中国的页岩气，究竟有没有预想中的那么多？探明的储量怎么采出来？采出来怎么运出去？运出去能不能卖一个好价钱？这四个问题，就像是四大“金刚”一般，横亘在人们对页岩气商业化的美好憧憬和冷峻现实之间。如果将这四大“金刚”一一抽丝剥茧，也许会清醒地发现：页岩气的理想与现实之间，有可能一半是炽热的火焰，另一半则是冰冷的海水。

　　实际储量待细化

　　“中国的页岩气，在10年以内很难实现商业化。”记者在重庆实际调研中发现，由于实际储量尚待明确、开采技术仍不成熟、管道垄断阻碍运输、经济性难敌常规气等诸多不利因素，页岩气如果要撑起国内天然气供给的半边天，仍有多年的漫漫长路要走。

　　“起码我了解到的，几大石油公司对于国内页岩气资源量的判断，并没有国土部那么乐观。从美国经验来看，美国页岩气资源量也是在不断调整之中，没有一定的打井量，很难将资源状况说清楚。”

　　在中国石油大学工商管理学院教授、天然气问题专家刘毅军看来，我国页岩气开发仍处于资源评价阶段，对于资源量的判断大多基于成藏机理，而不是基于大规模的打井勘探，因此不能推断出我国页岩气的确切储量。

　　在针对页岩气商业化前景的四大疑问中，页岩气资源量是否真有评估中的那么多，是所有其他问题的前置条件。如果资源量足够多，那么开采、运输和出售的问题，即便困难重重，也仍有变通的余地。而一旦资源量不足，则后面三个问题便无从谈起。

　　今年3月1日，国土资源部发布的全国页岩气资源潜力调查评价报告显示，经初步评价，我国陆域页岩气地质资源潜力为134.42万亿立方米，可采资源潜力为25.08万亿立方米(不含青藏地区)。

　　25万亿立方米的可采量让业内人士大为兴奋，而美国能源情报署的估计则更为乐观。该机构估计中国页岩气储量超过其它任何一个国家，可采储量有1275万亿立方英尺(相当于36万亿立方米)。按当前的消耗水平，这些储量足够中国使用300多年。

　　记者在采访中了解到，目前中石油在川南、滇北地区优选了威远、长宁、昭通和富顺-永川4个有利区块作业；中石化在黔东、皖南、川东北优选了建南和黄平等有利区块作业；中海油在皖浙等地区开展了页岩气勘探前期工作；延长石油在陕西延安地区进行陆相页岩气作业；中联煤则在山西沁水盆地提出了寿阳、沁源和晋城三个页岩气有利区。

　　中石化江汉油田新闻处处长王刚毅告诉记者，江汉油田在涪陵大安寨页岩气示范区共有6口页岩气井，目前涪页2-2FH井钻到3300米的深度之后，已经正式点火出气。剩下的5口井，部分也是出气在即。

　　中石油的脚步则更快一些，中石油董事会高级助理秘书毛泽锋曾透露，中石油已在四川省南部的页岩区钻探了约20口气井，已出气的井口平均单井日产量在10000立方米以上。中石油政策研究室发展战略处处长唐廷川告诉记者，旗下富顺-永川区块某井单井日产量就可达到43万立方米。中石油的目标是，2015年页岩气产量超过10亿立方米，目前西南油气田已准备商业售气。

　　记者了解到，延长石油在陕西地区的页岩气开发，也已有所收获。根据上述作业区的最新作业情况来看，我国四川盆地、渝东鄂西地区、黔湘地区、鄂尔多斯盆地和塔里木盆地等地，储藏有大量的页岩气资源，这一点是毋庸置疑的。

　　据国土部地址勘查司有关负责人介绍，中国页岩气可采资源77%的有利区块面积、80%的资源潜力处于现有油气区块内。我国目前的油气开发体制决定了，一个区块只能有一个开发主体，因此，页岩气有利区块主要集中在中石油、中石化、中海油和延长油田等国企手中。这些企业有多年常规天然气开采数据，对区块内的页岩气储量有基本了解。

　　但国土部面向社会招标的页岩气区块，主要位于上述区块的边缘，是之前从未经过勘探开发的“生地”。因此，这些区块即便根据成藏机理判断出有丰富的资源量，但在多年的地壳变化中，页岩气有可能会跑掉。因此必须要在巨大的勘探投入后才能确定实际资源量。“每平方公里的勘探投入至少在3万元以上，是否有资源量将是决定勘探回报的最重要因素。”有业内人士表示。

　　针对美国能源情报署的估计，有业内人士指出，从成藏机理来看，中国页岩气资源量不可能是世界第一，因为中国常规天然气资源量不是世界第一。而在日前于重庆召开的国际页岩气大会上，唐廷川认为，我国页岩气开发要从实际出发，相比之下，煤层气在资源、技术、安全、环保等方面都优于页岩气，因此近期应把煤层气作为重点。

