本世纪以来，能源价格的快速上涨已经使得其较大程度地高于生产成本，企业于勘探与开发上的资本支出亦与日俱增。在此情况之下，左右能源消费格局的因素一定程度上源于供给。北美页岩气的大规模开采极大地该变了区域能源供给格局也是基于此一原因，美国页岩气产量从2000年的122亿立方米上升至2010年的1378亿立方米，占天然气总产量的比例已经达到23%。北美地区的天然气产量迅速增长导致了价格的急速下跌，也带来了区域能源消费结构的改变。
供给引起能源消费结构改变
整个世界能源的消耗在21世纪以来保持了持续地增长，根据BP《世界能源展望》2012年的数据，世界2011年的一次能源消耗为122.75亿吨油当量，较本世纪初的93.82亿吨油当量增长近31%。
在能源消费构成中，作为传统能源的化石能源是不可再生资源，尽管其在一次能源消费中所占的份额一直维持在85%以上，但是由于近年来较少的资源储量发现，其供给相对偏紧，也导致了在世界能源消费中占比的下降。以具体的化石能源消费构成来看，石油消费的占比在持续下降，天然气消费占比较为稳定，煤炭消费占比有所上升。
目前全球能源的供需是相对平衡的，能源消费的结构变更一定程度上受到供给端的影响。这一点，我们从21世纪以来世界能源的产量与消费数据中可以得到验证。
供给对于能源消费结构的影响方面我们是基于以下逻辑：在世界能源市场，就化石能源来说，由于目前能源价格高企，整体上看，无论是石油还是天然气和煤炭，其生产成本都是远低于价格的(北美地区天然气价格情况另作讨论)，这也导致了从生产商的角度来看，只要产能允许，供给不应低于需求。
以石油为例，一般来说，石油的成本可以分成3大块，即油田勘探开发成本、生产成本和包括折旧费用等在内的生产外成本。
勘探开发成本即勘探开发原油储量或购买以探明的储量的支出，由于石油探勘活动具有一定的周期性，一般采用3年移动平均值作为成本变化趋势指标。目前世界石油的勘探费用有所上升，以2008年为时间节点，全球的勘探开发成本为每桶23.84美元，因地区差异，勘探开采有较大差距，费用较高的美国海上油田勘探费用达到每桶64美元，约为中东地区的12倍。
生产成本上，我们以各大石油公司的年报数据为准，可以看到，作为边际成本的生产成本最高为17.4美元/桶，即便考虑到勘探开发的摊销折旧成本，其亦远低于当前原油价格。
数据显示，在原油价格远高于边际成本的时候，不考虑产能瓶颈的情况下，供给应该向需求靠拢。然而我们看到，世界原油供需缺口2004年以来持续扩大，这一过程也伴随着世界原油价格的攀升。当然，一般来说，理论上原油价格的影响因素很多，但在油价高企的环境下供需缺口持续扩大可以认为石油供给暂时出现了困难。
我们持有供给决定能源消费结构的观点，也是站在这一立场上，可以较好的理解北美地区页岩气大发展对于区域乃至全球能源及相关产的巨大影响。由于天然气和石油均以碳氢为组要构成，我们认为，在世界能源消费中，二者的替代性相对要强一些。故而，重点进行二者间的比较。
尽管石油供给相对要不透明一些，但至少就公开数据而言其与消费的差值应保持稳定。但是我们可以看到，进入21世纪以来，尤其是2004年以后，供需缺口持续扩大，在油价高企的当前，供需缺口的扩大很大程度上表明了供给的不给力。
随着常规石油勘探开采难度的日益提升，在可预见的将来，石油在世界能源消费格局中的占比下降是大概率事件。
天然气则较为中性，其产量与消费较为匹配。但是随着北美地区2008年以后页岩气的大规模开采，近年来其产量与消费的差值在扩大，而天然气在世界一次能源中的占比近几年也有所上升。
在供给潜能的判断上，我们以资源储量作为衡量标准，可以明显的发现，页岩气的大规模开采其带来的天然气资源潜能大幅提升对世界能源消费格局的影响是巨大的。
石油储量近十余年的增长主要来源于诸如委内瑞拉等国家宣布的增长，同时加拿大油砂纳入石油储量也带来了一定的增长。相对来说，天然气资源探明储量的增长较为平缓，这也使得在北美页岩气大规模开采前，天然气在世界能源格局中的占比较为稳定。但是随着页岩气等非常规天然气的商业化开采，天然气在能源消费中的比重逐步上升。
