页岩气商业和规模化难题浮现 第三轮招标最快明年启动

每经记者 岳琦 发自成都

在千呼万唤之下，页岩气的第三次招标目前仍未启动。面对技术、成本、开发模式、环境保护等种种藩篱，政策和资本在迟疑中徘徊。经历前期的一阵狂热之后，页岩气会就此冷却吗？

近日，《每日经济新闻》记者采访了国土资源部政策制定者、页岩气领域权威专家学者以及川渝地区页岩气开发者，试图从川渝的页岩气开发状况，解读目前中国页岩气开发的最新进展与种种困境。

页岩气第三轮招标的具体时间迟迟未定，官方的表态亦停留在“暂无时间表”。今年10月，国土资源部突然宣布要求第一轮招标中标的中石化和河南省煤层气公司缴纳相当数额的违约金并核减区块面积，这也被外界认为是国土资源部对“圈而不探”处罚。

11月27日，在成都召开的第四届中国页岩气发展大会期间，国土资源部地质勘察司油气管理处处长杨永刚在接受 《每日经济新闻》记者采访时表示，页岩气区块招标最快可能在明年上半年进行，对招标制度的修订亦正在研究当中。

近年来，页岩气在国内掀起了前所未有的投资热潮。随着开发的深入，商业化和规模化的难题逐渐浮现。“我们担心市场不理智。”杨永刚表示，前几年他们一个劲给市场降温，现在温度降下来了。但市场也不能忽冷忽热，国家要的是资源开发和市场前景，企业要的是利润，这两点应该统一。

第三轮招标机制谋变/

页岩气在2011年被列为独立矿种，通过招投标的方式设置矿业权，其中包括勘探权和开采权，与石油、天然气的矿权区别对待。目前，国土资源部已经发布54个探矿权，勘探面积17万平方公里，主要集中在四川盆地及周缘地区，累计投入超过200亿元。

在页岩气领域的会议上，业内人士对第三轮招标启动的时间较为关注，而国土资源部最近的一次官方表态在今年7月召开的新闻发布会上。国土资源部地质勘查司副司长车长波表示，第三轮页岩气探矿权竞争出让准备工作正在进行，已初步形成了竞争出让方案、选定了竞争出让区块，待所有准备工作完成后，将适时通过竞争方式向社会出让新的页岩气探矿权区块。

然而到了年底，第三轮招标仍未有启动迹象。一位业内人士感叹，去年初业内就传第三轮招标会在2013年底进行，今年初又说会在2014年底启动，现在看来只能等2015年。

对此，杨永刚在第四届中国页岩气发展大会上公开表示，对区块所在地状况要协调好，这些工作正在推进。把尽可能多的区块放到市场当中，这也涉及一些法规的修改，现在改革讲究有法有据，走完法律程序，正式实施之后再开展相关工作。“如果快的话明年上半年应该差不多了。”

事实上，在页岩气的矿权管理和招标机制上，将矿权下放至省级管理的呼声一直很高，不少专家认为这样更有利于调动地方政府积极性。对此，杨永刚表示，“我们将在坚持油气矿权中央一级登记的前提下，探索部省两级的监管体系，增加监管力量做到放而不乱，并协调好企地关系。”

为了加快页岩气产业化，国土资源部在第二轮页岩气招标中宣布开放民企投标资格，试图打破第一轮招标国企独大的局面。而第二轮招标中不乏涉及上市公司的案例，作为非常规能源概念，资本市场对页岩气异常关注。

“推进中国页岩气发展的政策方面的核心是开放市场。”杨永刚表示，招标投标法对资源区块配置有不太适应的地方。页岩气招标的目的不是收钱，而是让大家投入。

杨永刚对 《每日经济新闻》记者表示，招标制度的改变正在研究，“没必要炒作招标，要一步一步来，要积极也要稳妥。我们可以压缩发展的时间，但是程序是不能跨越的。”

围而不探？中石化缴800万违约金/

在页岩气资源开发及其相关领域，无论是知名央企、地方国企，还是上市公司、民营企业都想分一杯羹，但在实际的开发上其实并不“热”。

今年以来，从壳牌宣布缩减在川投资到国家调低页岩气产量目标，页岩气的开发似乎开始“遇冷”。开发难度成为企业不得不面对的难题。

11月3日，国土资源部公布，在首批两个页岩气招标区块探矿权勘查期满处置结果中，中石化和河南煤层气公司因未完成承诺的勘查投入比例，分别缴纳违约金约800万元和600万元，并被核减勘查区块面积。杨永刚在公开发言中表示，上述2家企业缴纳的是违约金不是罚金或罚款，也不是处罚。“作为中国页岩气招标第一个吃螃蟹的人，我们应该给予掌声。”

