今年年初以来，美国石油活跃钻机数及原油产量持续增加，石油活跃钻机数增加117座至859座；原油产量上涨123.3万桶/日至1072.5万桶/日，不断刷新历史新高；Brent-WTI原油价差也飙升至11美元/桶，创三年新高。本篇文章通过梳理据决定美国原油产量的几个变量，得出三个结论：第一，2018年原油产量的增幅贡献主要来自Permian；第二，在2018年Brent原油价格中枢上升至70美元/桶的判断前提下，页岩油产量增幅持续性的三个指标DUC、钻机数以及采油效率显示，短期内美国页岩油仍然具有上涨空间，且上涨幅度或因DUC的存在而加大；第三，Brent-WTI因美原油产量不断上涨的预期将继续扩大。

一、Permian原油增幅拉动四大原油产区原油上涨

四大原油产区总产量自2018年1月589万桶/日攀升至636万桶/日（2018年5月份），增幅47万桶/日；这其中，Permian贡献产量增幅35万桶/日，剩余三大产区原油产量增幅不及Permian，仅呈现缓慢上涨态势（图表1）。钻机数来看，Permian也是今年以来活跃石油钻机数上升的主要贡献地区（图表2）。

值得一提的是，2014年下半年以来，钻机数紧随油价出现下滑，Bakken、Eagle Ford和Niobrara原油产量相继出现下滑（图表3、4、5），而Permian地区原油产量却呈现缓慢上升的态势（图表6）。我们认为合理的解释是：1）Permian潜在的原油资源相对其他地区更丰富，吸引大批生产商在当地开展钻探活动；2）Permian以非致密油井（常规油井）为主，产量衰减率相对页岩油来说较小。

二、未来，美国页岩油产量将继续上涨

页岩油巨头赫斯公司（HESS）首席执行官John B. Hess接受媒体采访时表示“页岩油的生产取决于价格。50美元的价格能够维持生产，而价格达到60美元的话，日产量将增加30万桶”。我们认为，判断页岩油产量的增幅空间有三个重要指标：1）DUC数量；2）钻机数，以及3）采油效率。这其中，DUC数量和钻机数增幅均与油价有直接关系。

1）DUC的攀升可保证页岩油短期内的释放

油气开采的流程基本可以分成勘探、开发和生产三个阶段。在开发阶段，核心环节又可概括为钻井和完井（图表7）。一般而言，单个水平井的钻井成本约为180万美元 - 260万美元，占油井开发成本的27%-38%。根据EIA于2016年发布的报告《Trends in US Oil and Natural Gas Upstream Costs》：油井开发成本中，完井成本占63%，而钻井成本仅占31%（图表8）。

2014年下半年油价大幅下跌以后，DUC（已钻但未完工的井）数量出现了明显的上涨（图表9）。主要是因为1）油气租赁合约多以“生产才能保证租约”的形式签署，页岩油气企业在低油价的环境下也需要不断钻井；2）完井在油井开发成本中占比过大，页岩油生产商倾向于推迟“完井”这一过程，等待油价上涨从而在短时间内通过释放DUC产量获取更高额的利润。

2016年3月-10月，WTI价格从34美元/桶上涨至46.86美元/桶，上涨幅度达到36%。除了Permian以外，Eagle Ford、Niobrara和Bakken产区的DUC均开始下滑，缓解了这三个产区页岩油产量大幅下降的趋势。

简言之，1）DUC的存在解释了页岩油供给对油价的高弹性；2）DUC处于高位可被认为是短期内（7天左右）页岩油产量释放的保障。2016年11月开始，Permian和Eagle Ford产区的DUC数量、钻机数量出现明显上升趋势（图表9和10），一定程度上预示着未来这两个产区的页岩油产量也有对油价迅速作出反应的能力。

2）成本下降、资本支出增加，活跃钻机数上升动力仍在

油价通过影响活跃钻机数进而影响页岩油产量。活跃钻机数的增幅又可通过观测上游油气勘探开采公司运营层面的情况加以了解。以下，我们先对公司层面的成本做一个简单的定义。

全部成本（All-in cost）：包括运营成本、折旧费用、税收（除收入税之外）、销售成本、综合开销及行政管理费用。

盈亏平衡所需油价（Breakeven price）：运营成本、资本支出费用、税收（采掘税、从价税、所得税）、融资成本、销售成本、综合开销及行政管理费用。

我们抽样了14家勘探活动在页岩油主产区且页岩油产量占其油气总产量60%的企业进行了跨越三年的成本分析，以期了解1）油田区域的分布对企业成本的影响；2）对应的企业生产投资行为模式。

运营层面：2017年全部成本为28美元/桶（图表11），同比下降31%，主要原因是来自单井产量的提升。按产区来分，主营业务在Permian的公司的全部成本水平相较于Eagle Ford和Bakken来说最低，平均为25美元/桶，侧面解释了钻机数增幅大多来自Permian的原因。

从盈亏平衡所需油价来看，2017年页岩油生产企业盈亏平衡点为39美元/桶，同比下降15%；表明当前油价下，公司维持基本的运营问题不大，甚至存在盈利情况较往年有大幅好转的迹象（图表12、13和14）。

资本支出层面：油气行业的企业价值建立在不断增加的储量价值上；油气开采公司需依据对石油价格的判断找到并开发能盈利的石油储量。基于此，任何页岩油公司都必须不断地进行资本开支维持未来的石油产量。企业财务报告上披露的信息显示：1）大部分企业2018年的资本开支较去年有大约20%以上的提升（图表15）；2）公司油气产量规模越大，现金流表现也相对良好，从而资本支出的预算也越多（图表16）。

3）效率持续提升，拉动未来页岩油产量

在讨论效率提升的时候，我们一般考虑两个指标，1）油田方面的初始生产率（Initial Production rates）；2）钻机方面的平均钻井时间。

初始生产率可以用来测量油井生产效率——给定时间内，单口井的采油量。以Permian为例，2013年初始采油速率少于100桶/天，2017年初始采油速率已经高于450桶/天（图表17）。

近些年平均钻井时间也在悄然发生改变。以Shell为例，2013年平均单个钻机月钻井数量为0.5个，2017年这一指标上升至1.3个。

对于新油井而言，平均每台钻机带来的页岩油产量逐步提升（图表18），叠加钻井时间的缩短，我们认为未来，页岩油产量仍有向上突破的可能性。

三、短期内，原油产量的不断增长将继续扩大Brent-WTI价差

本轮Brent-WTI价差的持续扩大主要源自于，1）国际原油市场因OPEC高减产执行率、委内瑞拉产量持续下滑、美国退出伊核协议而出现潜在的供给缺口；2）美国原油市场则因Permian地区原油产量的快速增长、Permian地区管道运输瓶颈（图表19）、及当地炼油厂加工轻质油品能力有限（图表20）而出现供应偏多的局面。

相较于管道运输，Permian-House运油方式还包括火车和卡车。根据Bloomberg的统计，火车运费为6-8美元/桶，卡车运费则为12-16美元/桶，均高于管道运输。未来某个时刻，Brent-WTI价差或许会因为Midland-Sealy管道扩容（运输能力由原先的45万桶/日提升至57.5万桶/日）略有收窄。然而，在美国原油产量继续不断上涨的前提下，我们认为有效的价差缩小应至少会在2019年下半年EPIC（59万桶/日）、Cactus二号线（58万桶/日）和Gray Oak（38万桶/日）等管道的投入使用时出现。