截止到2024年底，中国石油对外依存度连续5年高于70%，天然气对外依存度近5年也高于40%。2025年开始实施的《中华人民共和国能源法》，已把保障国家能源安全、加大油气勘探开发力度按法律形式加以强化。中国非常规油气资源丰富，是未来油气增储上产的重要接替领域[1-5]。由于非常规油气开采难度大、技术要求高、经济效益差，需要通过税费政策支持，促进国内勘探开发力度提升，为国家油气能源安全提供保障[6-9]。本文聚焦美国非常规油气政策，在中美非常规油气支持政策对比基础上，提出了中国非常规油气开发的政策建议，以期为中国非常规油气政策论证和政策制定提供借鉴与参考。
1 美国非常规油气政策历程、效果分析和特点 1.1 非常规油气政策历程美国页岩气、煤层气、致密气等非常规气及致密油、页岩油等非常规油的开发总体可分为科学探索与发现、技术突破与产业萌芽、页岩油气商业成功和助推美国油气实现独立等4个阶段（图 1、图 2）。非常规油气开发难度大，开采成本高，为促进非常规油气的开发利用，对非常规油气实施较大幅度、较长时间的系列优惠政策，包括定价机制、税收减免和抵扣、直接补贴、专项基金等，推动了美国非常规油气的快速发展[10-12]。在不同的非常规油气发展阶段，政策有所差异。
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图 1 美国页岩气发展历程与政策支持导图 Fig. 1 Development history and policy support for shale gas in the United States |
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图 2 美国页岩油发展历程与政策支持导图 Fig. 2 Development history and policy support for shale oil in the United States |
美国非常规油气科学探索与发现始于1953年，从上巴肯泥页岩油藏潜力认识开始，技术上以直井射孔为主。在科学探索与发现阶段的后期，受1973年第4次阿以战争导致的第一次世界石油危机的影响，美国开始启动非常规油气的政策支持工作，支持政策主要体现在天然气的定价机制方面。1978年，美国推出《1978年国家能源法》，包括《天然气政策法案，NGPA》《公共事业管制法》和《能源税收法》等。这是第一部综合性且具有高度前瞻性的能源大法，充分体现了能源安全及能源效率的重要性，使美国从此走上了能源独立的道路。该法案将页岩气、煤层气、致密气等非常规天然气归为“高成本”天然气，给予较高的管制价格上限，1980年致密气的管制价格上限是当年陆上新井天然气价格上限的两倍。对于井口定价、增量定价有明确的定价机制，放宽了对页岩气、煤层气等天然气的井口价格管控，直到1989年取消了所有的井口价格控制，引导天然气产业发展。
1.1.2 技术突破与产业萌芽阶段（1980—1997年）在技术突破与产业萌芽阶段初期，美国开始启动页岩气开采试验。1981年米歇尔公司进行了第一次页岩气开采试验，结果产出的气量微乎其微。1980年，美国国会通过《能源意外获利法》，对油气生产商因涨价而获得的额外利润征税，利用对常规燃料的征税收入补贴非常规燃料的发展，鼓励和帮助替代能源开发。1980—1995年生产的非常规油气可享受3美元/bbl油当量的税收减免。对1979—1993年钻探与2003年之前生产和销售的非常规气和低渗透气藏均实施税收减免，页岩气减免幅度为0.5美元/mmBtu❶，而1989年美国天然气定价基准价格仅为1.75美元/mmBtu。与此同时，对非常规气（高压气、泥盆系页岩气、煤层气和致密气）进行税收减免0.02美元/m3。煤层气的税收优惠政策最初适用期为10年，后来美国政府又再次把截止期推迟，对煤层气实施长达23年的优惠政策。此外，《美国国内税收法》对致密气、页岩气、煤层气实施税收抵免，最高补贴达到4.95美分/m3，实施期限长达20多年。
❶ 1mmBtu=1055.056×10-9J。
1990—1992年，美国发布《税收分配综合协调法案》和《能源税收法案》，设立了能源生产税收津贴，扩展非常规能源的补贴范围。1992年取消了管道公司对天然气购销市场的控制，规定管道公司只能从事输送服务。天然气供销的市场化，使得非常规天然气的供应更加便捷，供应成本大幅降低。
1993年，美国蒙大拿州立法通过《非常规油气政策》法案，规定水平井投产后的前18个月减免生产税。
1997年，美国发布《纳税人减负法案》，延续了对非常规能源开发的税收减免政策。直到2006年，新的产业政策规定：在2006年投入运营、用于生产非常规能源的油气井，可在2006—2010年享受每吨油当量22.05美元的补贴。
1.1.3 页岩油气商业成功阶段（1998—2009年）1998年，米歇尔公司利用平滑水力压裂技术开发的SH格里芬4号是第一口商业成功气井，页岩气革命初步取得成功；2003年，戴文能源公司收购米歇尔公司后，将压裂技术和水平井融合，页岩气革命取得商业成功；2009年，EOG能源公司在鹰津开采页岩油，获得高产，页岩油气进入商业化开采的新时代[12]。在此期间，2005年，第109次国会通过《能源政策法案》，给予税费递进减免政策：对单井产量平均低于15bbl/d或单井产油量低于产水量5%的生产井，根据油价进行递减型税费减免。与此同时，成立非常规能源项目研究基金，未来10年内每年投资4500万美元用于页岩油气等非常规油气基础研究，GTI等机构、Mitchell等中小石油公司累计投入超过4.85亿美元，研发形成了水平井+水力压裂等页岩气开采关键技术，豁免油气企业对非常规油气开采带来潜在环境影响进行评估。
