1中国能源现状
常规能源主要包括煤炭,石油和天然气等。2017年,中国原油产量约为380万桶/日,进口量约为710万桶/日，原油对外依存度达到65%以上。到2022年原油产量预计为350万桶/日，进口量为950万桶/日，对外依存度将达到73%。［1］2016年天然气消费2040亿立方米,比2015年增长了6.5%，占一次能源消费比重升到了6.2%；天然气产量约为1378亿立方米，同比增长3%；天然气进口量为733亿立方米，同比增长19%，［2］天然气对外依存度达到36.6%，页岩气全年产量接近70亿立方米。非化石能源消费增长8.9%，占一次能源消费比重由12%升至13.3%。由此可见，中国天然气安全情况尚可，但石油安全存在很大的风险。
截至2016年底，中国煤炭剩余技术可采储量约为1.6万亿吨，较2015年增长2%；石油剩余技术可采储量为35亿吨，同比增长0.1%；天然气剩余技术可采储量为5.4万亿立方米，同比增长4.7%，页岩气剩余技术可采储量为1224亿立方米，同比下降6%（随着勘探技术的发展，页岩气剩余技术可采储量估算更为精确）。［3］按2016年中国国内能源生产量计，煤炭可再供开采400多年，石油可再开采17.68年，天然气可再开采39.45年，中国石油、天然气的储采比年限较低。若要促进中国的能源消费结构转型和保障能源安全，常规油气资源挖掘的潜力越来越小，具有巨大资源潜力的致密油、煤层气、页岩油气、天然气水合物等非常规能源将成为未来中国能源的发展重点。
2中国非常规能源的储量情况
（一）页岩油气资源
全球油页岩资源主要分布在美国、中国和俄罗斯三国，约占世界总量的90%。松辽盆地油页岩的分布面积达5万平方公里，约占全国总资源量的45%，是国内最大的油页岩分布区，其中吉林省的油页岩资源最为丰富，约占全国总资源量的30%。［4］尽管中国在油页岩的基础研究方面比较薄弱,相关技术也比较落后，但目前国内每桶页岩油的生产成本在26—39美元之间，而国际油价为每桶66美元左右，页岩油的经济效益明显，开发应用的前景非常广阔。
在页岩气勘探方面，中国南方页岩气调查取得了可喜成就，在长江上游贵州遵义、长江中游湖北宜昌获得了页岩气工业气流，在长江下游安徽宣城也发现了大量的页岩油气资源。在四川盆地及周边的海相地层，页岩气探明地质储量7643亿立方米，重庆涪陵页岩气田是北美之外世界上最大的页岩气田，其页岩气探明储量为6008亿立方米。［5］经过10多年开发利用，2016年，中国的页岩气产量达到80亿立方米，已经实现了海相页岩气的规模化商业开发，不过在海陆过渡相及陆相页岩气的开发方面仍然处于探索阶段。
（二）天然气水合物资源
天然气水合物是天然气和水在特定条件下形成的类冰状物质，又称“可燃冰”。早在1999年，中国就启动了可燃冰资源的调查，经过数十年的研究攻关，确定了神狐海域天然气水合物的试采井位和地层流体抽取法降压试采的技术方案，［6］完成了相关的准备工作。2017年5月18日，中国在南海神狐海域首次海域天然气水合物试采成功。
中国在天然气水合物开采的理论,技术和装备上达到了世界领先水平。中国可燃冰的储量相当于1000亿吨石油当量，主要分布在南海海域，有约800亿吨石油当量。仅在神狐海域就有11个矿体、128平方公里的资源面积，可燃冰储量相当于1.5亿吨石油当量。按照目前中国石油消费量粗略估算，中国的可燃冰储量可供国内使用200年以上,是石油天然气的重要替代能源。［7］当前中国石油的对外依存度超过65%，可燃冰的勘探开发对中国的能源安全及经济发展都有着重大意义。
3当前中国非常规能源开发的限制性因素
（一）技术因素
1.页岩油气开发的技术限制情况。由于起步较早，在海相页岩油气的开采方面，美国一直具有技术领先优势。而近期美国在开采陆相页岩油气方面又一次取得了领先，并初步实现了能源自给。
