由于顶层设计不到位，政策体系不健全，关键技术受制于人，输气管网建设滞后等因素，我国页岩气勘探开发虽然在涪陵页岩气田取得“点上突破”，但从整体来看推进仍十分缓慢。业内人士和专家呼吁，对于作为新矿种的页岩气，国家应以改革的思维将其作为我国能源管理体制改革的切入点，强化顶层设计，激发各类市场主体和地方政府参与勘探开发的积极性，同时加强监管体系建设，加强技术攻关，完善管网体系，从而在面上实现突破。

加强顶层设计新矿种需改革新思维

受访的业内人士普遍认为，页岩气勘探开发中，主要有两方面的利益关系需要国家强化顶层设计加以理顺，一是开发企业与资源所在地的利益分配关系;二是央企的主体开发地位和市场化参与的利益协调关系。

企地关系方面，国土资源业内人士表示，页岩气作为独立矿种，目前采用一类矿产资源管理，矿权的配置在国土资源部，地方上不能介入。虽然搞了两轮页岩气矿权招标出让的创新，但没有改变由国家统一管理、统一配置的模式。

基层认为，这个模式可能会给地方带来不少问题。比如说，矿权出让的时候，往往考虑的是单矿种资源补偿费的价值，而没有考虑资源开发会给地方留下什么样的地质环境后果，没有考虑治理恢复的投入，也没有考虑对生态环境的破坏补偿，而且对资源的就近最大化利用、管线的布局也考虑不足，容易造成资源所在地付出了生态环境、老百姓安置的代价，但是地方获得的“真金白银”却很少，以前石油和天然气的开发都存在这个问题。

专家认为，涪陵页岩气田是央企和地方互利共赢共同开发的典范，但在国家顶层设计上没有相关政策设计对地方利益给予倾斜。专家呼吁，应探索建立页岩气开发主体与资源所在地的利益补偿机制，让地方能分享资源开发的红利。

在页岩气开发中的央企和其他市场主体的关系方面，目前存在着“钱进不去、气出不来”的问题。国土资源部矿产资源储量评审中心主任张大伟认为，制约国内页岩气开发的一大难题便是矿权市场没有得到真正放开。虽然已经搞了两轮招标，但优选优质区块的问题一直没能得到解决。中石油和中石化拥有众多核心优质页岩气区块，但由于精力有限，“两桶油”只在几个点上开展了工作。其他企业想进来只能选择二流、三流的区块，目前开发状况都不理想。

张大伟呼吁，国家层面可探索对页岩气矿权重新洗牌，对于中石油和中石化已经开采的区块、已探明的区块，以及页岩气资源禀赋好，油公司希望自己干的区块，都留给原来的油公司开采，但需事先签订协议，确保在一定时间内在这些区块里达到规定的投资金额。其余区块要拿出来让民营、国有、外资企业参与竞标。

技术标准严重缺乏监管体系亟待建立

一些油气开发监管部门在接受记者采访时表示，当前页岩气勘探开发过程中存在一个重要问题是监管相对滞后，没有建立专门的勘探开发监管体系，大多采用常规天然气的标准来对页岩气进行监管，但页岩气勘探开采方式与常规天然气有很大不同。对此，国家应尽快制定页岩气勘探开发的监管措施和监管机制。

以环保为例，页岩气是一种清洁能源，但在其勘探开发过程中存在不少环境风险，势必对大气、地下水、土壤、植被等带来污染或破坏。首先对水环境的影响。根据美国能源部统计，页岩气单井钻井用水量高达1.5万立方米，消耗大量水资源的同时，压裂液中含有上百种化学成分，回流的压裂液如不能及时处理或造成泄漏，将对地下水产生污染。其次页岩气中含有甲烷，可挥发性有机化合物及其它有害污染物，一旦泄漏，将引发大气污染，如甲烷的温室 气体效应强度至少是二氧化碳的20倍。三是页岩气在开采过程中，由于钻井运输、管道建设中占地植被的破坏，将对当地的生态环境造成负面影响。此外，我国对页岩气的认识和实践基础相对薄弱，而且页岩气地质条件、分布特点、管网基础等存在差异，将面临更多不可知的环境风险。

