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　　“三桶半油”占据八成资源？

　　更多的人把矛头指向“三桶半油”——中石油、中石化、中国海洋石油总公司(下称“中海油”，以及陕西延长石油(集团)有限责任公司(下称“延长石油”)。

　　“此前，对于油气资源的开发，国务院批准的只有‘三桶半油’。”国土资源油气部门的一位官员直言，除此以外，其他企业不允许勘探开发石油天然气资源。

　　页岩气被定为独立矿种之后，打破了管制，但没有打破资源垄断。

　　在前两轮页岩气招投标过程中，很少见到“三桶半油”的身影，即便出现，他们的报价也不高。当时，就有传言指出：“凡是有常规油气的地方就有非常规油气，所以，当前80%左右的页岩气资源都在‘三桶半油’尤其是中石油、中石化手里，他们对招标并不热衷。”

　　“第二轮招投标拿出来的区块都是回避与‘三桶半油’重叠的区块，都是二三流的区块，很难有成果。”一位油气行业人士认为，页岩气要启动大规模开发，唯有动“三桶半油”的奶酪。

　　国土资源部的官方材料显示，目前，我国页岩气技术可开采资源量为25万亿立方米，其中，油气矿业权区(即与中石油、中石化、中海油、延长石油4家油气企业油气矿业权区重叠的区域)的资源量为20万亿立方米，占80%；油气矿业权区外的页岩气可采资源约为5万亿立方米，占20%。

　　2011年国土资源部油气资源战略研究中心做出的报告显示，目前我国页岩气资源有利区中，上扬子及滇黔桂地区最为丰富，其中又以四川盆地及周缘为最；华北及东北区次之，其中又以鄂尔多斯盆地为佳；在中下扬子及东南区，中下扬子的页岩气资源最为丰富；在西北区，以塔里木盆地的页岩气资源为最。

　　页岩气资源有利区，恰恰是“三桶半油”大型油气田部署区域。如鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地等最优质的区块，都是中石油最重要的常规天然气产地。

　　那么，这些已登记区块中的页岩气探矿权究竟是归“三桶半油”，还是另行安排？

　　“原有探矿权的企业可以优先获得作业区内新发现矿种的探矿权，企业只需要在国土部门申请变更勘探矿种或新增矿种即可。”国土资源部地勘司的一位负责人告诉《中国经济周刊》，这是国土资源部现行的政策。

　　如此，“三桶半油”碗中的肥肉无人能动。“当初国家将页岩气设为独立矿种，就是为了打破‘三桶半油’的垄断，如今，面对‘三桶半油’已登记的矿区重叠区块，国土资源部既不说资源是你的，也不说不是你的。所以，他们就理所当然地登记开发起来。”一位国企负责人对此表示很无奈。

　　早在2010年，国土资源部就曾向“三桶半油”配置了5个页岩气区块，面积达3.4万平方千米，比两轮探矿权招投标的区块总面积还多。如今，中石油已建设了两大国家级页岩气示范区——长宁威远示范区和云南邵通示范区；中石化已经在四川盆地的建南、元坝、涪陵区块进行勘探；中海油在安徽拿下一个4839平方千米的页岩气区块；而延长石油已在鄂尔多斯打下了20多口探井。

　　这些页岩气区块都是“三桶半油”通过登记获得的，是常规油气矿权登记做法的延续。

　　在两轮招投标之后，6月24日，国土资源部矿产资源储量评审中心主任张大伟透露，第三轮页岩气招标已经在筹划当中。但一位央企的研究员说，空白区块已经不多，如果不放开最核心和主要的区块，页岩气市场化将无法持续。

　　国土资源部的一位内部人士向《中国经济周刊》透露：“我们准备了一些资源，但要企业有承担风险的思想准备。”至于第三轮招投标是否会放开“三桶半油”已登记区块？他摇摇头说，这要看上面的规划。

　　“三桶半油”缺钱更缺积极性

　　事实证明，中国的页岩里不是不出气。在2013年6月国土资源部组织的内部培训会上，国家页岩气研发试验中心副主任刘洪林透露，在勘探开发试验的页岩气井中，中石油威201H1井日产气15万立方米，富顺—永川区块阳201—H2井日产气43万立方米；中石化焦页1HF井日产20.3万立方米，元坝21井日产50.3万立方米。除此之外，中石油、中石化区块的多口井出现高产气流。

　　“虽然中石油、中石化开采出来的还不是可供商业化开发的稳定气流，但足以令人兴奋。”一位央企油气研究人员告诉《中国经济周刊》。

　　然而，与“三桶半油”拥有的丰富资源相比，他们过去3年在页岩气上的推动力度令人失望。目前的129口探井虽然基本来自开发较早的“两桶油”及延长石油，但三年打100多口井，总投入资金大约只有100亿元人民币，只能说进展缓慢。“而在美国，开发页岩气的现金流在2005年就达到1600亿美元。”一位业内人士向《中国经济周刊》。

　　一位在“三桶半油”工作过30年的研究人员告诉《中国经济周刊》，对于开发页岩气，“三桶半油”没有积极性。“作为担负着更多社会责任的央企，他们对于风险投资更加谨慎。”

