頁巖氣這塊餅很大，但仍然難以下口。

截至2013年上半年，國內共有頁巖氣勘探井和生產井80余口，其中24口井產氣，日產量1萬立方米以上的高產井只有6口，皆由中石油和中石化完成。頁巖氣**輪區塊中標企業仍處于前期物探階段，未有實際產出。

《國家頁巖氣發展規劃（2011-2015年）》（下稱《規劃》）已出臺一年多，按照規劃，到2015年頁巖氣的目標產量將達到65億立方米，但是在多位業內人士看來，這個數字恐怕難以實現。

國土資源部（下稱國土部）礦產資源儲量評審中心主任張大偉6月在一次頁巖氣研討班上坦承：“面對巨大的成本壓力等問題，勘探速度較預期緩慢。”

“美國一口井一年的平均產量大概是500萬立方米，要實現65億立方米，就要1300口生產井。按照現在一口井大約8000萬元到1億元的成本，就算每口井都能成功，就要1300億元。”中海油能源經濟研究院**研究員陳衛東指出，“要實現頁巖氣規劃的2020年600億-1000億立方米的產量目標，*少需要打2萬口井，就是2萬億元——這不是‘放衛星’嗎？”

或許是風電和太陽能的泡沫殷鑒不遠，頁巖氣的投資巨卷尚未展開，即陷入僵局。國土部地質調查局頁巖氣室主任包書景6月在一次會議上表示，原計劃下半年進行的第三輪頁巖氣探礦權招標推出的區塊數量將壓縮在10塊以內，而非之前預計的超過前兩次招標區塊總和（分別為4塊和19塊），更重要的是，推出時間也較預期延后，*快也要等到年底，且不排除今年擱淺的可能。

儲量誘惑

頁巖氣特指從頁巖層中開采出來的天然氣，以甲烷為主，往往分布在盆地內厚度較大的頁巖烴源巖地層中。

相比常規天然氣，頁巖氣的開采壽命和生產周期更長，可以持續開采30年到50年。但單井穩定日產量為2萬-20萬立方米不等，與常規天然氣單井百萬立方米產量差距較大，采收率也僅有20%-60%。和其他非常規油氣資源一樣，頁巖氣資源豐度低，單位產出的開采成本比常規天然氣要大很多，經濟效率必須依靠技術突破。

盡管開采難度很大，飽受能源危機之苦的美國仍然迎難而上，自1821年鉆探出**口頁巖氣井，經歷了漫長的積累和技術攻關過程，直到2005年開始大規模商業開采，近年來產量更是爆發。2009年，全美頁巖氣產量達到900億立方米，與中國常規天然氣產量相當。當年美國以6240億立方米的天然氣產量，**超過俄羅斯，成為世界**天然氣生產國，一舉逆轉了天然氣消費長期依賴進口的局面。2012年，美國天然氣的凈進口量為1516.4億立方英尺（約合42.9億立方米），是2007年的一半不到。

2011年，美國的頁巖氣產量再翻一番，達到1820億立方米，占其天然氣總產量的28%，十年前該比例僅有2.8%。美國目前生產的非常規天然氣（頁巖氣、致密氣和煤層氣）約占其天然氣開采總量的一半左右，預計到2030年這一比例將會達到65%。21世紀以來美國爆發的頁巖氣**，不僅滿足了國內大幅增長的天然氣消費需求，實現了能源獨立，更動搖了世界液化天然氣市場格局，這一影響還將持續并愈發顯著。

陳衛東認為，天然氣價格因素是美國頁巖氣**的一個重要推動。“在頁巖氣**取得成功以前，美國的天然氣主要依靠進口，價格比歐洲還高，甚至一度達到13美元/mmbtu（百萬英熱單位）。在頁巖氣大規模開發之初，美國國內天然氣價格降至7美元-8美元，與歐洲現在的價格相當。而目前美國氣價只有4美元，今年年初甚至低至2美元。”

北美能源獨立進程為世界所矚目，低廉的能源價格也拯救了美國的化工等行業。這個故事對“缺油少氣”的中國來說誘惑力十足。盡管需求增長強勁，中國在國際天然氣市場上的價格談判卻不占優勢，非常規天然氣的勘探開發也由此被認為是彌補常規天然氣產量不足的重要出路。

