天然气需求不断增加
随着中国加快绿色能源经济的战略转型，中国能源消费结构逐渐从煤炭转向天然气、核能，风能、水能等可再生能源。中国经济保持快速发展的同时，国内天然气的生产已无法满足国内快速增长的消费能力。尤其是近些年兴起的“煤改气”工程，燃煤取暖被禁止，更刺激了天然气需求的增加。然而，国内天然气产量滞后于消费，在2017年冬季，供需之间的矛盾格外突出。
但实际上，中国一直从海外进口天然气以保障国内供应。
中国页岩气产业从起步至取得突破
2009年，美国页岩热潮推动了中国对页岩气的探索。中石化决定投资300万美元在西南地区进行试点，但还未取得重大进展时，中石油也开始在西南地区进行投资。
2012年，中石化的项目负责人郭旭生突然开打了一个口子，每天喷出约20万立方米的天然气。大量涌出的天然气燃烧了40天直到相关部门冒着水库崩塌的风险才将其控制住。有此重大发现之后，郭旭生立即飞往北京，向中石化总部汇报。
数十年来，煤炭作为主要动力资源，推动了中国经济快速发展。但是，随着日渐严重的雾霾笼罩在中国城市的上空，中国政府决定加快能源消费转型升级，推动可再生清洁能源的生产。因此，西南地区大量页岩气资源的发现，可谓是恰逢其时。
然而，到现在为止，中国寻求达到与美国页岩资源的相当的开采程度还遥遥无期。2012年，中国预计到2020年，全国页岩气产量达到1000亿立方米。2013年，美国能源部预估中国拥有全球最大的页岩气储量，相当于美国的两倍。但此后，中国开始降低2020年的产量目标。2016年，国家能源局在2016年印发的《页岩气发展规划(2016-2020年)》中将2020年页岩气产量目标定为300亿立方米，但2017年的产量仅为128亿立方米，能否实现目标又是一个巨大的挑战。
比较乐观的是，随着技术进步、规模性开发和管理体制的创新等因素，页岩气的建设投资似乎得到有效控制，与开发初期相比，钻井周期下降50%以上，压裂作业效率提高50%以上，四川盆地的页岩气单井成本已经从2013年的每口约1500万美元下降至约900万美元。
中国加快投资步伐
2017年冬季，天然气供应紧张情况出现后，中石油敦促国内天然气田加紧生产，挖掘潜能。2018年，中石油计划在四川页岩气田生产约56亿立方米页岩气，建成产能达66亿立方米。中石油集团今年在四川盆地钻井数量大幅增加，2018年计划打井330余口，而截至2017年底中石油集团累计投产约210口井，今年一年的钻井数，是存量的1.5倍。
中石油集团“十三五”期间页岩气的生产主要布局在长宁、威远、昭通三个区块，2018年至2020年计划新建约720口页岩气井，到2020年累计投产井数超过820口;2019年和2020年页岩气产量计划分别达到118亿方和131亿方，建成150亿方的产能。
针对产量扩大之后的外输瓶颈，中石油集团将为长宁、威远页岩气田新建5条外输管道，新建规模为100亿方/年，总体外输规模达到178亿方/年。
然而，据伍德麦肯兹的报告预计，中国在2020年实现页岩气产量300亿立方米这一目标仍然很难达成，要达成此目标，中国需要在2018年至2020年间新增120亿美元的资本开支、钻探新井超过1400口。2018年至2020年期间，中国两家页岩气生产商——中石油与中石化在四川盆地的页岩气项目由于地址条件和经济效益等问题，将钻探新油井仅为670口，总成本为约55亿美元。
甜点区(页岩气富集且易于开发的区域)究竟有多大、四川盆地的山区是否能支持新建如此多的井场平地，都决定了最终产量目标是否能达成。用于岩层压裂的水资源短缺和开发区域人口密度大等等都是无法逃避的阻力。更重要的是，中国的页岩气仍是边际利润较低的产品，如果没有政府补贴，将持续徘徊在盈亏平衡点。
缺乏经济效益
2015年以来，国际原油价格持续下跌，天然气价格相应下降，以及中国页岩气财政补贴标准下调，导致页岩气开发利润空间，大幅收窄，及大地影响了页岩气投资者的积极性。
页岩气资源禀赋较差
与北美相比，中国页岩气地质成藏条件价差，客观上降低了中国页岩气开发的经济效益。中国页岩气资源多分布在山区，地表条件复杂造成钻探前工作量和后续地面工程的投资大幅增加，钻机连续工作的能力差;油藏埋深在3500米以下，造成钻井机械和液压压裂机械成本上升，以及相应的钻井液、压裂液、支撑剂等钻化产品投入大幅增加;开发区域水资源缺乏，造成额外工作量增加，开发成本高企和生态环境等问题。
此外，从美国页岩革命的成功经验来看，投资大不是问题,成本高也不是问题,关键问题是页岩气知识产权保护，如果放开页岩气开采权，将会吸引民间资本，放松对气价的管制，扩大竞争空间，进而促进全行业的创新。由此，中国才可能爆发美国式的页岩气革命。