　　“页岩气是地地道道的贫矿，美国是被逼出来的，现在又来忽悠中国，10年以内中国页岩气很难实现商业化。”他警告说。

　　勘采技术待提高

　　即便国内页岩气可采储量真如预计中那么多，但是以中国现有的开采技术，能不能将已探明的页岩气成功开采出来？

　　《页岩气发展规划(2011-2015)》提出，到2015年我国页岩气将初步实现规模化生产，年产量将达到65亿立方米，到2020年，年产量最高达到1000亿立方米。

　　页岩气具有“低渗透、低孔隙、低丰度、低压”等地质特征，开发技术难度要高于常规天然气。据唐廷川介绍，美国从1821年打第一口页岩气井，经历了180年，才逐步在技术上突破，我国页岩气开采不但起步较美国晚，资源还较美国埋藏更深。据了解，美国页岩气埋藏深度平均在900米左右，而我国这一数字则为2000-3000米。

　　就四川盆地而言，整个四川盆地基本上是崇山峻岭，而美国、加拿大都是一马平川的海滩。记者从中石化涪陵大安寨页岩气田现场了解到，由于地质情况太复杂，地层相当坚硬，现场每天打井深度仅为50-60米左右，钻头则需要2-3天更换一个。

　　上述客观情况，决定了我国页岩气开采的技术难度要远高于美国。据业内人士介绍，页岩气开采的核心技术是水平井和分段压裂。随着我国油气田开采技术的提高，目前水平井已经广泛应用于几大石油公司之中，这一技术已经基本掌握，目前分段压裂技术全面铺开仍有一定困难。而在勘探方面，需要三维地震识别技术，虽然国内已经有单位掌握了三维地震识别技术，但短期内仍难以大面积推广。

　　怎么掌握更多的页岩气开采技术？普氏能源资讯电力集团总经理JamesH.Simpson在接受记者采访时表示，中国企业可以通过与国外公司合作的方式来获得相应的技术。中联煤层气有限责任公司政策研究室主任李良建议，国家应对页岩气勘探开发作业需引进的设备、仪器、专用工具，免征进口关税和进口环节增值税。

　　但刘毅军认为，即便是通过类似方式获取了美国的相关技术，但美国技术并非像想像中那么成熟，来到中国也存在水土不服的问题。“外国公司对中国存在很多戒心，因为中国公司学习能力很强，一旦合作，很可能在短期丧失技术优势，这条路不容易走通，最好还是自主研发。”

　　目前，中国页岩气勘探开采技术的研发，主要由几大石油公司主导，并不像美国一样有大量中小公司做技术配套。有鉴于此，陆海孚萃能源科技(北京)有限公司总经理尹旭东建议，中石油、中石化要共享相关技术，因为从发达国家经验来看，油服社会化是降低页岩气开采成本的最好方式。

　　在中国石油川庆钻探工程公司高级技术专家叶登胜看来，除上述技术难题外，国内页岩气开采与美国的一个重要不同点在于，国内页岩气储藏地周边人口稠密，多是农田和农房，往往涉及征地拆迁问题。除此之外，由于页岩气开采过程中需要消耗大量水资源，并且涉及到地下水保护，因此最终制约国内页岩气开发的，有可能不是技术，而是水资源。

　　管网垄断输送难

　　“未来重庆地区的页岩气开采出来后，怎么运出去？中石油有自己的运输计划，不会愿意运输别人的页岩气。即便中石油同意了，也会运用管道垄断进行压价，其他公司恐怕难以卖出好价钱。”对此，尹旭东颇为担忧。

　　他认为，即便国内完全掌握了页岩气开采技术，并且实现了大规模开采，但由于天然气管道垄断，不掌握管道资源的投资者，在中石油、中石化的管道垄断前，很可能面临采出来却运不出去的难题。

　　从此次页岩气招标的情况来看，一共有80多家公司竞标20多个区块，平均每个区块有4家公司投标，成渝地区每个区块则有6个公司竞标。目前来看，无论从页岩气的储藏量还是开发进度而言，川渝地区无疑将成为我国最先实现规模化开采、商业化应用的地区。但川渝地区的天然气主干和城市燃气管网，基本由中石油所控制。记者在实地采访中看到，重庆地区的页岩气区块，大多位于深山老林，很多地方连公路都不通，更不要说管道运输。

　　华电集团油气公司参与了重庆地区的页岩气招标，当被问及今后页岩气运输问题时，该公司总工程师杨堃告诉记者，由于华电有丰富的天然气分布式发电经验，因此开采出的页岩气，可以就地发电上网，或者通过CNG、LNG等形式运到终端市场销售。