天然气在过去四十年的过程中保持了与石油差不多同步的储量增长比率，这也反映在其在世界一次能源消费占比的相对稳定性。但是随着北美及中国地区大量页岩气的发现，天然气资源潜力得到了大幅提升，亦在很大程度上改变了能源格局。
从历史统计数据我们可知，自上世纪80年代后，世界石油新增储量是持续低于需求量的，而在考虑到页岩气的大规模开采后，天然气的峰值有望大幅延后。
世界各组织对于石油产量的预测峰值平均在2012年左右，近年来石油产量确实增长乏力，2011年的产量较2008年仅增长1.9%，未来几年石油产量的大幅增产是较为困难的，其在世界能源消费中的份额也不可避免地将下降。
我们可以看到，依照EIA的数据，其在2011年、2012年的年度能源展望中对美国天然气产出构成做了统计与预测。其中页岩气在天然气产出构成的占比由2009年的14%猛增至2010年的23%。未来的天然气产出中，页岩气、致密气的占比有望接近70%，极大地颠覆了当前天然气供给格局。
尽管页岩气储量预测相对较难，且受技术进步带来的采收率波动影响亦较大。但是其巨大可采储量对世界能源消费结构的影响依然是重大且深远的。
在原有的天然气资源世界分布格局之下，全球天然气贸易使得国际天然气供需达到一个相对平衡的状态。但是，随着北美地区页岩气大规模开采，世界天然气的大格局发生了改变。这产变革始于技术进步，而起引起的世界能源格局变化也很有可能以技术进步作为终结。
页岩气大发展带来北美孤岛效应
技术进步引起页岩气大发展
页岩气作为新能源之一，既是常规天然气的潜在替代能源，也是一种清洁环保能源。其开发历史可以追溯到19世纪的阿拉巴契亚盆地，但是大规模开采也是在20世纪90年代后Barnett页岩的开发获得成功之后。
一般来说，未经压裂的水平井并不产气(除非井筒穿过了大量的裂缝)，因此在早期的页岩气开发中垂直井一直占据主导作用。随着压裂技术的广泛应用，水平井在采取多段压裂之后有时能增产15-20倍，而其造价仅相当于垂直井的2-3倍。比较优势带来水平钻井技术的大规模使用，也促成了页岩气产业的大发展，成为撬动世界能源板块的有利杠杆。
图二中，自左至右表明了水平井在于地层接触面积上有相对优势。一个长度为100英尺(31米)，直径为8.5英寸的直井与地层的接触面积约为222平方英尺(20.6平方米)(左一)，而在地层中钻一口长度为2000英尺(610米)，直径为8.5英寸的水平井则可以将井筒与地层的接触面积增加20倍(左二)。在直井中造一条150英尺(45米)长的裂缝之后，井筒与地层接触面积则可以达到一口未处理直井的270倍或一口2000英尺未处理水平井的13.5倍(右二)。对一口2000英尺的水平井进行压裂，形成10个75英尺(23米)长的裂缝后，其井筒与地层的接触面积分别是一口未处理直井的1013倍和一口未处理水平井的50倍(右一)。
页岩气大规模商业开发彻底颠覆了天然气供应格局，其导致了页岩气生产专用设备需求上升，另一方面天然气价格快速下降带来的能源替代也将引发配套储运设备的需求的上升以及产业资本支出的改变。
对于前者，随着页岩气开采中水平井使用的增长，相应的专用设备也必然发生革新以实现匹配。仅就钻井技术而言，相较于普通的水平井，由于页岩本身的特殊性，在开发过程中钻井技术得到了不断发展。负压或控压以保护低渗储层的欠平衡钻井技术、不用起下套管的连续油管技术、边下套管边钻进的套管钻井技术、节约费用的小井眼技术以及导向钻进技术。这些沿着页岩气--水平井传导的创新则有很大概率在行业随后的发展中收益。
随着技术的革新，页岩气的单井产量也不断提升。从小型交联或泡沫压裂法到大型交联或泡沫压裂再到减阻水压裂，垂直井单井产量不断提高。但是，随着水力压裂的广泛应用，水平井得优势逐渐体现出来，也带来了水平井数量的大幅提升，并逐步在页岩气开采领域替代了垂直井及相关技术。
