文/田野 记者
美国页岩油气产量成为影响国际石油市场供需平衡的新变量，增加了石油供给并负向影响国际油价。通过卡特尔产量影响控制油价的欧佩克则面临两难选择：减产维持油价会促进美国页岩油气产量继续增加，并向其他国家扩散，导致欧佩克市场份额和影响力进一步降低；不减产则会合力打压国际油价，导致已经风雨飘摇的国际油价继续探底。虽然到目前为止欧佩克仍坚持不减产，但对国际油价的最终影响还是依赖于美国页岩油气生产的成本。毕竟，市场难以逃脱一个基本法则：成本和经济性。只有当油价低于页岩油气生产成本时，油价下滑才会遭遇明显阻力。也就是说，只有当美国页岩油气生产商无利可图甚至大幅亏损的时候，才会减产甚至停产，国际石油市场才会获得新平衡，国际油价才会企稳回升。如此，了解和掌握美国页岩油气生产成本，对于研判油价后期走势显得尤为重要。
为此，本刊以美国巴肯和马塞勒斯两大页岩油气区为目标区块，遴选出12家页岩气生产商和7家页岩油生产商为样本，特邀专家学者对其页岩油气成本构成、生产商种类、运营和财务状况，以及对国际石油市场影响等问题深度解
读，为相关人员提供参考。
记者：美国页岩油气产区主要分布情况如何？生产成本及生产税负等主要包括哪些方面？
柴麒敏（国家发展改革委气候战略中心战略规划部副主任）：美国有代表性的页岩油气田有两个：巴肯（Bakken）页岩油气田和马塞勒斯（Ma rcel lus）页岩气田。巴肯页岩油生产位于美国中北部的蒙大拿州、北达科他州，以及加拿大的萨斯喀彻温省和马尼托巴省；马塞勒斯位于美国中北部阿巴拉契亚盆地，主要产地包括宾夕法尼亚州、俄亥俄州和西弗吉尼亚州，在相邻的马里兰州、新泽西州和纽约州也有少量分布，区域内以生产页岩气为主，但部分页岩气生产中也伴随天然气液和页岩油。
根据美国北达科他州能矿管理部门数据，巴肯页岩区2015年6月油气产量达到115.3万桶/日的峰值后，开始出现下降趋势，至2015年底产量已降至103万桶/日。根据EIA统计显示，马塞勒斯页岩区2012年1月的新钻生产井平均产量为320万立方英尺/日，全区天然气产量63亿立方英尺/日，到2015年7月，这两个数据已分别增至830万立方英尺/日和165亿立方英尺/日；尤蒂卡页岩区2012年1月的新钻井和全区平均产量分别为31万立方英尺/日和1.5亿立方英尺/日，2015年7月已分别增至690万立方英尺/日和26亿立方英尺/日。在精密和高效水平钻井与压裂作业的推动下，马塞勒斯和尤蒂卡页岩区的天然气产量2012年来一直快速增长，目前已经超过巴肯页岩气区，占美国天然气产量增量的75%。
在常规油气生产之外，近年来美国油气产量增长主要来源于页岩油气生产的增加。其中，页岩油主导生产区域包括巴肯和鹰福特两块页岩油田，页岩气产量增长主要来源于马塞勒斯气田。因而研究巴肯和马塞勒斯气田运营成本，可以推测出北美页岩油气成本变化及其影响因素。
曾兴球（中化国际石油勘探开发有限公司原总经理）：页岩油气生产主要依赖于水平井压裂技术，其成本结构包括两个方面，其一为矿权购置和钻探成本。其中，矿权购置合约主要有两种方式，或者是规定期限内（例如路易斯安那州为10年）的每英亩价格，或者一般为页岩油气产量的1/4-1/8作为支付给土地所有者的地租。矿权购置成本（每英亩价格）和钻探成本都是页岩油气生产的固定成本，在油气生产启动后即变为沉淀成本。其二为开采加工运输成本和生产税。开采成本是指将页岩中的油气开采至地面所需耗费的劳动力、材料、油气井服务等直接成本；在页岩油气被开采至井口后，往往还需要经历分离压缩和运输销售等环节，这些环节的成本加上政府征收的生产税，就构成了页岩油气生产中的可变成本或运营成本。在短期内的油气价格不低于运营成本时，生产商将保持现有油气井的生产，否则生产商将停产；仅当价格高于运营成本加上分摊的矿权购置和钻探成本后，生产商才会租赁新的页岩油气矿权或者钻探新的油气井。