更令人興奮的是，根據美國能源信息署（EIA）2011年的統計數據，當前全球頁巖氣技術可采儲量為189萬億立方米，其中，中國頁巖氣儲量為36.1萬億立方米，居世界**。

然而，專業人士對這個“世界**”充滿懷疑。首先，EIA的儲量評價未包括中東、俄羅斯和中亞等地區，因為這些地區有非常豐富的常規天然氣資源，還未進入討論非常規油氣的階段。

2011年，國土部設置了“國內頁巖氣資源潛力調查評價及有利區優選”項目，將國內陸域分為上揚子及滇黔桂區、中下揚子及東南區、華北及東北區、西北區、青藏區五個大區，并優選出總面積為111萬平方公里的180個有利區。評價結果同時得出，除了青藏區，中國頁巖氣可采資源潛力為25萬億立方米，大于陸域常規天然氣22萬億立方米的可采資源量，也高于美國24萬億立方米的頁巖氣資源量。

不過，中國中化集團公司總地質師李丕龍認為，從中國頁巖氣評價區的地理構造位置看，“這一可采資源量數據的科學性仍令人難以置信”。有專家估計，中國的頁巖氣可采資源量為10萬億-12萬億立方米。

當前中國頁巖氣研究主要集中在頁巖氣聚集條件、資源潛力和有利區評價方面，國內頁巖氣資源潛力尚不清楚。2011年末《規劃》制定之前，國土部共打了100口地質淺井和50口調查井，數量上并不能支持扎實的資源基礎評價。研究表明，并非所有的泥頁巖中都能發現具有工業價值的天然氣。

資源量是由地層地質資料計算得出的潛在資源數量，而具備一定勘探程度的資源量才能作為資源儲量，可在現行經濟技術條件下供企業近期或中期開采。中石油西南油氣田公司的一位工程師認為：“油氣產業的發展不能以資源量為基礎，用它來做發展規劃基礎并不牢靠，不確定性風險太多。中石油制定的頁巖氣規劃，是根據探明儲量來做的開發方案。”隨著勘探程度的深入和技術的突破，儲量才能越來越接近資源量。

由于直接的頁巖氣井筒資料較少，目前多數研究主要借用常規油氣勘探資料數據、煤層氣和固體礦產勘探資料數據。國務院研究室綜合司副司長范必指出了國土部的難處：“出于成本的考慮，國土部把公益性的地質勘查工作交給了‘三大油’，中石油、中石化掌握了大量的地質勘查資料，但沒有把這些資料完整地交給國土部。”他指出，在這樣的情況下，國土部通過**調查掌握頁巖氣資源分布的難度很大。

在對國內范圍內頁巖氣資源尚未展開統一**的地質勘探和資源普查的情況下，國土部分別于2011年和2012年進行了兩輪頁巖氣區塊招標，在石油企業已登記的礦權區之外的空白地區，劃出了21個目標區塊。

在此之前的2009年，國土部啟動并實施的《中國重點地區頁巖氣資源潛力及有利區帶優選》項目，**設置了五個頁巖氣探礦權，鼓勵石油企業在已登記的油氣探礦權區塊內開展老井復查和勘探。同年，云南滇東北頁巖氣區塊獲得國土部批準，成為中國頭個頁巖氣探礦權區塊。

2009年11月，美國總統奧巴馬**訪華，中美簽署了《關于在頁巖氣領域開展合作的諒解備忘錄》，就聯合開展資源評估、技術合作和政策交流制訂了工作計劃。2009年12月，中國**口頁巖氣井——位于四川威遠的“威201井”開鉆，2010年8月試氣獲得成功。

包書景向財新記者介紹，目前國內共有26個頁巖氣區塊，包括在傳統油氣區內申請批準的5塊、**輪招標的兩塊和**輪招標的19塊?，F在真正進入實務工作量的，只有審批的5塊和**次招標的2塊，常規油氣區或者是煤層氣區塊也有公司在開展勘探，主要是中石化、中石油、中聯煤層氣有限責任公司（下稱中聯煤）和延長石油。

目前中國頁巖氣勘探開發主要集中在四川盆地及其周緣、鄂爾多斯（6.93， 0.00，0.00%）盆地、遼河東部凹陷等地。其中中石油在其川南、滇黔北部礦權區內優選了威遠、長寧、昭通和富順-永川四個有利區塊；中石化在黔東南、渝東南、鄂西、川東北、泌陽、江漢、皖南等地進行勘探活動，優選了建南和黃平等有利區塊；中海油在皖浙等地區開展了頁巖氣勘探前期工作，以非常規天然氣作為陸域油氣資源開發的切入口。