2008年，美国通过《紧急状况下经济稳定法案》对2005年《能源政策法案》的179c条款进行了修正。新条款规定，如果加工页岩油，炼厂投资成本中政府支付一半。
1.1.4 助推美国油气实现独立阶段（2010年至今）非常规油气商业成功之后，从2015年开始不依赖政策也能实现效益开发。2017年美国天然气开始净出口，2019年美国原油不依赖于进口，从此，开启了油气能源独立时代。这一阶段，除了已有政策法案持续对非常规油气产生影响之外，美国政府和企业层面对非常规油气投入依然较大：2022年投入1000亿美元，2023年投入1162亿美元；据睿咨得能源公司（Rystad Energy）预测，2024—2026年美国政府和企业层面对非常规油气资本开支有望维持在1000亿美元以上。
2025年7月，美国签署的“大而美”法案标志着美国能源政策的重大调整，其核心是削减清洁能源激励措施，同时保留甚至强化对传统能源的支持。该法案废除了拜登政府《减少通货膨胀法案》（IRA）中多项绿色能源税收优惠，却保留了对化石燃料行业有利的条款，反映出美国在能源转型路径上的倒退。实际上，美国针对非常规油气（如页岩油、页岩气）的直接补贴政策未在“大而美”法案中被明确提及，但法案通过以下方式间接利好传统能源行业：保留化石燃料补贴条款，拜登政府《通胀削减法案》中有利于化石燃料公司的内容被延续，包括数十亿美元的补贴、墨西哥湾钻井租赁权、炼钢用煤炭税收抵免等。
1.2 非常规油气政策支持效果后评价案例以美国威利斯顿巴肯组页岩油开发为例，为评价低油价效益和政策支持影响效果，采用60美元/bbl单一油价进行页岩油开发效果评价，并对政策支持的实际收益和消除政策影响后收益进行了对比[8]。评价表明，在60美元/bbl单一油价条件下，从2013年开始盈利（图 3）；在2007—2020年，页岩油开发钻完井投资、地面工程投资及操作成本占比总体呈降低趋势，税费支出和净利润占比逐渐增加（图 4）。在实际政策支持下，威利斯顿巴肯组页岩油开发初期，盈利能力较低；在2007—2015年期间，得益于税收优惠政策，美国页岩油开发技术逐渐成熟；虽然单井投资因水平段长度和改造规模的增加而急剧攀升，但页岩油产量实现成倍扩张，单井产量的提升幅度更是远超投资增速；在此背景下，单井吨油成本及钻完井成本显著降低，从而极大地提升了页岩油开发的经济效益；2015年后，产生了以时间换效益空间的效果，逐步摆脱了优惠政策的依赖（图 5）。因此，在低油价下或剔除政策优惠情况下，美国威利斯顿巴肯组页岩油开发依然有效益[13]。
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图 3 采用单一油价（60美元/bbl）评价美国威利斯顿巴肯组页岩油单井财务净现值直方图 Fig. 3 Financial net present value evaluation of Bakken Formation shale oil in a single well in Williston Basin using a unitary oil price of 60 USD/bbl |
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图 4 采用单一油价（60美元/bbl）评价美国威利斯顿巴肯组页岩油成本收益结构图 Fig. 4 Cost benefit structure evaluation of Bakken Formation shale oil in Williston Basin using a unitary oil price of 60 USD/bbl |
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图 5 优惠政策对页岩油经济效益的影响分布图（单井财务净现值） Fig. 5 Influence of preferential policies on the economic benefits of shale oil (single well financial net present value) |
美国对非常规油气实施较大幅度、较长时间的系列优惠政策，具有超前性、持续性、效果显著、油气政策与技术进步的良性互动和相辅相成等4个方面的特点，推动了美国非常规油气快速发展。
1.3.1 超前性美国页岩油气革命推动其实现能源独立，深刻改变全球能源和地缘政治格局，而前瞻性[12]的财税与产业政策是助推这场革命成功的重要因素。美国在第一次世界石油危机后，从1978年开始，对于储量规模大、潜力大的非常规油气资源，通过价格管制放松、税费优惠和直接补贴等政策，用常规油气征税收入补贴非常规油气发展等手段，支持非常规油气发展。例如，政策启动从非常规天然气的价格管制放松开始，在美国市场经济条件下，这是较容易落地的一项政策。从政策支持到美国非常规油气商业成功历经20~30年，从油气商业成功到能源独立，又历时10~20年，从政策支持到能源独立仅用约40年。从1978年开始进行非常规财税政策支持，早于页岩气商业成功20年以上。从2015年开始，产生了以政策时间换效益空间的效果，逐步摆脱了优惠政策的依赖，即使不依赖政策，非常规油气开发也有效益。
