与美国4323亿立方米的年产量相比，中国2015年页岩气产量只有44.71亿立方米。巨大差距的背后是技术、资金、市场及自然禀赋等的差别。
欧佩克成员国有可能就“冻产”达成协议引发国际市场原油上涨。
10月17日，美国WTI原油11月期货报49.94美元/桶，布伦特原油12月期货报51.52美元/桶。已较上月20日上涨5.44美元和5.64美元。
而此前国家能源局发布的《页岩气发展规划（2016-2020年）》（以下简称“规划”）则再次点燃市场对页岩气的热情，毕竟按照美国能源情报署2013年数据，中国31.55万亿立方米的储量位居世界第一；即便按照中国国土资源部2009-2012组织国内27个单位形成的评价结论，国内页岩气技术可采资源量也达到25.08万亿立方米，位居世界前列。
美国“页岩气革命”形成的示范效应似乎正在向包括中国在内的其他国家和地区扩散，“规划”及此前国家出台的一系列政策为这一扩散形成助力。
2012年，财政部、国家能源局出台页岩气开发利用补贴政策，2012-2015年，中央财政按0.4元/立方米标准对页岩气开采企业给予补贴。2015年，两部门明确在“十三五”期间补贴标准为前三年0.3元/立方米，后两年为0.2元/立方米。
在产业政策方面，2013年，国家能源局发布《页岩气产业政策》，从产业监管、示范区建设、技术政策、市场与运输、节约利用与环境保护等方面进行规定和引导。
财政和产业两方面的政策支持下，“十二五”期间中国的页岩气开发取得了一定的成就。中石化勘探开发的涪陵页岩气田已经开始商业运营，并计划2017年建成百亿立方米的大气田；中石油在威远的气田也具备了年25亿立方米的产气能力。
但，除了“两桶油”之外，在2012年前后中标页岩气开采权的几家企业，均没有出现什么实质性进展，其中一家民营公司的官方网站上，甚至只更新到2014年中。
页岩气技术困境
困扰中国页岩气进展的首要问题，在于技术。而技术的落后影响两个层面，一方面是勘探开发的不确定性，另一方面就在于成本的高企。这两方面互相作用，造成企业在商业化开发页岩气田方面的困境。
“国内的企业在中标之后，实际上并不知道这一块区域的实际储量和产能，需要再找物探公司进行勘探。”一位民营油服公司的人士告诉记者：“即便中标，也不能判定这一区域是否能商业化开发。”
在中国，顶尖的物探技术掌握在中石油和中石化两家公司下属的物探公司手中，即便是地方国资企业，也没有技术实力强劲的物探队伍。在单井成本高达一亿元的情况下，采几口井不出气的情况非常普遍。
即便是中石化这样的大公司，在开采方面也并不是手拿把攥。依据中国能源网的《2015年中国页岩气开发最新进展报告》，中石化在实现商业化开发页岩气之前，为了找页岩气就花费了20亿元成本，打了15口空井。这样的勘探技术能力，显然无法为大部分公司提供一个良好的预期。
据世界能源署的研报表示，中国页岩气总体储量尽管高居世界第二，仅次于美国。而在今年四月份国土资源部公布2015年全国页岩气勘查新增探明地质储量为4373.79亿立方米，新增探明技术可采储量达1093.45亿立方米。至2015年底，全国页岩气剩余技术可采储量达1303.38亿立方米。而在这年，中国页岩气总产量为44.71亿立方米，同比增长258.5%。
储量的丰厚并不意味着开采起来有多容易，恰恰相反，由于页岩气主要集中于西南地区，这一地区山地众多，地质情况复杂，同时因为经济发展相对落后，本地也无法消纳太多的天然气，导致实现商业开发的难度增加。
另外，页岩气开采需要消耗大量的水资源，并且产生废液，因此带来的环境压力和解决技术也是必须要考虑的成本，因此，“规划”中也明确了将上述两项技术列为重点攻克的方向。
示范区效应
为了解决在商业开发上的困境，此次发布的“规划”明确了一大任务，即加强国家级页岩气示范区建设。
“规划”强调，“十三五”期间，进一步加强长宁-威远、涪陵、昭通和延安四个国家级页岩气示范区建设，通过试验示范，完善和推广页岩气有效开发技术、高效管理模式和适用体制机制等。
而在此重点任务下，又分列了四项任务，分别为关键工程技术试验示范、高效管理模式试验示范、体制机制试验示范和增设国家级页岩气示范区。
实际上，示范区的各类实验一直在进行中，而进行试验开拓的公司，往往又是本身就拥有常规气田开采权的大公司。“规划”列出的四个示范区，分别隶属于中石油、中石化和延长石油这三大石油公司。
中石化的涪陵气田目前已经实现了商业化运营，也是中国目前产量最高的页岩气田，其成功之处不言而喻。中石油在四川两个区块与英国石油公司（BP）签署了合作协议，尝试与外资进行开采合作。
上述大公司天然掌握了优良的页岩气区块，并且同时拥有强大的技术实力，在示范区成功实现商业开发的可能很大。但从成功经验的可复制可推广来看，未必适合其他公司尤其是资金实力并不强劲的民营公司。
而从开采权方面来看，大公司天然掌握的开采区块也未必能出让给其他公司，导致市场机制很难引入。“目前矿区的重合性很高，页岩气和常规油气矿区重合，而常规油气矿区往往属于中石油和中石化，这种情况不利于市场机制的引入。”卓创资讯分析师刘朝晖告诉记者。
同时，技术方面的垄断也使得示范区的成功经验难以推广。“获得页岩气田开采技术的成本过高，导致这一行业的门槛很高。”中国石油大学教授董秀成告诉记者。
美国故事
美国在页岩气开发方面的成功，在掀起一场全球能源革命的同时，也刺激了中国对于页岩气的开发兴趣。
页岩气属于非常规能源，这一能源的利用历史也相当悠久，自美国1821年首次开采页岩气以来，这一能源的历史已经接近两个世纪。上世纪七十年代开始美国加大了对页岩气技术的投入，四十年的积累让这一技术在近几年“疯狂生长”。
但不可否认的是，美国各中小企业主的开采热情，以及金融资本市场的发达，也助推了这一行业。“作为非常规能源，开采成本很高，大公司基本看不上，但是美国的大量中小企业主看中这一机会，利用金融市场丰富的资金，才掀起了这一能源革命。”东帆石能源咨询董事长陈卫东告诉记者。
“在政府和大企业的合力之下，近几年我们的页岩气技术已经有了很大进展，但问题的关键在于页岩气行业如何健康良性地可持续发展。”他表示。
美国的页岩气革命，已经成功使得美国的天然气价格脱离石油，成为独立的大宗商品，而在中国，目前市场化利用天然气依然困难重重。
“十二五”能源规划原定目标是在2015年整年的天然气使用量达到2300亿立方米，但实际却不足2000亿立方米。同时，下游无论是管输还是终端的改革还在路上，是否能为页岩气的持续利用建立一个良性的市场机制也尚在摸索。
“规划”中明确提出鼓励多种资本参与国内的页岩气开发，但“十二五”以来，除中石油、中石化以外的页岩气田鲜有重要进展，有一部分还因进展过慢遭到处罚。今年7月壳牌宣布退出四川页岩气田项目后，这一项目在中国是否真的具备持续发展的潜力成为疑问。
