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当我们谈论起页岩油，为什么要说美国页岩油？
根据EIA，美国页岩油资源丰富，技术可采资源量约580亿桶，占全球的16.8%，其页岩油开发走在全球前列，2016年页岩油产量占全球的90%左右。页岩油气开采是美国实现能源独立，保障能源安全的重要途径，2017年美国页岩油产量约为2.35亿吨/年，近10年复合增速27%，远高于国内原油消费增速（6.5%），占美国国内原油总产量的50%左右。
2014年下半年至今，美国页岩油生产经历了什么？
根据EIA，2014年下半年，油价从110美元/桶左右开始暴跌，至2016年初跌至30美元/桶以下，油价下跌对美国原油及页岩油生产造成一定影响。油价暴跌时期，美国页岩油主要产区钻机数量下滑78%，新井和完井数量下滑70%左右，但美国原油产量下滑11.4%，页岩油产量下滑12.3%。
页岩油气完全成本包括哪些？
油气完全成本主要包括：1）生产成本，一般包括油井租赁、运输费用、干井成本及其他成本；2）勘探成本；3）资产减值；4）折旧损耗及摊销；5）管理费用；6）与收入无关的税，主要是产量税和从价税；7）利息费用等。
美国页岩油完全成本是多少？
我们选取EOG、APC、CLR和PXD等四家大型页岩油气生产企业，得到4家企业2017年页岩油平均完全成本在52美元/桶左右， 2017年WTI价格与各公司销售油价相近，因此可用WTI价格近似用于衡量页岩油企业是否达到平衡油价，我们认为WTI油价52美元/桶左右是页岩油生产的平衡油价。
美国页岩油产量能增加到多少？
EIA预计基准情形下，美国页岩油产量到2035年有望增加到800万桶/日（2017年470万桶/日），并维持该水平到2050年。如果没有技术进步，高油价无法独立支撑页岩油产量长期增加。短期来看，Permian地区管输能力限制该地区产量增速，EIA和IEA都预计运力限制将持续到2019年中期。
相关投资机会。根据我们的研究，美国页岩油完全成本对应WTI原油52美元/桶左右，2018年前三季度WTI均价为66.71美元/桶。目前页岩油产量保持稳定，全球原油供应的边际变量为伊朗原油出口量的下滑以及OPEC+的增产，我们预计长期油价有望保持在70-80美元/桶。建议关注以下几类投资机会：1）拥有油气开采业务的公司，包括中国石油(5.070, -0.10, -1.93%)、中国石化(4.600, -0.06, -1.29%)、新奥股份(9.560, -0.51, -5.06%)； 2）国内油服公司，包括杰瑞股份(34.600, -2.84, -7.59%)、石化机械(5.290, -0.35, -6.21%)、中海油服(15.100, -1.01, -6.27%)、海油工程(5.810, -0.38, -6.14%)、通源石油(4.960, -0.22, -4.25%)等；3）优质煤化工企业，包括华鲁恒升(16.880, -0.87, -4.90%)、广汇能源(2.840, -0.09, -3.07%)等；4）C2/C3产业链公司，卫星石化(16.190, -1.32, -7.54%)等。
风险提示。油价大幅回落；重大技术进步推动页岩油成本下降；下游需求不及预期等。
目录
报告正文
1. 美国页岩油气储产概况
1.1 美国页岩油气资源储量丰富
页岩油（shale oil）是含有低渗透性的含石油地层中的轻质原油，严格来说属于致密油（tight oil）的一种。在美国能源信息署（EIA）的报告中，基本将页岩油和致密油作为同样的概念使用。但报告同时也解释说，页岩层是低渗透致密层的一部分，除了页岩层，致密岩层还包括致密砂岩、致密碳酸盐岩等。如下文不做特殊说明，本文中所指的页岩油是广义的页岩油，与致密油范畴一致。
美国页岩油气资源丰富。2013年，EIA对全球拥有页岩油气资源的主要国家进行了技术可采资源储量评测，根据其评估结果，全球页岩油资源较丰富的国家有俄罗斯、美国和中国，页岩气资源较丰富的国家有中国、阿根廷和阿尔及利亚。根据EIA评估报告，美国页岩油技术可采量约580亿桶，仅次于俄罗斯（750亿桶），占全球的16.8%；美国页岩气技术可采量约18.6万亿立方米，排名第四，占全球的9.1%。
1.2美国页岩油气开发走在全球前列，页岩油几乎贡献美国原油全部增量