中国的页岩油资源又有自己的特点，页岩油储集层主要是以陆相湖盆富有机质泥页岩为主，但是，陆相湖盆页岩油富集的相关控制因素较多，所以，富集条件的要求也较高。在资源分布上，中国页岩油资源又以松辽盆地最多，面临着大量的地质科学问题，目前尚未实现规模化开采。［8］
在页岩气方面：经过对四川盆地下古生界海相页岩气多年的开采和利用，中国在海相页岩气的基础研究和相关技术方面有了长足的进步。［9］在陆相页岩气的开发实践中，由于其资源禀赋较低，水平井压裂效果和试采效果较差，目前还没有实现商业化开采。我国在有丰富潜力的海陆过渡相和陆相页岩气的勘探开发方面还面临着很多难题。
在海相页岩气方面：四川盆地内海相页岩气开发效果明显，而除四川盆地之外的广大南方复杂构造区海相页岩气的勘探开发面临着非常大的地质风险和工程技术方面的困难，尚未进行大规模的商业开发。这主要有以下原因：
第一，与美国页岩气开采由私人主导、通过改善技术途径增产不同，中国页岩气开发主要依靠政府主导、通过大量投入资金的途径来实现增产，体现出高投入、高风险、低回报的特点。
第二，中国页岩气开发时间比较短，美国在页岩气开发方面经过了20多年的实践才实现了规模开发，而加拿大充分借鉴了美国技术形成规模开采也经过了10多年的时间。中国自2010年四川盆地页岩气开采至今不过短短7年实践，还存在着页岩气资源分布模糊、生产规律及关键的开发技术尚未完全掌握等技术性难题。
第三，虽然中国在地质综合评价技术、安全分析测试、钻井/完井配套技术、体积压裂配套技术、页岩气开发优化技术、页岩气井站集输工艺、安全清洁生产模式等方面取得了页岩气勘探开发的关键技术和装备系统，［10］基本掌握了3500米以浅的海相页岩气开采技术及装备，但是，对于3500米以深的海相页岩气开采却面临着页岩埋深大、钻井事故率高、地层突破压力高等技术上的困难，而65%以上的页岩气资源量都埋藏在3500米以下的目标层中。［11］
由此可见，对于3500米以深的海相页岩油气，海陆过渡相及陆相页岩油气相关关键开采技术的掌握与否对非常规能源的开发有重要影响。
2.天然气水合物的技术限制情况。在天然气水合物的开采技术方面，由于可燃冰是天然气和水在高压下形成的，在开采时可能造成周围压力的变化，其物理性质极易发生变化，再加上海底环境比较复杂，给可燃冰的开采工作造成了极大的困难。
目前，国内外可燃冰的开采技术方法主要有热激发法、减压法及化学试剂法等。日本在2013年和2017年的两次可燃冰开采尝试都是用了减压开采方法，但都由于海底泥沙灌入钻井通道而被迫停止产气。中国同样采用的是减压开采方法，虽然取得了成功，但是在技术上没有突破，海底环境变化可能对再次钻井成功产生影响。
在开采设备方面，中国可燃冰试采使用的并不是专门用于可燃冰开采的装备，而是石油天然气勘探开发的常规技术装备，钻井船也是用开采石油的半潜式钻井平台,专门针对可燃冰开采的技术装备仍然需要大量进口。［12］
（二）成本因素
美国通过页岩油气的开发已经基本实现了能源自给。近年来，在全球低油价的背景下，美国的页岩油气行业主要依靠改进水力压裂、优化完井设计和运用多井平台钻井，从而提升了钻井的效率和单井产量，有效降低了页岩油气开采成本，以及在开采实践中不断完善开采技术，使得美国的非常规油气产量保持了稳定增长。
在中国页岩气开发效果最好的重庆涪陵区块，平均单井产量约为10万立方米/日，第一阶段平均单井总投资在7000—8500万元之间，每立方米的开发成本约为1.85元。在威远—长宁区块,平均单井产量约为6万立方米/日，第二阶段平均单井总投资在6500—7500万之间，每立方米的开发成本约为2.03元。在美国的巴尼特（Barnett）页岩区块,平均单井产量为6万立方米/日,平均单井总投资约为3500万元，每立方米的开发成本仅为0.81元。［13］两相对比，中国的页岩气开发的单位成本约是美国的两到三倍，页岩气开发处于低效水平。