杨永刚表示，违约金是按照取得区块时与国土资源部签的合同，是按合同办事。此外，上述两家公司拿到区块之后的投入远远高于国土资源部的最低要求，开发不达预期主要是他们对地质条件的复杂程度和资源的认识程度不清等客观原因造成。

另一个层面，杨永刚也表示，这也反映了页岩气矿权的有进有出。国家要的是资源开发和市场前景，企业要的是利润，这两点应该统一起来。国土资源部的页岩气发展思路是“放开市场、盘活区块、激发活力、加强监管”。

“招标为什么搞这么复杂？我们就是怕企业不积极，担心市场不理智。”杨永刚表示，中小企业刚开始积极性很高，后来发现难度大，最后没信心就走了。就怕这样忽冷忽热，而且热情掉下来了，再想上去就难了。

事实上，页岩气区块开发进展一直受外界质疑，大部分页岩气区块被认为开发缓慢。对此，杨永刚特别说明，油气勘察周期一般7~10年，目前21个页岩气招标区块中，2个区块勘察了3年多，另外19个勘察还不到2年，四川盆地从正式做页岩气也就5年时间。很多中标企业都是刚进入的市场主体，取得突破需要更长的时间。

杨永刚表示，目前我国油气勘察开采市场存在竞争不足、活力不够等问题，新的页岩气开发企业又面临缺乏经验、人才和抗风险能力不够等问题。“目前国土资源部正在组织油气督查员对全国页岩气勘察开发进行督查，以了解最新的进展，发现问题及时解决。”

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成本篇

“工厂化”降页岩气开采成本：单井3000万追平美国？

每经记者 岳琦 实习记者 丁舟洋发自成都

“降成本，还是降成本。”在11月27日召开的中国页岩气发展大会上，业内人士最关注的始终还是页岩气的开采成本。从地质勘探到井场建设，从钻井到压裂，从装备到管理，成本是中国页岩气开发绕不开的话题。

“降低单井成本的空间肯定是有的，不过这就像海绵里的水，越到后面越难挤出来。”中石化西南石油工程公司钻井研究院副院长罗朝东对《每日经济新闻》记者表示，在页岩气各个环节中，压裂占据60%成本，中国在降低压裂成本方面仍然有瓶颈。

此外，国土资源部矿产资源储量评审中心研究员李玉喜表示，如果在技术操作方面实现集约化管理，单井成本应该是能大幅降低的。一位业内资深人士推测，单井成本降至3000万元，从而达到美国水平并非不可能。

压裂降成本遇瓶颈

相比国内近亿元的单井成本，业内人士估算，美国单井成本仅有中国的30%。贝克休斯（中国）油田服务有限公司北亚区战略性业务拓展经理卜范慧在此前接受 《每日经济新闻》记者采访时表示，从钻井周期、钻探成本，甚至井面的建设费等多方面来看，目前国内成本都远高于美国。

按照行业标准，页岩气单井的成本主要由地面工程、钻井、压裂等部分组成，目前国内页岩气降成本的主要制约来源于压裂。“涪陵区块焦石坝的钻井天数已经从过去的100多天降到现在的40天了，这意味着钻井成本的大幅下降。”罗朝东表示。和钻井成本相比，目前压裂的成本是最大的，占到单井总成本的60%。

事实上，在降低压裂成本方面美国有很多先进经验，罗朝东分析，比如几口井同时压裂，减少搬迁费用；重复使用压裂液，压裂液反排后进一步使用；分段压裂分得更细，有针对性地使用支撑剂等。

前述业内资深人士表示，分段式压裂考验页岩气技术的精细化程度，美国的分段压裂最多可细化到90多段，开采效率更高，而中国分段式压裂多在10~20段左右，电脑建模都只能达到37段。

此外，由于页岩气水压裂的原理是通过大量掺入化学物质的水灌入页岩层，进行液压碎裂以释放天然气。因而受到不少学者的质疑，认为水力压裂技术不仅浪费大量的水资源，还可能导致气井附近出现地下水污染。

