在目前天然气市场价格和成本倒挂的状况下，大油气公司没有足够动力去生产成本更高的
“目前页岩气"热"多体现为会议多、考察多、文章多，但真正拿出"真金白银"付诸勘探开发的较少。”面对国内上下正掀起的页岩热潮，国土资源部矿产资源储量评审中心主任张大伟在接受本刊记者采访时表示。
在地质勘查投入上，我国常规油气勘探每年投入约660亿元，而页岩气调查评价和勘探累计投入不足70亿元。与国外相比，美国页岩气从2009年到2010年仅引进外资就高达227亿美元，而我国2012年投入页岩气领域不足100亿元，“远远满足不了需求”，张大伟指出。
近3年来，我国启动了对页岩气的专项研究，建立了川渝黔鄂页岩气调查先导试验区，优选了资源有利区。
在2012年10月份国土资源部举行的页岩气探矿权第二次招标中，20个区块共有83家企业投标，最后只有安徽南陵区1块流标。但相较于丰富的储量，企业当前的投入微不足道。
“既想抓住机遇，又缺乏良好预期的现况使得企业陷入到矛盾之中”，在张大伟看来，投入不足的背后是有待破解的层层难题。
在研究人士看来，中国页岩气的发展不仅要解决共性的难题，更需要破除市场体制方面的桎梏。如果不能在环境监管、市场应用等方面进行改革和创新，所谓的“页岩气革命”将只是美好的期望。
成本因素巨额的经济风险
“页岩”相对于常规油气储层而言，其孔隙度和渗透率都很低，油气“残留”在孔渗很低的“致密”页岩里，受访专家表示，页岩气相对于常规油气而言，其实是一种“贫矿”。
基于页岩气的成储特点和中国自身的地质特点，页岩气成为一个高技术、高风险、回报期长的行业。钻井、压裂、测井、地震四大技术支撑着页岩气的发展，哪一项技术不过关，都很难有所突破。高额的开发成本是一些企业热情不高的原因。上述专家表示。
与常规油气相比，页岩气对设备、钻采技术要求更高。如常规油气井的压力等级一般为30多兆帕，页岩气井一般在80兆帕以上。同时由于中国企业未掌握桥塞、压裂、压裂液配制等关键技术，致使钻探成本高企。
在美国，一年仅投入页岩气钻井压裂的资金就超过1000亿美元。另一方面，页岩气井的产量递减速度较快，持续投入较高。
“因为美国的这些资金分摊到了数千家石油公司头上，所以还能承受得了”，北京市律师协会自然资源法律专业委员会主任栾政明曾在一次关于页岩气的会议上表示，美国一口页岩气井成本约300万美元，“而现在在中国开发页岩气，3000米范围、1000米深度的水平井平均成本达到8000万至1亿元人民币。”
而且，“页岩气开发不是短期的投资行为，也不是打井就一定能出气，企业要承担巨额的经济风险”。中国工程院院士马永生表示。
成本过高除了埋藏更深、地层更复杂外，中石化石油工程技术研究院教授级工程师丁士东认为，也与国内刚处于勘探阶段有关，美国钻井是按工厂化作业，已具备成型的井工厂。
对于页岩气钻探目前的高成本，中国矿业联合会副会长兼秘书长陈先达对本刊记者表示，搞科研、做评价可以，但是要进行商业化的开采，这个成本是无法承受的。
在他看来，现在一些钻井的经费开销动辄上亿元。如果一口气井10年都收不回成本，那是不可想象的。页岩气的开发有赖于钻井成本的下降。
“油气勘探开发作为一项生产活动，高效、低成本开发是中国发展页岩气的必然选择。”陈先达说，目前，无论中国的传统油气公司，或是第二轮页岩气探矿权出让招标中标的企业，都面临着采购国际油气服务公司的技术服务所带来的成本问题。
为此，他认为，减少中间环节，实现合作方式多元化，分享国外中小服务商的技术研发经验与成果，是一次必要的尝试。通过吸纳更多的世界级的服务商参与到中国的页岩气开发中，既可以缩短中国在技术突破上的时间，也可以通过引入竞争降低成本。
资源环境因素土地和水的制约
专家表示，我国泥页岩油气多分布在南方丘陵、西部高原地区，埋深多在3000米以上。这些地区生态脆弱，稍有不慎，就会带来生态环境问题。
深圳能源集团股份有限公司党委书记、中国企业家协会副会长高自民在博鳌亚洲论坛上表示，复制美国的页岩气发展并不容易。根据中国的地质情况，需要进行攻关的内容仍然很多。他指出，中国的埋藏条件与美国有很大差异，地质分布条件比美国复杂。中国受喜马拉雅山的影响，地层埋藏复杂。据其介绍，在我国，开采一口井在钻井过程中要动用40～50辆压力车，“钻井的过程中，土地利用的面积非常大，所有这些因素必须考虑到。”
