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原油期货价格自2014年6月中旬的最高点一路下行，纽约原油期货价格于今年1月初跌破每桶50美元大关。有些人认为这波油价下跌将打击美国页岩油气行业，形势对中国一片大好。真是这样吗？
油气开发的成本差异
同历次油价下跌时相对固定的油气生产成本相比，当前北美油气的生产成本在页岩油气开采过程中发生了革命性的变化，持续下降的开采成本颠覆了整个行业。目前全球对油价趋势的分析和各种经济金融模型推演，几乎无一例外在采用相对固定开采成本对各产油区的盈亏平衡点进行估算，而不是“持续下降的开采成本”。中国目前更是对这种变革力量缺乏纵深的认识。
我们来看看传统油气开发和页岩油气开发在成本结构上的巨大差别：
图一是传统油气开采时对单位面积（约4平方公里，长宽各约2000米）页岩油气矿权区域内钻井井位布置的示意图。图中每个黑点便是一口传统直井，红色区域为井场，要覆盖这个矿权区域，大约需要36口直井。一般在3000米以浅，不同深度不同地质条件下每口直井不含井场建设的价格约为150万?250万美元，同时根据地表情况的不同，大约需要耗费50万? 150万美元进行地表的井场建设。
图二是水平井井工厂模式对页岩油气矿权区域内钻井井位布置的示意图。图中8口水平井配合水力压裂作业便覆盖了原先36口直井才能够覆盖的范围，同时只需要建设一个井场，单位面积的产量也往往高于图一的直井模式。这种模式中，每口水平井不含井场建设的价格约为350万?550万美元，同时根据地表条件复杂程度不同，大约需要耗费100万?200万美元进行地表的井场建设。
对比图一和图二可以看出，一旦全部采用水平井加水力压裂模式进行对单位面积的矿权区域进行开采，该区域开采总成本可以下降约60%?80%。
历史上每次油价下跌时，无论是否有金融部门或国家机构参与，全球的油气开采成本结构都是采用图一模式，而这次是图二模式。那么美国既然已经采用图二模式，是不是成本便已经没有再降低的空间了呢？
美国油气开采成本仍将下降
美国自2008年页岩油气革命真正在产能上实现爆发以来，从全美行业总体情况来看，每交易单位的油气开采成本其实不但没有触底，反而具有继续下降的显著趋势，这主要是由三个方面原因造成的：
首先是美国各页岩油气产区的矿权租赁和退出机制：美国全国各页岩油气产区每个矿权的覆盖面积较小，一般每个矿权覆盖面积在500英亩（约2平方公里），油公司往往需要租赁多个相邻矿权才能拼成一个适合大规模作业的大型矿权区。根据相关法律法规，如果在矿权期内没有发现产气井，到期后油公司需要退出该矿权区。在通常只拥有三五年矿权期的情况下，油公司往往在图二所示的区域内先进行一口或者少数井的作业，实现产气以保持矿权的法律效力，并且，其后在同一井场进行开采作业无须再支付高昂的井场建设成本。这种先开先采的路径留下了大量可采储量尚未开采，大概占到总量的90%以上。因此，美国的页岩油气开采成本仍然具有显著的下降空间。
其次是企业家精神和透明化监管：优秀的投资主体往往将企业家崇尚竞争、追求极致的精神表现得淋漓尽致。在这种精神的驱动下，对前沿技术体系进行持续革新，以实现成本的持续下降。图三所示是当前各优秀投资主体正在逐渐尝试采用的超长水平井井工厂开采模式。这种模式将“图一”模式中原本需要54～72口传统直井才能够覆盖的区域用4口超长水平井进行覆盖。使用超长水平井模式只是开始，随着包括井场系统优化建设、清洁能源供应技术体系、新型储层改造技术体系等众多技术体系的进一步革新和运用，许多投资主体的投资回报率在油气价格重挫的情况下依旧能够保持坚挺。