探路井工厂模式

罗朝东坦言，目前国内页岩气普遍处于投入大、产出少、回报慢的初级阶段，一个区块的勘探和开发技术没有取得实质性突破的时候，社会资本大规模涌入是有风险的。

“不是每一个公司都能像油气巨头那样拿出好几十亿来进行前期投入，目前页岩气的投入和产出是不成比例的，很多公司的资金和技术条件决定了它们经不起巨大的前期亏损。”罗朝东认为，从长远看放开页岩气市场，引导社会资本进入肯定是有好处的，但在条件不成熟的时候大量进来容易导致社会资本的巨大浪费。

面对成本难题，“两桶油”在川渝地区显然走在全国最前列。中石化的涪陵项目和中石油的长宁-威远项目几乎代表了中国最先进的页岩气开发模式。

“没有最先进的技术，只有最经济适用的技术。”中石化石油工程技术服务有限公司副总经理刘汝山在第四届中国页岩气发展大会上表示，探索页岩气的经济开采模式，为大规模工业化开采做准备是中国页岩气产业发展的中心任务。刘汝山认为，“对中石化油服来说，我们的探索才刚刚开始。”

值得注意的是，在中石化和中石油方面介绍各自经验成果时，“工厂化”模式的应用都被重点提及。中国科学院院士、非常规油气协同创新中心主任高德利也在会议上表示，单井成功或者钻井压裂成功还不足以赚大钱，甚至还赚不了钱，通过井工厂的模式批量化生产才是解决之道。

值得注意的是，美国致密砂岩气、页岩气开发，英国北海油田、墨西哥湾和巴西深海油田，都采用工厂化作业的方式。高度集中的流水线施工和作业，使开采成本大大降低。“一个井场同时打4到6口井，这就节省了前期投资，提高了开发效率，而且缩短了钻井周期。”卜范慧此前对《每日经济新闻》表示，工厂化模式在国内很早就有试水，今年开始大规模应用，这也是今后页岩气开发的方向。

单井成本追平美国？

除了在“工厂化”模式上的探索，也有部分专家将目光集中在了页岩气的管理成本上。李玉喜表示，降成本要从粗放走向集约，技术、资金、人才都有，现在需要提升的是管理。把多个工种都集合起来，这是很大的管理挑战。

“在中国油气开发上，我觉得管理成本还有很大的降低空间。”国土资源部地质勘察司油气管理处处长杨永刚在上述会议上也公开表示，政策是围绕着效益来的，而效益是靠降低成本来体现。降低成本首先是靠技术进步，另外就是规模化开发，降低管理成本。

事实上，要实现这种集约管理并不容易。“不单单是组织管理问题，更是技术管理问题。”李玉喜表示，从优选目标区，到部署井位，实施钻井，再到压裂，各方面都需要衔接起来，可能单项技术都可以，把所有东西都弄到一起就不见得了。同时前面工作要考虑后期工作便于操作和目标实现，这都是管理问题。

目前，我国页岩气单井成本离美国水平差距还比较大，中国的成本水平大概是8000万元一口井，美国水平是单井3000万元。一位业内资深人士认为，“如果在技术操作方面实现集约化管理，单井成本应该能大幅降低。”降低的程度不用多，能达到美国水平就够了，很多地方只要能达到美国水平都是赚钱的。他表示，单井成本3000万元，产3000万立方米气就赚钱了，而现在至少得有8000万立方米的产量才行。

而另一位业内专家认为，中国的单井成本降低到3000万元更多的是理论数值。3000万元人民币已经是美国能做到的极限了，而且美国的页岩气储存深度、管网运输等都比中国更具优势。

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样本篇

川渝占尽天时地利 页岩气开发经验恐难复制

每经实习记者 丁舟洋 发自成都

作为全国仅有的两个国家级页岩气示范区，重庆涪陵区块和四川长宁-威远区块的一举一动都牵动着业界的神经，关于川渝经验能否复制的讨论也从未停止。

中石化江汉石油工程有限公司测录井公司相关负责人在11月27日的第四届中国页岩气发展大会上表示，目前涪陵区块已累计钻井约100口、完井近70口，完成试气40余口，年累计产气超过9亿方。涪陵页岩气已实现100%的商业化销售。

