2017年页岩油行业发展现状及发展前景分析

　　页岩油产量预期分歧较大。页岩油未来的产量与可采储量、 技术进步、 油价、 钻机和完井数等有密切关系。至2022年可能会超过6百万桶/日。OPEC对美国2022年页岩油的预测为7.4百万桶/日（比2016年增长2.7百万桶）。致密油产量对油价弹性大：油价60美元的中性假设下，页岩油产量可能上涨至2020年约550万桶/日后持平。 基于不同的油价假设，页岩油未来5年的产量波动可能在4百万~7百万桶/日区间，对未来供需平衡影响很大。

致密油(页岩油）产量的预测

数据来源：公开资料整理

致密油(页岩油）产量的预测

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　　页岩油改变当前供给弹性。 页岩油成本大幅下降至可适应低油价，同时产能形成时间比较常规石油大幅缩短，使得石油价格的供给曲线变平缓，抑制了油价波动，国际油价的影响重心由中东向北美转移，呈现双中心格局。油价回升到50-60美元，页岩油复产弹性大。 我们统计了出30家公布数据的北美油公司。 油价上涨至之前停产页岩油厂商成本区间50-60美元的水平时候，将激活更多的页岩油厂商复产，该成本区间成为当前油价波动中枢。当前主要的边际增量在二叠纪。 截至17年11月二叠纪钻机数占七大区页岩油钻机数的63%。

17Q2北美36家页岩油公司（及分部）的桶油完全成本（不含减值）曲线

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与其他区块相比，二叠纪钻机数增加带头反弹

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　　盈亏平衡价格下降，页岩油厂商逐步减亏。2017年美国页岩油厂商产生利润所需要的平均井口价格(在扣除运输费后收取的价格)预计为36.5美元，约为2010年的一半。 随着油价上涨，我们统计的30家北美页岩油样本公司平均净利润在17Q1开始减亏。随着油价上升，预计盈亏平衡价格将上移。 2017年页岩油生产商平均保本价自五年来首次上涨，约上涨4.5%。 预计未来随油价回升，包括收购成本、 油服费用等会继续上涨，盈亏平衡价格会上移。

主要片区页岩油亏平衡价格降幅明显

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美国页岩油盈亏平均平衡价格

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17Q1开始单桶净利润逐渐扭亏

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　　维持产量主要靠不断新钻井。 页岩油井高产寿命只有1~2年，已投产的单井半年后产量衰减高达40%，1年后衰减高达70%，2年后进入超低产量。 页岩油的产能主要受衰减率制约，同时油井的产量维护成本远高于常规油井成本，所以在高衰减性制约下，油企想要维产或者增产主要靠不断新钻井实现。钻井平台数量一般被视为衡量石油开采活动状况的指标。 受低油价影响，2015年开始钻井、 DUC大幅下降，页岩油厂商压缩了打新井的资本支出，倾向于利用消化存量未完井来增加产量。 2016年底开始钻机数大幅提升，带动钻井增加，未完井数进一步提升，但开发中完井成本约为钻井成本的2倍（二者合计占3/4），仍保留大量DUC，预计将随油价回升被消化。

美国页岩油产区衰量与衰减率

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未完井数DUC增加

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　　美国钻机数增长迎来拐点。 17Q1、 Q2美国采油钻机数分别增/140和92台，而Q3之后降低6台。 主要因为页岩油钻机数增速放缓，自8月创下623台高位后持续下降至10月597台。 水平井下降减少了市场对未来页岩油增产的担心。美国石油开采减弱。 17Q3受到前期油价下调影响，美国石油钻井平台数量增长从前期4个月的20%平均增速下降到6%。仍需考虑油价反弹过高引发的增产。 11月页岩油钻机数止跌反弹至616台。由于油价上涨，11月15日EIA对2018年美国原油产量预计上调至1000万桶/日。 同时存在大量的DUC，如果油价上涨过多会转换成完井，形成产量压力。

17Q3以来页岩油为主的美国采油钻机数（台）停滞增长

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水平钻机数增速下降明显

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　　页岩油企业普遍面临来自现金流约束：样本公司的单桶自由现金流始终为负，意味着经营性现金流无法覆盖资本支出。 截至17Q2，29家公司当中只有10家息税折摊前利润-资本支出的盈余为正，其中只有7家能覆盖总利息支出。从2017Q2来看，WTI均价48美元油价对应资本支出约为15美元/桶，自由现金流约为-20美金，随油价上涨油服费用还会进一步提升，预计维持产量所需的资本支出会更加，意味着油价在70美元之下，自由现金流都为负。

平均单桶自由现金流为负

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资本支出与合计产量

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　　投资者对厂商诉求改变，未来要求考核从产量转为分红，要求其控制投资和成本。 2016Q4以来，页岩油厂商的债务成本提升；页岩油公司在15/16年资本支出合计下降，17年以来融资性现金流进一步下降，投资性活动的现金流保持低位。控制投资或限制产量大幅增长。 包括EOG 资源公司和康菲石油在内的一些主要页岩油生产商已承诺，未来只使用来自页岩油业务的现金流来支付新投资和股息，在50美元以下，资本支出的控制将限制产量大幅增长。

页岩油厂商面临债务成本增加

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17Q3以来平均投/融资现金流收窄

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