记者从近日于上海举办的ECF国际页岩气论坛上获悉，目前我国已成为全球除北美地区外，唯一成功实现页岩气商业开发的国家。我国页岩气发展前景广阔，但因缺乏全局性的管理机构、发展规划与政策引导，行业内仍存在监管规范缺失、企业圈而不采等多重问题，市场的全面开启，仍待顶层政策指引。
我国页岩气开发取得阶段性突破
源自于美国的“页岩气革命”对全球能源消费格局产生了深远的影响。我国自2009年开始勘探页岩气，目前已取得多项突破。
国土资源部数据显示，我国页岩气可采资源量25万亿立方米，位居世界前列。在页岩气的勘探、开采方面，以“两桶油”为代表的市场参与者均取得了不俗的成绩。
中石化2014年、2015年提交页岩气储量分别为1067亿立方米和2738亿立方米;实现了我国首个大型页岩气田的规模开发，其在涪陵礁石坝区块2014年页岩气产量10.8亿立方米，占全国产量的70%;预计2015年、2017年、2020年将分别形成50亿、100亿、130亿立方米产能。
中石油今年加大了页岩气勘探开发力度，相继在长宁威远和昭通等地区进行产能建设，提交了1600多亿立方米新增储量。截止到8月27日，在新探明储量的地区内，平均日产页岩气362万立方米。
此外，延长石油在鄂尔多斯盆地陆相地层30多口井钻获页岩气流。中国地质调查局在柴达木盆地陆相地层也钻获页岩气。
国土资源部矿产资源储量评审中心主任张大伟介绍，国土资源部先后通过两轮招标方式出让21个页岩气区块，已投资25亿元以上，多数区块完成二维地震，少数区块施工探井，在重庆南川、黔江、城口、贵州岑巩、湖南龙山、河南中牟等地均获得较好的含气显示。
从勘探技术来看，中国已基本掌握了页岩气地球物探、钻井、测井、完井、压裂改造等技术，具备了3500米以浅水平井钻探及分段压裂能力，少数页岩气钻井深度超过5000米。
与此同时，水平井成本不断下降，施工周期不断缩短。“单井成本从2011年的1亿元，下降到5000-7000万元，钻井周期从150天减少到70天，最短46天。”张大伟说。
从单井产量来看，以中石化涪陵项目为例，据中石化石油工程技术服务公司特种作业事业部副主任薛承瑾介绍，气田单井日产量平均超过30万立方米，远超美国页岩气的平均单井产量9000立方米的水平。
产业发展面临“自上而下”多重考验
上述成绩与政府强有力的支持密不可分。自2009年以来，国土资源部、发改委、环保部、财政部、国家能源局共发布12项页岩气相关政策和措施，四川、重庆、贵州、湖南等都高度重视页岩气的发展，四川省把页岩气作为五大高端成长型产业之一，加快发展。
另一方面，页岩气在我国起步至今，其积累的众多陈疾也正困扰着产业发展。
据与会专家介绍，目前表现最为突出的主要集中在以下三个方面：
首先是缺乏顶层设计。美国是由五个部委成立非常规领导小组，统筹全国的页岩气发展。“中国至少有9个部委在管理着页岩气，尽管他们都非常积极，但是各自为战，尚未形成我们国家统一的页岩气发展规划和页岩气具体的工作方案。”张大伟表示。
第二是，区块投放和投入少。国土资源部数据显示，四川盆地、川南和川东七万多平方公里，是我国页岩气最好的地方，但是在这一区块的勘探面积不足3000平方公里。
“以登记的页岩气矿权最多的中石油为例，从其上游油气勘探总投入比例分析，主要精力仍集中在常规油气勘探。”中国华电集团清洁能源有限公司项目合作事业部总经理杨介绍。
第三是，现在的有关部门倡导的示范区，重复分散。据张大伟介绍，国家能源局在礁石坝、长宁、陕北设立了示范区，国土资源部在贵州的黄平、礁石坝、陕北设立示范区，但是这些示范区只是给了个牌子，没有具体内容，示范什么，谁来总结，总结出来的成果也没有系统的梳理。
除此之外还有价格、监管体制以及投融资问题都没有很好的解决。
专家呼吁应从顶层设计着手激活页岩气市场
对于行业未来的发展，与会专家及业内人士一致认为，中国页岩气发展到现阶段，已不是单个部门、地方政府及企业所能统筹协调和推进的。必须从国家层面进行顶层设计和全面推动。
国务院发展研究中心原党组书记、副主任陈清泰此前在重庆调研时，就曾公开指出，应将页岩气勘探开发上升为国家战略，形成政府主导，中央与地方、企业与地方合力推进的格局。
“要总结在页岩气勘探开发上的成功案例，为大规模开发利用打好基础。”陈清泰认为。
国土资源部资料显示，我国最为成功的页岩气勘探开发的项目都在四川盆地及周缘，这一地区占我国页岩气资源的70%以上。
从企业的角度来讲，薛承谨认为，从制度立法和体制机制上切实有效保障页岩气工程和非常规页岩气发展，是摆在首位的需求。只有立法与制度规范明晰，有法可依，体制顺畅，企业才能“有底气”地规避与预防各个层面对页岩气开发的干扰阻挠，在行政审批和环评等各方面得到明确指引，提高项目推进效率