美国页岩油产量占全球的90%左右。根据EIA，2010年后由于技术改进，美国页岩油产量大幅增长，2016年美国页岩油产量为424万桶/日，是全球最主要的页岩油开采国家。除了美国以外，2016年加拿大页岩油产量在40万桶/日以下，阿根廷仍处于商业页岩油生产的早期阶段，自2015年尝试进行页岩油开采，2016年页岩油产量约为3万桶/日，而拥有大量页岩油技术可采资源的俄罗斯、墨西哥、哥伦比亚、澳大利亚和其他国家在2015年尚未进行页岩油的商业生产。以此估计，美国页岩油产量占全球的90%左右。
页岩油开采是美国实现能源独立、保障能源安全的重要方式。根据BP能源统计数据，2008年前美国原油对外依存度不断走高，2005-2007年间，美国原油对外依存度保持在67%左右的高位，但随后由于页岩油的大规模开发，美国国内原油产量大幅增加，至2017年达到1147万桶/日，近10年复合增速为6.5%，而美国原油消费量同期复合增速为-0.7%，在两方面作用下，2017年美国原油对外依存度已下降至34.4%，较2007年下降32.8个百分点。
美国页岩油产量近10年复合增速27%，2017年页岩油产量占美国原油总产量50%以上。根据EIA数据， 2017年，美国页岩油产量约为470万桶/日，近10年复合增速27%，远高于同期美国国内原油产量增速（6.5%）。2017年，美国页岩油产量占国内原油总产量的50.2%，2018年以来随着油价上涨，美国页岩油开采活跃，上半年页岩油平均日产量约为569万桶，同比增加127万桶/日（+28.7%），占国内原油总产量的54.8%。
页岩油几乎贡献近年美国原油生产的全部增量。2007-2017年间，美国页岩油产量增加了427万桶/日，而同期美国原油总产量增加了429万桶/日，美国页岩油几乎贡献了美国国内原油产量的全部增量。EIA预测，基准情形下，在未来10年（2018-2028年）美国页岩油产量将增加到接近800万桶/日，将是美国原油产量增加的主要力量。
1.3美国页岩油生产集中，Permian盆地成明星产区
美国页岩油生产集中于7大油气区。美国页岩油生产主要集中在Anadarko、Appalachia、Bakken、Eagle Ford、Haynesville、Niobrara和Permian（以下简称7大油气区），其中Permian盆地中的三大致密油 - Spraberry，Bone Spring和Wolfcamp--占2017年美国致密油产量的36%。EIA会对以上7大油气区的原油开采活动进行跟踪，虽然7大油气区的原油生产不仅限于页岩油（即也包括常规油，产量占比20%左右），使得7大油气区的原油总产量大于美国页岩油总产量，但通过研究7大油气区的原油生产情况，可以大致了解美国页岩油的生产分布情况。
7大油气区原油产量以Permian、Eagle Ford和Bakken为主。截止2018年6月，美国7大油气区原油产量721万桶/日，占美国原油总产量的67.6%，其中Permian 329万桶/日，占7大油气区产量（下同）的45.6%，Eagle Ford 137万桶/日，占比19.1%，Bakke 127万桶/日，占比17.5%，以上3个地区占7大油气区原油产量的80%以上。在2016年油价低迷，美国国内原油生产受到影响的时候，7大油气区原油产量曾经下滑到516万桶/日，当时Permian、Eagle Ford、Bakken分别占比39.5%、22.8%和19.1%。
油价震荡上行，Permian成为最活跃的产区。2016年油价从30美元/桶震荡上行，至2018年6月，油价保持在70美元/桶以上，美国页岩油生产逐渐恢复。截止到2018年6月，7大油气区合计钻机数量944部，其中Permian盆地475部，占比50.3%。2016.06-2018.06期间，美国7大油气区合计增加钻机数量614部，其中Permian增加330部，占7大区钻机增量的53.7%，Permian盆地成为油价震荡上行下美国页岩油生产最活跃的产区。
1.42014年下半年至今，美国页岩油经历了什么？
2014年下半年沙特声称要通过增产（6个月增产80万桶/日）争夺全球原油市场份额，遏制美国页岩油产量增长，同时伴随其他地缘政治因素，全球原油供给增加，油价从2014年6月的高点（115美元/桶）开始下跌，至2016年初布伦特原油价格约30美元/桶。由于全球油价下跌，美国原油产量及页岩油开采活动都受到一定程度的影响。结合美国页岩油生产活动变化，为方便表述，我们将2014年下半年至今分为两个时间段，即油价暴跌时期（2014.06-2016.06）及油价震荡上涨时期（2016.06-至今），研究美国页岩油产量的变化（注：下文如不作特殊说明，简单以油价暴跌时期和震荡上涨时期进行表述）。
