非常規(guī)能源資源開發(fā)對中國能源的影響

劉學軍 趙運興

（云南大學 國際關(guān)系研究院，云南 昆明 650091）

一、中國能源現(xiàn)狀

常規(guī)能源主要包括煤炭、石油和天然氣等。2017年，中國原油產(chǎn)量約為380萬桶/日，進口量約為710萬桶/日，原油對外依存度達到65%以上。到2022年原油產(chǎn)量預(yù)計為350萬桶/日，進口量為950萬桶/日，對外依存度將達到73%。［1］2016年天然氣消費2040億立方米，比2015年增長了6.5%，占一次能源消費比重升到了6.2%；天然氣產(chǎn)量約為1378億立方米，同比增長3%；天然氣進口量為733億立方米，同比增長19%，［2］天然氣對外依存度達到36.6%，頁巖氣全年產(chǎn)量接近70億立方米。非化石能源消費增長8.9%，占一次能源消費比重由12%升至13.3%。由此可見，中國天然氣安全情況尚可，但石油安全存在很大的風險。

截至2016年底，中國煤炭剩余技術(shù)可采儲量約為1.6萬億噸，較2015年增長2%；石油剩余技術(shù)可采儲量為35億噸，同比增長0.1%；天然氣剩余技術(shù)可采儲量為5.4萬億立方米，同比增長4.7%，頁巖氣剩余技術(shù)可采儲量為1224億立方米，同比下降6%（隨著勘探技術(shù)的發(fā)展，頁巖氣剩余技術(shù)可采儲量估算更為精確）。［3］按2016年中國國內(nèi)能源生產(chǎn)量計，煤炭可再供開采400多年，石油可再開采17.68年，天然氣可再開采39.45年，中國石油、天然氣的儲采比年限較低。若要促進中國的能源消費結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和保障能源安全，常規(guī)油氣資源挖掘的潛力越來越小，具有巨大資源潛力的致密油、煤層氣、頁巖油氣、天然氣水合物等非常規(guī)能源將成為未來中國能源的發(fā)展重點。

二、中國非常規(guī)能源的儲量情況

（一）頁巖油氣資源

全球油頁巖資源主要分布在美國、中國和俄羅斯三國，約占世界總量的90%。松遼盆地油頁巖的分布面積達5萬平方公里，約占全國總資源量的45%，是國內(nèi)最大的油頁巖分布區(qū)，其中吉林省的油頁巖資源最為豐富，約占全國總資源量的30%。［4］盡管中國在油頁巖的基礎(chǔ)研究方面比較薄弱，相關(guān)技術(shù)也比較落后，但目前國內(nèi)每桶頁巖油的生產(chǎn)成本在26—39美元之間，而國際油價為每桶66美元左右，頁巖油的經(jīng)濟效益明顯，開發(fā)應(yīng)用的前景非常廣闊。

在頁巖氣勘探方面，中國南方頁巖氣調(diào)查取得了可喜成就，在長江上游貴州遵義、長江中游湖北宜昌獲得了頁巖氣工業(yè)氣流，在長江下游安徽宣城也發(fā)現(xiàn)了大量的頁巖油氣資源。在四川盆地及周邊的海相地層，頁巖氣探明地質(zhì)儲量7643億立方米，重慶涪陵頁巖氣田是北美之外世界上最大的頁巖氣田，其頁巖氣探明儲量為6008億立方米。［5］經(jīng)過10多年開發(fā)利用，2016年，中國的頁巖氣產(chǎn)量達到80億立方米，已經(jīng)實現(xiàn)了海相頁巖氣的規(guī)模化商業(yè)開發(fā)，不過在海陸過渡相及陸相頁巖氣的開發(fā)方面仍然處于探索階段。