另一方面，美国页岩气的成功正是得益于超过十万口井的钻井量，钻井数量巨大，这难免会带来对地表层的破坏。无论是生态脆弱地区还是其他地区，都面临着环境保护的艰巨任务。
水资源的回收处理被不少人士认为是中国页岩气开发的又一制约。在全国两会期间，全国人大代表、四川省发改委主任唐利民表示，“目前四川只是打了几口试验性的页岩气井，大规模开发还有待时日。”
四川是我国页岩气储量最为丰富的省区之一。据相关地质资料显示，目前四川省境内页岩气资源量约27.5万亿立方米，占全国总量的21%。可采资源量4.42万亿立方米，占全国的18%。这两项指标均居全国第一位。
在唐利民所说的困难中，水是其中之一。“页岩气的开采，需要大量的水。但这些水用过后会有一些污染，在工艺上还需要进一步打通这个环节。既能够解决水的问题，又能将气开采出来，最后还能把水回收利用。”
虽能够实现水资源的循环利用，但毕竟总体体量巨大。国家能源委员会专家咨询委员会委员、厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对本刊记者表示，水资源问题是投资方不能不考虑的问题。美国页岩气开发的成功，很重要的是水力压裂技术的突破，而使用该工艺需要耗费大量水资源。需要考虑的是水资源能否满足需求，即使能满足需求，水资源的成本也会推高页岩气的价格。
能否寻求新的技术或是在开发中寻找到水资源的替代品为业界所期待。国家能源委员会专家咨询委员会主任张国宝日前就表示，今后还要进一步加大科研力度，进一步调查研究，例如用液化的二氧化碳来代替水资源。
丁士东向本刊记者介绍说，“二氧化碳压裂国内已经开始在采用，国外已开始采用的天然气压裂，国内还处于研发阶段。寻找水的替代品已为科研机构高度重视。”
市场因素缺乏稳定的预期
中国虽然已将页岩气设定为独立矿种，并在资源端放开了市场，但相应的配套政策有待完善。尤其是市场主体非常关心的气价、税费征收、管网过路费用、产品分成合同等，都缺少明确规定。
有评论认为，这直接导致了掌握页岩气开发技术的外资石油公司在中国态度的谨慎，中国“资源换技术”和“市场换技术”的老路在页岩气开发中面临挑战。
在中海油能源经济研究院首席能源研究员陈卫东看来，天然气价格体系改革的方向就是更加市场化。“政策制定者很清楚，理顺天然气价格体系是吸引资本投资页岩气业务最重要和可持续的动力。没有回报的投资是不可持续的。”
“目前，中国天然气市场价格和成本基本是倒挂的，石油公司天然气生产越多、进口越多，赔钱就越多。页岩气的生产成本要比常规气贵得多，价格体系没有调整理顺，谁会愿意往这里持续投资呢?”陈卫东说。
以西气东输二线进口中亚天然气为例，2012年1月至9月，中亚管道气平均到岸价格(不含税)约为2.48元/立方米，LNG进口到岸均价约为2.61元/立方米。但国内天然气出厂价仅为1.1元/立方米，每立方米亏损超过1元。
中石油发布的2012年年报显示，受进口中亚天然气及LNG亏损增大影响，2012年天然气与管道板块经营亏损21亿元，比2011年的经营利润155亿元降低176亿元，其中销售进口天然气及LNG亏损约419亿元。2013年第一季度，销售进口天然气及LNG亏损达到144.5亿元。
北京卓尔德环境咨询与研究中心首席能源经济师张树伟认为，相较于传统的油气，页岩气成本更高。在目前的成本与价格体系之下，大的油气公司并没有足够动力去生产页岩气。
为林伯强担心的另一阻碍是中国油气市场存在的垄断体制。他说，先不要说未来怎么竞争，仅管网掌控在几大油气公司手里，其他企业就被置于不公平的位置。这一问题如何解决，目前并没有明确的预期。
张树伟认为，如何从制度政策与具体的管理体制上保证不同投资主体具有稳定的预期，促进投资的积极性，降低页岩气投资风险，这将是一项重要任务。
在这一问题上，他表示，同中国的其他能源政策类似，关键不在于是“积极发展”还是“审慎发展”的理念，而是如何创造一个长期、稳定、透明的机制与制度环境。
“与此同时，政府通过强化环境标准、安全标准与劳工标准的要求，规避页岩气发展中存在的一些环境与社会影响方面的负外部性，机制的作用与角色将非常关键。”张树伟强调。