页岩油气革命必读雄文！二叠纪盆地，超级油田之王的前世今生
文 | 光大石化化工裘孝锋团队
来源 | 光大证券
编辑 | 扑克投资家，转载请注明出处
页岩油是未来几年影响原油价格走势的关键因素，二叠纪盆地又是影响页岩油产量的决定因素。所以只有深入了解二叠纪盆地，才能对未来原油价格走势有个清晰的判断。然而由于国内标的较少，A股对原油上游开采的研究一直比较匮乏，二叠纪又远在北美，大量关键信息不对称，研究难度较大。
我们通过研究公开数据、咨询公司材料，以及和多位在页岩油产区有资源的专家交流，总结出全市场首篇聚焦北美页岩油二叠纪盆地的深度报告，希望能为大家在上游投资和油价判断上带来些许指引。
从成本上看，独特的多、厚产油层地质结构，以及完善的基础设施、优越的地理位置和发达的油服，促成了二叠纪盆地成为页岩油成本最低的核心产区，平均盈亏平衡WTI油价在45美元以下，部分地区甚至低于40美元。从开发潜力上看，二叠纪盆地还处于开发中早期，在50美元油价下剩余经济井位丰富。
到2018年，二叠纪盆地全年平均产量有望达到290万桶/天，占美国产量的30%，助力北美原油产量创历史新高；中期他将成为制约油价大幅上涨的边际产能，并且增产快速灵活。我们预期未来2到3年内，在没有特殊的地缘政治事件下，二叠纪盆地边际上将把原油价格的主要波动区间压制在45-65美元之间。
一、前言
2014年，国际原油价格的暴跌把北美页岩油带入了大众的视野。2016年OPEC大幅增产，本以为会被低油价扼杀的页岩油企业，却经过30美元油价的冲击，仍屹立不倒。页岩油已经成为全球原油市场供给的重要一部分，他以30-80美元/桶极低的成本、巨大的开发潜力、以及快速的增产能力，成为影响国际油价走势和全球能源化工格局的重要力量。我们此篇报告的初衷便是企图通过研究北美页岩油的明星产区——二叠纪盆地，增加对页岩油的认识。
二、二叠纪盆地——超级油田之王
2.1、油价40美元，唯一增产的产区
北美三大核心页岩油产区分别是Permian（二叠纪盆地）、Eagle Ford和Bakken（又称Williston），我们图列了自2014年油价剧烈波动以来，三大产区原油产量变化和钻机台数变化，从比较宏观的视角来观察三大产区作为“Swing Producer”的增产行为。
图1：页岩油核心产区分布
三大页岩油产区的产量变化是：Permian自2007年一直增产，2014年6月油价暴跌前他的产量为159万桶/天，2016年2月油价最低时的产量为196万桶/天，截止2017年6月产量为240万桶/天，并仍在增产中；Eagle Ford在2014年6月的产量为146万桶/天，在2015年3月达到峰值171万桶/天，后产量持续减少，在2016年11月触到低点119万桶/天，现回升到132万桶/天；Bakken的曲线和Eagle Ford类似，2014年6月的产量为105万桶/天，2015年6月达到峰值124万桶/天，后持续减少，2016年12月触到低点96万桶/天，现在回升到104万桶/天。
结论是：油价低于40美元，Permian是唯一还能实现增产的页岩油产区。
图2：北美三大页岩油产区产量变化
从Baker Hughes公布的北美地区活跃钻机台数变化来看：美国整体的峰值为2014年9月的1931台，谷值为2016年5月的404台，然后逐渐回升到2017年7月底的958台，上升的启动油价为WTI油价49美元。Permian的峰值为2014年11月的568台，谷值为2015年5月的134台，从45美元油价开始回升，目前到379台；Eagle Ford的峰值为2014年10月的218台，谷值为2015年6月的29台，从49美元油价开始回升到86台，现又下降到76台；Bakken的峰值为2014年9月的198台，谷值为2015年6月的22台，从49美元油价开始回升，到现在的54台。
结论是: 45美元条件下，Permian产区的活跃钻机数增加；50美元条件下，Eagle Ford和Bakken的活跃钻机数增加，此处的推断是，Permian产区的平均完全成本可能在45美元以下，Eagle Ford和Bakken的平均完全成本在50美元上下。
