（一）开发模式与投资回报成矛盾 內/容/來/自:中-國/碳-排*放^交%易#網-tan p a i fang . com
在考察前一天的会议中，页岩气单井造价和页岩气成本成为重点讨论的问题。
考察中专家指出，结合页岩气发展的阶段实际，单井成本会与作业时选择的压裂段数、工艺选择等关键因素不同而存在差异。
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当前，计算中国页岩气钻井成本比较复杂，在并不充分的市场环境里，要完全成单井核算几乎做不到。采访中专家也表示，盈亏需要产量衰减曲线判断，由于目前示范区生产井开发时间较短，仍需1-2年后才会明确显现，并对盈利与否进行判断。在此情况下，想入围的企业很难获得一个重要的投资判断标准。
从中石化得到的最新数据显示，涪陵页岩气田从2013年起进行开发试验，当年建成5亿立方米生产能力，2014年累计建成产能25亿立方米。其中，焦页1HF井按照6万立方米/天配产，目前已连续稳定生产760天；在焦页6-2HF井，采取放大压差方式生产摸索页岩气生产规律，该井从2013年9月29日开始至今已累计产气1.3亿立方米。
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限于中国页岩气开发理论和技术有待摸索，放大压差生产模式仅在页岩气评价井中应用，而生产井采取的定产模式则让有意投资页岩气的企业有些迷茫。
目前，在我国公布的页岩气开发井中，井口成本气价约为1.78-1.8元/立方米。但在实地考察中得到的回答是：该井口气价却是基于油气行业内通用的公式计算得来。方法是采用按配产6-7万立方米/天、稳产20年、行业基准收益率为12%，结合当前对外公布的单井成本和可借鉴的页岩气产量衰减曲线而最终计算出来的数字。而对应的井口价格已经不低，如果是这样，12%的收益率对投资方的确没有吸引力。 本`文内.容.来.自：中`国`碳`排*放*交*易^网 t a npai fan g.com
但实际情况是，井口配产的多少对页岩气收益计算的影响一目了然。尽管对于页岩气井快放和慢放的选择与保护地层压力提高采收率和保障地方用气到底有多大作用谁也没有明确的定论，但许多业内专家们还是会以“常规的一直这么操作”作为依据。
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在美国，页岩气生产方通常采取“井井核算”，投资方要求3年内收回初始投资，页岩气井产量会根据市场需求及价格进行调整，属市场行为，即便采取限产也是出于对于当前气价高低和管道输送能力限制等条件的考虑而定。
“咨询美国本土页岩气生产企业和在中国开展业务的油服公司得到的结果是，页岩气生产中采取快放和慢放情况都存在，但是选择快放的越来越多。”中国能源网首席信息官韩晓平认为，采取快放方式带来几个好处，一是可以快速回收投资，二是良好的内部收益率结构可以在资本市场吸引更多投资者；三是可以进行季节性压力。
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但在我国目前天然气市场环境下，拥有资源的两大油气企业，同时具有代表国家为经济发展保证能源供给的任务，以及肩负社会责任，但作为企业还必须国资委要求完成收益率考核，如何确定合理的开发模式确实很难判定。因此，在我国当前油气生产模式下，若想采取北美快速钻井、快速生产、快速回收的模式，存在制度上的制约因素，同时被制约的还有外来投资进入的可能。 本+文`内/容/来/自:中-国-碳-排-放-网-tan pai fang . com
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