“事实上，涪陵区块的某些单井产量已高过美国水平。”中石化西南石油工程公司钻井研究院副院长罗朝东对《每日经济新闻》记者介绍，页岩气储存识别与评价、大型压裂、“井工厂”等一系列关键工程技术都在川渝页岩气区块中取得了突破，在技术与装备方面对其他页岩气区块有着重要借鉴意义。

然而，罗朝东也指出了川渝页岩气占尽了“天时地利”，在地理条件上不具备可复制性。川渝页岩气的储量丰富、埋藏较浅、离水源较近，“尤其是涪陵，地表和地质条件俱佳，周围的配套管网和用户需求都太好了，其他区块很难如此理想。”

川渝探路商业化

从美国页岩气开发经验来看，早期示范区块的带头作用非常明显。美国Barnett页岩区在2000年初率先开发，在Barnett页岩区的成功带领下，其他区块逐渐形成规模化开采，并在2010年后迎来爆发增长。

率先挂牌页岩气国家级示范区的四川长宁-威远区块和重庆涪陵区块，在储量、产量和商用方面都走在全国前列。中石化石油工程技术服务有限公司副总经理刘汝山认为，包括中石化、中石油、中海油、延长石油在内的“国家队”有着数十年石油地质经验，代表了中国页岩气开发的最高水平。其开采经验为其他区块和开发企业了解页岩气藏特性，获得钻井、压裂和投产经验等方面都提供了宝贵的第一手资料。

据《中国石油报》报道，中石油在长宁-威远的页岩气战略自2007年开发以来分为三个阶段，第一步，地质评价，回答有无资源问题，选定优质开发区块；第二步，产能评价，开展提高单井产量的先导试验，确定水平井为主要井型；第三步，放大试验，商业开发，建成规模产能。目前，长宁—威远国家级页岩气示范区进入第三步阶段，并提出“2015年产气20亿立方米”的目标。

10月29日，随着威204井外输控制阀门的开启，威远区块页岩气流入川渝管网，进入外输商用阶段。重庆涪陵区块则在2013年底传出成功规模商用的消息。今年3月24日，中石化宣布涪陵页岩气田勘探获得重大突破，将以原计划10倍的产能，提前加速进入页岩气大规模商用开发，并且在2017年建成百亿方产能。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，在输气管道垄断、终端销售价格机制尚未形成的当下，页岩气开发存在诸多不确定性，目的为赚钱的民企不愿意冒这么大的险。所以，“国企先走一步，做一些示范还是非常必要的”。林伯强表示，国企先以较快速度发展起来，在开采技术、盈利模式等方面做出示范。与此同时，民企也要慢慢发展，保住市场先机。

外部环境难复制

涪陵、长宁-威远区块取得的突破，让资本又一次燃起了对页岩气的信心。罗朝东告诉《每日经济新闻》记者，涪陵页岩气的钻井天数已经从过去的100多天进步到40多天了，钻井成本大幅下降，其钻井设备、技术和一体化的管理经验对其他区块具有样本意义。

“涪陵区块的页岩气工程技术和装备制造都可以复制到其他地方。”中国石化石油工程机械有限公司总经理谢永金表示，目前已经在长宁威远等地大量应用了。但在钻头、钻具等钻探工具上还要根据不同地质情况做匹配。

不过，从外部条件看，川渝页岩气仍有很多别的区块难以复制的有利因素。就储量而言，公开数据显示，面积为283.56平方公里的涪陵焦石坝主体页岩气三级储量达到2402.36亿方，丰度接近于8.5；整个川东南探区的资源储量为2.1万亿方；焦石坝主体的页岩气田还是不含硫化氢的优质天然气干气气藏，连脱硫都不需要。

页岩气在压裂过程中需要大量的水，而水源丰富、页岩井离水源近，又成了川渝两大示范区的第二个重要优势。事实上，即便是离水源近，页岩气井仍有面临耗费大量精力却最终徒劳的风险。一位不愿具名的业内人士坦言，四川有一口井为了压裂用了4.6万方水，创造了世界纪录，结果发现那口井根本没气。“钱和水资源就这样打了水漂。”