1.3.2 持续性持续性的财税激励是美国非常规油气政策的又一个特点。1978年，首先将非常规天然气给予较高的管制价格上限，到1989年，取消了所有非常规天然气井口价格控制，对非常规天然气管制价格全面放开。1980年颁布的《能源意外获利法》对非常规能源开发税收补贴政策，煤层气的税收优惠政策适用期为10年，后来这一政策优惠期长达23年；此外，《美国国内税收法》对致密气、页岩气、煤层气实施税收抵免，最高补贴达到4.95美分/m3，实施期限长达20多年。美国在2000年前后页岩气革命获得成功之后持续进行非常规油气政策支持，2009年页岩油取得商业成功。
1.3.3 效果显著美国常规气产量在20世纪70年代达到高峰后开始递减，在21世纪初，美国天然气产量还无法自给，需要从国外进口。从1978年开始的定价机制和补贴等系列政策，有效地促进企业开发利用非常规资源，增产效果非常明显。致密气作为最早投入规模开发的非常规气类型，产量从1980年的310×108m3快速提升到2002年的1263×108m3，2008年达到高峰产量1912×108m3。美国政府对非常规油气政策扶持和大量研发投入促进了非常规油气获得技术突破和产量大幅增长。2010年美国非常规天然气开发的技术有效性较2005年提高了近3倍，特别是水平井钻井技术和多段压裂技术的突破，使得每段压裂费用由2006年直井的320万美元降低到2010年的61万美元，非常规天然气供应成本由2006年到2010年下降48.8%。据美国能源信息署（EIA）统计，2010年美国致密气、煤层气、页岩气产量分别为1700×108m3、540×108m3和1380×108m3，3种非常规天然气产量合计占到美国天然气总产量的59%。财政补贴对致密油产量规模影响较大，特别是低油价更需要补贴促产，技术和管理创新实现了低油价下的盈利。2009年成为全球最大的天然气生产国，2017年成为天然气净出口国，2020年成为全球第三大LNG出口国。2023年，页岩气产量为8470×108m3，占美国天然气总产量的79%（图 6、图 7）。
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图 6 1990—2024年美国页岩气产量增长趋势图 Fig. 6 Growth trend of shale gas production in the United States during 1990—2024 |
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图 7 美国天然气产量及构成变化图 Fig. 7 Changes in natural gas production and composition in the United States |
美国石油产量在20世纪70年代达到4.8×108t新高后，由于技术上没有突破，原油产量不断递减，2008年递减到2.3×108t。石油一直是美国急需的稀缺资源，销售利润远远高于天然气。因此，无论从需求上，还是商业上，美国石油增储上产意义深远。大陆能源公司是美国第一个完全采用水平钻井方法开发页岩油的先锋团队，坚信综合运用水平钻井与大型压裂相结合的方法，不仅能够从质地坚硬、渗透性极低的页岩中开采出天然气，同样也有希望开采出更具商业价值的石油。大陆能源公司于2000年开始试验性开采，2004年，第一口试验井钻在北达科他州，在技术上取得了一定程度的进步；2008年开始在蒙大拿州巴肯地区蕴藏石油的页岩地层大面积部署水平井，并实施超量级的水力压裂。由于大陆能源公司的开拓性贡献，2008年美国地质调查局对北达科他州和蒙大拿州的石油储量做了重新评估，技术可采储量比以前预计高出25倍以上。2009年，EOG能源公司在鹰滩地区开采页岩油取得了重要突破，第一口井初期日产量接近700bbl，第二口井日产量竟然达到1700bbl。以此为依据，地质家们评估，这一地区的页岩中至少蕴藏了39×108bbl的石油储量。从此，美国页岩油进入了商业化开采时代。2010年，以中巴肯为主要开发对象，通过长水平井多段压裂，单井日产量超过500t，页岩油产量突破3000×104t。随着技术不断升级迭代，加之政策支持，2023年页岩油产量为4.2×108t，占总产量的65%（图 8）。
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图 8 美国石油产量及构成变化图 Fig. 8 Changes in oil production and composition in the United States |