在可燃冰方面：虽然其开发前景广阔，但是，以目前的技术水平还不能把天然气水合物经济的开采出来。据美国测算，每立方米可燃冰的开采成本达到200美元，每立方米的可燃冰能分解出160—180立方米的天然气，折算之后每立方米天然气成本在1.1—1.25美元之间。而中国常规天然气每立方米的开采成本不到1元，在现今阶段可燃冰的开采成本比较高昂，相较于常规天然气有巨大的成本劣势。
（三）国际政治因素
本轮国际油价从2014年7月开始下跌，至2016年1月跌破30美元/桶大关，最低为27美元/桶，同时带动天然气价格下跌，由2014年7月最高4.7美元/mmbtu（百万英热单位）降到2016年初的1.6美元/mmbtu。本次油价下跌主要有以下几方面原因：
第一，美国曾是世界上最大的能源进口国，其页岩油气产业在国际油气价格高位时得到了较快的发展，美国渐渐由大量进口油气转为依靠国内生产，导致国际油气市场有效需求不足。
第二，美国的“页岩革命”推动了国际油价的下跌，对油气生产国的经济造成了很大打击，为了打击美国的页岩油气产业，争夺市场份额，油气输出国利用成本优势采取竞价策略，加大油气出口，造成市场供过于求。
第三，美国联合盟国和其他西方国家对俄罗斯实行经济制裁，使俄罗斯经济陷入停滞，需要大量出口油气等大宗商品换取资金发展经济；而沙特为了打击俄罗斯以及宿敌伊朗，缓解国内财政紧张的情况，增加了油气产品的出口，从而加剧了市场的供需失衡。
经过2016年初的低谷后，油气价格开始缓慢回升。至2018年初，原油价格爬升到66美元/桶左右，天然气价格也回升到3美元/mmbtu左右。本次油气价格回升主要有以下原因：第一，沙特、俄罗斯等油气输出国的竞价策略没有达到预期效果，反而伤害了自身的经济，转而达成并落实了减产协议,减少了市场油气的供应量；第二，世界经济形势好转，中国及印度等新兴市场国家经济活跃，国际油气市场需求稳定增加。
（四）资金因素
2012年，中国地质勘查投入达到最高，为1296.6亿元，其中油气矿产勘查投入为786.6亿元，占地质勘查总投入的60.7%。之后，由于受到国内经济改革及国际油价低位运行的影响，中国的油气矿产勘查投入逐年减少，2013年，油气矿产勘查投入为741亿元，降幅约为5.8%，占地质勘查总投入的61.2%；2014年，油气矿产勘查投入为721亿元，降幅约为2.7%，占比约为64%；2015年，油气矿产勘查投入为600.1亿元，降幅约为16.8%，占比约为64.6%；2016年油气矿产勘查投入为527.5亿元，降幅约为12.1%，占比约为68.1%，较2012年油气勘查投入峰值降幅达33%。尽管中国地质勘查投入逐年减少，但油气矿产勘查投入占地质勘查总投入的比重却逐年上升，［14］表明中国对能源安全愈加重视。
国内的主要油气公司也纷纷削减了油气勘探的投资。2016年，中石油的上游勘探开发投资继续大幅缩减，在前三季度国内的油气勘探开发方面出现21世纪以来的首次全面亏损，在经营上选择通过减少高成本的油气产量和增产措施来止损。［15］2016年，中石化在勘探及开发领域的资本支出为321.87亿元，主要用于涪陵页岩气、元壩气田的产能建设，在资本投入减少的情况下继续保持勘探的力度，优化勘探方案，以推进油气的高效勘探，把低成本优质规模储量作为重点，依据油价的走势优化油气开发结构。2017年第一季度，中石化在勘探及开发板块的资本支出为14.61亿元，但在这一板块的亏损已经达到57.64亿元，［16］预计中石化2017年的勘探开发费用将进一步下降。2014年，中海油的资本投资总额为1550亿元；2015年降为1057亿元，2016年继续下降为811亿元，较2014年降幅达到47.7%。［17］中国三大油气巨头都将国内油气的开采重点朝老油区精细勘探、开发规模有效储量的方向转移。