據中石油勘探與生產分公司新能源處處長雷懷玉透露，中石油計劃在2013年-2015年鉆水平井122口，投產113口，到2015年完成頁巖氣商品氣產量15億立方米，日產氣量538萬立方米；2020年實現頁巖氣產量200億立方米，2030年達到500億立方米的目標。中石化則計劃到“十二五”末新增頁巖氣探明儲量500億立方米，實現頁巖氣年產量1.3億立方米，就地利用量1.0億立方米。顯然，不管《規劃》中的頁巖氣產量目標能否實現，“三桶油”尤其是中石油的角色，都是壓倒性的舉足輕重。

不曾撕開的口子

這樣的發展態勢，有違國土部匆忙上馬頁巖氣區塊探礦權招標的初衷：打破中石油和中石化對油氣區專營權的壟斷。

按照當前的格局，參與頁巖氣勘探開發的企業主體大致可以分為四個陣營：以中石油、中石化、中海油和延長石油為代表的傳統油氣公司，以中聯煤、河南煤層氣公司為代表的非常規氣公司，以華電為代表的電力企業，以及地方能源和城建投資平臺。

長期以來，中國可供油氣勘探的區域幾乎全被“三桶油”占據，頁巖氣資源中77%的有利區塊面積、80%的資源潛力處于幾大油企現有油氣資源區塊內。國土部試圖通過選出具有頁巖氣資源的空白區塊放開招標，設立頁巖氣獨立礦種進行單獨管理，其*大意義就是希望在油氣領域撕開一個口子，允許多種主體進入，讓煤炭、發電等能源企業、地方政府投資平臺、民營企業等非傳統油氣開發商分食頁巖氣開發的蛋糕。

2011年12月，國務院批準頁巖氣為中國第172種礦產，其勘探開發不再受油氣專營權的約束。當年的6月27日，國土部進行了頁巖氣探礦權**招標，中石油、中石化、中海油和延長石油、中聯煤、河南煤層氣等六家國有企業受邀競標四個區塊的探礦權。但這些坐擁傳統油氣專營區的企業明顯積極性不高，有兩個區塊流標，只有中石化和河南煤層氣中標了兩個區塊。

與**輪頁巖氣探礦權招標相比，2012年12月的**輪招標進一步放開，對投標企業只要求注冊資金3億元以上，不具備天然氣勘查資質的企業可以與當地地質勘探單位合作，且沒有國有、民營的身份限制。該輪招標**生19個區塊、16家中標候選企業，其中央企6家、地方國企8家、民營企業2家。

國土部近日有消息稱，**輪頁巖氣探礦權招標的企業，大部分已完成總體方案設計、調查評價和地震方案設計等前期工作，即將**進入地震和鉆探施工階段。然而行業內仍對這些區塊并不看好。

陳衛東認為，從勘探上來說，現在好的區塊都在中石油、中石化手里，在傳統油氣礦區之外的空白區塊很難有豐富產區。包書景也表示：“一般來說沒有常規油氣的地方，有頁巖氣的可能性也小一些。凡是有常規油氣的區域，一定會有非常規油氣，而且是常規油氣越豐富，非常規油氣也越豐富。”

更好的頁巖氣資源被擁有油氣專營區塊的中石油、中石化所占據，這直接導致了傳統油氣企業對國土部掛牌招標的區塊興趣甚微。

2012年11月，國土部發布《關于加強頁巖氣資源勘查開采和監督管理有關工作的通知》（下稱《通知》），希望針對頁巖氣區塊可能出現的“圈而不探”的問題進行監管。

《通知》中明確，“石油、天然氣礦權人可在其礦業權范圍內勘查、開采頁巖氣，但須依法辦理礦業權變更手續或增列勘查、開采礦種，并提交頁巖氣勘查實施方案或開發利用方案?？辈橥度氩蛔?、勘查前景不明朗但具備頁巖氣資源潛力的區塊，現石油、天然氣探礦權人不開展頁巖氣勘查的，應當退出區塊，由國土部依法設置頁巖氣探礦權。”