美国页岩油气革命成功首先得益于美国油气开发技术进步，然后技术和政策的良性互动、相辅相成推动页岩油气发展。“滑溜水力压裂+水平井技术”是其核心技术。水力压裂技术在1950年首次商业成功应用，水平井技术始于20世纪80年代，这两项技术的融合在20世纪80年代逐渐成为页岩油气革命成功的直接驱动力。实际上，美国的研发投资、组织机构设立等油气政策对技术研发和进步起到了较大的促进作用。从20世纪80年代至今，美国能源部、联邦能源监管委员会等政府部门先后投入60多亿美元用于非常规资源的勘探开发，开展非常规油气理论与新技术研究、资源调查和开发工作，其中用于培训和研究的费用近20亿美元。此外，美国能源部、能源研究与开发署联合国家地质调查局及学术机构发起了针对页岩气的研究与开发工程。美国成立联邦（国家）、州、地方三级致密油气资源管理机构，主要部门分布在美国环保署（EPA）、美国能源部（DOE）、美国内政部（DOI）、美国证监会（SEC）、美国土地管理局（BLM）等多个部门，具有相对规范、严谨的组织体系。与此同时，技术进步带来的油气规模、企业效益、税费规模的提升，也给油气补贴、税费优惠等政策的持续实施奠定了资金基础。例如，在上述政策支持效果后评价案例中，2016—2020年完全成本构成中，30%左右是上缴的税费；强大的税费来源是政策落地的重要保障，油气政策和技术进步的相辅相成取得了企业增收、国家增税的双赢效果。
2 中国非常规油气政策及与美国对比分析 2.1 中国非常规油气政策历程中国非常规天然气开发经历了探索发现、合作借鉴、探索评价、规模建产等4个阶段（图 9）；非常规油（主要指页岩油）经历了研究探索与发现、先导试验、规模建产等3个阶段（图 10）。
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图 9 中国非常规气（页岩气、致密气、煤层气）发展历程与政策支持导图 Fig. 9 Development history and policy support for unconventional gas in China (shale gas, tight gas, coalbed methane) |
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图 10 中国页岩油发展历程与政策支持导图 Fig. 10 Development history and policy support for shale oil in China |
非常规油没有直接支持政策，在非常规天然气探索发现阶段，也没有针对性支持政策，非常规天然气政策开始于合作借鉴阶段[14-16]。
2.1.2 合作借鉴阶段（2007—2010年）自2007年起，中国陆续出台了非常规气直接补贴等扶植政策（表 1）。2007年，国家出台《关于煤层气开发利用补贴的实施意见》，对煤层气生产进行直接补贴政策，补贴标准为0.2元/m3，并实施煤层气增值税返还。
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表 1 中国非常规油气财税政策汇总表 Table 1 Summary of fiscal and tax policies for unconventional oil and gas in China |
2012年，国家层面发布《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》，对页岩气生产进行直接补贴政策，补贴标准为0.4元/m3；减免页岩气探矿权和采矿权使用费，对尚不能国产的进口设备免征关税，出厂价格实行市场定价；依法减免页岩气矿业权使用费和矿产资源补偿费。
2.1.4 规模建产阶段（2015年至今）2015年，《关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知》延长了开采企业享受中央财政补贴的时间，并调整了补贴标准，其中，2016—2018年为0.3元/m3；2019—2020年为0.2元/m3；2018年，《关于对页岩气减征资源税的通知》使页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%。
2016年，依据《关于“十三五”期间煤层气（瓦斯）开发利用补贴标准的通知》（财建[2016]31号），煤层气补贴提到0.3元/m3，期限是5年。
2019年出台《关于可再生能源发展专项资金管理办法》及《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》，对煤层气、页岩气、致密气3种非常规资源给予财政补贴。2018年及以前，采取定额补贴的方式，其中，煤层气、页岩气补贴标准为0.3元/m3, 延长至2024年。自2019年起，不再按定额标准进行补贴, 取消定额补贴：对煤层气、页岩气、致密气3种非常规资源统一考虑补贴，设立“多增多补”“冬增冬补”的原则。对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补，相应对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金。同时，对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算。2019年，《中华人民共和国资源税法》对低丰度油气田资源税暂减征20%，深水油气田资源税减征30%，页岩油气勉强归入资源税暂减征20%，煤层气免征资源税[第六条第一款第（二）项]。