图3：北美三大页岩油产区钻机台数变化
2.2、资本抱团的油田并购热土
2015年至今，Permian盆地成为资本并购页岩油资源的主战场。
发生在Permian盆地的交易数目占北美页岩油的交易量的比例，从2014年的30%上升到2017年的70%。截止到2017年5月，在2017年发生在北美地区的76宗油气田并购交易中，非常规油田63宗，占八成以上；其中在Permian产区的交易为31宗，占非常规的一半。从成交金额看，85%的交易额发生在非常规油田，而其中68%发生在Permian。交易单价方面，根据区块的质地，价格区间在每英亩1万美元以下至4万美元不等。
图4：北美油田交易数目
图5：北美油田交易金额（亿美元）
除了传统的页岩油生产商抱团开发Permian产区，另一个现象是，包括Chevron、Exxon在内的大型综合石油公司也准备将上游勘探开发的重心向二叠纪盆地倾斜。雪佛龙原本就是Permian最大的地主，拥有200万英亩净土地权益，过去开发较少，2017年他计划逐步增加在二叠纪的开发力度；埃森克美孚在2017年初用56亿美元收购了二叠纪Delaware次盆22.7万英亩的资产，也准备在二叠纪盆地大干一场。
究其原因我们认为：一是Permian产区成本低、潜力大，上游开发商看好该地区的开发潜力；二是在50美元的低油价环境下，油气运营商将二叠纪盆地视为其度过低油价困难时期的优质资产，致使该地区的交易频繁，价格扶摇直上。
2.3、二级市场更高的溢价
从二级市场股票的表现来看，Permian地区公司在2016.1-2016.12油价上涨期间，涨幅明显高于其他产区；同时在2017年油价回调的跌幅也略高于其他地区，表现出更高的对油价弹性。
2016.1.1-2016.12.31 | 2017.1.1-2017.6.30 | ||
Permian | PXD.N | 54.8% | -20.5% |
CXO.N | 39.7% | -11.1% | |
FANG.O | 34.2% | -12.3% | |
Eagle Ford | EOG.N | 31.2% | -10.3% |
EPE.N | 2.2% | -2.9% | |
DVN.N | 14.4% | -13.6% | |
Bakken | WLL.N | 2.6% | -6.5% |
S&P 500 | 9.5% | 8.2% |
表1：北美典型页岩油公司股票涨跌幅
从估值表现来看，相比其他产区，Permian产区的公司享有更高的估值溢价。下图显示能够实现30美元Cash Margin（=不考虑对冲的实现油价-LOE-生产税-操作管理费用）的企业享有10-13倍EV/EBITDAX估值，而实现20美元Cash Margin公司只能享受5-10倍的估值。而大部分能够实现30美元Cash Margin的公司位于Permian产区。
图6：Permian产油区的公司由于成本低，享有相比其他区域更高的估值
项目 | 区间 |
套保前实现价格（Unhedged Realized Price） | 50美元油价下约为25-45美元/桶，和含油比例相关 |
税收：开采、生产、资源（Taxes: Severance, Production, and Property） | 3%-13% |
生产成本：井口经营费用，运输费用（Operating Costs: Lease Operating Expense, Gathering） | LOE大约2-14美元/桶，运输费管道0.25-1.5美元/桶，卡车2-3.5美元/桶） |
管理费用（G&A Costs） | 1-4美元/桶 |
财务费用（Interest） | 和公司杠杆相关 |
现金毛利（Cash Margin） | 5-35美元/桶 |
表2：典型二叠纪公司成本构成
三、二叠纪盆地——成本最低的页岩油产区
3.1、二叠纪盆地的历史