上述規定劍指傳統油企油氣專營區中的頁巖氣資源，但油企不買賬。中石油西南油氣田公司的一名工程師向財新記者坦承：“油公司不想做的區塊，**不是好的區塊，都是難啃的骨頭，存在打出來‘干井’的可能。它們招標出去的風險會更大，對不搞油氣的公司門檻會更高。”

“為什么中石油也只在四川盆地選擇兩個*容易開采的區塊？四川盆地有40多萬平方公里，但我們只在1萬多平方公里的區塊里干。我們肯定先吃肉，然后再去啃骨頭，如果讓我們退出，我們肯定是拿骨頭出來。”上述中石油西南油氣田的工程師稱，“這個政策實際上是促使我們把資源質量差的區塊拿出來，砸碎骨頭找骨髓，要么把那些企業搞垮，要么打亂了大公司的勘探程序。”

另外，從客觀地質情況和技術角度看，設置獨立礦種獨立開采的設想確也值得商榷。中石油勘探研究院專家室副主任馬家驥認為，在一個地質垂直截面上，往往存在多個儲氣層，有常規的也有非常規的，實際勘探開采中很難進行劃分。包書景則提出了監管上的問題，“頁巖氣和煤層氣、常規天然氣的成分基本都是甲烷，到時候氣打出來了，是不是頁巖氣也不好說，資料上做假也不容易發現，很難監管到井口。”

“鱷魚進去，壁虎出來”

無法打破“三桶油”既有壟斷是一方面，讓包括“三桶油”在內的頁巖氣開發人望而卻步的，是技術經濟可行性難題。

美國頁巖氣勘探開發的歷程證明，規模布井、水平井和分段壓裂技術是實現突破的關鍵。中國的直井技術已經在常規天然氣勘探開發中獲得了成熟應用。包書景指出，由于頁巖儲層比較致密，比常規天然氣資源豐度低、氣量少，要用水平井分段壓裂，才能使滲透率低的油氣通過人為壓裂把小空隙連接起來，擴大空隙釋放氣體。

資料顯示，目前美國頁巖氣開發鉆井中水平井占90%以上，僅2011年全美新增頁巖氣水平井超過1萬口。

“多級清水大注入量壓裂”是實現頁巖高密度破碎的關鍵。美國有85%的頁巖氣井組合使用水平井和多級壓裂技術，壓裂段級多為20級-30級。而中國僅在四川盆地內部有幾口水平井多級壓裂取得成功和高產突破，例如中石油的“寧201-H1”和“陽201-H2”水平鉆井、中石化的“彭頁HF1”等，但整體上壓裂段級數只有十多級，關鍵技術與設備材料需要依賴進口。

馬家驥向財新記者透露，盡管中石油和殼牌公司在四川盆地的區塊的水平井取得了成功，獲得較高產量，但是諸如“旋轉導向”鉆頭等應用在水平井上的關鍵的技術仍需要向外國第三方油服公司購買，價格不菲。

李丕龍亦指出，美國Barnett和Marcellus等頁巖氣水平井鉆井的單井成本折合人民幣約為1200萬元-2500萬元，壓裂工程成本與鉆井成本相近，每立方米勘探開發成本為0.30元-0.38元人民幣。相比之下，中國頁巖氣鉆井成本太高，每米進度為1.1萬元-1.5萬元，多級壓裂成本每井次在2000萬元以上。

2012年，中石油和殼牌合作的“陽201-H2”頁巖氣井單井日測試產氣量一度達到43萬立方米，長寧-威遠頁巖氣***產業示范區的“寧201-H1”井測試初期日產量也在12萬立方米以上；中石化在涪陵頁巖氣開發示范區的**口井“焦頁1-3HF”，初始日產氣20萬立方米，穩定產量在11萬立方米。

頁巖氣井開發初期的日產量固然喜人，但仍需經受生產規律的考驗。美國石油工程協會的研究報告表明，按照美國頁巖氣開發的經驗，水平井初始日產量為6萬-30萬立方米，一年后將下降65%-80%，**年下降35%-45%，第三年下降20%-30%，之后在每年5%的下降幅度水平上持續穩產25年-30年，經濟開發極限為單井日產量2800立方米。

另外，雖然中國南方地區具有與美國東部盆地相似的頁巖氣成藏地質條件和構造演化歷史，均屬于古生代海相沉積盆地，但客觀的地質條件差異，也使得中國的頁巖氣開采比美國有更大的難度，需要付出更高的成本。

