2亿左右。受海外市场压裂服务景气高升影响以及国内煤层气开采压裂的推进，预计压裂设备、连续油管设备和液氮泵车均成为公司高速成长的助推剂。

　　油服业务实现多项前瞻性布局，预计煤层气压裂和径向钻井服务三季度有望实现收入。公司哈萨克斯坦的固井业务已经由中国合作方拓展至当地石油公司，成功打开国际市场，成为11年稳定增长点。预计山西晋城煤层气压裂和径向钻井服务将于三季度陆续开展，为12年油服业务增长打下良好基础。

　　公司产业国际化扩张稳步实施，海外市场销售占比加速提升。杰瑞在美国休斯顿成立综合性的研发、营销和投资运营中心，以中东子公司为依托建立中东非洲运营中心；国际市场收入增速超过84%，海外布局进入收获期，尤其北美和南美市场，预计国外收入比例有望提升至50%以上。

　　预计2011、2012年EPS分别为2.00元和3.01元，维持“强烈推荐”评级。鉴于公司所处行业前景和布局，结合公司优秀的管理团队，我们认为公司的高成长是可持续的，给予2012年35市盈率，目标价为105元，维持“强烈推荐”评级。

　　风险提示：油气价格下跌的风险、油服业务进展缓慢

　　江钻股份：来自海外市场的需求大幅增加

　　机构：国都证券研究员：魏静日期：2011-08-04

　　事件：

　　公司发布半年报，2011年1-6月实现营业收入为7.9亿元，同比增长25.5%，归属母公司净利润6245.1万元，同比增长16.5%，实现EPS为0.16元。

　　投资要点：

　　1、业绩符合预期，但毛利率继续下降。公司今年上半年营业收入同比增长25.5%，2Q增幅小于1Q的66.5%，进入平稳增长通道。与此同时，钻头业务上半年的毛利率为30.8%，较去年同期下降约8个百分点，而2002年钻头毛利率高达45%，过去8年总体呈现下降趋势，目前来看继续下降空间小，一方面是公司在国内高端钻头市场处于垄断地位，议价能力较强；另一方面是公司将进入高端金刚石钻头领域。

　　2、出口大幅增长，我们看好中东等新市场潜力。上半年，公司出口产品占比为24.5%，出口业务同比大幅增加69.9%，反映了海外市场的强劲需求。公司传统以北美市场为主，去年开始发力中东等石油市场，上半年来自第1大客户NationalCameronMiddleEast的收入占比达6.2%。长期来看，OPEC国家在世界石油市场的地位将进一步提高，随着原油价格步入高位，中东等地区油气开采的活跃将带来大量钻头需求。

　　3、钻头产品结构优化。公司目前只做牙轮钻，高端钻头产能为4万只，普通钻头1万只，由于一般金刚石钻头技术含量低，市场竞争激烈，公司已退出多年。但是全球油田钻井深度大幅增加以及海洋油气开采升温2方面将带来对高端金刚石钻头的需求，公司重新进入该领域，其中部分产品单价预计售价超过50万元，毛利率将得到提高。国内海洋油气开采基本被史密斯等巨头垄断，我们看好公司进口替代的空间。4、优质资产注入尚不明朗。公司大股东曾经承诺以公司为资本平台，注入优质资产，并于2008年提出注入旗下三机厂，但因未达到股东预期而遭否决。市场普遍期待注入四机厂等优质资产，提升上市公司资产质量，目前看来这一进程还没有明确时间表。

　　维持对公司“中性-A”评级。我们维持盈利预测，预计2011-2013年，公司的EPS（摊薄）分别为0.32元、0.37元和0.42元，对应动态市盈率分别为45X、37X和34X。考虑到公司估值较高且资产注入前景尚不明朗，我们给予公司评级“中性-A”。

　　风险提示：全球油气钻采景气度下降。

　　天科股份：唐山佳华项目签订，上调至推荐

　　机构：东兴证券研究员：杨若木日期：2011-08-05

　　盈利预测与投资评级

　　总包项目将显著提升业绩，考虑到唐山佳华项目将形成示范效应，提高盈利预测。预计公司11-12年EPS分别为0.23（+0.03）元、0.34（+0.11）元，对应PE67倍、45倍，上调公司至“推荐”评级。