在杨永刚看来，川渝页岩气虽然在点上取得了一些突破，但是在面上还没有完全推开。广发证券研报显示，除了资源和技术方面的巨大优势外，中石油中石化与地方政府的良好关系也是众多民企难以企及的。为促进本地页岩气的开采各地方政府如四川、贵州都为试验区内页岩气勘察开发营造良好的外部环境，保障页岩气勘察开发用地用水等方面的需求。

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前景篇

油价暴跌难挡页岩气“钱景”2020年300亿方目标偏保守

每经记者 岳琦 发自成都

近日，在原油价格“跌跌不休”之下，国内成品油价格也在不断走低，作为非常规能源的页岩气处境有些尴尬。但在不少业内人士看来，页岩气前景依然可期。

国务院最新发布的《能源发展战略行动计划（2014~2020年）》（以下简称《行动计划》）明确提出，到2020年中国页岩气产量要达到300亿立方米，与此前的规划相比，下降了一半。对于这一最新目标，有业内专家表示，目标已经偏保守，仅中石油、中石化在2020年就可以实现大半产能目标。

“原油价格下跌对中国页岩气的影响不大。”国土资源部地质勘察司油气管理处处长杨永刚在接受《每日经济新闻》记者采访时表示，页岩气价格与天然气挂钩，而国内天然气价格目前还是政府定价，因此受到国际原油价格下跌冲击不大。从中国的资源和市场需求来看，未来中国油气增长空间主要是在页岩气等非常规领域。

页岩气产量目标减半

近年来，中石化、中石油、中海油等国内各大能源巨头都在积极开发非常规能源。今年以来，页岩气开发商业化的难度渐渐浮现，成为开发企业不得不面对的问题。

广发证券今年初发布的研报认为，由于国内天然气价格低迷和开采成本高企，页岩气开采普遍难以盈利。对此，多位业内人士也认为，页岩气开发目前在中国还处于初级阶段，开发成本高和钻井周期长依然是困扰页岩气开发的瓶颈。

国家对页岩气的产能规划也悄然发生改变。2012年国家能源局发布的 《页岩气十二五发展规划 （2011~2015年）》中，对2020年产量的展望是600亿~1000亿立方米。但国务院最新公布的《行动计划》明确提出，到2020年页岩气产量力争超过300亿立方米。相比起此前的规划，产量消减超过一半。

不过，在多位专家看来，300亿立方米的目标有些偏保守。国土资源部矿产资源储量评审中心研究员李玉喜在近日举行的第四届中国页岩气发展大会上表示，据预测，2014年我国页岩气产量将达到15亿立方米，在2015年页岩气产量中，中石油将占到26亿立方米，中石化占35亿立方米，合计62亿立方米。如果考虑其他地区产量，总体基本能达到规划目标。

对于我国2020年的页岩气产能目标，李玉喜预测，在现有体制不变的情况下，2020年页岩气产量在260亿~360亿立方米，其中中石化在120亿~150亿立方米；中石油在130亿~200亿立方米；其他企业页岩气产量在10亿~20亿立方米。

谈及中国页岩气开发前景，李玉喜认为，如果将四川盆地龙马溪组页岩气有利区全部投入开发，动用3万亿立方米的可采资源量，可以基本实现此前规划的到2020年页岩气产量达600亿~1000亿立方米的目标。

原油降价难改页岩气发展趋势

当国际原油价格持续下跌，国内成品油零售价即将迎来“九连跌”之时，大宗商品市场的震荡已经逐渐改写产业链上下游的生态圈，国内页岩气开发是否会受冲击成为业内热议的话题。

过去几个月来，国际市场原油价格已下跌近30%。截至11月29日，布伦特原油价格跌至每桶70.02美元，盘中一度跌破70美元关口，创近4年新低。受此影响，国内成品油零售价格“九连跌”似乎已是板上钉钉，不过财政部、国税总局发布通知，自11月29日零时起汽、柴油消费税额每升分别提高0.12元和0.14元，折合每吨影响汽、柴油价格分别提高225元和220元。两个因素抵消，国内成品油价格维持不变。

有分析师对《每日经济新闻》记者表示，从整体上看，油价下跌将给整个石化产业带来压力，其中煤炭、天然气、页岩气所受冲击比较大。现在大部分民企都比较谨慎，油价不断下跌，寻找替代能源的积极性随之减弱，毕竟页岩气开发成本较高。