油价暴跌时期，美国原油产量下滑11.4%，页岩油产量下滑12.3%。由于原油生产滞后于油价变化，因此原油产量的变化与油价变动的时间点会有一定差异。2014-2016年间，美国原油产量高点为963万桶/日，低点为853万桶/日，减少了110万桶/日，下滑幅度仅为11.4%；美国页岩油产量高点为470万桶/日，低点为412万桶/日，减少了58万桶/日，下滑幅度仅为12.3%，占美国原油产量减少量的50%左右。
为了更细致研究不同时期美国页岩油生产变动情况，考虑到数据的丰富性和可获得性，我们对美国7大油气区原油生产活动进行分析。根据页岩油开采过程，我们对7大油气区的钻机数量、钻井数量和原油产量这3个指标进行研究。
油价暴跌期间，7大油气区钻机数量下滑78%。截止2018年7月，美国7大油气区钻机数量为942部，是2014年高点（1549部）的61%，其中Permian盆地477部，占比50.6%。2014年油价下跌时期，由于页岩油开发周期短，钻机数量变化一般落后于油价4-5个月，所以从2014年12月开始，美国7个页岩油气区钻机数量（1514部）开始大幅减少，至2016年7月仅为330部，减少幅度为78.2%。
油价暴跌期间，7大油气区完井数量减少70%左右。EIA统计三种钻井数量，包括已打孔钻井(drilled wells)、库存井(drilled but uncompleted (DUC) wells)以及完井(completed wells)，具体含义请参考附录。EIA统计发现，钻机数量与新井数量存在2个月的时间差，这与我们观察到的情况一致。2014-2016年油价暴跌期间，美国7大油气区已打孔钻井数量高点为1988口，低点为470口，降幅76.3%，与钻机数量降幅接近；完井数量高点为1962口，低点为597口，降幅69.6%，由于油价低迷，已打孔钻井成为库存井，却没有转换完井进行原油生产，因此库存井数量上升，低点为4675口，高点为6268口，增幅为34.1%。
油价暴跌期间，7大油气区原油产量仅下滑13.6%。2014-2016年，7大油气区原油产量高点为597万桶/日，低点为516万桶/日，较高点减少81万桶/日，降幅仅为13.6%，远低于钻机降幅（78%）、已打孔钻井数降幅（76%）和完井数降幅（70%）。在此期间，Eagle Ford下降54万桶/日，在7大油气区中产量下降最多，而Permian盆地产量却稳步增长，同期增加了15万桶/日。
本节小结：通过以上分析，可以看到2014-2016年油价暴跌期间，美国7大油气区的原油生产活动，尤其是钻机和钻井数量受到较大影响，7大油气区的钻机数量最大降幅为78%，已打孔钻井数最大降幅为76%，完井数最大降幅为70%，但是7大油气区原油产量却仅下滑了13.6%，其中Permian盆地的原油产量还保持增长，美国国内原油总产量仅下滑11.4%，页岩油总产量仅下滑12.3%，其原因在于虽然钻井数量在下降，但单位钻井的生产率却在持续提高。同时，油价暴跌对美国原油产量的影响，也在一定程度上证明了页岩油可以在较低油价水平生存，这就引起市场上最关注的一个问题，页岩油的成本究竟是多少？
2. 页岩油的成本究竟是多少？
本章我们将结合美国页岩油主要生产企业的经营情况进行分析，通过挖掘其财务报告的披露数据，根据定量计算，我们认为2017年页岩油平均完全成本在52美元/桶左右，同时考虑到公司销售油价与公司油品质量、运输成本等有关，我们认为页岩油的油价平衡点是WTI油价52美元/桶左右。
2.12017年页岩油企业平均油价平衡点为52美元/桶左右
美国页岩油生产主要集中在7大页岩油气区块，其中以Permian，Eagle Ford 和 Bakken为主（可参考图6），这3大区块原油产量占7大油气区的80%以上。Permian，Eagle Ford 和 Bakken 也存在着众多的页岩油生产企业，按原油产量计算，其中较大的有EOG、Anadarko Petroleum Corporation(APC)、Occidental Petroleum Corporation(OXY)、Continental Resources Inc(CLR)等。