（二）天然氣水合物資源

天然氣水合物是天然氣和水在特定條件下形成的類冰狀物質(zhì)，又稱“可燃冰”。早在1999年，中國就啟動了可燃冰資源的調(diào)查，經(jīng)過數(shù)十年的研究攻關(guān)，確定了神狐海域天然氣水合物的試采井位和地層流體抽取法降壓試采的技術(shù)方案，［6］完成了相關(guān)的準備工作。2017年5月18日，中國在南海神狐海域首次海域天然氣水合物試采成功。

中國在天然氣水合物開采的理論、技術(shù)和裝備上達到了世界領(lǐng)先水平。中國可燃冰的儲量相當于1000億噸石油當量，主要分布在南海海域，有約800億噸石油當量。僅在神狐海域就有11個礦體、128平方公里的資源面積，可燃冰儲量相當于1.5億噸石油當量。按照目前中國石油消費量粗略估算，中國的可燃冰儲量可供國內(nèi)使用200年以上，是石油天然氣的重要替代能源。［7］當前中國石油的對外依存度超過65%，可燃冰的勘探開發(fā)對中國的能源安全及經(jīng)濟發(fā)展都有著重大意義。

三、當前中國非常規(guī)能源開發(fā)的限制性因素

（一）技術(shù)因素

1.頁巖油氣開發(fā)的技術(shù)限制情況。由于起步較早，在海相頁巖油氣的開采方面，美國一直具有技術(shù)領(lǐng)先優(yōu)勢。而近期美國在開采陸相頁巖油氣方面又一次取得了領(lǐng)先，并初步實現(xiàn)了能源自給。

中國的頁巖油資源又有自己的特點，頁巖油儲集層主要是以陸相湖盆富有機質(zhì)泥頁巖為主，但是，陸相湖盆頁巖油富集的相關(guān)控制因素較多，所以，富集條件的要求也較高。在資源分布上，中國頁巖油資源又以松遼盆地最多，面臨著大量的地質(zhì)科學問題，目前尚未實現(xiàn)規(guī)?；_采。［8］

在頁巖氣方面：經(jīng)過對四川盆地下古生界海相頁巖氣多年的開采和利用，中國在海相頁巖氣的基礎(chǔ)研究和相關(guān)技術(shù)方面有了長足的進步。［9］在陸相頁巖氣的開發(fā)實踐中，由于其資源稟賦較低，水平井壓裂效果和試采效果較差，目前還沒有實現(xiàn)商業(yè)化開采。我國在有豐富潛力的海陸過渡相和陸相頁巖氣的勘探開發(fā)方面還面臨著很多難題。

在海相頁巖氣方面：四川盆地內(nèi)海相頁巖氣開發(fā)效果明顯，而除四川盆地之外的廣大南方復(fù)雜構(gòu)造區(qū)海相頁巖氣的勘探開發(fā)面臨著非常大的地質(zhì)風險和工程技術(shù)方面的困難，尚未進行大規(guī)模的商業(yè)開發(fā)。這主要有以下原因：

第一，與美國頁巖氣開采由私人主導(dǎo)、通過改善技術(shù)途徑增產(chǎn)不同，中國頁巖氣開發(fā)主要依靠政府主導(dǎo)、通過大量投入資金的途徑來實現(xiàn)增產(chǎn)，體現(xiàn)出高投入、高風險、低回報的特點。

第二，中國頁巖氣開發(fā)時間比較短，美國在頁巖氣開發(fā)方面經(jīng)過了20多年的實踐才實現(xiàn)了規(guī)模開發(fā)，而加拿大充分借鑒了美國技術(shù)形成規(guī)模開采也經(jīng)過了10多年的時間。中國自2010年四川盆地頁巖氣開采至今不過短短7年實踐，還存在著頁巖氣資源分布模糊、生產(chǎn)規(guī)律及關(guān)鍵的開發(fā)技術(shù)尚未完全掌握等技術(shù)性難題。