Permian（二叠纪盆地）是位于德克萨斯西部和新墨西哥州东南部的大型沉积盆地，大约宽250英里，长300英里。上世纪70年代，他曾是北美大型传统油田，后产量逐渐衰落。2005年后，页岩油气革命和水平压裂技术的出现，使得二叠纪盆地重获新生，大量经济可采井位出现，二叠纪的产量也快速回升到150万桶/天。
从页岩油气的发展历史来看，页岩气革命在时间上先于页岩油革命，水平井和水力压裂技术也先应用于页岩气革命，技术逐渐成熟，后被应用于开发页岩油。水平井和水力压裂技术经过数代进化，在长度、钻井效率上有了飞速的进步，这也是2014年后页岩油企业快速降低成本的法宝。目前，北美近一半的水平井钻机活跃在二叠纪盆地。
图7：水力压裂示意图
图8：二叠纪占北美水平井钻机量的一半
3.2、页岩油资源概况
根据EIA统计的数据（主要来源为EIA在2013年出具的全球页岩油气技术储量报告，后对部分地区有修订），全球页岩油未证实技术可采储量达到4189亿桶，未证实页岩气技术可采储量达到7576.6万亿立方英尺。其中北美地区未证实页岩油技术可采储量储量782亿桶，未证实页岩气技术可采储量为622.5万亿立方英尺。页岩油资源储量前三分别为美国、俄罗斯和中国。
图9：全球页岩油气资源分布（2013.5）
图10：全球致密油储量前十排名
图11：全球页岩气储量前十排名
3.3、二叠纪独特的地质结构
页岩油气的一个重要特点是，不同区块的构造和成本差异非常大：差异主要来自地质结构、储油层数量厚度、油层深浅、含油比例、地理位置等。
其中最重要的，是Permian盆地独特的地质结构。二叠纪盆地从地质构造上看由Delaware、Midland两个次盆和中央台地构成，两个次盆是主要产油区。
图12：二叠纪盆地的地质结构
图13：二叠纪盆地的主产油层
图14：DELAWARE次盆的地质结构
二叠纪盆地主力产油层多、厚，且含油量高。垂直方向上看，拥有比较著名的如Spraberry，Wolfcamp，BoneSpring等10余个目标层，单Wolfcamp层，还包含Wolfcamp A、Wolfcamp B、Wolfcamp C和Wolfcamp D层等多个产油层。从厚度上来看，Permian的产油层厚度达到1300-1800英尺，其他两个产油区Bakken约10-120英尺，Eagle Ford约150-300英尺。
图15：Midland次盆含油层多而丰富（红色代表油气）
图16：Delaware次盆油层厚
从主要页岩油产油层的历史产量变化来看，Wolfcamp、Spraberry、Deleware和BoneSpring产油层的产量增长最快。
图17：主要页岩油产油层产量（百万桶/天）
3.4、技术可采量大
根据EIA在2014年1月出具的北美页岩油技术可采储量报告，二叠纪盆地的潜在开发油层为4.7万英里，原油技术可采储量达到246亿桶，天然气达到79万亿立方英尺，NGL达到63亿桶。其中Spraberry层和Wolfcamp层的技术可采储量最大。
潜在开发面积（英里） | 技术可采储量 | |||
Oil（Bbls） | Gas（Tcf） | NGL（Bbls） | ||
Abo | 2812 | 0.7 | 2.7 | 0.1 |
Avalon/Bone Spring | 3982 | 2.1 | 6 | 0.4 |
Barnett-Woodford | 2618 | 0 | 10.8 | 1.5 |
Canyon | 6567 | 0.7 | 10.9 | 0 |
Spraberry | 13289 | 14.2 | 21.4 | 2.1 |
Wolfcamp | 17500 | 6.9 | 27.2 | 2.2 |
46768 | 24.6 | 79 | 6.3 |
表3：Permian产区技术可采储量（2014.1）
而EIA最近的储量报告显示，Permian盆地的可采储量远比2014年的测算值要高。根据美国地质局2016年11月的报告，仅二叠纪盆地Midland次盆的Wolfcamp页岩层的技术可采资源就有200亿桶原油、16万亿立方英尺天然气和16亿桶凝析油。根据Wood Mackenzie和PXD的估算，二叠纪盆地的剩余可采数量高达1500亿桶。