在持续技术创新驱使下，美国页岩油气行业以惊人的速度证明即使地质条件再差、钻探再深、构造再复杂，成本也可以很低，而且还可以更低。同时通过勘探开发信息和数据的公开透明机制，一方面使得暂时落后的投资主体能够通过最新信息和数据跟上趋势，另一方面有力地压缩了腐败和权力寻租空间，从而让投资主体拥有公允的市场竞争环境。而一些中国企业将高成本仅仅归结为地质条件，这是不客观的。企业家精神和监管机制的完善或许是中国页岩油气行业发展需要克服的第一道坎。
第三是行业充分竞争。充分竞争是市场健康发展的必要条件。在美国，高成本油气产区投资主体的资金会逐渐向低成本油气产区迁移，企业也会不断发生更替。同一油气产区即使在地质条件和深度上存在一定共性，由于各投资主体技术和管理水平的差异，在同一区域作业时也会表现出巨大的成本差异，内部收益率（IRR） 有时甚至会出现40%以上的差别。在油价持续走低时，高成本的投资主体往往采取暂缓开发以止损或者出售区块以保证现金流，目前北美新增钻井许可证数量的下降表明了这一更替过程。成本低的投资主体则能够在油价走低时收购落后投资主体的区块进行扩张，同时也有部分投资主体进行兼并收购以增加议价能力，目前北美市场逐渐活跃的矿权交易活动表明了这一优胜劣汰过程。
在这样的大背景下，成本高企、技术和管理落后的投资主体将被迅速淘汰，取而代之的是更先进、开采成本更低的投资主体。这个洗牌的过程同时也是一个行业总体开采成本持续下降的过程。
图四为2014年北美钻机数量同油价走势对比，钻机数量是油气投资主体投资活动强弱最直观的反应。图中可以清楚看到油价下行的同时，传统的直井钻机数量略微下降，而水平井钻机数量显著增加，页岩油气开采活动非但没有随油价下跌而减少，相反却强劲增长，进一步表明水平井井工厂模式的巨大成本优势。这一模式同时也是开采成本持续下降的主要机制之一。优秀的投资主体通过不断革新技术和管理，使得开采成本得以持续降低，进而抵消油价走低对投资收益的负面影响，在低油价的大环境中得以保持高收益和高增长，同时淘汰掉部分不适应油价新常态的落后技术体系和管理机制。
需要特别说明的是，由于北美油气管网建设审批和施工速度赶不上油气产能的增长速度，加上部分高成本的投资主体被淘汰出局，北美市场上的油气供应增速将无法持续保持，如果供求格局发生改变，油价很可能逐步止跌回升或止跌企稳，除非欧佩克持续向市场增加供应以打破这一局面。
技术革新带来了低价的能源供应新常态，而且随着天然气逐步替代石油，世界能源结构向绿色、低碳、低价方向发展已经难以阻挡。对中国而言，如果不采取壮士断腕的决心改革能源体系，推动成本下降，将造成能源结构及整个工业体系的战略性劣势。
中国坐拥和美国同等储量的页岩油气，有关数据也显示中国南方各海相页岩油气区块的赋存地质条件、深度与北美主要页岩油气产区共性大于差异。在需求端，中国石油和天然气价格较之美国高出许多。这些大背景是中国当前各投资主体对页岩油气开发的内生动力。如果国家用“战略投资”之名持续为投资主体输血，可能带来反面效果，剥夺投资主体对变革的敬畏之心，其直接表现形式就是从“以技术和成本为纲”变成“以油气的产量为纲”。
因此，在政策制定上，应当将区块改革和油气勘探开发数据透明化监管机制提到国家战略的高度，一方面通过区块改革形成落后技术和管理体系的退出机制，让投资主体走出“不差钱”的环境，倒逼投资主体进行技术体系和管理机制的革新以降低成本;另一方面，通过勘探开发信息和数据的透明化监管压缩腐败和权力寻租空间，以创造一个良好的的竞争环境。只有投资主体对页岩油气勘探开发形成内生动力，这个行业才有可能健康地发展壮大。