（五）地理因素
1.地理因素对页岩油气开发的影响。从已有的勘探情况看：中国海相页岩资源主要分布在扬子地区、华北地区等；海陆过渡相页岩资源主要分布在鄂尔多斯盆地、准格尔盆地、塔里木盆地、华北地区、南方地区等；陆相页岩资源主要分布在松辽盆地、渤海湾盆地、柴达木盆地等。［18］从分布情况上看：页岩资源大多分布在山地、低山丘陵、海底等地形区。受地形地质条件影响，这些分布区交通不便、页岩油气开采难度大。有的分布在人口稠密的地区，但由于位于城镇、景区等因素使有效开采面积缩小、开采成本升高；还有的分布在西北人口稀少地区，经济发展程度低，基础设施落后，限制了页岩油气的开发。而海陆过渡相和陆相页岩分布区的页岩资源量有限、开采难度大，开发前景不如海相页岩好。
四川盆地东南部及广大南方复杂构造区的地质条件十分复杂，受挤压变形作用影响，地质构造多呈断裂式发育，形成强变形断褶区。从地表条件上看，宽缓背斜区的页岩岩系大多露出地表或被严重剥蚀，窄陡向斜区的地层层系虽然保存较为完整，但地表大多位于高山幽谷，［19］这些地区页岩气的开发主要有以下风险。
第一，在一些地区虽然存在着比较深厚的海相富有机质页岩，这些优质页岩厚度与有机质丰度很高，但页岩内的气体多为氮气而不是甲烷，有些区块的氮气含量甚至超过95%。
第二，由于地质构造运动以及油气疏导条件和储藏保存条件的制约，页岩气大多散佚流失，开发效果降低，资源规模及开采潜力较小。渝东南复杂构造区是重庆页岩气开发的重点地带，但该地区处于多条山系交汇的四川盆地东南缘褶皱山地，多山多谷，山谷相间，人烟稀少，且多发育岩溶洞,［20］地表条件复杂，不仅给页岩气开发所需要的器材运输及部署造成了很大的困难，也不利于页岩油气钻探及开采过程水资源的运输，增加了页岩油气开发的成本。
第三，地下地层倾斜使页岩目的层可以在很短的距离内的埋深从零增加到4000米以深，［21］还可能发生岩溶漏失等情况，不仅给页岩气的钻探工作带来很大的不便，也会造成人力物力的巨大浪费。
2.地理因素对天然气水合物开发的影响。天然气水合物需要在高温高压条件下才能形成，所以，可燃冰资源主要分布在深海沉积物地带，少量分布在陆地上的永久冻土带。中国的可燃冰资源主要分布在南海，此外东海、高原永久冻土带及东北永久冻土带都有分布。南海的可燃冰资源主要分布在西沙、南沙及神狐海域。南沙海底地形主要为海底高原，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，海槽深度从1600米到3000米以下不等，海底地形条件复杂。此次在神狐海域钻探获取的可燃冰主要取自水深1266米海底以下203~277米的可燃冰矿层中。中国可燃冰的开采，不仅面临着海底开采的天然困难，还面临着海底暗流、海底地壳活动等复杂多变的海底条件，在开采过程中可能会出现管道进沙等状况。
（六）环境因素
1.非常规能源开发的伴生环境问题。页岩油气及可燃冰等非常规能源的开采容易引发一系列伴生环境问题。在页岩油气开采时，运输、钻井活动等都会破坏植被，改造地表的自然环境，造成地表裸露、水土流失等环境问题。中国的人均水资源占有量非常少，仅为世界平均水资源占有量的四分之一多。页岩油气的开采需要耗费巨量的水资源，但目前钻得的油气井多为低气流甚至是无气流井，这种经济效益低下的钻井活动会造成水资源等的极大浪费。地下页岩油气资源的开采会造成地下地质条件如气压的变化，可能会引起山体滑坡、地震等地质灾害，造成财产损失和一系列的环境问题。
