页岩油革命带来的结果，是美国超越俄罗斯成为天然气第一大生产国，超过沙特成为原油第一大生产国，2018年12月，原油出口超过进口，70余年来首次成为原油净出口国。

这还不是全部，页岩油革命让美国能源战略东移，使北美成了地球版图上的“新中东”；生产资料成本大幅度降低，让美国有底气开启“制造业回归”计划；全球能源版图重塑，亚太再平衡战略出炉，全球格局深度调整。

“能源的独立让美国打消了很多顾虑。”该人士告诉21世纪经济报道记者，“以中国目前的资源水平，可能短时间达不到能源独立，但减少对外原油依赖，对中国来说非常重要。”

目前，国内石油工业极度依赖进口原油，而在天然气消费逐年上升的情况下，中国每年的天然气进口暴增，对外依存度也逼近50%。大量的能源依靠进口，对于能源安全带来了重大挑战。

更不用说，对外采购的原油、天然气中，有很大一部分需要以美元进行结算，2018年共花费美元超过6000亿，对中国的外汇储备造成了越来越大的压力；天然气还未形成一个全球统一的市场，往往购买量越高的买方，承担了最贵的价格。

因此，即便无法实现能源独立，加大国内油气开采力度依然有其必要性；即便国内油气开采难度较大，成本较高，在如此庞大的市场需求和更近的运输距离面前，仍然有一定竞争力。

在保障国家能源安全战略的推动下，国内勘探开发活动明显升温，油气发现数量和新增储量均呈现出了上升趋势。近期接连出现的页岩油气勘探开发消息，也让业内人士看到了能源独立的一丝曙光。

但是，目前最新的截至2017年底的数据显示，中国原油和天然气的新增储量，在近几年均出现了不同幅度的下跌；技术可采储量方面，尽管跌幅不大，但依然很难让人满意。

资本支出乏力

和许多产业不同，石油和天然气工业极度仰赖资金的支持，页岩油气资源勘探开发尤甚。但现实情况是，中国的上游资本支出，在支撑油气企业增储上产上用力不足。

以中石油为例，2014年的上游资本开支为2215亿元，两年过后的2016年，这一数字就仅为1302亿元，跌幅900亿；2018年，预计回升至1748亿元，但依然捉襟见肘。

中石油官方网站显示，其旗下油气田公司足有16家，这些公司控制了中国大多数的油气开采矿权，即便1748亿元平均分配，每家也只占100亿元多一点。连续几年的降本增效，已经证明了这些钱可以维持产量，但想要更大规模的油气田发现，需要更多的资金。

同时，资本支出的效果一般均非当年可见，往往需要三到五年，甚至更长的周期才能见到效果。在预算捉襟见肘的时期，油田公司会将资本投入至更容易见效的区块，以增加采收率，或者生产井密度的方式，稳定已经开采的油田产量。

“已经开采的油田并不会带来大规模的油气藏发现，在油价逐步回升，国内需求稳定的前提下，稳产能够带来最大的收益。”上述业内人士表示，“这就带来了一个问题，包括页岩油气在内的新区域怎么办呢？”

要知道，风险探井能够获得的油气藏储量，要在很长一段时间后才能看到收益，在强调现金流的年代扩大这一支出显然不合时宜；更何况，风险探井本身具有非常大的不确定性，往往可能数亿元的投资打下去，却没有任何收益。

于是，一些新的区域，尤其以页岩油气区域为代表，得到的勘探开发投资相对有限。相对于中国能源消费的增量来说，页岩油气的发展显得不够看了。“石油工业建立的初心和最终目的，是满足一个国家的能源需求，中国能源消费这么大，原油产量不增反降，这几年在上游方面的进展，显然是不够令人满意。”上述人士表示。

好在，中石油已经意识到了问题所在。两会期间，中石油集团董事长王宜林宣布，2019年的风险勘探开支将同比上升5倍，以支撑中石油在全国范围内的未知区块寻找油气藏，这其中包括了页岩油气藏。

机制亟需改革

长期以来，中国的原油和天然气采掘业，掌握在大型国有企业手中。但在油价下降、资本支出开支骤减之后，体制机制带来的问题逐渐暴露。因此，在国家相关部门发布的数次改革方案中，都有强调“引入社会资本，引入市场竞争”。

页岩油气开发也不例外。

2011年、2012年，前国土资源部分别进行了两轮页岩油气区块招标，这一招标的本意也是如此：引入市场竞争、引入社会资本，最终加速国内的勘探开发。但是，在2016年的核查中，全部区块“停摆”，几乎所有企业均未通过前国土资源部的核查。