记者在涪陵页岩气田采访，当地干部群众均表达对环境的担忧，当地群众表示：不知道开采页岩气是否会将地下的有毒有害气体带出来?政府的环保监管措施是否到位?开采单位的环保设施和应急措施是否完善……

一些基层环境执法人员告诉记者，目前没有一整套专门针对页岩气勘探开发的环境评价技术规范，怎样算是清洁开采，是否污染地下水，噪声、安全距离如何划定，对生态植被的影响如何……因此环境监管难以落实。他们举例说，页岩气开采是否污染地下水，需要有1：50000的水文地质调查作为评价基础，但是这些基础调查在页岩气开发前都没有做过，基础数据都没有，也就无法监测地下水的变化。

中国石油大学中国能源战略研究院常务副院长王震等专家指出，在页岩气开采投资主体多元后，许多非油企业和民营资本进入页岩气开采领域，如缺乏自律和监管，再加上污染处理成本高，势必会成倍放大环境风险。以中石化在重庆的勘探为例，钻探一口3000米左右的页岩气水平井，产生了泥浆、岩屑、污水废液等污染，其中泥浆、岩屑500吨左右，无害化处理1吨需1100多元，费用达55万多元;污水废液1万立方米，处理费用600多万元。也就是说，钻探一口页岩气井光环保支出就需数百万元。

关键技术尚需攻关管网建设滞后待完善

虽然涪陵页岩气田在页岩气勘探开发技术上取得了一些突破，但面对千差万别页岩气储藏的地质条件，我国的页岩气勘探开发技术仍显薄弱，对外依赖的局面没有改变，需要集中攻关，构建适合我国地质特点的页岩气勘探开发技术体系。

当前，我国页岩气尚处于起步阶段。从目前来看，对于3500米以浅的页岩气开采，在技术和装备上实现了一定突破。但我国页岩气储藏大多集中在3500米以深的地质层，相应的开采技术和装备还未实现突破。例如，近两年中石化在重庆南川区勘探开发4000多米的井，中石油在重庆大足勘探开发4000多米的井，由于技术、装备不到位，未获得成功。

专家表示，为促进页岩气产业化快速发展，我国应制定政策鼓励自主创新，开展重大科技攻关，同时加强国际合作，通过合资、参股等方式与国外油气公司合作经营，引进、吸收、创新页岩气储层评价技术、射孔优化技术、水平井技术和压裂技术等。此外，设立页岩气开采的技术准入门槛，在页岩气招标过程中，不仅要求中标的企业在注册资本金和企业规模等方面达到要求，也应对企业拥有的有关技术进行考核，考核企业采用技术的先进性和可靠性。

中石化涪陵页岩气分公司副总经理刘尧文表示，输气管网建设滞后也制约了页岩气产能提升。他介绍，根据目前涪陵页岩气田的产能，日产量可达1200万立方米，但现在只能压产能，日产量只有不到900万立方米。刘尧文说，虽然最近从涪陵页岩气田接入川气东送管道的国内首条页岩气外输管道已建成投用，但管道瓶颈制约仍然存在。

业内人士和专家表示，美国页岩气成功开发得益于发达的输气管网，可供我国借鉴。目前，美国本土48个州管线长度近50万公里，其中洲际管道35万多公里，州内管道14万多公里。同时，美国天然气管网设施允许第三方准入，实现了天然气开发和运输的全面分离，对开发商和管道运输商进行不同的政策监管，保证页岩气生产商对管道拥有无歧视准入条件，大大减少了页岩气在开发利用环节的前期投入，降低了市场风险。而我国页岩气资源富集区多集中在中西部山区，管网建设难度大、成本高，不利于页岩气外输利用和下游市场开拓。对此，基层呼吁国家应尽早统筹规划建设页岩气输气骨干管网，并实施管网独立化，对任何一方公平开放，以适应各类市场主体参与页岩气开发对管道的需求。