中石油集團咨詢中心的一位專家在接受財新記者采訪時指出，由于地質條件和技術水平掣肘，加上整體作業效率低，在美國，垂直段3公里、水平段3公里的水平井，大約需要28天可以完成，而中國垂直段3公里、水平段1公里的水平井要打60天。

包書景總結道：“2000多米的直井井深加上1公里的水平段，到開發階段美國平均每口井的鉆井、完井和壓裂成本大約是260萬美元，我們現在高的差不多要1億元人民幣，低的也要8000萬元左右，比美國2倍還要多。”

中國天然氣田的管網價格受到發改委的管控，而目前產出的商品頁巖氣將就近并入天然氣管網，按相同價格水平銷售，其中川渝氣田工業用氣的門站價格為1.5元/立方米。中石油多位專家透露，目前該公司開采出來的頁巖氣，每立方米核算下來有0.6元的虧損。因此，即使占據著*好的區塊，但中石油、中石化對頁巖氣的態度非常謹慎——如果不用“消極”一詞的話。

“一個不完全的統計，美國頁巖氣**的這五年，就有1600億美元的投入。”陳衛東認為，開發頁巖氣是要靠打井堆出來的，由于鉆井費用高昂，當前國內的投資能力并不能維系大規模的勘探開發。“無論從技術準備還是天然氣價格上看，‘三桶油’內部都認為頁巖氣開發的時機還不成熟，還處于做技術準備的階段，等待經濟可行。”他說。

一位熟悉油氣領域的投行人士亦向財新記者表示：“大油企在頁巖氣上沒有太多動力，它們有更好的投資機會，會優先開發常規氣田和致密氣等風險低的好項目。”

7月初，中石油曾表示，其在“十二五”期間將“優先發展致密氣，積極發展煤層氣，穩步發展頁巖氣”，將頁巖氣放在非常規天然氣布局序列的末位。前述西南油氣田的工程師解釋說，傳統石油公司會根據自身的勘探發展業務的需要，從常規到非常規、從易到難，這是油氣行業一以貫之的發展思路。

美國開始在頁巖氣上發力，肇始于常規天然氣的開采程度已經很高，資源潛力下降。馬家驥指出，美國常規天然氣的開發程度已經超過50%，而中國還沒有到這個階段，常規天然氣的開發程度只有10%左右，開發常規天然氣的收益更好：同樣是打一口井，開發常規氣的鉆井技術已經成熟，鉆井成本比頁巖氣井低，產量卻是頁巖氣的很多倍。

為調動企業的積極性，財政部與國家能源局2012年11月出臺了針對頁巖氣開發利用的補貼政策，今后三年，中央財政對頁巖氣開采企業給予每立方米0.4元的補貼。不過，按照政策中的表述，只有開發出來的頁巖氣才能獲得補貼資金，然而目前多數區塊尤其是**輪招標的區塊仍處于勘探初期。“只有產出氣才有補貼，但是勘探前期投入很大，很難撐到產氣的那**。”陳衛東表示。

這種謹慎態度，似乎也傳染到了那些國際能源巨頭身上。與中國油氣企業簽訂有頁巖氣開發合作意向的外國公司包括殼牌、?？松?美孚、新田、康菲和雪佛龍，但目前取得勘探和產量成果的只有殼牌和中石油合作的項目。中石油和殼牌分別以51%和49%的出資成立合資公司，在四川富順-永川合作區塊勘探開發，并進行產品分成，殼牌承擔了主要的投資成本和勘探風險。據殼牌中國知情人士介紹，殼牌每年在中國的非常規油氣區塊投資規模為10億美元。

目前看，對頁巖氣開發投資仍明確保有積極態度的，似乎只有具備雄厚資金實力的非油企國有公司，比如以華電集團為代表的發電企業（詳見輔文“電企頁巖氣冒險”）。對那些意圖進入天然氣上游拓展業務鏈的地方能源國企和能源投資平臺來說，資金壓力巨大。按照標書，**輪招標出讓的19個區塊，需要三年內投入128億元的勘查資金。

以17.35億元中標重慶黔江頁巖氣區塊的重慶市能源投資集團公司，是**輪招標的“標王”。但是因其業務領域寬泛，捉襟見肘的資本支出恐怕難以支撐其“嘗鮮”頁巖氣的沖動。2012年該公司的資本支出總額為57億元，而未來三年其各項業務板塊的在建和擬建項目總投資超過400億元，將面臨較大的資本支出和融資壓力。