可燃冰一般以固体形态存在，目前最主要的开采方式是把可燃冰中的甲烷分解出来，虽然是清洁能源，不过可燃冰的主要成分甲烷的温室效应是二氧化碳的24倍。据估算，全球海底可燃冰中的甲烷总量是大气中甲烷总量的3000倍，［22］利用目前的分解技术开采很可能会发生甲烷逸出开采管道挥发进入到大气当中的情况，造成严重的环境问题。再者，可燃冰是作为固体储藏在海底矿床中的，资源的开采会造成沉积矿床的物理结构变化，沉积层会变得更为松散，稳定性降低，整体性遭到破坏，可能会直接引起海床塌陷、海底滑坡，造成海底环境变化，不仅会破坏海底生态系统，还会造成海底光缆的断裂和海上钻井平台的坍塌等。环境问题对我国非常规能源的发展会产生很大的影响。
2.非常规能源发展要适应绿色模式。环境问题日益引起世界各国的重视。2015年底，在巴黎召开了全球气候变化大会，通过了《巴黎协定》。这份目前内容最全面、缔约方最多的气候协定明确了各国努力的目标，即把全球平均气温升高变化幅度（较工业革命前）控制在2℃之内，并向1.5℃内的目标努力。其实际意义之一是促使各国从依赖消耗石化产品促进经济增长的模式向绿色的可持续发展模式转型，减少温室气体的排放，保护人类共同的生存环境。2017年6月1日，美国总统特朗普宣布美国退出《巴黎协定》，使国际社会对全球气候变化的前景产生担忧。但是，作为第二大经济体的中国仍将坚定不移的履行《巴黎协定》的承诺，做出表率作用，以实际行动向绿色经济转型。在当天召开的例行记者会上，中国外交部发言人华春莹说：“中国将继续坚定不移地做全球气候治理进程的维护者和推动者，积极参与气候变化多边进程。”［23］中国领导人也把生态文明治理放在了非常重要的位置上，“倡导和推进全球生态环境的共同治理”“树立中国生态治理的国际责任形象。”［24］2016年9月，中国全国人大常委会批准了《巴黎气候变化协定》。与此同时，中国又提出了多项自主贡献目标，包括在2030年二氧化碳排放量达到峰值，非化石能源比重提升到20%，单位GDP的二氧化碳排放较2005年下降60%~65%等。［25］中国的能源消费正由消费一次能源、化石能源为主向消费可再生能源、清洁能源的可持续发展方向转变。
目前，中国非常规能源中开发效果最好的是页岩气，但是，作为中国非常规能源开发的重点它还面临着许多其他困难：页岩气井的单井投资大，但产量递减速度较快，需要大量新钻井完成井间接替才能保持气田产量的稳定，所以页岩气开发投资大、周期长、风险高，不确定因素较多，企业的开发压力较大；3500米以深的深层开发技术并不完善，影响页岩气的开发规模；市场机制不完善，相关政策落实不到位，页岩气的技术服务市场发展不足；国内能源生产成本偏高导致的市场竞争力下降等。［26］
综上所述，我国非常规能源的发展虽然有了一定的成就，但还面临以下困难：第一，技术落后。与美国、加拿大的非常规能源行业发展相比还有很大的差距；第二，成本偏高，市场化程度低。我国的非常规能源开发起步较晚，投入大、风险高、利润低，主要依靠几个大型的油气企业支撑。第三，国际油气市场低迷。当今国际油气价格下跌，我国高成本的非常规能源开采无利可图，市场竞争力下降。第四，资金短缺。国家投入逐年减少，市场资本无法有效接替。第五，地理环境复杂。配套的基础设施尚未完善，相关服务市场不发达。第六，容易引发多种伴生环境问题。基于以上原因，从现在至2030年的短中期内中国非常规能源还无法实现规模化生产，只能作为常规油气资源的补充，改变不了中国的能源消费结构和能源对外依存度高的现状。在2030年以后的长期远景中，只有建立起中国成熟全面的非常规能源开发体系，实现大规模的高效开发，才有可能改变中国的能源现状，助力中国实现能源自给，成为能源强国。
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