油气完全成本结构。我们将油气的完全成本理解为其油价平衡点，实际油价高于油价平衡点（完全成本），公司进行的油气生产活动可以实现盈利。综合美国大型页岩油气生产企业，我们将完全成本划分为以下几个部分：1）生产成本(Prodution cost)，一般包括油井租赁、运输费用、干井成本及其他成本；2）勘探成本(Exploration Costs)；3）资产减值(Impairments)；4）折旧损耗及摊销(Depreciation, Depletion and Amortization)；5）管理费用(General and Administrative)；6）与收入无关的税(Taxes Other Than Income)，主要是产量税和从价税；7）利息费用(Interest Expense)等。
2017年页岩油气生产企业油价平衡点为52美元/桶左右。我们根据原油产量、生产地区等因素，选取了EOG、APC、CLR 和PXD为研究对象，覆盖Permian、Eagle Ford、Bakken 这三个最重要的页岩油气生产地区，通过下文的研究方法，得出2017年以上4家页岩油气生产企业的平均油价平衡点为52美元/桶左右。
2.2EOG：2017油价平衡点为48.03美元/桶
EOG Resources（以下简称为EOG）是美国最大的油气生产商之一，其最主要的生产区域是Eagle Ford和Permian盆地，而这也是美国页岩油最主要的产区。2017年，EOG在美国生产了原油及凝析油33.5万桶/日，液体燃料NGLs 8.8万桶/日，天然气7.65亿立方英尺/日，其中原油及凝析油几乎全部在美国页岩油产区。
以油当量计算，EOG油气生产中，原油及凝析油占55%左右。2017年EOG生产了1.23亿桶原油及凝析油，油气产品合计产量为2.22亿桶油当量，原油及凝析油产品占比55%左右。以油当量计算，截止2017年底，EOG在美国的净证明油气储量中，54%为原油及凝析油，20%左右为NGLs，剩余26%为天然气。
以油当量计算，2017年EOG单位油气成本为32.63美元/桶。按照EOG年报披露数据 ，EOG油气开采成本主要有油井租赁、运输费用、勘探支出、收集及处理费用、干井费用、资产减值、营销费用、折旧损耗摊销、管理费用和与收入无关的税等。2017年，以上成本合计为102.82亿美元。由于上述成本中营销费用是购买第三方油气的成本，不应计入自身油气的生产成本，扣除该项后，并加上财务费用，除以EOG 自产油气当量，得到2017年EOG的油气生产成本为32.63美元/桶。
我们测算2017年EOG实际平衡油价为48.03美元/桶。由于油当量实际上是不同油气产品按体积的换算，因此同一油当量下原油、NGLs和天然气价格是不同的，由表5可以看出，换算为油当量计算时，原油价格远大于NGLs和天然气，所以我们认为对于油气产品组合中NGLs和天然气占比较重的企业来说，以油当量作为产品产量单位进行计算，是无法真实反映油气生产对应的实际的平衡油价的。我们根据EOG各年油气产品实际销售价格，换算为各产品对应油当量下的价格，再基于EOG的油气产品销量，计算得出2017年EOG实际平衡油价为48.03美元/桶。
按照我们在第一节完全成本的结构和划分，并考虑公司实际成本划分，我们进行调整后得到油气成本的各项单位成本。横向来看，以EOG 2017年 48.03美元/桶的单位成本来看，折旧损耗及摊销、生产成本占比分别为47.0%和26.7%，两者合计为73.7%。纵向来看，2015-2017年EOG平衡油价逐年下降，其中2016年相对于2015年下降近30美元/桶，下降的主要原因是资产减值同比缩小。2015年由于油价下跌，公司计提较多的资产减值，从而导致从财务报表角度分析来看，公司2015年平衡油价达到了80美元/桶左右。
2.3APC：2017年油价平衡点为55.91美元/桶
Anadarko（以下简称APC）是世界上最大的独立石油和天然气勘探和生产公司之一，在2017年底拥有14.4 亿桶油当量的探明储量。2017年APC在美国国内生产了9700万桶原油及凝析油、3400万桶NGLs，4780亿立方英尺天然气，其在美国生产的油气产品占总量的86%，生产区域主要是DJ盆地（位于美国页岩油气7大油气区中的Niobrara区块）和Permian盆地，是美国重要的页岩油气生产企业。
以油当量计算，APC油气生产中，原油及凝析油占52%左右。2017年APC生产了1.29亿桶原油及凝析油，油气产品合计产量为2.45亿桶油当量，以油当量计算，原油及凝析油产品占比52%左右。从产量分布来看，APC主要生产区域在美国国内，2017年APC在美国国内生产销售的原油及凝析油、NGLs和天然气分别占各自总量的75.2%、94.4%和100%。储量方面，以油当量计算，截止2017年底，APC在美国的净证明油气储量中，49%为原油及凝析油，19%左右为NGLs，剩余32%为天然气。