因此，要理解当前国际油价变化条件下的美国页岩油气生产未来趋势，第一步是要探析代表性生产商的运营成本区间及变化趋势，第二步是分析页岩油气矿权购置成本，以及钻探成本变化，最后再依此两者判断不同油价区间下美国页岩油气生产商的反应，以及其反应对国际石油市场的影响。
相对于传统原油生产而言，页岩油气产量更灵活，对市场条件更敏感。这就意味着美国内陆原油生产对油价的反应比其他地区要快得多。2014年10月，鹰福特油田和二叠纪油田的钻井数量达到峰值，目前数量已下降27%；而北达科他州维利斯通油田的钻井数量则下降32%。同期美国墨西哥湾钻井数量只减少14%。
范必（国务院研究室综合研究司副司长）：美国页岩油气生产商分为三类：一是私人非上市公司，这些公司一般不对外披露任何有关其运营成本和盈利性的信息；二是有大比例（≥15%）油气产量出自单一油气田的上市公司，按美国证券交易委员会（SEC）信息披露要求，这些公司必须单独披露其特定油气田的运营成本信息；三是有小比例（＜15%）油气产量出自单一油气田的上市公司，一般是大型油气跨国公司，他们没有披露特定油气田的运营成本信息的义务。因此，可获得的页岩油气运营成本数据主要来自于第二类生产商，他们多属于中型油气生产商。技术人员所采集的运营成本数据，均来自于这些公司的对外披露信息。页岩油气生产商的完整名单则来源于不同州的油气管理部门，按照成本数据逐一遴选，进而形成生产商样本。
为了解美国页岩油气生产商之间的竞争状况和市场结构，需利用各州油气生产商数量及其各自产量数据，通过产业集中度指标—CRn和HHI来进行说明。我们将分析页岩油气生产的可变成本项，它包括开采成本（LOE），收集、运输和加工处理成本（CT & P），以及生产税（PT）。其中，LOE是将页岩油气开采至井口的成本，生产税由州或者地方政府征收。个别生产商还将保险和劳动力成本（I & W）、压缩成本（C）对外披露。此外，对生产商的比较还需要考虑到他们运营模式不同，既包括持有管道和营销渠道的油气贸易商，也包括不持有管道和营销渠道的独立生产商，后者往往不承担运输和加工处理等成本，其运营成本比较仅包括LOE和总运营成本两个方面。
杨启业（中国石化工程建设公司副总工程师、中国工程院院士）：从公开披露的信息可以发现，在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和俄亥俄州生产页岩气的生产商数量分别为73、48和25家。除在俄亥俄州由Chesapeake公司生产58%的页岩气外，其他各州生产竞争都很激烈。由2015年产量可见，宾夕法尼亚州是页岩气产量最大的州，远远超过西弗吉尼亚州和俄亥俄州。从中遴选出对外披露运营成本数据且页岩气产量份额较大的生产商共12家。至于页岩油，依据同样的方法可遴选出在蒙大拿州和北达科他州生产页岩油的生产商共7家。在7家页岩油生产商中，仅有1家生产商（MagnumHunter Resources）在巴肯区域产量低于该公司总产量的50%，其余6家生产商在巴肯区域的产量都达到总产量的50%以上，这使得其报告运营成本数据，更加准确地反映巴肯页岩油的真实运营成本。至于12家在马塞勒斯从事页岩气活动的生产商，除Southwestern Energy（SWN）、ConSol Energy（CNX）、Atlas Resources（ARP）和Alpha Shale Resources（RICE&ANR）4家在区域内的产量低于其总产量的50%之外，其余生产商超过50%的产量均来源于马塞勒斯。
