页岩气开发十大法律风险

我国页岩气资源丰富，页岩气开发潜力巨大。但是，由于页岩气开发技术不成熟、监管制度不完善、市场机制不健全等因素，开发企业面临潜在的法律风险。通过对现有页岩气产业状况和法律环境的分析，我们总结了页岩气开发目前面临的十项主要法律风险，以此推动页岩气开发的监管制度完善。

一、矿权重叠风险

目前，我国页岩气有利区块80%是与中石油、中石化的常规油气区块重叠的。因此，页岩气开发可能涉及如何协调页岩气探矿权人与国有石油公司开发权利冲突的问题。考虑到国有石油公司可能优先开采常规油气，而暂时搁置页岩气开发，将阻碍其他页岩气探矿权人开发页岩气，拖延页岩气开发进程。

为解决矿权重叠问题，11月22日，国土资源部发布《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》 （以下简称《通知》），其中第八条规定，“对具备页岩气资源潜力的石油、天然气勘查区块，其探矿权人不进行页岩气勘查的，由国土资源部组织论证，在妥善衔接石油、天然气、页岩气勘查施工的前提下，另行设置页岩气探矿权。

对石油、天然气勘查投入不足、勘查前景不明页岩气开发十大法律风险阳光时代律师事务所 陈臻 彭亮朗但具备页岩气资源潜力的区块，现石油、天然气探矿权人不开展页岩气勘查的，应当退出石油、天然气区块，由国土资源部依法设置页岩气探矿权。”

然而，以上规定仅为原则上规定，仍不够具体，甚至不现实。涉及谁来对国有石油公司进行监督，推出机制的具体程序，谁来启动让国有石油公司推出区块的程序等等具体问题，从理论上来讲，就我国勘探合同管理法规来看，国有石油公司在满足最低勘探投入的情况下，勘探权期限可达7年，并且可以延期，每次2年。我国目前对勘探投入的要求不高，每平方公里约为第一年2000元/平方公里，第二年5000元/平方公里，第三年后10,000元/平方公里。这造成石油公司可以长期拥有区块。此外，国有石油公司处于强势地位，要求国有石油公司退出石油、天然气区块也很难实现。

对于页岩气探矿权人与页岩气区块内其他固体矿业权人冲突，《通知》规定“申请页岩气矿业权时，对申请区块内已设置的固体矿产探矿权范围，申请人应当做出不进入其勘查范围的承诺；确实需进入的，应与固体矿产探矿权人签署协议，确保施工安全，并将协议报国土资源部备案，抄报省级国土资源主管部门”。该条缺乏可操作性，对解决矿权人间冲突作用有限。

二、采矿权取得风险

页岩气特点决定了其开发流程不同于常规气，为了保证经济规模，需要边勘探边开采，勘探阶段与开采阶段具有很大的重叠性，因此，需要在勘探权和采矿权的管理上更为灵活，但在目前的矿产管理制度下，页岩气勘探权人开采页岩气需要另行申请采矿权许可证，是否能够取得采矿权存在不确定性。国土部招标中，中标企业签订的页岩气勘探合同也是按照目前管理办法设计的，勘探期为3年，没有明确勘探权直接转为采矿权的条件。基于页岩气开发特点，页岩气开发适合滚动开发许可的管理模式，勘探期应允许同时开采，已满足其开发经济规模的需要。这点在国土部下发的《通知》中给予了部分肯定，第十一条规定：“页岩气勘查过程中可以申请试采或部分区块转入开采，但应当依法申请试采或办理采矿权登记手续。”

但是《通知》没有规定申请试采的条件，对于已经签订页岩气勘探合同的企业，该规定是否适用也没有明确。需要国土部出台相关实施细则，以确保好的政策取得好的效果。

三、项目融资风险

页岩气开发成本高，目前条件下，据了解，单井费用在几千万人民币以上，远高于常规气井。主要成本集中在水力压裂和水平钻井上。由于页岩气需要连续开发，在一定程度上，打井数量决定产量。因此，前期投入巨大。对于页岩气开发的项目融资，国内还没有先例可循。根据国土部已经出台的相关法规和鼓励页岩气开发的政策，可行的融资模式包括：

（一）引入合作伙伴。《页岩气发展规划2010-2015》及前述《通知》都明确规定了，允许多种投资主体以合资、合作的方式参与页岩气开发，包括民营企业、外国企业，拓宽了页岩气开发融资渠道。但在国土部的招标公告中，有两点值得注意：一是投标人应为独立法人，不得以联合体投标。二是中方控股的中外合资企业。以上要求排除了合作方式参与投标页岩气勘探，而且在出资比例上进行了限制，这在外商投资产业指导目录中并没有规定。因此，在实际开发过程中，是否允许外国企业以合作方式开发页岩气还没有明确规定。 根据报道，中石油与壳牌签署了开发页岩气的国内第一份PSC 合同。我们理解，PSC合同在法律性质上属于中外合作经营合同。这是否意味着参与招标的企业可以引入外国合作伙伴共同开发页岩气，是否需要得到国土部或商务部批准？还不明确。 但据了解，中石油与壳牌的协议尚未得到政府部门批准。