　　上述研究人员指出，“大型油气公司的常规投资模式是高风险、高投入、高回报”，页岩气虽然是高成本、高风险，但利润空间十分有限。尽管2012年11月财政部和国家能源局下发通知，2012—2015年的中央财政补贴标准为0.4元/立方米，但这个额度仍然不足。

　　该研究人员认为：“‘三桶半油’在传统天然气上都做不过来，怎么会将重心转到贫矿上？”

　　一位民营油气企业负责人指出，“三桶油”缺钱，“它们铺了那么多管道，在国外并购了那么多企业，现金流不足，资产回报也在不断下滑”。

　　根据去年年底国资委[微博]对央企负责人经营业绩考核暂行办法的修订，央企负责人任期考核将不再盯着主营业务的增长率，而更加注重总资产周转率、经济增加值等质量和效益指标。这就意味着，央企要改掉以往追求规模扩张和眼前利益的做法，并考虑每一步投资的效益。不能带来丰厚利润的页岩气，如何能得到面临业绩考核的“三桶半油”的青睐？

　　如此，中国页岩气开发便成了“墙里开花墙外香”，墙外的人拼命想进来分一杯羹，墙里的人看到的更多是风险和薄利而不愿开发。

　　成本、市场和页岩气的未来

　　“中国希望在政府的主导下，很快复制美国页岩气革命，我看没那么简单。”中海油能源经济研究院首席能源研究员陈卫东向《中国经济周刊》表示，美国页岩气革命成功主要有两点，第一，降低成本，让页岩气具备商业化的条件；第二，让社会资金持续进入。

　　降低成本，首先要解决技术问题。

　　上述国土资源部内部的研究人员向《中国经济周刊》作了这样一个测算：如果你投入1亿元打一口水平井，一口水平井日产1万立方米页岩气，每立方米气挣1元，那么一天挣1万，一年挣360万，26年才能回收成本。一般来讲，开发周期为20年，那么，这口井投资就是失败的。但是，如果一口井你只需投资5000万，日产气2立方米，6年后，你就能收回成本了，之后的十几年，单井每年就能赚几百万甚至上千万元。

　　对此，有些企业负责人不以为然。“无论是水平钻井技术还是分段压裂技术，都是现成的，如果我们不会用，我们还可以请国外的人来做，这些都不是问题。”

　　这些年，涉足页岩气开发的企业或通过海外并购，或通过聘请外国专家，以获取页岩气的开采技术。

　　然而，由于中美地质条件不一样，从美国引入的技术，未必能照搬到中国应用。今年6月，美国能源安全委员会高级顾问盖尔·拉夫特接受中国媒体采访时表示，很多页岩气开发的基本问题还没弄明白，美国的压裂技术在美国大部分页岩中效果良好，但在波兰就完全不行。“如果你拿到中国，结果可能又不一样。”

　　此外，美国技术还带来了一系列环境和地质问题。水力压裂技术是目前应用比较广泛的页岩气开发手段，主要以高压液体注入钻井，使岩层裂开，再以高压液体中的支撑剂保持住裂缝，使其成为油气导向钻井的高速渗透通道。长江工作委员会长江科学院副院长陈进接受《中国经济周刊》采访时曾表示，页岩气开采需要大量的用水，如果不提高水的重复利用率，对当地的水资源状况肯定会产生一定的影响，“没有哪一个地方能承受如此大的用水量”。

　　盖尔也指出，美国近年突然发生了很多奇怪的地震，它们都发生在以往没有发生过地震的地方，很多人就怀疑这和水力压裂有关。“我们仍然在学习曲线上，解决这些问题，来日方长。”

　　历经30年页岩气开发的美国都需要学习，更何况是蹒跚学步仅3年的中国？

　　“这是一种技术、经验、技巧的组合，是一种积累。”陈卫东说，美国是依靠高效运作的市场环境和企业家精神来实现的。

　　但上述油气业内人士指出，这一点在“三桶半油”身上可能无法体现。“石油价格很高，不讲究成本，相比而言，页岩气很讲究成本，讲成本就要创新。‘三桶半油’更多的是需要资源垄断，而不是依靠创新。”

　　上述民营油气企业负责人认为：“‘三桶半油’什么都自己干，它的成本必然是高的。未来页岩气能否实现商业化，关键看是否能够利用市场，整合市场资源。”

　　“单纯依靠‘三桶半油’的投资，对页岩气发展来讲是杯水车薪。”上述国企负责人告诉《中国经济周刊》，中国页岩气要发展，必须引入社会资金，而且是源源不断的社会资金。

　　而且，必须真正放开资源，实现页岩气的市场化。一位大型国企内部人士无奈地说：“以当前形势来看，未来三五年甚至更长的时间，中国页岩气开发难以形成规模，而中国的‘页岩气革命’也只是个泡影。”

　　但从长远来看，即便是将资源完全市场化放开，资本初期投入大、开发成本高、回收周期长的页岩气开发，仍然令PE/VC(私募基金/风险投资)望而却步。无论是国企还是民企，他们都面临同样的困境，成本降不下来，越多的资本进入，也意味着背负巨额债务的页岩气开发企业会越来越多，债务危机意味着更大的风险。

　　如果有一天，中国企业能破解本土地质钻井和采气的技术难题，并在技术完善的基础上不污染环境、不影响地质活动，进而优化中国的能源结构、创造良好的市场效益，那个时候，才是中国“页岩气革命”到来之时。