页岩气的大规模开采所带来的技术进步也反过来作用于油气的勘探开采，它直接导致了水平钻在09年之后稳步超越了垂直钻井。
水力压裂法下水平井的应用带来了页岩气的大规模商业化开发，而其带来创新的传导是两方面的。一方面是行业发展所内生的技术与设备创新;另一方面是页岩气大规模商用对世界能源格局冲击下的相关变革。
改变体现在两个方面--天然气在能源消费结构中的占比变化、全球天然气贸易格局与形式的变革。我们此前已经讨论的起在世界能源消费格局中的可能趋势，另一个讨论的重点则是未来的天然气贸易格局与形式。
供需逆转造就北美孤岛
由于天然气贸易主要通过管道和LNG两种形式贸易，北美大陆的对外贸易只能通过LNG完成，由于加拿大的主要产气区域位于内陆，加之美国一直以来是天然气净进口国，故加拿大盛产天然气的中西部地区过往主要通过管线输往美国内陆，美国通过东北、西南管线输出至加拿大和墨西哥。由于LNG终端的建设周期较长(在我国，从可行性报告获批到投产一般时间跨度在3年;海外企业像Cheniere，从项目核准到投产的周期近5年)而北美地区的输气管线又极其发达，因此其供需净差值的变化很易造成区域失衡。
数据显示，由于北美地区便利的管线以及主要天然气田的分布位置，加拿大的气主要通过管线输往美国，而美国由于之前一直为天然气净进口国，其本土48个州并没有相应的LNG出口设施。这样便导致了随着美国本土天然气产量猛增带来的净进口天然气下降，其从加拿大的进口量从2007年的941亿立方米降至2011年的614亿立方米。这对基本纯粹依赖美国消化过剩产能的加拿大来说是致命的，也导致了其产量由2007年的1825亿立方米被动下降至2011年的1605亿立方米。也直接导致了美加天然气价格的下跌。
长期价格来看，NYMEX的天然气期货的低价延续到2013年以后。市场对于中期的北美地区天然气供需状况还是持较为悲观的态度。也及，北美地区正处于欠平衡的"孤岛进行时"，也意味着短中期内天然气价格很难得到有效回升。
产业投资时序下的投资退潮
从产业链的角度，我们根据油气价格对行业影响的分析可以找到产业链端的"投资时序"。从产业经验来看，对油气价格的敏感性由高到低依次为陆地钻井设备、浅水钻井、勘探、深水钻井服务和设备及操纵、稳定性与主要设施建设。
从统计数据我们可知，就对油气价格的敏感程度而言，陆上钻井服务和设备的价格反应较为敏感，这点从美国近期的油气钻井设备数量变化可以得到很好的匹配。
受天然气、石油价格背离的影响，北美天然气钻塔数快速回落，也反映在了天然气资本支出之上。而从油气钻塔与价格的走势图也可看到，钻井服务于设备对价格的反映一般滞后6个月左右。天然气价格的暴跌导致了天然气勘探开发投资的大退潮，其产量增速也将趋于放缓。
供给峰值却远未到来
产业投资时序只反映在短中期天然气产量增速上，就长期而言，美加天然气供给潜能取决于其资源储量，我们从北美天然气资源及勘探开采进程判断，页岩气产量高峰尚未到来，而这亦是抑制北美天然气价格的重要因素。
以截至2011年的数据来说，除红色的已勘探开发区块外尚有大量的潜在开发区域与蕴气盆地尚待开发。在当前低价下不经济的项目事实上亦是拉低价格的因素。
同时，一般来说，天然气田需要不断地钻探来保持其产量处于峰值状态，若假设气田以800井每年的速率进行增长，其产量大约在7-10年之后达到峰值。这亦表明此前在天然气价格高位时开始勘探的诸如Haynesvulle、Fayetteville和Marcellus页岩气田事实上产量并未达到峰值，也正是如此，美国页岩气产量从经验上还有较大的产量提升空间，而这，与价格是密切相关的。
至此，我们不得不对天然气，尤其是页岩气的开采成本进行一定的讨论。
低价尚能支撑