2020年，工信部联合财政部发布《重大技术装备进口税收政策管理办法实施细则》（〔2020〕118号）。对于非常规油气（如页岩气、致密油、煤层气）资源开发依赖高技术含量装备，尤其在钻完井、储层改造、智能监控等方面高度依赖进口高端设备，符合条件的可纳入税收政策优惠范围；从一定程度上，体现了非常规油气的政策支持。
2025年，国家财政部发布《清洁能源发展专项资金管理办法》[14]，对于计入补贴的非常规天然气开采利用量，通过权重系数进行调节。煤层气权重系数为1.5，加大煤层气补贴；对致密气采用“平缓退坡”的方式减少补贴力度，2025年权重系数为0.6，2026—2027年权重系数为0.4，2028—2029年权重系数为0.2。在中国非常规天然气以致密气为主的状况下（以中国石油为例，2025年致密气占非常规天然气产量比例预计68%），这意味非常规天然气未来的补贴力度会不断减小。
地方政府也推出了一些优惠政策。例如山西省通过“三气共采”（允许企业在同一区域综合开采煤层气、页岩气、致密气，避免重复投入，降低单位成本）等试点政策降低企业综合成本，间接优化税负环境。四川省探索了激励机制，建立了矿业权出让收益分享比例与找矿投入挂钩的机制。根据《关于调整四川省矿业权出让收益分享比例的通知》，四川省按照“谁出资、谁受益”原则，设置了找矿项目省级全额出资、市县全额出资、省与市县各50%出资3种出资方式分享比例，来调动省、市、县政府投入找矿的积极性。根据这一新的分享比例，市县找矿出资越大，分享收益越大。
此外，2000—2019年期间，国家陆续设立重大专项基金“大型油气田及煤层气开发”“陆相页岩油勘探开发关键技术专项”及“渤海湾盆地济阳坳陷古近系陆相页岩油勘探开发技术与集成示范”等，通过支持非常规油气技术研发促进非常规发展。
2.2 我国非常规油气政策效果自2007年起陆续出台的非常规气直接补贴等扶植政策，发挥了税费政策的调节功能，积极引导天然气产业发展壮大。中国页岩气产量从2012年开始实现“零”的突破，2018年全国页岩气产量达到102.9×108m3，占天然气总产量的6.54%，2024年全国页岩气产量达到252×108m3，占天然气总产量的10%以上，2024年全国非常规气产量达到1097×108m3，占天然气总产量的44.50%[17]。受益于非常规气财税政策，2018年以来，中国石油天然气有限公司（简称中国石油）累计收到补贴310.5亿元。“十四五”期间，中国石油天然气产量增速4.7%，其中常规气增速2.1%，非常规气增速8.6%；非常规天然气产量从498×108m3增长到754×108m3，占比从38%增长到46%。2025年，中国石油非常规天然气计划产量753×108m3，致密气储量落实程度高且开发技术成熟，2025年产量510×108m3，增速7.2%；页岩气稳定中浅层，推进深层勘探开发，2025年产量166×108m3，增速7.5%；煤岩气深层开发技术突破，推动产量增长，2025年产量77×108m3，增速28.6%。
2.3 中美非常规油气政策对比分析对比中美非常规油气政策，既有相似性，也有较大的差异。
在相似性方面，一是政策背景和目标的相似性。美国非常规油气政策源于1973年前后的第一次石油危机及1979年伊朗革命导致油价上升等大背景，力图通过本土油气上产，减少油气对外依赖；与此同时，常规气产量在20世纪70年代达到高峰后开始递减，油气产量规模下滑趋势明显。中国非常规气政策源于中国经济快速发展对天然气的需求，以及天然气对外依存度快速攀升；2007年天然气对外依存度为5.7%，2012年天然气对外依存度超过30%。因此，需要对资源潜力大的非常规天然气进行政策支持，促进中国天然气产量快速发展。二是政策支持路径的相似性。首先从非常规气政策开始，先气后油，并重视技术研发。美国从1978年推出页岩气、煤层气、致密气价格放开管制政策，然后逐步进行非常规油气直接补贴，2003年页岩气商业成功，2008—2009年页岩油也获得商业成功。中国2007年首先对煤层气进行直接补贴，并实施增值税返还；然后对非常规气直接补贴，快速推动非常规气上产，2024年全国非常规天然气产量占总产量的40%以上；2026年国家即将出台页岩油固价收储政策。三是具有同样的市场化机制作为产业扶持政策的重要前提。美国成熟的市场化机制是政策制定及具有较好支持效果的重要前提。2017年，中共中央、国务院发布《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》开启了央企改革之路，油气市场改革在拓宽勘探开发领域市场参与主体、强化天然气市场化改革等方面不断取得突破。中国目前处于油气产业市场化发展阶段，已经可以对接和借鉴美国各项政策，使政策能够有效指导、引领国家油气工业发展，对保障本国能源安全和经济发展作用巨大。
在差异性方面，美国非常规油气政策的系统性、配套性强，表现为多种路径全方位政策支持及政策持续性；和美国对比，中国非常规政策没有形成系统性配套，整体力度弱于美国。表现在一是对非常规气政策持续性不够，并且政策支撑力度有所减弱；二是非常规油政策基本属于空白，除了没有体现超前性以外，也缺乏非常规油起步阶段的政策跟进；三是非常规产业发展阶段与政策衔接不够顺畅。在不同非常规天然气类型快速发展的各阶段，政策差异性和丰富性不足；目前中国页岩油产量已超过600×104t，正处于需要政策支持的关键阶段，凸显页岩油政策出台的迫切性[18]。造成上述3方面差异的有5类主客观因素：其中3类属于客观性因素，一是中国是典型大陆法系，相对于西方海洋法，相关法律制定进程和司法效率相对较低，对于非常规油气等新的开发矿种，政策法律层面跟进不够及时；二是中国在改革开放40多年、取得巨大成就之后，进入了一轮新的发展调整周期，国家财政收入有限，国家层面需要的政策支持涉及行业较多，税费优惠相对谨慎；三是非常规油气，尤其是页岩油产量规模不大，影响力相对有限。其中两类属于主观性因素，一是石油企业层面论证分析不足，缺乏政策支持的科学性和系统性论证；二是国家层面政策超前论证和前瞻性预判相对落后美国等国家，战略层面相对重视不够。