以油当量计算，2017年APC单位油气成本为40.18美元/桶。按照APC年报披露数据 ，APC油气开采成本主要有油气操作费用、运输费用、勘探支出、资产减值、折旧损耗摊销、管理费用、与收入无关的税以及其他等。2017年以上支出合计75.45亿美元，加上财务费用，合计除以APC自产油气当量，得到2017年APC的油气生产成本为40.18美元/桶。
我们测算2017年APC实际平衡油价为55.91美元/桶。同上文EOG部分的分析，我们再次强调对于油气产品组合中NGLs和天然气占比较重的企业来说，以油当量作为产品产量单位进行计算，是无法真实反映油气生产对应的实际的平衡油价的。由于APC披露了美国以及美国以外地区的详细数据，使得我们可以直接分析公司在美油气生产的平衡油价。我们根据APC各年油气产品实际销售价格，换算为各产品对应油当量下的价格，再基于APC的油气产品销量，计算得出2017年APC实际平衡油价为55.91美元/桶。
APC完全成本中，生产成本及折旧损耗及摊销占60%左右。我们按完全成本结构划分平衡油价，2017年APC完全成本中，生产成本及折旧损耗及摊销占60%左右。对比EOG，APC单位生产成本更低，单位资产减值更低，但单位财务费用偏高，2017年APC单位财务费用超过EOG 4美元/桶，这说明不同资产负债率下财务费用的支出，也会较大的影响到平衡油价。APC单位勘探支出也明显高于EOG，勘探支出主要包括勘探井的增加，也包括正在进行的井的维护费用。
2.4CLR：2017年油价平衡点为45.50美元/桶
Continental Resources Inc（以下简称CLR）是美国排名前十的独立油气生产企业，CLR总部位于俄克拉荷马城，是北达科他州和蒙大拿州地区最大的油气承租企业和生产企业之一，与上述EOG和APC不同，CLR的主要生产区域在Bakken地区，Bakken地区是第三大页岩油气区块，仅次于Permian和Eagle Ford。截止2017年底，公司在证实未开发油气储量中，Bakken地区原油及凝析油储量为2.23亿桶，占公司总储量的69%。
以油当量计算，2017年CLR单位油气成本为33.43美元/桶。按照CLR年报披露数据 ，CLR油气开采成本主要有油气操作费用、勘探支出、资产减值、折旧损耗摊销、管理费用、产量税以及其他等。2017年以上支出加上财务费用后合计29.6亿美元，除以CLR自产油气当量，得到2017年CLR的油气生产成本为33.43美元/桶。
我们测算2017年CLR实际平衡油价为45.50美元/桶。同上文EOG部分的分析，我们根据CLR各年油气产品实际销售价格，换算为各产品对应油当量下的价格，再基于CLR的油气产品销量，计算得出2017年CLR实际平衡油价为45.50美元/桶。
CLR完全成本较低。纵向来看，公司完全成本也是逐年降低，但是2016年下降的幅度与其他几家公司显著不同，主要是公司2015年并没有特别大的资产减值，从而使得公司的平衡油价控制在50美元/桶以内。
2.5PXD：2017年油价平衡点为57.29美元/桶
Pioneer Natural Resources（以下简称PXD）是美国一家位于德克萨斯州的大型独立勘探和生产公司，专注于在德克萨斯州开发两个富含石油的页岩区：Permian盆地的Spraberry / Wolfcamp 和该州南部的Eagle Ford页岩。PXD是Spraberry / Wolfcamp的最大生产商，也是Eagle Ford页岩的顶级运营商。2017年PXD共生产5788万桶原油及凝析油，2008万桶NGLs和1286.7亿立方英尺天然气，产区全部位于美国，其中Permian盆地原油及凝析油产量占总产量的93.10%。
以油当量计算，PXD油气生产中，原油及凝析油占58%左右。2017年PXD生产了5788万桶原油及凝析油，油气产品合计产量为9940万桶油当量，以油当量计算，原油及凝析油产品占比58.2%左右。储量方面，以油当量计算，截止2017年底，PXD在美国的合计证明油气储量中，49%为原油及凝析油，21%左右为NGLs，剩余30%为天然气。
以油当量计算，2017年PXD单位油气成本为33.59美元/桶。按照PXD年报披露数据 ，PXD油气开采成本主要有油气操作费用、勘探支出、资产减值、折旧损耗摊销、管理费用、产量税及从价税以及其他等。2017年以上支出合计31.86亿美元，加上财务费用(153亿美元)，合计除以PXD自产油气当量，得到2017年PXD的油气生产成本为33.59美元/桶。