第三，雖然中國在地質(zhì)綜合評價技術(shù)、安全分析測試、鉆井/完井配套技術(shù)、體積壓裂配套技術(shù)、頁巖氣開發(fā)優(yōu)化技術(shù)、頁巖氣井站集輸工藝、安全清潔生產(chǎn)模式等方面取得了頁巖氣勘探開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)和裝備系統(tǒng)，［10］基本掌握了3500米以淺的海相頁巖氣開采技術(shù)及裝備，但是，對于3500米以深的海相頁巖氣開采卻面臨著頁巖埋深大、鉆井事故率高、地層突破壓力高等技術(shù)上的困難，而65%以上的頁巖氣資源量都埋藏在3500米以下的目標層中。［11］

由此可見，對于3500米以深的海相頁巖油氣，海陸過渡相及陸相頁巖油氣相關(guān)關(guān)鍵開采技術(shù)的掌握與否對非常規(guī)能源的開發(fā)有重要影響。

2.天然氣水合物的技術(shù)限制情況。在天然氣水合物的開采技術(shù)方面，由于可燃冰是天然氣和水在高壓下形成的，在開采時可能造成周圍壓力的變化，其物理性質(zhì)極易發(fā)生變化，再加上海底環(huán)境比較復(fù)雜，給可燃冰的開采工作造成了極大的困難。

目前，國內(nèi)外可燃冰的開采技術(shù)方法主要有熱激發(fā)法、減壓法及化學試劑法等。日本在2013年和2017年的兩次可燃冰開采嘗試都是用了減壓開采方法，但都由于海底泥沙灌入鉆井通道而被迫停止產(chǎn)氣。中國同樣采用的是減壓開采方法，雖然取得了成功，但是在技術(shù)上沒有突破，海底環(huán)境變化可能對再次鉆井成功產(chǎn)生影響。

在開采設(shè)備方面，中國可燃冰試采使用的并不是專門用于可燃冰開采的裝備，而是石油天然氣勘探開發(fā)的常規(guī)技術(shù)裝備，鉆井船也是用開采石油的半潛式鉆井平臺，專門針對可燃冰開采的技術(shù)裝備仍然需要大量進口。［12］

（二）成本因素

美國通過頁巖油氣的開發(fā)已經(jīng)基本實現(xiàn)了能源自給。近年來，在全球低油價的背景下，美國的頁巖油氣行業(yè)主要依靠改進水力壓裂、優(yōu)化完井設(shè)計和運用多井平臺鉆井，從而提升了鉆井的效率和單井產(chǎn)量，有效降低了頁巖油氣開采成本，以及在開采實踐中不斷完善開采技術(shù)，使得美國的非常規(guī)油氣產(chǎn)量保持了穩(wěn)定增長。

在中國頁巖氣開發(fā)效果最好的重慶涪陵區(qū)塊，平均單井產(chǎn)量約為10萬立方米/日，第一階段平均單井總投資在7000—8500萬元之間，每立方米的開發(fā)成本約為1.85元。在威遠—長寧區(qū)塊，平均單井產(chǎn)量約為6萬立方米/日，第二階段平均單井總投資在6500—7500萬之間，每立方米的開發(fā)成本約為2.03元。在美國的巴尼特（Barnett）頁巖區(qū)塊，平均單井產(chǎn)量為6萬立方米/日，平均單井總投資約為3500萬元，每立方米的開發(fā)成本僅為0.81元。［13］兩相對比，中國的頁巖氣開發(fā)的單位成本約是美國的兩到三倍，頁巖氣開發(fā)處于低效水平。

在可燃冰方面：雖然其開發(fā)前景廣闊，但是，以目前的技術(shù)水平還不能把天然氣水合物經(jīng)濟的開采出來。據(jù)美國測算，每立方米可燃冰的開采成本達到200美元，每立方米的可燃冰能分解出160—180立方米的天然氣，折算之后每立方米天然氣成本在1.1—1.25美元之間。而中國常規(guī)天然氣每立方米的開采成本不到1元，在現(xiàn)今階段可燃冰的開采成本比較高昂，相較于常規(guī)天然氣有巨大的成本劣勢。