（二）进行矿业权抵押。2000年颁布实施的《矿业权出让转让管理暂行办法》肯定了矿业权设定抵押的合法性。因此，开发企业也可以通过抵押页岩气探矿权、采矿权的方式进行融资。实践中，可能遇到的问题是，法律上对矿业权抵押方式存在冲突，根据《探矿权采矿权评估管理暂行办法》第五条第二款规定，“以探矿权、采矿权设定抵押的，应经登记管理机关审查登记。”而《矿业权出让转让管理暂行规定》第五十七条规定，“矿业权设定抵押时，矿业权人应持抵押合同和矿业权许可证到原发证机关办理备案手续”。因此，抵押采取登记制还是备案制，实务中存在争议。各省做法也不同，开发企业需引起注意。

除了以上问题，矿业权抵押能否适用页岩气开发也是值得探讨的问题。首先，页岩气的储量难以评估。由于开发时间短，目前阶段的页岩气开发还处在勘探阶段。《页岩气发展“十二五”规划》规定，“十二五”期间主要任务是探明储量，基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价。同时，我国页岩气地质条件复杂，储量评估缺乏国家技术标准，目前还不完全掌握页岩区块的储量情况，因此，勘探结果具有很大的不确定性，许多省份都未对探矿权抵押做出程序规定，金融机构很难接受。其次，探矿权抵押实现抵押权，受让人需要具有国家规定的勘查资质条件，金融机构显然不符合条件。

四、矿权转让风险

根据我国法律规定，探矿权、采矿权转让需要满足一定的条件。国土部出台《探矿权采矿权转让管理办法》第五条规定：“转让探矿权，应当具备下列条件：(一)自颁发勘查许可证之日起满2年，或者在勘查作业区内发现可供进一步勘查或者开采的矿产资源；(二)完成规定的最低勘查投入；(三)探矿权属无争议；(四)按照国家有关规定已经缴纳探矿权使用费、探矿权价款；(五)国务院地质矿产主管部门规定的其他条件。”而受让人也需要具备国家规定的勘查资质条件。这在一定程度上阻碍了页岩气勘探权人在无力开发时转让给更适合开发的主体。此外，实践中，监管部门不承认开发主体股权转让而间接实现矿权转让的做法的合法性。这进一步限制了开发过程中开发主体引入战略合作方共同开发的可行性。

然而，现行的规定与页岩气招标公告的规定显然有些矛盾。公告中规定，“投标人应具有石油天然气或气体矿产勘查资质，或已与具有石油天然气或气体矿产勘查资质的企事业单位建立合作关系”

意味着开发主体并不一定要有资质，只要满足其他条件，且与有资质单位有合作关系即可。比照此规定，页岩气矿权转让似乎应允许不具备资质的主体受让页岩气勘探或开采矿权。

五、管道运输风险

开发页岩气必然涉及外运并网运输的问题，目前，我国的天然气管网还很不发达，且中石油拥有90%的管道所有权，处于绝对垄断地位，开发企业处于弱势地位。如何协调中石油与其他开发主体的合作关系，保证抽采的天然气以合理价格公平地进入管道运输，外运到终端用户是决定页岩气开发投资收益的大事。由于我国页岩气开发成本比国外要高，如果运输成本过高，将使开发收益很难保证。

由于天然气管道建设投入巨大，对于民企来说，大部分油气资源较少的民企自建管网并不划算。建议政府尽快制定相关管网准入立法，防止限制竞争、利用优势地位垄断市场情况的发生，并逐步实现第三方无歧视准入机制，管输企业也要公布指导性运输费率和协商程序。最终，应成立独立的管网公司，将管网独立出来，成立管网公司，由政府监管，提供向第三方的管输服务，一视同仁。

六、环境责任风险

油气开发具有很大的不可控性，带来的环境风险难以预估。在页岩气勘探中，开发企业同样可能面临难以预见的环境风险。页岩油气井的产出液、压裂液、常规钻井操作和意外的井喷等都会含有大量的污染物质，这些污染物包括压裂液中添加的各种化学药剂、天然气烃类物质、支撑剂（凝胶）、含有天然有毒物质的地层高矿化度水（比如放射性元素、有毒矿物质等）。我国的下扬子地区页岩发育丰富，同时河流、湖泊密集分布，水网发达，在该地区进行页岩气开发，稍有不慎，排入地表水的污染源就会随着发达的水网迅速扩散，给生态和社会生产带来不可预测的影响。根据法律规定，一旦发生环境污染事故，事故责任人将承担行政、民事、甚至刑事责任，面临高额的处罚或索赔。目前，国家还没有出台针对页岩气开发的环境监管制度，企业无法可循。