图18：Midland Basin Wolfcamp油层示意图
图19：二叠纪盆地剩余可采储量高达1500亿桶
3.5、基础设施完善
除了地质结构的先天因素外，基础设施完善，德州中小油服公司发达，美国资本市场发达等也给二叠纪的崛起提供了条件，其中很重要的几点归功于Permian曾是历史上的老油田。
Permian地区的油气管网基础设施发达，且距离库欣油库和Gulf Coast炼厂区近，是其相对于其他产区，特别是Bakken的一大优势。
图20：2017-2018年有大量管道在建，匹配二叠纪的产量增加
二叠纪地区还有大量在建管道，到2018年底，二叠纪地区还将新增70万桶/天的管道输送能力，来匹配未来两年该地区产量的增加。
图21：到2018年有超过70万吨/天的新的管道输送能力建成
3.6、核心区块成本在45美元以下
目前Permian盆地的平均盈亏平衡油价（WTI）在45美元以下。不同页岩层和位置的差异较大，成本特别低的典型代表有Midland次盆位于Deep Basin的Wolfcamp次层，Delaware次盆的WF和NE区和BoneSpring的核心区域等，这些区域的盈亏平衡油价都在40美元以下；而成本高的页岩油层完全成本在50-75美元之间。
图22：二叠纪盆地核心产油层的盈亏平衡油价在40附近
图23：二叠纪盆地核心区域成本为页岩油中最低
二叠纪盆地过去两年成本降低主要依靠单井产量提升和打井成本降低。开发商一方面通过增加水力压裂强度，增加压裂沙，打更长的水平井来提升单井产量；另一方面通过提高打井效率，降低服务费用等手段来降低打井成本。例如先锋资源在二叠纪盆地的单井产量在两年时间里增长了40%，而打井完井的成本下降了35%；加拿大能源在二叠纪，打一口16000英尺的水平井，打井时间从2014年的20多天缩短到现在的不到10天。
图24：单井产量提升，打井成本下降
图25：打井时间大幅缩短
图26：单井产量逐年提升
3.7、处于开发早期，剩余井位多
二叠纪盆地的页岩油区块从开发生命周期看，仍处于中早期，他相比于Eagle Ford和Bakken更年轻，还有大量剩余井位，潜力大。根据Wood Mackenzie 出具的报告，Permian产区在50美元油价条件下，经济剩余井位有6万余口，Midland和Delaware次盆各占一半，Wolfcamp产油层占2/3。我们估算即使按照7000口/年的速度（假设一台钻机打一口井需要20天，按400台钻机算），也足够开发8-9年。
图27：非常规油田的开发成熟阶段
图28：Permian产区在50美元油价下，还有近6万口剩余井位
3.8、和传统油田相比更灵活
页岩油田和传统油田的差异主要体现在几个方面：
一是资源是存在形式上为大面积连续或准连续分布，圈闭界限不明显，没有自然工业稳定产能，不能依靠传统油田的开采方法开采。
二是衰减率高，一般1-2个月内产量到达峰值（300-1000桶/天不等），一年后衰减60%-70%；三是开发周期短、，仅需3-6个月，相比传统油田长达几年的开发周期，大幅缩短。结合极高的衰减率，油田维持产量需要不断投入新的资本开支；但同时由于主要产量在1年内产生，资金回收也快；因此页岩油厂商的灵活性极强。
图29：典型的二叠纪产量曲线
四、二叠纪盆地——群雄割据
4.1、群雄割据
Permian盆地区块面积前五的运营商包括Chevron、Exxon、Occidental、Pioneer和Cimarex等。其中Chevron、Exxon和Occidental为大型石油公司，二叠纪是其全球上游资源配置中的一部分，其他大多数为专注于北美页岩油开发。目前，大部分二叠纪的区块已经被各大公司瓜分完毕。
图30： Spraberry/Wolfcamp运营商（千桶/天）
我们在此通过列举几个典型的页岩油运营商，从储量、成本和现金流、产量计划、打井计划和套保情况等企业微观数据的角度来进一步认识二叠纪盆地。