由于管道与LNG港口建设的长期性，在供给冲击下其产生区域性失衡是难以避免的。页岩气大发展下北美地区供需逆转所带来的区域失衡中，价格是果;美加大规模LNG出口港建设以促天然气市场重归均衡的过程中，价格是因。即，在重归均衡的过程中，区域间的价格差异是否足以支撑贸易;北美地区的生产成本是否足以忍受这么一个"合理"的甚至大大低于"合理"的价格以等待春天的到来。
页岩气开采成本测算
在页岩气的开采成本测算上，我们使用两类估算：一类是通过代表性企业进行分析，一类是引用三方资料，以尽可能地得到页岩气生产的成本区间。
从页岩气生产企业来看，德文能源做为北美地区最大的生产商，其美国本土页岩气年产量近200亿立方米，约为页岩气总产量的15%，报告数据具有较强的代表性。
公司的主要油气田包括BarnettShale、Cana-WoodfordShale、PermianBasin、Carthage、Washakie、GraniteWash、Arkoma-WoodfordShale、Jackfish、Northwest、DeepBasin、Lloydminster和Pike。其中BarnettShale的气体产量占公司的近40%，且以NGL和气体为主，是页岩气成本估计的较好样本。
以截至2011年底的数据来看，页岩气操作成本相对较低，为3.97$/Boe，折成0.68$/MMBtu，考虑到折旧和费用后的成本约合2.34$/MMBtu。美国亨利交易中心2011年的天然气现货价格均值约为4.01美元，今年以来价格在3$/MMBtu以下运行，现货价格已经仅能勉强覆盖成本。NGL由于产量猛增，价格也极速下跌，美国乙烷价格一度同比下降近60%，也抬高了乙烯产品利润率。在此背景下，陶氏化学、雪佛龙、西湖化学和诺瓦化学公司已经宣布对北美石化生产能力进行大规模扩能，包括各种乙烯裂解装置项目，从长期上给予NGL以支撑。
尽管面临天然气及衍生产品价格低迷的不利影响，就企业而言，考虑到其衍生品操作，实际交易价格要优于现货市场，实现价格仍然控制在成本之上。
从德文能源近年来的表现看，公司2009年因为天然气价格大幅下跌而计提了64亿美元的减值准备。这表明天然气生产商在2009年的时候已经意识到天然气价格可能长期处于低位而带来资产价值的下降。而一次性计提的减值损失也缓解了日后的成本压力。
同样地，皮萨切克公司所做衍生品覆盖了2012-2014年的部分产能，执行价格分别为3.85$/MMBtu、4.40$/MMBtu和3.85$/MMBtu。尽管我们认为当前的现货价格及格式所持的衍生品头寸可以维持其现有核心区气井，但是价格持续维持低位对其量的增长有抑制作用。
页岩气生产成本的理论测算
在页岩气开采成本收益的理论测算上，我们参照WEO及相关论文的数据进行推断。对成本的判断基于页岩气的产气特点与资本投入。
在生产上，页岩气的产气特点是：无论水平井还是垂直井，在初期都会经历一个产气峰值，此后的产量会显著下降。造成此种状况的原因是储层特征(巨大的地质储量、极小的渗透率)和完井方法(使储层的暴露面积尽量大)，并且不同井间的产量变化特别大。
以Barnett气田为例，其页岩气井的产量递减速度远高于常规气。平均数据显示，水平井第二年的生产速率比第一年降低39%，第三年比第一年降低50%，也即绝大部分可采资源在最初几年就会得到开采。十二个月后，月产量较峰值产量下降57%，而垂直井的产量下降速度要更快一些。第二年产量较第一年会下降42%，第三年下降55%。
就IEA的统计数据来看，水平井的单井平均产量为38.6mcm，中位数要低一些，为32mcm(数据不考虑重复压裂带来的增持效果)。相较而言，水平井的采收率较低，其单井产量的平均数为20.7mcm，60%的气井产量低于均值。
根据2008年的钻井费用，10%的折现率和6$/Mbtu测算的净利润为5.8X105$/井，利润中位数为0，同样情况下垂直井的平均单井利润低于10万美金，60%井是亏损的。
对于页岩气开采来说，成本降低的主要途径是靠技术进步来提高采收率(主要是早期开采的核心区气田)。以经验数据来看，2008年的盈亏平衡点在3$/MBtu，在设计和操作较为优化的高产区可以降到2.5$/MMBtu。
