近日，国家能源局发布了《页岩气产业政策》，从产业监管、示范区建设、产业技术政策、市场与运输、节约利用与保护环境、支持政策几个方面予以了方向性的明确。

支持政策再次明确，但力度有待加强。本次公布的页岩气产业政策再次明确依据此前的《页岩气利用补贴政策》，对页岩气生产企业按照0.4 元/立方米的标准予以补贴；同时，对页岩气开采企业减免矿产资源补偿费、矿权使用费，研究出台资源税、增值税、所得税等税收激励政策。但我们认为在页岩气开采初期，这一政策支持力度仍略显单薄。页岩气属非常规能源，在开发初期仅依赖市场的价格调节，很难获得盈利。国

内页岩气开发目前面临着基础地质数据严重不全的问题，对比美国在开采初期给予的补贴、税法等政策支持，政府需要进一步加大政策力度。

未来页岩气开发仍以海相页岩为突破方向是最佳选择。我国页岩气资源具有类型多、分布广、潜力大的特征。统计数据显示，国内海相沉积分布面积约为300 万平方公里，海陆交互沉积面积超过200 万平方公里，陆相沉积面积约为280 万平方公里。

其中海相厚层富有机质页岩主要分布在中国南方，以扬子地块为主；海陆交互相中薄层富有机质泥页岩主要分布在中国北方，以华北、西北和东北地区为主；陆相中厚层富有机质泥页岩，主要分布在大中型含油气盆地，以松辽、鄂尔多斯等盆地为主。

尽管我国已在陆相泥页岩中获得了页岩气勘探的一定成果，但从全球范围内，以北美为代表的商业化开发仍以海相页岩为主，陆相页岩主体由于处于生油阶段，目前仍然尚未实现大规模的商业化开采的技术突破，国内油气开采商无成熟经验可以借鉴。我们认为，以上扬子川渝黔地区和下扬子苏皖浙地区为代表的海相页岩区最有可能成为今后我国页岩气取得商业化规模开采的首先突破点。

利用小型液化装置进行天然气液化是现阶段天然气收集的主要方式。我国页岩气开发尚处于初期，难以形成大范围的工业气流的气井开采，加之页岩气资源分布较为分散，直接接入输送管网的难度较大。同时，由于我国天然气管网价格国家采取管制的方式，而LNG 价格已基本实现市场化定价，二者之间存在一定价差。

在上游天然气价格机制理顺之前，我们认为从企业经营角度，选择就地液化的方式也相对更加合理。随着国内页岩气开发力度的加大，小型液化设备的需求量有望随之得到提升。

页岩气规模化工业开采关键在于开采设备成本的降低和油服企业技术的提升。页岩气能否实现大规模开采的关键在于单井可产生的气流规模与初期开发成本的大小。

根据我们的模型测算结果，二者相比较而言，单井初期开发成本对页岩气开采总成本影响更为明显。换言之，相对寻找“甜点”区域，降低油气开采设备成本，提高油服企业技术在现阶段更为迫切。

从美国页岩气开发的成功经验中可以看到，水平钻井技术、三维地震成像技术、微地震波压裂成像技术、大型水力压裂技术等技术在其中起到关键作用，与之配套的钻探设备、钻井液、压裂液等也提出了更高要求。在政策中提到对于“页岩气勘探开发等鼓励类项目项下进口的国内不能生产的自用设备(包括随设备进口的技术)，按现行有关规定免征关税”，虽然在一定程度上有助于开采成本的降低，但从根本上来看，关键技术和核心装备的国产化才是降低成本的根本途径。能够进入进入这一领域，掌握相关技术的油服类企业在未来行业发展中最具竞争实力。