油气开发的成本差异
同历次油价下跌时相对固定的油气生产成本相比，当前北美油气的生产成本在页岩油气开采过程中发生了革命性的变化，持续下降的开采成本颠覆了整个行业。目前全球对油价趋势的分析和各种经济金融模型推演，几乎无一例外在采用相对固定开采成本对各产油区的盈亏平衡点进行估算，而不是“持续下降的开采成本”。中国目前更是对这种变革力量缺乏纵深的认识。
我们来看看传统油气开发和页岩油气开发在成本结构上的巨大差别：
图一是传统油气开采时对单位面积（约4平方公里，长宽各约2000米）页岩油气矿权区域内钻井井位布置的示意图。图中每个黑点便是一口传统直井，红色区域为井场，要覆盖这个矿权区域，大约需要36口直井。一般在3000米以浅，不同深度不同地质条件下每口直井不含井场建设的价格约为150万?250万美元，同时根据地表情况的不同，大约需要耗费50万? 150万美元进行地表的井场建设。
图二是水平井井工厂模式对页岩油气矿权区域内钻井井位布置的示意图。图中8口水平井配合水力压裂作业便覆盖了原先36口直井才能够覆盖的范围，同时只需要建设一个井场，单位面积的产量也往往高于图一的直井模式。这种模式中，每口水平井不含井场建设的价格约为350万?550万美元，同时根据地表条件复杂程度不同，大约需要耗费100万?200万美元进行地表的井场建设。
对比图一和图二可以看出，一旦全部采用水平井加水力压裂模式进行对单位面积的矿权区域进行开采，该区域开采总成本可以下降约60%?80%。
历史上每次油价下跌时，无论是否有金融部门或国家机构参与，全球的油气开采成本结构都是采用图一模式，而这次是图二模式。那么美国既然已经采用图二模式，是不是成本便已经没有再降低的空间了呢？
美国油气开采成本仍将下降
美国自2008年页岩油气革命真正在产能上实现爆发以来，从全美行业总体情况来看，每交易单位的油气开采成本其实不但没有触底，反而具有继续下降的显著趋势，这主要是由三个方面原因造成的：
首先是美国各页岩油气产区的矿权租赁和退出机制：美国全国各页岩油气产区每个矿权的覆盖面积较小，一般每个矿权覆盖面积在500英亩（约2平方公里），油公司往往需要租赁多个相邻矿权才能拼成一个适合大规模作业的大型矿权区。根据相关法律法规，如果在矿权期内没有发现产气井，到期后油公司需要退出该矿权区。在通常只拥有三五年矿权期的情况下，油公司往往在图二所示的区域内先进行一口或者少数井的作业，实现产气以保持矿权的法律效力，并且，其后在同一井场进行开采作业无须再支付高昂的井场建设成本。这种先开先采的路径留下了大量可采储量尚未开采，大概占到总量的90%以上。因此，美国的页岩油气开采成本仍然具有显著的下降空间。
其次是企业家精神和透明化监管：优秀的投资主体往往将企业家崇尚竞争、追求极致的精神表现得淋漓尽致。在这种精神的驱动下，对前沿技术体系进行持续革新，以实现成本的持续下降。图三所示是当前各优秀投资主体正在逐渐尝试采用的超长水平井井工厂开采模式。这种模式将“图一”模式中原本需要54～72口传统直井才能够覆盖的区域用4口超长水平井进行覆盖。使用超长水平井模式只是开始，随着包括井场系统优化建设、清洁能源供应技术体系、新型储层改造技术体系等众多技术体系的进一步革新和运用，许多投资主体的投资回报率在油气价格重挫的情况下依旧能够保持坚挺。