七、土地征用风险

在我国，天然气的探矿权、采矿权与土地所有权各自独立，取得了页岩气矿业权不必然取得开发区块的土地使用权。由于页岩气开发建设以及运输需要占用大量土地，可能涉及征用耕地、林地、宅基地、建设用地等，导致开发企业与区块内原土地使用权人的权利冲突。企业在征用土地过程中需确保按照法律规定的程序进行，否则，会导致征地的不合法性，增加法律风险。对原有土地使用权人的补偿问题也是征地中的难点问题。实践中，由于各地补偿标准不统一、不明确，被征地的村民往往对补偿标准有异议，或采用突击栽种农作物等方式多要补偿，引发纠纷、甚至诉讼，影响了开发进展。

建议开发企业咨询法律机构，提前了解征地拆迁程序和补偿标准等法律和实践问题，加强与政府、村集体和农民沟通，需要权利人间协商解决，给予一定的补偿，协商不成，争取政府出面帮助解决。对此，国土部在《通知》中提出，“地方各级国土资源主管部门应当积极支持页岩气勘查、开采，可以通过土地租赁试点等方式满足页岩气勘查、开采用地需求。”至于规定的执行，还需要得到地方政府的配合。因此，建议企业与地方政府做好沟通工作，以取得政府支持。《通知》中要求，页岩气开采企业在当地注册公司，也是一个有效办法。

八、用水风险

目前页岩气主要开发技术是长水平井多段水力压裂，通常而言，每口井目前的压裂用水将高达几万立方米，甚至更多，用水量剧增。仅美国2000年在Fort Worth盆地Barnett 页岩中开采页岩气就用掉了86.3 ×104 m３的水资源。到2007 年水资源用量激增10倍。可以预测，随着开发井数激增，水资源用量也会激增。我国西北、华北地区页岩气发育较好的盆地，水资源短缺问题很严重。再加上近年来西南地区的干旱灾害频发，大规模开发页岩气可能会让当地的水资源紧缺状况雪上加霜。因此，开发取水会带来企业与当地居民的紧张关系，如农业灌溉等。同时，当压裂返水污染水源，将带来环境责任风险。

九、储量评估风险

我国页岩气开发的监管制度还不健全，缺少必要的勘探开发技术流程和行业标准。这给页岩气商业化开发带来不确定性。国土部曾于2012年7月发布了《页岩气资源/储量计算与评价技术要求（试行）（征求意见稿）》，规定了页岩气资源、储量分类分级及定义、储量计算方法、储量评价的技术要求等方面的内容；适用于地面钻井开发时的页岩气资源与储量计算以及页岩气的资源勘查、储量计算、开发设计及报告编写。该技术准则的生效能在一定程度上为下一步页岩气的实际开发铺平了技术道路，或许可以作为页岩气矿业权转让、证券交易以及其他公益性和商业性矿业活动中储量评估的依据。

十、投资回报风险

页岩气开发在前期投入大，项目风险高。根据中国能源网首席信息官韩晓平的介绍，此次招标区块的中标企业的承诺工作投入大约在90-100万元人民币/平方公里，有的区块竞标价格达到了10多亿人民币。在页岩气商业开发环境不成熟的条件下，这进一步增加了投资风险。首先，天然气价格的政府定价决定页岩气不能实行市场价格，目前，按照政府的“出厂价”难以弥补开发成本；其次，由于管网基本由中石油垄断，管输费价格水平将进一步影响企业开发的回报率；页岩气的特点是单井前期出气快，但递减快，需要打多口井形成规模。我国管网及储气设施建设不足，给页岩气的商业利用带来了困难。除此之外，此次招标区块多在山区，开发环境比较复杂，加上开发技术不成熟，页岩气开发利用开发成本相对较高。

11月5日，财政部下发《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》(以下简称《通知》)，通知称，为大力推动我国页岩气勘探开发，增加天然气供应，中央财政将对页岩气开采企业给予补贴，2012至2015年的补贴标准为0.4元/立方米，补贴标准将根据页岩气产业发展情况予以调整。企业需要具备以下条件才能获得补贴：一是已开发利用页岩气；二是企业已安装可以准确计量页岩气开发利用的计量设备，并能准确提供页岩气开发利用量。目前，我国页岩气的开发处于起步阶段，工作集中在前期的勘探开采和技术研究方面，真正的利用量非常小。此外，对于具备享受优惠条件的企业，怎么计算页岩气开发的商品量等细则以及销售终端的税收政策都还需要出台细则。我们曾建议政府应尽快出台关于勘探方面的税收减免政策，以节省企业开发前期成本，降低勘探阶段风险。《通知》采纳了此种观点。其第十四条规定，“页岩气矿业权人可按国家有关规定申请减免探矿权使用费、采矿权使用费和矿产资源补偿费。”但如何操作还需要出台细则。

综上所述，目前页岩气开发法规政策还不完善，存在与现有矿产法规存在冲突、无法覆盖页岩气开发中重要风险因素等问题。这些法律风险应引起中标企业的关注，避免对项目建设造成不利影响。