　　正是电网趸电和售电一体的体制，导致了电网不愿意牺牲自身市场份额去接纳分布式发电。我国天然气管道基本掌控在中石油、中石化手中，采输售高度集中。在这种体制下，管道控制方根本没有动力去输送第三方的页岩气。

　　对此，华南理工大学天然气利用研究中心主任华贲建议，应当借鉴当年电力系统“厂网分开”经验，组建与天然气开发商分开的独立企业：国家天然气管道公司，实施全国统一干线管道。应该吸取电网公司垄断的教训，天然气管道公司应当只是交易平台而不是购销中间商，只收取输气费用。

　　刘毅军认为，中石油等公司确实通过管道垄断，上游控制生产，下游垄断销售。但另一方面，现阶段将管道独立出来尚不太现实，因为从生产商角度讲，他们最了解资源，为了将资源开发并且卖出去，中石油中石化最有建设管道的积极性。

　　“石油公司既了解上下游，也有钱。”刘毅军认为，目前我国天然气管道远未达到美国的密集程度，而且管道一次性投入大，回报周期长，暂时由中石油中石化这样的生产商负责建设，现阶段也有一定的合理性。

　　那么在国家石油公司垄断管道的情况下，如何让民营页岩气能够顺利接入管道呢？据刘毅军透露，目前国家能源局在制定天然气管道基础设施建设与运营条例，这个条例的核心是，管道垄断方要允许第三方接入。

　　“即便这个条例出来了，也很可能纸上谈兵。因为允许第三方准入的前提是管道输送量有富余，但现在发改委核准管道项目的前提，必须是资源、管道、用户三者匹配，这意味着管道建成之前，就基本没有什么富余量留给后来的第三方了。”刘毅军分析。

　　因此他认为，今后页岩气的处理方式，要么就地使用，要么是液化运输。“2007年版天然气利用政策，提出不能在气源地附近建设LNG，现在则取消了这个限制，目的就是为页岩气今后的液化运输做好准备。从国外经验来看，页岩气最佳的利用方式，就是LNG运输。”

　　价格难敌常规气

　　然而，无论是就地液化还是发电上网，都将增加页岩气的成本，使本来就要高出常规天然气的价格贵上加贵。众多业内人士担心，即便有每立方米0.4元的补贴，今后页岩气的经济性还是很难与常规天然气竞争。如果成本过高，将直接阻碍页岩气的商业化应用。

　　以四川境内的普光气田为例，中石化中原油田副总经理王寿平告诉记者，普光气田采气成本在0.45-0.5元/立方米，加上高含硫净化成本0.5元/立方米和生产辅助成本为0.1-0.2元/立方米，普光气田每立方米的成本在1.1元左右。

　　业内人士预测，这个价格，即便加上补贴，也使得川渝地区的页岩气很难有竞争力。据有关机构统计，当国际原油价格为80美元/桶时，西气东输二线进入霍尔果斯边境的完税价格为2.20元/立方米。目前看来，未来页岩气成本或许可以和进口天然气一争高下。

　　但由于进口天然气与国际油价挂钩，以目前的国际经济形势来看，除非发生地缘变故，否则国际油价大幅拉升空间有限，未来进口天然气价格难有上涨空间。而随着北美天然气逐渐进入中国市场，中联煤层气有限责任公司政策研究室主任李良认为，未来进口天然气价格将呈下降趋势，这将进一步降低国内页岩气价格上的竞争力。

　　在其他气源方面，有中石化人士告诉记者，中石化正在计划修建的新粤浙煤制气管道，如果按照每吨150元的煤炭成本计算，新疆煤制气成本在1.28元/立方米左右。煤炭行业人士普遍任务，未来10年中国煤炭市场将进入一个相对低速增长期，随着煤炭价格的进一步回落，今后煤制气将更加具有成本优势。未来，西北地区的大量煤制气，将通过长输管线、LNG等形式，进一步挤占页岩气的既有市场。

　　国家能源局局长刘铁男在日前召开的全国天然气工作会议上预计，2015年中国天然气消费量为2300亿立方米左右，而将常规天然气、煤层气、页岩气和非常规天然气相加，届时我国天然气供应能力将超过2600亿立方米。这意味着，再过3年，中国天然气供应将由供不应求变为供大于求。

　　在采访中，尽管记者曾向不同的人询问今后页岩气的成本价格，但业内人士对此的回答却出奇的一致，即在目前尚未形成规模化开采之前，国内页岩气价格究竟是多少，目前还不好判断。但有一点可以肯定的是，页岩气的成本将高于常规天然气。因此，如果2015年供大于求的供需格局真正出现，那么成本更高的页岩气，很可能成为那被富余出来的“300”亿立方米。

　　对此李良建议，未来应免收页岩气开采资源税；在页岩气产业化先导试验阶段，国家财政给予产能建设补贴。通过上述方式，使页岩气与常规天然气和其他替代能源相比，能够在经济上具有可比性。