（三）國際政治因素

本輪國際油價從2014年7月開始下跌，至2016年1月跌破30美元/桶大關(guān)，最低為27美元/桶，同時帶動天然氣價格下跌，由2014年7月最高4.7美元/mmbtu（百萬英熱單位） 降到2016年初的1.6美元/mmbtu。本次油價下跌主要有以下幾方面原因：

第一，美國曾是世界上最大的能源進口國，其頁巖油氣產(chǎn)業(yè)在國際油氣價格高位時得到了較快的發(fā)展，美國漸漸由大量進口油氣轉(zhuǎn)為依靠國內(nèi)生產(chǎn)，導(dǎo)致國際油氣市場有效需求不足。

第二，美國的“頁巖革命”推動了國際油價的下跌，對油氣生產(chǎn)國的經(jīng)濟造成了很大打擊，為了打擊美國的頁巖油氣產(chǎn)業(yè)，爭奪市場份額，油氣輸出國利用成本優(yōu)勢采取競價策略，加大油氣出口，造成市場供過于求。

第三，美國聯(lián)合盟國和其他西方國家對俄羅斯實行經(jīng)濟制裁，使俄羅斯經(jīng)濟陷入停滯，需要大量出口油氣等大宗商品換取資金發(fā)展經(jīng)濟；而沙特為了打擊俄羅斯以及宿敵伊朗，緩解國內(nèi)財政緊張的情況，增加了油氣產(chǎn)品的出口，從而加劇了市場的供需失衡。

經(jīng)過2016年初的低谷后，油氣價格開始緩慢回升。至2018年初，原油價格爬升到66美元/桶左右，天然氣價格也回升到3美元/mmbtu左右。本次油氣價格回升主要有以下原因：第一，沙特、俄羅斯等油氣輸出國的競價策略沒有達到預(yù)期效果，反而傷害了自身的經(jīng)濟，轉(zhuǎn)而達成并落實了減產(chǎn)協(xié)議，減少了市場油氣的供應(yīng)量；第二，世界經(jīng)濟形勢好轉(zhuǎn)，中國及印度等新興市場國家經(jīng)濟活躍，國際油氣市場需求穩(wěn)定增加。

（四）資金因素

2012年，中國地質(zhì)勘查投入達到最高，為1296.6億元，其中油氣礦產(chǎn)勘查投入為786.6億元，占地質(zhì)勘查總投入的60.7%。之后，由于受到國內(nèi)經(jīng)濟改革及國際油價低位運行的影響，中國的油氣礦產(chǎn)勘查投入逐年減少，2013年，油氣礦產(chǎn)勘查投入為741億元，降幅約為5.8%，占地質(zhì)勘查總投入的61.2%；2014年，油氣礦產(chǎn)勘查投入為721億元，降幅約為2.7%，占比約為64%；2015年，油氣礦產(chǎn)勘查投入為600.1億元，降幅約為16.8%，占比約為64.6%；2016年油氣礦產(chǎn)勘查投入為527.5億元，降幅約為12.1%，占比約為68.1%，較2012年油氣勘查投入峰值降幅達33%。盡管中國地質(zhì)勘查投入逐年減少，但油氣礦產(chǎn)勘查投入占地質(zhì)勘查總投入的比重卻逐年上升，［14］表明中國對能源安全愈加重視。