我们得出以下几个结论：
（1）对于在北美不同区域有资源的运营商来说，二叠纪是其最优质的资产，这些公司的资本开支大幅向Permian倾斜，甚至出售其他高成本区块来优化资产配置；
（2）就单个运营商来说，其二叠纪区块每年的产量增长预期普遍在25%-30%以上，且剩余井位充足，公司也表示降本增效还有空间；
（3）二叠纪区域的现金运营成本普遍降至5美元附近，在50美元油价下能够产生30美元以上的Cash Margin，扣除折旧后仍有较高回报（IRR>40%）；但不少运营商由于仍存在运营部分高成本区块，拖累整体盈利能力；
（4）即使在40-45美元油价，二叠纪核心区块仍能够依靠回收的现金流覆盖维持产量增长的资本开支；但过低的油价会导致资本回报率较低，资本投入变得谨慎；
（5）2017-2018年页岩油企业在手套保的比例非常高，价格在50美元附近，2017年比例普遍在75%以上。
市值 | EV | 面积 | 储量 | 产量 | 净利润 | EV/EBITDA | |||
2016 | 2017 | 2018 | |||||||
PXD | 94 | 110 | 134 | 7.3 | 23.4 | -54 | 14 | 11 | 8 |
ECA | 93 | 109 | 359 | 7.9 | 35.3 | 621 | 18 | 13 | 9 |
FANG | 2 | 6 | 11 | 2.1 | 4.3 | 141 | 13 | 10 | 9 |
PE | 89 | 98 | 14 | 2.2 | 3.8 | 22 | 12 | 9 | 7 |
CXO | 30 | 43 | 59 | 7.2 | 15.1 | 110 | 11 | 10 | 8 |
RSPP | 95 | 133 | 6 | 2.4 | 2.9 | -7 | 10 | 9 | 6 |
LPI | 230 | 236 | 14 | 1.7 | 5.0 | 113 | 13 | 11 | 8 |
EGN | 49 | 53 | 25 | 3.2 | 5.9 | -131 | 16 | 9 | 6 |
SM | 17 | 40 | 108 | 4.0 | 15.1 | -348 | 7 | 6 | 5 |
表4：Permian产区公司财务数据和估值1
经营性现金流 | 投资性现金流 | 融资性现金流 | 经营性现金流 | 投资性现金流 | 融资性现金流 | ||||
DEBT/EBITDA | Operating Margin | Recycle Ratio | |||||||
PXD | 1498 | -3820 | 2049 | 364 | -298 | -521 | 1.5 | 19.9 | 0.7 |
ECA | 625 | -29 | -33 | 106 | -387 | -30 | 3.0 | 10.5 | 1.3 |
FANG | 332 | -1310 | 2625 | 176 | -1825 | 20 | 1.9 | 25.3 | 1.2 |
PE | 228 | -1885 | 1447 | 42 | -761 | 2502 | 3.1 | 26.4 | 1.0 |
CXO | 1384 | -2225 | 665 | 407 | 330 | -19 | 1.6 | 21.5 | 0.8 |
RSPP | 166 | -1029 | 1411 | 107 | -735 | -8 | 3.5 | 25.7 | 1.2 |
LPI | 356 | -564 | 210 | 64 | -54 | -12 | 3.3 | 17.8 | 0.2 |
EGN | 292 | -66 | 159 | 56 | -343 | -10 | 1.6 | 14.7 | 1.0 |
SM | 553 | -1871 | 1327 | 135 | 517 | -3 | 5.1 | 10.5 | 0.1 |
表5：Permian产区公司财务数据和估值2