国际能源署估计，在巴肯页岩区要保证油气生产日均100万桶需每年钻2500口新井，而伊拉克南部的一个大型常规油田要维持这样的产量仅需每年钻60口新井。这就意味着，当油价上涨时，生产商可钻更多油井以增加供应量；当油价下跌时，开发商只需停钻，产量便会下降。能源咨询公司Rapidan Group称，美国页岩油气生产商任何时候都将听命于市场的无形之手而非政府的指挥棒，今天他们之所以还没有大幅降低产量，最主要的原因就是今天的油价还没有破坏生产的经济性。
记者：美国页岩油气产区生产盈亏平衡点究竟在哪里？企业在当前的价格环境中运营，如何保证利润？
柴麒敏：根据油企生产实际情况，可将生产成本分为3个层级：第一层级是跟油气生产直接相关的现金生产费用，主要包括租约经营费用、采掘税和综合管理费。第二层级是在现金生产费用基础上加上折旧、损耗和摊销费用，记为生产费用。第三个层级是与生产相关联的费用支出，包括利息支出、资产减值、资产报废义务、衍生品损益等。对于采用“成功成本”会计方法的公司，还包括勘探费用等。3个层级的费用一起记做运营费用。此外，根据成本现金和非现金属性差别，可将整体运营成本中的非现金部分排除，来计算企业的现金运营费用。
根据页岩油产量加权平均，如果不考虑公司其他经营业务，那么运营成本也就代表着公司账面上的盈亏平衡价格，即综合生产、经营、资金使用等各种因素，遴选样本的巴肯页岩油生产商的开采成本不高于20美元/桶，生产税不高于10美元/桶。此两项是页岩油生产商运营成本最主要构成部分，也是所有生产商都必须支付的成本项。
在现金操作成本、折旧等都较2013年水平提高的情况下，盈亏平衡价格的降低主要由于资产减值影响。预计在2015年年报中，部分公司将公布年度资产减值情况，届时盈亏平衡价格将会上升。排除运营成本中的非现金部分，以及部分公司营销和运输费用（与生产不直接相关），12家公司在2015年前三季度的加权平均现金运营费用为28.63美元/桶，较2013年下降1.84美元/桶。
曾兴球：从样本上分析，马塞勒斯页岩气开采成本介于0.03美元-1.33美元/千立方英尺，生产税一般不高于0.30美元/千立方英尺。除此之外，页岩气的收集、压缩和加工成本比重要远大于页岩油。这些成本项的绝对值也往往高于开采成本。按照2014年的开采成本数据由低到高进行排名，2014年仅有两家生产商的开采成本高于1美元/千立方英尺，Rex Energy最高达1.25美元/千立方英尺，最低的开采成本仅为0.05美元/千立方英尺。全部样本生产商的开采成本均值为0.46美元/千立方英尺。如果考虑2009-2014年的开采成本变化，除2009年均值为0.87美元/千立方英尺之外，2010-2014年的开采成本均在0.4美元-0.52美元/千立方英尺，比较稳定，且低成本生产商的数量也很稳定。如果剔除2009年的数据，可以观察到页岩气开采成本数值呈下降趋势，从2010年的0.53美元/千立方英尺降至2015年的0.28美元/千立方英尺。对单一生产商而言，剔除Southwestern Energy和Rex Energy两家外，其余生产商开采成本在2009-2015年也表现出下降趋势。
分析马塞勒斯页岩气生产总运营成本，其变动区间在0.45美元-2.38美元/千立方英尺，均值和中位数值变化较小，分别为1.1美元-1.35美元/千立方英尺和0.93美元-1.26美元/千立方英尺。值得注意的是，那些拥有强大页岩气中游设施的生产商（例如Cabot和EQT），同时作为中介商向第三方生产商提供收集、运输和加工服务，可利用规模经济分摊成本，其自身收集、运输和加工成本也较低；而其他依赖第三方服务的生产商则要面对更高的收集、运输和加工成本。