3 对中国非常规油气政策的建议 3.1 政策支持设计与实施方法论非常规油气政策支持是一项系统工程。非常规油气政策设计与实施需要国家政策支持，地方政府培育，油气田公司所属集团公司扶植，油气田公司自身提质增效。通过“四位一体”政策联动发展模式（图 11），形成政策合力和联动效应，推进非常规油气增储上产和效益开发。在国家层面，建议从税费优惠、国家财政补贴、行业标准制定等方面对非常规油气行业进行支持，将已有财税政策覆盖或倾斜到非常规油气，并对非常规资源推出新的财税支持政策。在地方政府层面，建议从税费返还、地方财政补贴、土地使用税等地方税种优惠、地域发展联盟等方面对非常规油气发展进行培育。在油气田公司所属集团公司层面，建议从如下4个方面给予政策扶植：一是适当降低非常规资源开发基准收益率，可下降1~2个百分点；二是平衡好集团公司内部上下游贴水价格，使页岩油具有较好的油价竞争力；三是顶层设计、组织好非常规资源科技研发专项基金和非常规油气革命工程，使科技研发和生产实践形成高效率；四是组织协调相关部门进行政策论证，向国家有关部门提出油气政策支持的诉求和申报等。在油气田公司层面，建议从如下3个方面推动非常规开发提质增效：一是要以技术创新和技术迭代为源动力，提高采收率和单井累计产量；二是以管理提效为抓手，坚持高效勘探、效益开发，降低全生命周期的单位完全成本；三是以油公司改革为契机，有序推进非常规油气资源增储上产，逐渐减少对政策的依赖。
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图 11 非常规油气政策“四位一体”发展模式图 Fig. 11 "Four-in-one" development model of unconventional oil and gas policies |
实际上，基于中美对标进行中国非常规油气政策设计时，中美在资源禀赋、能源战略、制度环境和体制机制等方面的差异，既是导致政策现状差异的部分根源，也是中国非常规油气政策设计与制定必须考虑的要素和遵循的准则。在资源禀赋方面，中美两国页岩油气资源在储量分布、地质复杂性、开发难易度等方面的差异是政策设计的基础前提。美国非常规油气资源禀赋明显好于中国，中国非常规油气开发难度更大、挑战也更大。因此，中国非常规油气政策支持，不仅迫切和必要，更要提前谋划好政策支持的时机和力度。在能源战略方面，两国所处能源发展阶段不同，导致政策核心目标存在本质区别：美国重“市场主导与出口”，中国重“安全保障与自主可控”。美国已实现能源独立，政策重心转向出口LNG、增强地缘影响力；中国仍处在“增储上产”攻坚期，加大非常规油气开发力度是重点发展方向。中国非常规油气政策设计需要服务并支撑好中国能源发展战略。在制度环境和体制机制方面，矿权归属与管理、土地使用、财政分配等基础制度安排，直接影响企业投资意愿与开发效率。美国实行私有矿权制，地下油气资源归土地所有者所有，私人可通过购买或租赁参与开发，形成高度市场化的激励机制；小型独立生产商广泛参与，推动技术创新与灵活运营，“矿权拍卖+利润分成”模式吸引大量社会资本。中国油气资源归国家所有，实行探矿权、采矿权有偿取得的制度，矿业权通过招标、拍卖、挂牌等竞争性方式出让，具有典型的中央—地方分权、油气矿权集中管理、煤层气矿权省级管理等制度特征；中国土地公有制，对可开发利用的全民所有自然资源, 除国家法律和政策规定可以划拨或无偿使用的情形外, 全面实行有偿使用。因此，中国非常规油气资源需要按“顶层设计+政策支持+技术攻关”的思路，实现“适配型开发”。政策支持的适配性体现在非常规油气的系统性政策体系，多方联动形成合力，区域政策与资源禀赋适配；政策叠加市场化机制提升资源配置效率，助推非常规油气增储上产；政策适当向地方倾斜，发挥地方和基层的能动性和积极性；引导企业加大勘探开发技术研发和投资，破解非常规油气开发中的技术瓶颈；政策对非常规油气产业链各环节的协同支持与资源整合等方面。
从政策工具来看，政策补贴和税费减免是政策的主体。政策补贴和税费减免核心逻辑一是政策使低效、无效资源能够得到效益开发，提高资源利用率和企业效益；二是政策引发的企业增储上产、效益提升可间接促进技术研发投入的增加和技术突破，达到以政策支持时间换取技术进步空间的效果。因此，政策的推出、调整和退坡是一个动态系统工程。一般说来，约3年时间窗口可捕捉到技术成熟度曲线的转折点；随着技术转化周期的缩短，技术推动的提质增效、成本下降周期也在减小；过去低效、无效资源在新技术的推动下，可能变成可效益开发的储量。因此，政策周期一般以5年左右为限，并考虑新开发资源的品质情况，进行适度调整，甚至退出。建议在低效、无效储量规模相对较小时，例如，在可动用储量中，低效、无效储量占比低于30%，可以考虑取消政策优惠等。