我们测算2017年PXD实际平衡油价为57.29美元/桶。同上文EOG部分的分析，我们再次强调对于油气产品组合中NGLs和天然气占比较重的企业来说，以油当量作为产品产量单位进行计算，是无法真实反映油气生产对应的实际的平衡油价的。由于PXD油气生产活动完全在美国国内进行，使得我们可以直接分析公司在美油气生产的平衡油价。我们根据PXD各年油气产品实际销售价格，换算为各产品对应油当量下的价格，再基于PXD的油气产品销量，计算得出2017年PXD实际平衡油价为57.29美元/桶。
PXD单位生产成本偏高。纵向来看，公司完全成本也是逐年降低，2016年降低36美元/桶左右，主要原因也包括了资产减值（24美元/桶左右）的影响。此外，公司生产成本降低了近7美元/桶，下降明显。公司的生产成本包括油气井的租赁、运输费用以及油井维修费用，2016年生产成本的下降主要是单位油气井租赁费用下滑33.6%至8.23美元/桶。对比EOG和APC，PXD的完全成本较高，差异主要在于生产成本（2美元/桶左右）和管理费用（2-3美元/桶）。
2.6平衡油价与全球油价指标
按照之前的研究方法，可以得到EOG、APC、CLR和PXD的完全成本，也可以理解为油价平衡点，但需要注意的是，所计算而来的油价平衡点是公司实际销售油气价格，而不是布伦特或者WTI原油价格。由于不同地区生产出的原油品质和运输成本的差异，当地实现的销售油价与布伦特或者WTI都会存在升贴水的情况。为了更方便使用统一的油价指标，需要对平衡油价进行对比。
平衡油价与全球油价指标。全球油价指标中，布伦特油价和WTI油价应用广泛，参考意义较大。由于页岩油的销售主要在美国国内，因此采用美国的WTI油价进行修正更加合理。由下表可以看到，由于油品质量等可能的因素影响，同一年度不同地区的不同公司实际销售油价也会有较大差异，如2015、2016年CLR的销售油价明显高于其他公司。2017年WTI价格与各公司销售油价相近，因此可用WTI价格近似用于衡量页岩油企业是否达到平衡油价，我们认为WTI油价52美元/桶左右是页岩油生产的平衡油价。
3. 美国页岩油产量未来展望
3.1 基准情形下美国页岩油有望增加到800万桶/日
基准情形下，美国页岩油产量有望增加到800万桶/日。2018年初，美国页岩油产量约为530万桶/日，7月产量突破600万桶/日至604万桶/日，根据EIA 2018年初发布的年度能源展望，EIA预计在基准情形下（具体定义参考附录3），在2020年前美国页岩油年均日产量将突破600万桶/日，到2035年左右年均日产量将突破800万桶/日，并维持该水平到2050年。
仅仅是高油价，无法支撑美国页岩油产量长久增长。在高资源丰富性和高技术进步的情况下（具体定义参考附录3，下同），到2050年，美国页岩油产量有望达到1460万桶/日；在高油价下（2050年高油价对应布伦特油价229美元/桶），如果没有技术进步和资源丰富性的支撑，美国页岩油产量将在2025年左右触顶回落，也就是说仅仅是高油价，也无法支撑美国页岩油产量长久的高增长，主要原因是在没有技术进步的情况下，后续的开采不得不转入低资源丰富性的产区，从而造成成本提高。而在低油价和低资源低技术进步条件下，美国页岩油年均日产量将在2021年（560万桶/日）出现下滑，到2050年减少到440万桶/日。同时，无论在什么情形下，美国常规油的产量都会逐渐下滑。
基准情形下，到2050年，Permian、Bakken 和Eagle Ford页岩油产量分别为350万桶/日、160万桶/日和136万桶/日左右。在基准情形下，EIA预计未来美国页岩油的产量增长依然主要来自Permian、Bakken 和Eagle Ford三个主要页岩油气产区，其中Permian盆地的三个重要产区the Spraberry、Bone Spring和Wolfcamp占到2017年美国页岩油产量的36%，到2050年Permian盆地页岩油产量将占到43%，以800万桶/日的总产量估计，到2050年Permian盆地页岩油产量将达到350万桶/日左右。此外，Bakken 和Eagle Ford分别占20%和17%，对应产量大约为160万桶/日和136万桶/日。
