本报记者 詹铃 深圳报道

　　 尽管在美国的示范之下，国内页岩气产业已是热潮涌动，但其商业化的道路上仍面临着一系列不确定因素。

　　 事实上，在页岩气来临之前，煤层气就曾被视为中国“非常规天然气革命”的希望之星。

　　 然而，目前国内煤层气的发展速度却与预期相距甚远。直到最近两年，煤层气的产量才开始提升，但利用率仍处于较低水平。

　　 “从煤层气产业发展经历了几年缓慢而滞后的历程来看，有几方面原因，首先是矿业权与煤炭矿业权重叠造成很大的发展障碍，此外还有技术不够成熟，输送管网薄弱等等，这些弯路都可以为页岩气的发展提供借鉴。”能源专家林伯强[微博]说。

　　 矿权重叠待解

　　 在过去几年里，气、矿权重叠引发的争议致使央企与地方企业之间利益冲突不断，最终严重阻碍了煤层气发展的进度。

　　 而目前页岩气也正遭遇着与煤层气类似的矿权问题。

　　 在不久前结束的页岩气第二轮招标中，国内三大石油巨头无一中标。对此，国土资源部给出的解释是“出价太低”。而背后的真实缘由则是，三大石油巨头已经占据全国页岩气密集区80%以上，且多为高品位区块，因此对此次公开招标的区块并不感兴趣也在情理之中。

　　 事实上，此次国土部拿出来供第二轮招标的区块质量不佳已经遭到各方诟病。中石化石油勘探开发研究院咨询委员会副主任张抗在 “2012非常规油气合作伙伴峰会”上指出，“区块已经成为制约当前中国页岩油气发展最关键因素。”

　　 张抗直言，第二轮招标的区块全部位于山区，交通困难，地质和地面施工条件均不理想。“优质区块被垄断，招标只能在还没有被三大油覆盖的边边角角进行，如果‘三桶油’缺乏动力，非油企和民企只能被迫在不够有利地区起步，这种情况不利于页岩气的发展。”

　　 由于区块品质不佳，几家曾表示有意进军页岩气上游产业的民营企业，最终选择了放弃。比如此前被外界所看好的页岩气设备供应商四川宏华最终没有出现在国土部第二轮页岩气招标的名单上。

　　 “好的区块没有真正开放，如果这次有四川、重庆境内的区块，我们肯定会投标的，但这些都登记在中石油、中石化名下，现在拿出来招标的区块风险太大。”宏华集团人士如此表态。

　　 在国务院研究室综合经济司副司长范必看来，页岩气是新矿种，招标区块不应受传统油气登记区块范围的限制，重叠区块与非重叠区块应当一视同仁进行公开招标。

　　 国务院发展研究中心研究员张永伟也同样认为，如何配置资源条件相对较好的页岩气矿权重叠区，这才是推进我国页岩气产业化的关键。“如果早期不拿出好的区块让投资者有好的投资回报，投资者被泼冷水，将难以形成页岩气发展良好的开端。”

　　 针对矿权重叠的问题，2012年11月22日，国土部公布的《关于加强页岩气勘察开采及监督监管有关工作的通知》，专门提出规定，“对具备页岩气资源潜力的石油、天然气勘查区块，其探矿权人不进行页岩气勘查的，由国土资源部组织论证，在妥善衔接石油、天然气、页岩气勘查施工的前提下，另行设置页岩气探矿权”。

　　 按照对这一新规则的解读，如果三大石油公司不能令人满意地启动国内页岩气开发，他们手上的区块将被国家收回并重新分配。

　　 然而，在强大的传统石油公司面前，这个问题并非如此容易解决。

　　 受访的业内人士对于这一新规则的执行力度普遍持怀疑态度。

　　 “根据国土资源部的政策，中石油、中石化、中海油和延长油田这四大石油公司只要保证每平方公里三万元的最低投入就可以维持区块的矿权。”一位关注页岩气机会的民营企业人士说，即使这个投入没有达到，政府在强势的石油公司面前也很难清理，没有三五年时间根本无法厘清区块退出机制，“即使退，很可能也只是退一些资源品质不好的区块”。

　　 管网垄断难破

　　 除优质区块业被三大石油公司“瓜分”之外，国内天然气管网等配套设施也呈高度垄断状态，这也被业界担心成为制约我国页岩气开发应用的瓶颈。

　　 在业内人士看来，美国在页岩气领域取得成功的一个重要基础，便是天然气生产和管道运输系统完全分离。

　　 “管线问题很关键，如果这个问题不能有效解决，民企参与页岩气随时面临卡脖子，那么我们在投资上肯定会更加谨慎。”广汇能源一位负责人表示。

　　 然而，中石油规划总院油气管道工程研究所天然气市场室副主任李广在称，从能源战略和安全考虑，我国油气管网难以实现外包。

　　 这意味着，未来民企参与页岩气开采后，要么在井口液化成LNG后运输，或就地建发电厂、深加工厂，要么只能交由国企代输或统购统销。

　　 “对于这样的合作模式，我们必须看国企的脸色，如果一天它‘卡’住我的运输，我们一点办法都没有。”上述广汇能源人士表示。

　　 虽然国家能源局石油天然气司司长张玉清也认为，“对于民营资本来讲，在管道运输、使用上，国家政策是没有任何限制，也鼓励民营资本参与页岩气，包括天然气管道的建设”，但广汇能源上述负责人指出，对于油气资源较少的民企来说，单独自建管网不仅投资高，而且后续维护成本也非常高，最重要的是难以联成网络。

　　 对此，范必认为，“管网要成为油气的‘高速公路’，它要向所有用户开放，包括国有企业和民营企业。这才是页岩气应有的未来。

　　 成本风险偏大

　　 “总体来说，中国页岩气开发经验还比较欠缺，这些因素使得中国的开采成本比国外高很多。” 哈里伯顿非常规技术部顾问专家王强指出。

　　 此外，我国页岩气气藏深，资源多分布于高山峻岭的偏僻地区，远离消费中心，这都将大大增加采气成本。

　　 今年10月，中石化华东分公司副总经理吴聿元曾对外透露，中石化在重庆彭水县打了四口井，只有一口成功出气，成功率25%，按每口井花费5000万元，仅打四口井就花费2亿元，加上前期其他基础工作投入，好几个亿都投下去了，但一天只能出2万立方米气，“与投入的几个亿比，可能20年也收不回来”。

　　 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。

　　 科技部非常规油气专项组负责人、西南石油大学陈平教授坦言，如果按石油公司现有做法来看，肯定会亏本，而且是亏本很厉害的，但如果是立体式开发、技术进步加上规模化效应的话，则可能会有盈利，但实现盈利的时间会比较长。

　　 此外，页岩气开采的经济性还与气价息息相关。如果气价走低，则页岩气的投资收益将进一步削弱。