截至目前，自然资源部也仅是核减了相关区块的探矿面积，但并未对相关企业进行进一步的退出矿权处理。

2017年，贵州公开出让了一个页岩气区块，该区块的安页1井曾获重大突破，估算天然气资源量达千亿方。贵州产业投资（集团）有限责任公司最终以12亿9千万元竞得此区块岩气勘查探矿权。

依据公开信息，该区块目前已经实现生产，当地群众已经用上了来自该区块的天然气。不过，在页岩气区块开放的历史上，这样的例子凤毛麟角，绝大多数像前文所述一样，无疾而终。

“油气开采这一行业，目前的门槛太高了。”上述业内人士告诉21世纪经济报道记者，“中标要交钱，买地要花钱，勘探要花钱，即便是技术方面可以支持，算上中标支出的话，可能要超过十年才能回收成本，这对于许多民营企业来说，基本等于没有吸引力。”

上述贵州探矿权出让的例子，除了12.9亿元的矿权出让金，企业未来销售天然气的收益还需与政府进行分成。在矿权退出机制迟迟没有出台的情况下，这样的门槛让许多企业望而却步。

目前在矿权退出机制上，相关部门还在进行探索，包括国有企业手中，有许多没有得到开发的矿权一直搁置在那儿。“这种问题带来的结果，效率一定是低下的，在国有企业内部矿权太多了，有些比较未知的，很有可能得不到重视。”他说。

而对于目前掌握国内大多数矿权的国有石油公司来说，也应该通过引入市场竞争的办法，提升效率增储上产。

一个比较好的借鉴模式，是此前苏里格天然气区块的开发。彼时，长庆油田公司宣布将这一致密气田进行公开招标合作，直接参加这一区域气田开发的公司包括了国内外的10余家公司，其中不乏壳牌、道达尔这样的国际巨头。

市场机制的引入，让苏里格气田平均单井累计产量达2000万立方米以上的气井比例由原来的62%提高到80%以上，平均单井可节约投资200多万元。这一模式使苏里南气田成为中国产量最高的天然气田之一，后被称为“五加一”模式。

不同公司在一个油田竞争，技术的进步得以快速复制和验证，同时学习曲线可以快速降低技术复制的成本，极大提升了效率。不过，这个已经得到验证的模式，并未在中石油内部大力推广。

究其原因，是中石油内部公司与公司之间的壁垒相对较高，内部资源流动性较差。“一个人很可能从参与工作到退休，都在同一个油田，这在很多大型国际石油公司中，都是难以想象的。”上述人士表示，“人才、技术和生产资料的流动非常重要，而国内的石油公司目前做得并不好。”

也是因此，2017年，中石油宣布在内部进行第一轮共16个探、采矿权流转，将中西部一些油田公司没有余力开采的矿权，流转至大庆等四家老油田公司手中。其中包括了页岩油气田储量的重点区域——西南油气田公司。

2019年初，中石油宣布启动第二批矿权内部流转工作。在第二轮流转中，将准噶尔盆地吉木萨尔页岩油区块流转给有较高该类资源勘探开发经验的吉林和吐哈油田，这样不仅可以帮助东部老油田公司提升效率，也可加快相关地区区块的开采进度，推动增储上产。

值得注意的是，第二轮流转中中石油将会和一些外部企业进行合作，目前尚未有公开信息表明有哪些外部企业得到了区块。

技术进步提速

在资本、机制之外，影响勘探开发进度的另一重要因素是技术。同时，这也是在未来中国油气机制进步中，最容易解决的因素。

然而，关于页岩油气的技术，迟迟没有得到快速的进步。甚至，对于页岩油气的地质认识，还没有一个共识。“目前，对于国内页岩油气区块，资源禀赋好还是不好，多还是不多，都没有一个比较明显的共识。”上述人士告诉21世纪经济报道记者，“没有大规模技术的投入，就不可能得到清晰的认识。”

在本报记者此前的采访中，三桶油都已经建立了从总部到地方的成熟的科研系统，内部的科研成果也实现了共享。但是，长期以来，在采收率等老油田增产稳产的技术投入，都要高于对新油田勘探开发的技术投入。

从结果来看，本报记者梳理了从2008年至今，国家科学技术进步奖的获奖名单。初步统计，涉及油田的获奖技术不仅逐年变少，提高采收率、促进老油田稳产增产的获奖技术高达23项，而新油田勘探开发的获奖技术成果则为12项。在新油田勘探开发的获奖技术中，页岩油气田获得的奖项，也仅有涪陵一例。

增产稳产的技术固然可以帮助到中国的各个油田提升产量，也可以用到新勘探的油田中帮助快速生产。但是，勘探方面的技术成果较少，反映出了中国对于新区域的技术投入相对不足的现实。

实际上，国际对于非常规油气田开发，尤其是页岩油气田技术已经相对成熟，如果足够重视，通过引进、借鉴等各种方式进行技术发展，会取得很快的进步。