杨启业：美国油气企业基本上都采用对冲手段来对冲产品价格波动风险。根据产量水平加权平均后，12家样本企业2013年对冲后原油卖出价格为82.82美元/桶，对冲前价格为93.62美元/桶；2014年对冲后原油价格为78.89美元/桶，对冲前90.07美元/桶，下降幅度明显。2013年底，12家公司持有2014年到期的原油对冲头寸约覆盖其产量水平（2013年水平）71.78%。截至2015年9月30日，这些公司持有2016年到期的原油对冲头寸约覆盖其产量水平（2015年水平）的35.07%，到2015年到期的对冲头寸占产量水平的54.98%，对冲价格为70美元-113.38美元/桶。
从现金生产成本和对冲头寸情况来看，在目前油价水平下，美国中小型页岩油气公司尚可维持生产；但如果油价在2016年持续低迷，将给这些中小企业的财务状况带来很大损耗，即便坚持过2016年，2017年情况堪忧。目前美国中小型企业仍大量依靠债务来维持资本支出，一般来说这些公司是以自己的油气资产作为抵押或标的，获取银行信贷或发行债券等融资。当油价下跌时，油气资产价值减少，影响了企业在债券市场和银行的融资能力。如果不出意外的话，预计2016年一季度将有相当规模的资产减值出现，公司在银行信用的额度将有所缩减，再加上收入和盈利的下降使得现金流紧张，这些公司将被迫进一步削减资本支出，而资本支出的下降将会导致这些页岩油企业减产，进而给公司生产经营带来恶性循环。对大型公司而言，其财务纪律更为严谨，生产成本也更低，所以受油价下跌的影响相对较小。
范必：当前国际原油价格大幅波动的重要影响因素之一是美国页岩油气产量快速增长。支撑这一增长的是页岩油气生产的盈利前景。运营成本则是影响页岩油气生产盈利性的基础因素之一。同样，在国际能源价格大幅下滑背景下，页岩油气生产的运营成本高低也是衡量这一产业抗压性的最重要指标。通过巴肯和马塞勒斯这两个具有代表性的美国页岩油和页岩气田案例，通过遴选对外披露运营成本数据的页岩油气生产商来形成样本，依据这些样本2009-2015年的数据来衡量美国页岩油气生产的运营成本。需要说明的是，以上估计的页岩油气运营成本是页岩油气生产中的可变成本。理论上，只要油气价格不低于这一可变成本，则已有页岩油气井将维持生产，这是美国页岩油气产业面临市场价格波动时抗压性分析的临界点；只有当油气价格高于包括运营成本、勘探成本等在内的总成本后，新油气井的勘探和投资增加才有明显动力，这将涉及矿权购置、勘探和钻探成本的分摊，以及油井寿命等问题。
从企业层面看，开采成本或者总运营成本都与产量之间有微弱的正相关关系，但样本的拟合优度（R2）并不高。至于马塞勒斯页岩气，则与巴肯页岩油相反，成本与产量之间呈现微弱的负相关关系，尤其是在马塞勒斯页岩气的开采成本和产量之间，而页岩气总运营成本和产量之间的关系极其微弱，拟合优度值也很低。
事实上，影响美国页岩油气产量的因素不仅仅是国际油价，至少从目前的分析数据来看，美国的页岩气神话并未破灭。美国能源信息署最新发布的钻井产量数据说明，巴肯、鹰福特和二叠纪这三大油田中，每口新钻井的产量都在稳步提升。其实对页岩产量影响更大的是开采成本融资问题。即便原油价格在100美元/桶以上时，美国勘探生产领域整体仍面临资金短缺的状况，公司的钻井作业需要持续资本投入。因而，金融市场状况对美国页岩油气产业繁荣的影响至关重要，此外业界技术知识、采矿权、现有基础设施和政府监管支持也非常重要。
有数据显示，从2007年到2015年的8年间，美国勘探开采领域资产净值增长1050亿美元，通过债券融资2460亿美元，通过联合贷款融资5940亿美元。如果这样的资本输入断链，页岩油气产业将随即丧失活力。（来源：《中国石油企业》）
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