我们可以看到，在理论预测之下，不考虑资金成本的情况下其盈亏平衡点在2.7$/MMBtu较我们对德文能源Barnett油田的预测偏高约15%。主要因素在于气田本身禀赋差异以及前者没有考虑NGL产品的影响。
从两类分析我们都可以得到3$/MMBtu的价格对于上游企业来说尚能承受，尤其是考虑到其已经计提了大量资产价值损失的情况下，这也表明在富余产能不得释放的前提下北美天然气价格难以得到实质提升。但是，低价也迫使企业集中精力于核心区的开采，同时通过技术进步以提高采收率来抵消价格下跌的不利影响。如此，也遏制了非核心区等相对不经济区域的勘探开发。北美地区天然气出口的渴求。
美国页岩沉积环境主要为被动大陆边缘裂谷和缓坡陆棚环境、前陆挠曲形成的滞留盆地，这也使得其页岩气田分布于沿海区块。而北美发达的管线也为其LNG出口提供里便利。
价差足以覆盖海运成本
我们从美国页岩气行业的成本收入现状以及港口建设情况可以得到其天然气出口的决心。就运输成本来看，目前北美地区的低气价足够支撑海运成本。
数据显示，目前通用的12万立方米以上船型均不能通过巴拿马运河。但是随着巴拿马运河扩建工程的完成，目前在运行及在建的LNG船均能通过巴拿马运河，航程将得到极大缩短，北美气源的优势将得到进一步的加强。
在此我们对LNG的运输成本做一个简单的测算，以14.7万立方米的LNG船为例，其目前的一年期LNG船一年期租金触及155,000美元/日，较今年低点69,500美元/日大涨超过一倍。以此测算每立方米天然气的运费约为0.0017美元/日。按照美西航线15-20日的航程测算，每立方米天然气的运输成本在0.2元左右。即使不考虑巴拿马运河扩建的效应，其运输成本也在每立方米0.5元以下。
也正是因为如此，我国与特立尼达和多巴哥签订的长期供应协议才能有1.8元/立方米的低价气，约合8$/MMBtu。相较于亚洲地区进口LNG价格明显较低。
低价带来的天然气出口诉求
由于行业变化的突然性，北美地区港口建设存在滞后。目前的规划来看，除阿拉斯加外，北美地区并没有LNG出口港。进口港的分布为美国12个，设计处理能力为190.35亿立方英尺/日;加拿大现有一个LNG进口港，设计能力为10亿立方英尺/日;墨西哥现有2个LNG进口港，设计能力为17亿立方英尺/日。
统计数据显示，目前通过核准的LNG进出口港共有13个，其中进口港12个，出口港1个。由于当前北美地区的天然气供需格局发生逆转导致价格暴跌，目前已核准的12个进口港仅有Cheniere公司在墨西哥湾的Manzanillo港在建，其余均处于待建状态。而核准在建的出口港目前尚只有位于墨西哥湾SabinePass的LNG港，设计能力为26亿立方英尺/日，约合1900万吨LNG的年处理能力。这只是理论算法，根据公司的规划，起始项目包括2个模块化LNG工厂，峰值处理能力约0.7Bcf/d，再加上1.2Bcf/d的管道气处理能力，实际处理能力约为1060万吨/年，最早于2015年具备出口能力。
目前Cheniere公司2011年已与英国天然气集团、西班牙Fenosa公司以及印度Gail天然气公司达成了1050万吨/年的LNG出口协议。2012年年初又先后与英国天然气集团和韩国天然气公司签署了200万吨/年、350万吨/年的LNG供货协议。按照当前已签协议已经超过初始计划的实际处理能力。公司会根据下游客户需求进行扩产计划。
而提议及潜在的LNG进出口港更加反映了当前企业对未来天然气市场的态度。目前提交申请的进口港有3个，处理能力24亿立方英尺/日;提交申请的出口港5个，设计能力86亿立方英尺/日。待选址出口港2个，潜在的有7个，合计94亿立方英尺/日的产能。
可以看到的一个局面是，目前美国企业和金融界均不看好北美天然气价格短期内的回升，这也与我们此前的分析是一致的，因此，北美地区的天然气产能需要找到一个出口以重归均衡。