多位页岩气专家认为，原油价下跌不会阻挡页岩气的发展大势。杨永刚表示，从长期来看，国际油价下跌很难影响页岩气的价格。中国会成为能源消费增长的第一大国，未来20年化石能源仍是中国能源的主体，而煤炭的比重将缓慢下降，天然气的比重将持续上升。

“未来中国油气增长空间主要是在页岩气等非常规能源领域，我们对这一点应该坚定信心。”杨永刚表示，只要有资源基础，有市场需求，其他的问题都可以通过努力解决。

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观点篇

加拿大非常规能源协会主席道森：

中国页岩气开发不能简单照搬北美模式

每经实习记者 丁舟洋 发自成都

随着页岩气开采技术的进步和产量的增加，北美天然气价格逐渐下跌。加拿大非常规能源协会主席迈克尔·道森在近日举行的第四届中国页岩气大会上表示，在页岩气革命的影响下，北美天然气已经出现供过于求的现象，加拿大正在寻找替代的天然气出口市场。

除了价格之外，天然气运输基础设施和管道承载能力的日趋饱，以及页岩气开采过程中面临的环保压力，也是北美页岩气开发进程中面临的两大挑战。

对于中国的页岩气开采，迈克尔·道森告诉《每日经济新闻》记者表示，不能完全照搬北美经验。中国总想快一点，但二者在地质条件、配套设施等方面都不尽相同，况且北美经验亦面临诸多挑战，完全依照北美的发展模式并不可取。

北美页岩气面临两大挑战

“改变油气行业格局，是北美地区能源界对页岩气意义的惯常定位。”迈克尔·道森称，页岩气在北美能源舞台上扮演着重要角色。由于页岩气，北美从2005年开始由传统的原油、天然气进口国，逐渐变为出口国。

事实上，北美页岩气的爆发式增长，除了有赖于本身丰富的页岩气储量外，很大程度是由于技术进步推动产能提升。

据迈克尔·道森介绍，对地质结构认识的不断增强和技术的提高，使北美钻一口油气井的天数只需要20天，周期比过去缩短了一半。水平井技术和多级分段压裂技术已实现精细化，目前页岩气新井中85%使用水平井技术，将优质的页岩气单井连成片形成“井工厂”，这也是提高页岩气开采效率的有效途径。

美国能源协会此前预计，到2035年，页岩气产量将达到美国天然气总产量的49%，构成未来美国的核心能源。迈克尔·道森认为，页岩气革命带来了北美天然气产量剧增，加拿大面临着天然气供大于求、价格走低的局面。

此外，随着页岩气产量的增长，北美运输天然气的基础设施和管道能力亦呈现出饱和趋势。迈克尔·道森表示，管道运输能力的高低直接投射到同样产量、不同区域的气田上，表现出显著的价差。

北美页岩气市场还饱受环境问题的压力。“压裂带来的地下水保护问题、井口密度问题、噪音问题等方面的环境挑战，都是加拿大目前需要正着力应对的。”迈克尔·道森坦言。

中国发展页岩气需要耐心

从北美经验来看，包括页岩气、致密油在内的非常规油气的产量变化，都呈现出典型的衰减趋势。迈克尔·道森分析称，尤其是在开采初期，页岩气到第三年产量将降至第一年的80%。开发公司为了保持增长和维持总产量，就要钻更多的井以抵消单井生产的衰减。

拥有丰富页岩气储量的中国，也迅速进入页岩气开发的热潮中。在业内人士看来，北美页岩气单井成本在3000万~4800万元，而中国的成本在7000万~8000万元，低成本、高效率、商业化程度高的“北美模式”顺理成章地成为中国页岩气的前进榜样。

不过，迈克尔·道森在接受《每日经济新闻》记者采访时表示，北美与中国的页岩气地质条件不同，油气工业发展历史也远远早于中国，还有密集的管网、大量的页岩气上下游企业，二者处于不同的背景，“北美模式”无法在中国简单复制。

北美的页岩气埋藏浅且地形平坦，打一口1000多米深的井就能产气，而中国的页岩气富集区基本位于山区且地质断裂层较多，打井深度往往要超过3000米才能产气，这就决定了中国的页岩气开发成本很难赶超美国。

在迈克尔·道森看来，中国发展页岩气一定要有耐心，中国有丰富的储量和广阔的市场，给产业多一点时间，美国也是经历多年摸索才把成本降下来，中国还需要一个过程。