國內(nèi)的主要油氣公司也紛紛削減了油氣勘探的投資。2016年，中石油的上游勘探開發(fā)投資繼續(xù)大幅縮減，在前三季度國內(nèi)的油氣勘探開發(fā)方面出現(xiàn)21世紀以來的首次全面虧損，在經(jīng)營上選擇通過減少高成本的油氣產(chǎn)量和增產(chǎn)措施來止損。［15］2016年，中石化在勘探及開發(fā)領(lǐng)域的資本支出為321.87億元，主要用于涪陵頁巖氣、元壩氣田的產(chǎn)能建設(shè)，在資本投入減少的情況下繼續(xù)保持勘探的力度，優(yōu)化勘探方案，以推進油氣的高效勘探，把低成本優(yōu)質(zhì)規(guī)模儲量作為重點，依據(jù)油價的走勢優(yōu)化油氣開發(fā)結(jié)構(gòu)。2017年第一季度，中石化在勘探及開發(fā)板塊的資本支出為14.61億元，但在這一板塊的虧損已經(jīng)達到57.64億元，［16］預(yù)計中石化2017年的勘探開發(fā)費用將進一步下降。2014年，中海油的資本投資總額為1550億元；2015年降為1057億元，2016年繼續(xù)下降為811億元，較2014年降幅達到47.7%。［17］中國三大油氣巨頭都將國內(nèi)油氣的開采重點朝老油區(qū)精細勘探、開發(fā)規(guī)模有效儲量的方向轉(zhuǎn)移。

（五）地理因素

1.地理因素對頁巖油氣開發(fā)的影響。從已有的勘探情況看：中國海相頁巖資源主要分布在揚子地區(qū)、華北地區(qū)等；海陸過渡相頁巖資源主要分布在鄂爾多斯盆地、準格爾盆地、塔里木盆地、華北地區(qū)、南方地區(qū)等；陸相頁巖資源主要分布在松遼盆地、渤海灣盆地、柴達木盆地等。［18］從分布情況上看：頁巖資源大多分布在山地、低山丘陵、海底等地形區(qū)。受地形地質(zhì)條件影響，這些分布區(qū)交通不便、頁巖油氣開采難度大。有的分布在人口稠密的地區(qū)，但由于位于城鎮(zhèn)、景區(qū)等因素使有效開采面積縮小、開采成本升高；還有的分布在西北人口稀少地區(qū)，經(jīng)濟發(fā)展程度低，基礎(chǔ)設(shè)施落后，限制了頁巖油氣的開發(fā)。而海陸過渡相和陸相頁巖分布區(qū)的頁巖資源量有限、開采難度大，開發(fā)前景不如海相頁巖好。

四川盆地東南部及廣大南方復(fù)雜構(gòu)造區(qū)的地質(zhì)條件十分復(fù)雜，受擠壓變形作用影響，地質(zhì)構(gòu)造多呈斷裂式發(fā)育，形成強變形斷褶區(qū)。從地表條件上看，寬緩背斜區(qū)的頁巖巖系大多露出地表或被嚴重剝蝕，窄陡向斜區(qū)的地層層系雖然保存較為完整，但地表大多位于高山幽谷，［19］這些地區(qū)頁巖氣的開發(fā)主要有以下風險。

第一，在一些地區(qū)雖然存在著比較深厚的海相富有機質(zhì)頁巖，這些優(yōu)質(zhì)頁巖厚度與有機質(zhì)豐度很高，但頁巖內(nèi)的氣體多為氮氣而不是甲烷，有些區(qū)塊的氮氣含量甚至超過95%。

第二，由于地質(zhì)構(gòu)造運動，以及油氣疏導(dǎo)條件和儲藏保存條件的制約，頁巖氣大多散佚流失，開發(fā)效果降低，資源規(guī)模及開采潛力較小。渝東南復(fù)雜構(gòu)造區(qū)是重慶頁巖氣開發(fā)的重點地帶，但該地區(qū)處于多條山系交匯的四川盆地東南緣褶皺山地，多山多谷，山谷相間，人煙稀少，且多發(fā)育巖溶洞，［20］地表條件復(fù)雜，不僅給頁巖氣開發(fā)所需要的器材運輸及部署造成了很大的困難，也不利于頁巖油氣鉆探及開采過程水資源的運輸，增加了頁巖油氣開發(fā)的成本。