短期来看，2019年Permian盆地原油产量有望达到390万桶/日，但受到当地管输能力限制。EIA 2018年8月发布的短期能源展望中预计，2018年美国原油产量为1070万桶/日，2019年增加100万桶/日至1170万桶/日，其中Permian地区产量增量占到60%左右，尽管有利的地质条件与技术和运营改善相结合，使二叠纪地区成为原油生产更具经济优势的地区之一，但管道容量限制削弱了该地区石油生产商的井口价格。与2018年相比，该地区较低的井口价格导致2019年二叠纪原油产量增长放缓。EIA预计生产商可能会在2018年中后期和2019年从二叠纪迁入Eagle Ford，而二叠纪地区的管道运输受到限制。
综合以上，我们发现美国页岩油长期发展要看技术进步，短期增产需要看Permian地区管输能力，下面我们分别分析技术进步对页岩油开采的影响，以及Permian盆地管输能力的影响。
3.2技术进步对页岩油开采的影响
页岩油开采的技术进步主要包括：1）更快的钻机效率；2）更有效的钻井技术，包括水力压裂和水平钻井的普及等等。这些技术进步会给页岩油开采带来影响，并反映在各种数据上。
更快的钻机效率使得单位时间内可以产生更多新井。EIA发现钻井数量与新井数量之间存在2个月的时间差，我们用新井数量除以2个月前的钻机数量，可以用于衡量钻机效率。由于2个月的时间差并不完全准确，所以单月数据并没有太大价值，我们比较2014-2018H1的数据后发现，美国7大页岩油气区每个月单位钻机可以产生的新井数量分别为1.27、1.32、1.46、1.55和1.58，显示7大页岩油气区平均的钻机效率正在逐渐提高。钻机效率的提高可以使得油气生产企业在获得相同新井下减少钻机租赁时间，从而降低单位钻井的成本。
更有效的钻井技术影响包括：1）更快的出油速度；2）更多的原油产量。
初始生产率的提高。钻井技术的进步，使得钻井初始生产率大幅提高。页岩油生产可以在生产初期获得较高产量，但会迅速下降，因此初始生产率对页岩油生产商非常重要，同时，较高的初始生产率也可以提高油气生产企业回款速度，进一步增加新井的钻探和完井，从而提高整个页岩油生产活动的周转速度，也可以降低一部分财务费用和经营风险。从EIA披露的数据来看，以Permian地区为例，2017年新井的首月产量约为500桶/日，而2016年仅为400桶/日，2015年不及300桶/日，近两年初始生产率提高了50%以上，并依然保持上升趋势。
更高的原油产量。页岩油气是在水力压裂后产出的，在压裂初期，由于压力较大，页岩油气生产较多，并随着压力减少，产量会出现迅速减少。钻井技术的进步，不仅会提高初始生产率，从完井的整个生命周期来看，它可以生产出更多的原油。从下图可以看出，每个油井在整个生命周期中，产油量逐年增加。每个油井更高的原油产量，也在进一步降低原油生产的成本。
未来的技术进步仍然针对钻井销量和钻井生产率。我们认为，未来的技术进步，仍然要针对与更快的钻机效率以及更好的钻井技术，以上两方面的技术进步，不仅可以让当前油气区块的生产成本降低，更重要的是，在当前资源相对集中和丰富的区域开采结束后，那些资源相对不丰富的地区，也可以得益于这些技术进步，提高开采经济性。这也是EIA在进行长期预测中，比高油价更加重视高资源和高技术进步的原因。同时，重复压裂技术可以使得油井通过再次压裂获得初始高产量，重复利用现有钻井，也是未来技术进步的重要方向。
3.3Permian盆地管输能力限制产量增加
Permian盆地原油产量占美国的原油产量的30%左右。Permian盆地是美国原油重要的生产区，2018年6月，Permian盆地原油产量为329万桶/日，占7大油气区原油产量（721万桶/日）的45.6%，占美国原油总产量（1067万桶/日）的30.8%。同时，Permian盆地也是7大油气产区生产活动最活跃的地区，2018年7月，钻机数量475部，占7大油气区总量（944部）的50.3%；已打孔钻井数量599口，占比41.4%；完井数量437口，占比34.3%；库存井3303口，占比42.0%。
近期Permian原油产量增加有所放缓。2016年下半年油价底部回升，Permian盆地生产活动逐渐活跃，但近期Permian原油产量增加有所放缓，今年4月以来平均每月增加4万桶/日，远低于2018年2-3月的15-19万桶/日。从完井数量来看，从今年3月份开始，可以产出油气的完井数量停止增加，甚至出现小幅减少，表明Permian盆地原油生产活动受到了影响。
Permian盆地原油管输外输能力基本达到上限。Permian盆地当前的原油管输能力大约280万桶/日，铁路运力大概是31.5万桶/日，但铁路主要用于供应压裂砂。2018年6月，Permian盆地产量329万桶/日，除去当地炼厂50万桶/日左右的消化能力，原油外输量已经基本接近管道负荷上限。