**輪招標對投標企業的實力要求，只占評價考量因素的很小一部分，而計劃資金投入量和勘探開采方案等占據了80%的權重。據了解，招標探礦權的有效期為三年，需要完成承諾勘探儲量和投資額，但對產氣量并無要求。為了保住礦權，有可能存在盲目投入或者超前投入的風險。

未來發展方向

晚至20世紀80年代，中國地質學家才開始注意到富集于泥頁巖中的油氣藏，2004年，中國地質大學與國土部油氣資源戰略研究中心合作，對北美頁巖氣開發進展進行跟蹤。這種“全新的傳統能源”在2010年后成為中國產業界一大熱點，除了美國榜樣的力量，還歸因于國內上下保障能源供應、改善能源構成的迫切需要。

2012年，國內天然氣產量1077億立方米，較上年同期增長6.5%；天然氣進口425億立方米，同比攀升31.1%，天然氣對外依存度達到了28.9%——這一比例在2007年只有2%。2010年天然氣占中國一次能源消費的比例為4.4%，遠低于全球23.8%的水平。按照能源發展“十二五”規劃，到2015年，天然氣在一次能源消費中的比重將上升到7.5%。

盡管頁巖氣看上去很美，但實現目標仍得依靠常規氣。中石化勘探開發研究院咨詢委員會副主任張抗指出，現階段仍要把常規油氣的增儲上產放在首位，不能主次倒置。“非常規資源的開發應首先在老油氣區、經濟較發達地區實施，因為老油氣區不僅有相當精細的地質和烴源巖資料，也有較為完備的勘探開發基礎設施，經濟發達地區的市場需求也創造了就近利用的條件。”他認為，“‘十二五’頁巖氣發展規劃不應對頁巖氣產量設定過高目標，而應該對頁巖氣資源勘探提出較高目標。”

埃森哲大中華區董事總經理楊葳［微博］認為，美國的頁巖氣之所以能夠實現經濟開發，是因為這個行業形成了一個生態圈，美國活躍的經濟制度環境刺激了生態圈里每一個價值鏈上的運作者，并能夠實現共贏合作。

與中國不同，美國80%以上的頁巖氣由中小公司生產，而非傳統油氣巨頭。2005年美國頁巖氣生產商有23家，2007年增加到64家。中小公司迫于高成本壓力，不斷進行技術革新，成為美國頁巖氣開采技術快速進步的主要動力。

陳衛東介紹說：“美國一開始掌握技術的都是小公司而不是大公司，因為它們的投資回報模式不一樣。它們的頁巖氣開發更像一個連續生產的過程，打出點氣就接到管網出來賣，有了錢繼續打，它們的勘探、開發和生產階段是連續而重疊的。”

美國從區塊準入、勘探、服務、生產到消費等各個環節，企業都能隨時進入和退出，無論是大公司還是小公司都能實現價值。“從美國的歷史上來看，常規的能源資源開發到一定程度的時候，大的石油公司認為沒有太多的價值了，可能就把油田賣掉離開。但獨立的石油天然氣公司還會繼續在這個常規的資源層級繼續開發或者勘探，去尋找更多的價值，并在進一步的勘探中找到頁巖氣。”埃森哲清潔能源研究專家梅麗莎·斯塔克（MelissaStark）表示。

對于現行由國土部牽頭招標、分區塊吸引地方企業和民營企業進入的頁巖氣開發模式，國務院研究室綜合司副司長范必認為，從能源行業改革來說，是打破壟斷的很有意義的事情。不過厚樸投資管理公司董事長方風雷則認為，兩輪招標后仍未見成果，證明這種由政府主導、中小型企業進入的辦法效果并不好。他對財新記者分析，美國頁巖氣發展依靠的是私營企業尤其是小企業**的力量，但中國不具備這樣的條件。一方面，中國的私營企業規模太小，投資和風險承受能力差；另一方面，中國資本市場不配合，融資受各方限制。

“比較容易見效的辦法，應當是由國家出錢，按上世紀80年代搞中海油或者當年大慶會戰的辦法，由國家立法和統領，設立開放式公司制的國家公司。”方風雷說，“這個國家公司可實行股份制，讓民企和外資進來，中石油、中石化也可以入股。”

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成本“壓力山大” 頁巖氣躍進遇阻

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