在持续技术创新驱使下，美国页岩油气行业以惊人的速度证明即使地质条件再差、钻探再深、构造再复杂，成本也可以很低，而且还可以更低。同时通过勘探开发信息和数据的公开透明机制，一方面使得暂时落后的投资主体能够通过最新信息和数据跟上趋势，另一方面有力地压缩了腐败和权力寻租空间，从而让投资主体拥有公允的市场竞争环境。而一些中国企业将高成本仅仅归结为地质条件，这是不客观的。企业家精神和监管机制的完善或许是中国页岩油气行业发展需要克服的第一道坎。
第三是行业充分竞争。充分竞争是市场健康发展的必要条件。在美国，高成本油气产区投资主体的资金会逐渐向低成本油气产区迁移，企业也会不断发生更替。同一油气产区即使在地质条件和深度上存在一定共性，由于各投资主体技术和管理水平的差异，在同一区域作业时也会表现出巨大的成本差异，内部收益率（IRR） 有时甚至会出现40%以上的差别。在油价持续走低时，高成本的投资主体往往采取暂缓开发以止损或者出售区块以保证现金流，目前北美新增钻井许可证数量的下降表明了这一更替过程。成本低的投资主体则能够在油价走低时收购落后投资主体的区块进行扩张，同时也有部分投资主体进行兼并收购以增加议价能力，目前北美市场逐渐活跃的矿权交易活动表明了这一优胜劣汰过程。
在这样的大背景下，成本高企、技术和管理落后的投资主体将被迅速淘汰，取而代之的是更先进、开采成本更低的投资主体。这个洗牌的过程同时也是一个行业总体开采成本持续下降的过程。
图四为2014年北美钻机数量同油价走势对比，钻机数量是油气投资主体投资活动强弱最直观的反应。图中可以清楚看到油价下行的同时，传统的直井钻机数量略微下降，而水平井钻机数量显著增加，页岩油气开采活动非但没有随油价下跌而减少，相反却强劲增长，进一步表明水平井井工厂模式的巨大成本优势。这一模式同时也是开采成本持续下降的主要机制之一。优秀的投资主体通过不断革新技术和管理，使得开采成本得以持续降低，进而抵消油价走低对投资收益的负面影响，在低油价的大环境中得以保持高收益和高增长，同时淘汰掉部分不适应油价新常态的落后技术体系和管理机制。
需要特别说明的是，由于北美油气管网建设审批和施工速度赶不上油气产能的增长速度，加上部分高成本的投资主体被淘汰出局，北美市场上的油气供应增速将无法持续保持，如果供求格局发生改变，油价很可能逐步止跌回升或止跌企稳，除非欧佩克持续向市场增加供应以打破这一局面。
技术革新带来了低价的能源供应新常态，而且随着天然气逐步替代石油，世界能源结构向绿色、低碳、低价方向发展已经难以阻挡。对中国而言，如果不采取壮士断腕的决心改革能源体系，推动成本下降，将造成能源结构及整个工业体系的战略性劣势。
中国坐拥和美国同等储量的页岩油气，有关数据也显示中国南方各海相页岩油气区块的赋存地质条件、深度与北美主要页岩油气产区共性大于差异。在需求端，中国石油和天然气价格较之美国高出许多。这些大背景是中国当前各投资主体对页岩油气开发的内生动力。如果国家用“战略投资”之名持续为投资主体输血，可能带来反面效果，剥夺投资主体对变革的敬畏之心，其直接表现形式就是从“以技术和成本为纲”变成“以油气的产量为纲”。
因此，在政策制定上，应当将区块改革和油气勘探开发数据透明化监管机制提到国家战略的高度，一方面通过区块改革形成落后技术和管理体系的退出机制，让投资主体走出“不差钱”的环境，倒逼投资主体进行技术体系和管理机制的革新以降低成本;另一方面，通过勘探开发信息和数据的透明化监管压缩腐败和权力寻租空间，以创造一个良好的的竞争环境。只有投资主体对页岩油气勘探开发形成内生动力，这个行业才有可能健康地发展壮大。