原油管道外输能力限制产量增长，并将持续到2019年中期。原油使用管道输送成本最低，而替代输送方式，如船舶、铁路和卡车的成本较高，由于Permian地区的管输能力限制，生产商不得不打折出售生产的原油以交付不断上涨的运输费用，从而使得当地的原油价格与WTI的贴水扩大到了10美元/桶以上，从而削弱了油价上涨给油气生产带来的经济效益，我们认为Permian地区原油产量将会限制。而根据目前的新建管道安排和进度，EIA和IEA预计运力限制将持续到2019年中期。
如下图，根据IEA对Permian和Eagle Ford地区原油产量及管输能力的预测，目前该地区灌输能力不足300万桶/日，本地炼厂可以消耗50万桶/日左右，尽管Midland向Sealy，BridgeTex和Permian Express 3管道扩容，但仍无法满足产量的快速增加。最终，Permian和Eagle Ford的外卖能力可能在2018年中变得不足。我们预计到2019年底，该地区原油管输能力将增加100万桶/日，达到400万桶/日左右；到2020年底，该地区管输能力有望超过500万桶/日。
4. 投资建议
根据我们的研究，美国页岩油完全成本对应WTI原油52美元/桶左右，2018年前三季度WTI均价为66.71美元/桶。目前页岩油产量保持稳定，全球油价的边际变量为伊朗原油出口量的下滑以及OPEC+的增产，我们预计长期油价有望保持在70-80美元/桶。建议关注以下几类投资机会：1）拥有上游开采业务的公司，主要包括中国石油、中国石化和新奥股份； 2）油价震荡向上，伴随国家能源安全越来越得到重视，国内油服设备行业业绩有望改善，包括杰瑞股份、石化机械、中海油服、海油工程、通源石油等；3）煤化工在较高油价下相对经济性提升，建议关注优质煤化工企业，包括华鲁恒升、广汇能源等；4）C2/C3产业链公司，卫星石化等。
5. 风险提示
油价大幅回落；重大技术进步推动页岩油成本下降；下游需求不及预期等。
附录
（1）页岩油开采过程以及已打孔钻井（drilled wells）、库存井（drilled but uncompleted (DUC) wells）以及完井（completed wells）含义。
页岩油的钻井开发主要分为4个环节，分别为钻机定位、钻井打孔、完井（主要是水力压裂）和运输基础设施准备。在完成资源勘探后，首先进行钻机定位，开始钻井打孔环节，完成该环节后会形成页岩油水平井，钻机可以拆卸进行新的工作。但是，会有相当一部分完成钻井打孔环节的水平井，由于受到预算、油价等因素，并没有进行第二步骤的完井环节，从而变成了库存井（drilled but uncompleted (DUC) wells）。从库存井完成完井环节（主要是进行水力压裂），就可以变成完井生产出油气产品。
在EIA披露的钻井生产力报告中，上月库存井数量+本月已开孔钻井数量-本月完井数量=本月库存井数量。
（2）EIA披露的第一个月产量真的是新井生产第一个月的平均产量么？
EIA对于投入生产的完井产量计算，分为P0、P1和P2+（如附图1）三种类别。由于在完井刚投入使用时，水力压裂液会回流到井筒中，从而抑制油气产品的流动，抑制油井的产量，EIA是以下个月的产量为初始产量。如2018年1月开始生产的油井，在2018年1月将会被分类为P0，在2018年2月被分类为P1，在2018年3月被分类为P2+。
（3）EIA进行预测的几种情形具体是什么样的？
EIA进行预测时会使用参考情形（reference case）和其他情形（side case），在其他情形中又分为高资源和技术发展、高油价、低资源和技术发展、低油价等几种情况。参考情形假设在当前技术进步、主要经济形势和人口结构发展趋势下，重要法律不发生变化等。在参考情形的基本上修改对于资源、技术以及油价等因素对油气开采的影响，进而产生高资源和技术发展、高油价、低资源和技术发展、低油价4种情形。EIA 2018年参考情形的假设油价是到2050年，布伦特油价达到114美元/桶，高油价是229美元/桶，低油价是52美元/桶。与参考案例相比，在高油气资源和技术情形中，更低的成本和更高的资源可用性使得可以以更低的价格提高产量，而在低油气资源和技术情形中，假设以后资源可用性会降低，开采的成本会升高。
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