3.2 国家层面的政策支持建议 3.2.1 将已有财税政策覆盖或倾斜到非常规油气建议将已有财税政策支持（资源税、所得税优惠等）覆盖到非常规油气，使已有财税政策向非常规油气倾斜，以此释放非常规油气的产能建设潜力。在资源税优惠方面，将非常规油气纳入资源税的优惠对象，非常规资源开发的资源税减半（由目前的6%降低到3%）或免征资源税；将水资源税，采取和非常规油气一样的政策优惠，相应进行资源税减免。在所得税优惠方面，借鉴国家西部大开发的所得税优惠政策，将中国非常规资源开发的所得税均按15%收取，无地区限制。在加计扣除优惠方面，比照国家对集成电路和工业母机企业等特殊行业政策，将非常规油气研发费用加计扣除比例提高到150%。
3.2.2 对于非常规资源推出新的财税支持政策借鉴美国政策支持的成功实践及非常规天然气的政策支持经验，针对非常规资源开发，及时推行新的财税支持政策。
3.2.2.1 非常规油气资源开发给予财政补贴政策建议将页岩气、煤层气补贴政策恢复到按实际年产量补贴，取消“多增多补”“冬增冬补”的限制；将页岩气、煤层气补贴分别恢复到2007年和2012年的补贴水平：煤层气补贴0.2元/m3，页岩气补贴0.4元/m3。以中国石油为例，2018—2024年累计非常规天然气投资占天然气上游开发投资的67%，未来“十五五”期间，非常规天然气也是产能建设与开发投资的重点。随着非常规天然气资源品质的不断劣质化，成本控减难度加大，完全成本将是常规气的1.5~2倍，目前的政策不足以弥补成本与市场价格的差距；初步估算，该项政策将使非常规天然气产能规模增加20%~30%，对非常规天然气增储上产和产业发展起到较大的促进作用。将页岩油、致密油纳入补贴范围，增加相应预算资金；参考美国页岩油的补贴标准，并考虑到补贴后的政策效果，建议按照年产量油气当量3~5美元/bbl进行补贴。
3.2.2.2 非常规石油特别收益金优惠或定向使用政策将非常规资源开发石油特别收益金起征点提高到75美元/bbl，免征非常规油等低品位资源开发初期(3~5年)的石油特别收益金。与此同时，石油特别收益金计价标准由美元/bbl改为元/t。或者国家将部分收取的收益金（例如50%）返还给石油企业，全部用于加大非常规油气勘探开发。
3.2.2.3 非常规资源开发投资抵税和低息、无息贷款政策按非常规资源开发产能建设投资的10%抵税，并将页岩油等非常规资源归到战略找矿资源矿种，给予低息或无息贷款。
3.2.2.4 非常规开发关键装备进口实行零关税目前，在中美双方关税谈判的关键期，关税政策既是敏感问题，也是事关中国非常规开发投资控减的重大问题。建议对用于非常规勘探开发生产所需的实验仪器、压裂设备、地质导向等关键装备进口实行零关税政策，以此减小企业的进口负担。
3.2.2.5 非常规工程技术服务增值税返还非常规油气开发对工程技术服务公司的技术要求高，实现投资控减目标压力大。建议实施非常规工程技术服务公司增值税返还政策（50%~70%），当年税收返还用于降低油服企业成本，助力提升工程技术服务公司的创新能力和价值创造能力。
3.3 地方政府政策支持建议（1）资源税返还政策。目前，资源税划归地方管理，由地方征收。资源税是税费最高的税种之一，以2024—2025年为例，除特别收益金外，所得税以外的税费（即销售税金及附加）占油气单位完全成本约6%，其中85%以上是资源税。在目前非常规资源税没有优惠的情况下，建议将地方政府收缴的非常规资源税部分返还（50%~70%）。此外，非常规资源开发用水量较大，建议对于水资源税也采取部分返还的优惠形式（50%~70%）。
（2）地方财政补贴政策。一是给予国家级陆相页岩油示范区配套补贴政策，通过对页岩油进行地方财政补贴（5~10美元/bbl），鼓励企业对国家级陆相页岩油示范区进行高效开发，确保示范区的示范性和对行业发展的引领性。二是借鉴中国页岩气、致密气、煤层气等补贴经验和做法，建议将煤岩气纳入补贴范围，补贴标准为0.2元/m3，未来适当增加煤岩气的补贴力度。煤岩气作为一种新型非常规天然气资源，已成为重要的新兴能源产业。与传统的煤层气和页岩气相比，煤岩气的开发成本更高，因为其埋藏更深，技术要求更高。然而，煤岩气的资源量巨大，具有长期开发潜力，这使得其在长远来看具有经济可行性。煤岩气的开发成本涉及多个复杂环节，目前来看，由于其技术要求和开发难度，成本相对较高。在政策的推动下，随着技术进步和规模化效应的体现，未来煤岩气的开发成本有望下降，从而提高其经济竞争力。
（3）差异性征收土地使用税。鉴于地方政府辖区范围内的土地性质、土地差异性较大（例如，西部地区），建议根据土地商业价值差异性征收土地使用税。增加城镇土地使用税，将离城市较远的戈壁滩、沙漠等土地给予阶段性土地使用税减免或将戈壁滩、沙漠等剔除土地使用税征收范围。
（4）地方政府合作机制。作为一种地方政府合作机制，可以考虑地方政府与油气田公司建设地方合资公司，将非常规资源开发和争取新能源消纳通道作为其主营业务，并将此事项纳入地方政府战略协议清单。
（5）建立地域非常规发展联盟。由地方政府主导和引领，联合中央企业、地方国企和民营企业等企业及地方和国家等研究机构，从如下3个方面入手，建立地方政府非常规发展联盟：一是设立地方政府非常规资源开发科技研发专项基金，组织地方政府技术攻关，利用好国家驻设在地方的国家级科研资源，鼓励企业进行研究开发和技术创新，通过技术攻关，提高非常规资源开发效果。二是打破壁垒，优化区域资源配置，合理规划资源开采，成立非常规勘探开发共同体，统一研究部署，解决对非常规资源认识局限、协同不足问题，使非常规油气资源的勘探开发更有效地服务于地区经济发展。三是构建地方政府非常规开发全产业链体系，建立地方政府技术、工程、服务大市场。