第三，地下地層傾斜使頁巖目的層可以在很短的距離內(nèi)的埋深從零增加到4000米以深，［21］還可能發(fā)生巖溶漏失等情況，不僅給頁巖氣的鉆探工作帶來很大的不便，也會造成人力物力的巨大浪費。

2.地理因素對天然氣水合物開發(fā)的影響。天然氣水合物需要在高溫高壓條件下才能形成，所以，可燃冰資源主要分布在深海沉積物地帶，少量分布在陸地上的永久凍土帶。中國的可燃冰資源主要分布在南海，此外東海、高原永久凍土帶及東北永久凍土帶都有分布。南海的可燃冰資源主要分布在西沙、南沙及神狐海域。南沙海底地形主要為海底高原，平均水深在1800～2000米；西沙海域平均水深在1500～2000米，且西沙海底多海槽，海槽深度從1600米到3000米以下不等，海底地形條件復(fù)雜。此次在神狐海域鉆探獲取的可燃冰主要取自水深1266米海底以下203～277米的可燃冰礦層中。中國可燃冰的開采，不僅面臨著海底開采的天然困難，還面臨著海底暗流、海底地殼活動等復(fù)雜多變的海底條件，在開采過程中可能會出現(xiàn)管道進沙等狀況。

（六）環(huán)境因素

1.非常規(guī)能源開發(fā)的伴生環(huán)境問題。頁巖油氣及可燃冰等非常規(guī)能源的開采容易引發(fā)一系列伴生環(huán)境問題。在頁巖油氣開采時，運輸、鉆井活動等都會破壞植被，改造地表的自然環(huán)境，造成地表裸露、水土流失等環(huán)境問題。中國的人均水資源占有量非常少，僅為世界平均水資源占有量的四分之一多。頁巖油氣的開采需要耗費巨量的水資源，但目前鉆得的油氣井多為低氣流甚至是無氣流井，這種經(jīng)濟效益低下的鉆井活動會造成水資源等的極大浪費。地下頁巖油氣資源的開采會造成地下地質(zhì)條件如氣壓的變化，可能會引起山體滑坡、地震等地質(zhì)災(zāi)害，造成財產(chǎn)損失和一系列的環(huán)境問題。

可燃冰一般以固體形態(tài)存在，目前最主要的開采方式是把可燃冰中的甲烷分解出來，雖然是清潔能源，不過可燃冰的主要成分甲烷的溫室效應(yīng)是二氧化碳的24倍。據(jù)估算，全球海底可燃冰中的甲烷總量是大氣中甲烷總量的3000倍，［22］利用目前的分解技術(shù)開采很可能會發(fā)生甲烷逸出開采管道揮發(fā)進入到大氣當中的情況，造成嚴重的環(huán)境問題。再者，可燃冰是作為固體儲藏在海底礦床中的，資源的開采會造成沉積礦床的物理結(jié)構(gòu)變化，沉積層會變得更為松散，穩(wěn)定性降低，整體性遭到破壞，可能會直接引起海床塌陷、海底滑坡，造成海底環(huán)境變化，不僅會破壞海底生態(tài)系統(tǒng)，還會造成海底光纜的斷裂和海上鉆井平臺的坍塌等。環(huán)境問題對我國非常規(guī)能源的發(fā)展會產(chǎn)生很大的影響。