（6）矿权收益央地分成激励政策。为调动地方政府积极性，建议将矿权收益中央地方分成比例向地方进一步倾斜。例如，从目前的按中央和地方4∶6分成，扩大到中央和地方3∶7分成。
3.4 政策支持情景效果评价以西部某页岩油田开发为例，目前单井投资4000万元以上，单位完全成本为55~65美元/bbl。总体看，成本高，按油价60美元/bbl（2701元/t）进行评价，效益也较差。如果通过降本增效，可以适当提高一些收益水平。例如，在单井投资控减5%的情况下，内部收益率可以提升1.7个百分点。即使按单井投资控减5%评价，在油价60美元/bbl情景下，只有一类潜力开发有效益，涵盖地质储量6983×104t，可建产能120.8×104t，其他类别均无效益，平均内部收益率为2.98%，距离效益达标还差3个百分点，接近一半的储量不能有效动用（表 2）。
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表 2 西部某页岩油田开发建产潜力、分类及效益现状评价表 Table 2 Evaluation of capacity construction potential, classification, and current benefit status of a shale oil field in western China |
根据中美对标分析及该油田具体情况，设计了3类财税政策，不同政策组合形成3个政策情景。按这些情景，对该页岩油潜力进行政策情景效果评价。评价结果表明，对于二类潜力油藏，需要财政补贴4美元/bbl才能效益达标（对应政策情景1）；对于三类潜力油藏，在政策情景1基础上，需要免征资源税和所得税减至4%才能效益达标（对应政策情景2）；对于四类潜力油藏，在政策情景2基础上，需要免所得税、增值税降至5%、再增加补贴6美元/bbl才能效益达标（对应政策情景3）。3类政策情景，分别增加动用储量896×104t、4248×104t和1000×104t，分别增加产能16.38×104t、72.56×104t和20.20×104t。合计增加动用储量6144×104t、产能109.14×104t。政策支持下，可以实现效益开发，增储上产效果显著。
4 结论与认识（1）美国非常规油气优惠政策具有超前性、持续性、效果显著，以及政策和技术进步的相辅相成等特点。超前性体现在财税政策提前20~25年开始支撑，页岩油气革命在1998—2008年取得商业成功；持续性体现在持续的财税激励，技术突破和商业成功后，持续加大力度，适当改变政策支持方向；效果显著体现在2024年美国页岩油、页岩气产量分别占总产量的67%和81%；政策和技术进步的相辅相成体现在美国页岩油气革命成功首先得益于美国油气开发技术进步，然后技术和政策相辅相成推动页岩油气发展，取得了企业增收、国家增税的双赢效果。
（2）对比中美非常规油气政策，在政策背景和目标、政策支持路径和市场化机制作为政策前提等方面具有相似性；但是，中国非常规油气政策没有形成系统性配套，非常规油气产业发展与政策衔接不够顺畅。在非常规气方面，尽管补贴政策已实施多年，也取得了显著成效，但是政策持续性不够。在非常规油方面，目前页岩油开发对象进一步变差，开发难度加大，成本控减难度进一步加大。在中国石油的3个页岩油主力产区中，长庆油田由长7段的Ⅰ+Ⅱ1类向连续性变差、单油层变薄的Ⅱ2类转变，开发区域由单一层系向注水叠合区扩展；大庆油田在加快Q9油层规模建产、甩开评价的同时，开始转向黏土含量不断升高的Q1—Q8油层，其中Q2—Q3油层脆性差、缝高小，单井EUR低；新疆油田从吉木萨尔开始转向储量规模大、挑战更大、投资更高的玛北风城组。但是，页岩油政策基本属于空白。
（3）非常规油气政策支持是一项系统工程。非常规油气政策设计与实施需要国家政策支持，地方政府培育，油气田公司所属集团公司扶植，油气田公司自身“提质增效”；通过“四位一体”政策联动发展模式，形成政策合力和联动效应，促进和完善中国非常规油气财税政策体系建设，推动中国非常规油气行业可持续发展。
（4）在国家层面，建议已有的财税政策覆盖到非常规油气，并对于非常规资源推出新的财税支持政策，以此释放非常规油气的产能建设潜力和资源开发利用；在地方政府层面，建议推出资源税返还、地方财政补贴、差异性征收土地使用税、地方政府合作机制、建立地域非常规发展联盟、矿权收益央地分成激励等政策，为非常规油气快速发展提供地方和区域性保障；在油气田公司所属集团公司层面，建议从降低非常规资源开发基准收益率、平衡好公司内部上下游贴水价格、设立非常规资源科技研发专项基金和实施好非常规油气革命工程等方面给予政策扶植。
（5）展望未来，在非常规油气相关政策支持下，石油企业只有加快非常规油气降本增效步伐，以技术降本和管理提效为抓手，坚持高效勘探、效益开发，才能逐渐减少对政策的依赖，实现非常规油气资源的高效开发和利用。
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