2.非常規(guī)能源發(fā)展要適應(yīng)綠色模式。環(huán)境問題日益引起世界各國的重視。2015年底，在巴黎召開了全球氣候變化大會，通過了《巴黎協(xié)定》。這份目前內(nèi)容最全面、締約方最多的氣候協(xié)定明確了各國努力的目標，即把全球平均氣溫升高變化幅度（較工業(yè)革命前） 控制在2℃之內(nèi)，并向1.5℃內(nèi)的目標努力。其實際意義之一是促使各國從依賴消耗石化產(chǎn)品促進經(jīng)濟增長的模式向綠色的可持續(xù)發(fā)展模式轉(zhuǎn)型，減少溫室氣體的排放，保護人類共同的生存環(huán)境。2017年6月1日，美國總統(tǒng)特朗普宣布美國退出《巴黎協(xié)定》，使國際社會對全球氣候變化的前景產(chǎn)生擔憂。但是，作為第二大經(jīng)濟體的中國仍將堅定不移的履行《巴黎協(xié)定》的承諾，做出表率作用，以實際行動向綠色經(jīng)濟轉(zhuǎn)型。在當天召開的例行記者會上，中國外交部發(fā)言人華春瑩說：“中國將繼續(xù)堅定不移地做全球氣候治理進程的維護者和推動者，積極參與氣候變化多邊進程。”［23］習近平主席也把生態(tài)文明治理放在了非常重要的位置上，“倡導(dǎo)和推進全球生態(tài)環(huán)境的共同治理”“樹立中國生態(tài)治理的國際責任形象?！保?4］2016年9月，中國全國人大常委會批準了《巴黎氣候變化協(xié)定》。與此同時，中國又提出了多項自主貢獻目標，包括在2030年二氧化碳排放量達到峰值，非化石能源比重提升到20%，單位GDP的二氧化碳排放較2005年下降60%～65%等。［25］中國的能源消費正由消費一次能源、化石能源為主向消費可再生能源、清潔能源的可持續(xù)發(fā)展方向轉(zhuǎn)變。

目前，中國非常規(guī)能源中開發(fā)效果最好的是頁巖氣，但是，作為中國非常規(guī)能源開發(fā)的重點它還面臨著許多其他困難：頁巖氣井的單井投資大，但產(chǎn)量遞減速度較快，需要大量新鉆井完成井間接替才能保持氣田產(chǎn)量的穩(wěn)定，所以頁巖氣開發(fā)投資大、周期長、風險高，不確定因素較多，企業(yè)的開發(fā)壓力較大；3500米以深的深層開發(fā)技術(shù)并不完善，影響頁巖氣的開發(fā)規(guī)模；市場機制不完善，相關(guān)政策落實不到位，頁巖氣的技術(shù)服務(wù)市場發(fā)展不足；國內(nèi)能源生產(chǎn)成本偏高導(dǎo)致的市場競爭力下降等。［26］

綜上所述，我國非常規(guī)能源的發(fā)展雖然有了一定的成就，但還面臨以下困難：第一，技術(shù)落后。與美國、加拿大的非常規(guī)能源行業(yè)發(fā)展相比還有很大的差距；第二，成本偏高，市場化程度低。我國的非常規(guī)能源開發(fā)起步較晚，投入大、風險高、利潤低，主要依靠幾個大型的油氣企業(yè)支撐。第三，國際油氣市場低迷。當今國際油氣價格下跌，我國高成本的非常規(guī)能源開采無利可圖，市場競爭力下降。第四，資金短缺。國家投入逐年減少，市場資本無法有效接替。第五，地理環(huán)境復(fù)雜。配套的基礎(chǔ)設(shè)施尚未完善，相關(guān)服務(wù)市場不發(fā)達。第六，容易引發(fā)多種伴生環(huán)境問題?；谝陨显?，從現(xiàn)在至2030年的短中期內(nèi)中國非常規(guī)能源還無法實現(xiàn)規(guī)模化生產(chǎn)，只能作為常規(guī)油氣資源的補充，改變不了中國的能源消費結(jié)構(gòu)和能源對外依存度高的現(xiàn)狀。在2030年以后的長期遠景中，只有建立起中國成熟全面的非常規(guī)能源開發(fā)體系，實現(xiàn)大規(guī)模的高效開發(fā)，才有可能改變中國的能源現(xiàn)狀，助力中國實現(xiàn)能源自給，成為能源強國。