图31：页岩油公司套保比例
4.2、领头羊——先锋资源（PXD）
1）资源储量
先锋资源是最大的Spraberry/Wolfcamp油层开发商，资源面积约80万英亩，净面积69万英亩。截止2016年底，公司证实原油储量7.26亿桶，其中在Spraberry/Wolfcamp页岩层的储量为5.56亿桶。（油:气:NGL比例为52%:29%:19%）。证实储量/产量≈8年。
Proved Reserves（MMBOE） | |
Spraberry/Wolfcamp | 556 |
Raton | 85 |
Eagle Ford | 45 |
Other | 40 |
Total | 726 |
表6：先锋资源储量
2）成本和现金流
先锋资源整体的生产成本已经降至8.4美元/桶，油田折旧大约14美元，在2017二季度WTI油价48美元的环境下，实现的Cash Margin为24美元/桶，其中二叠纪盆地水平井的Cash Margin在30美元以上。
图32：油价45美元，二叠纪水平井的Cash Margin在30美元
图33：公司生产成本拆分
基于47.5美元/桶和3美元/Mcf的套保和现实油气价格，公司2017年能够实现的经营性现金流为19亿美元。
图34：先锋资源现金流敏感性分析
3）产量计划
公司在二叠纪盆地的产量：2016年为17.1万桶/天，2017Q2为21.3万桶/天，2017年预计实现22.2-22.6万桶/天产量，增速30-32%。
图35：先锋资源二叠纪产量增长预测
公司整体的产量为：2016年23.4万桶/天，2017Q2为25.9万桶/天，2017年全年预测26.9-27.1万桶/天，同比增长14%-16%。未来10年保持15%以上的复合增速，到2026年到100万桶/天。
图36：先锋资源产量预估（2017.8）
图37：先锋资源产量预估（2017.6）
4）打井计划
根据先锋资源2017年8月份的报告， 2017年，公司在Permian 盆地Spraberry / Wolfcamp页岩层运营18台钻机，其中14台在北部区域，4台在南部合资区域。2017年计划在Spraberry/Wolfcamp打井大约230口，其中合作区域40口。并且公司还在Eagle Ford运营2台钻机。计划资本开支24亿美元，其中25亿美元用于钻机和完井（Spraberry/Wolfcamp 24亿，Eagle Ford 0.95亿）。24亿资本开支完全由在手现金和现金流回笼覆盖。并出售了Eagle Ford区域1.05万英里的区块。
5）套保策略
相对激进的套保策略，套保覆盖了2017年90%的原油产量和80%的天然气产量，覆盖2018年50%的原油产量和15%的天然气产量。套保主要采用three-way collars，锁定48-49美元/桶油价和2.9-3.0美元/MMBTU天然气售价。
图38：先锋资源套保示意图
4.3、多点布局的能源巨头——加拿大能源（ECA）
加拿大能源（ECA）多元布局，在北美Permian拥有12000个井位，Eagle Ford有800个井位，在加拿大Montney有9600个井位，在Duvernay有1000个井位。我们此处聚焦加拿大能源在二叠纪的资产情况。
1）资源储量
截止2016年底，公司在北美有155.5万英亩油田，净权益124.2万英亩，其中在Eagle Ford有4.2万英亩净权益，在Permian有13.6万英亩油田，12.7英亩净权益。在北美的证实储量为3.94亿桶。
图39：加拿大能源二叠纪资源分布
图40：加拿大能源二叠纪资源分布
2）成本和现金流
公司在二叠纪的操作成本低于7美元/桶。
3）产量计划
公司2016年在Permian的产量为4.83万桶/天，2017Q1产量为5.63万桶/天。目标未来5年保持每年30%的复合增长率。
图41：加拿大能源产量增长预测
4）打井计划
2017年，计划支出7.75-8.5亿美元用于打井，租用5台钻机，计划打井135-145口，完井120-130口，平均单井花费费500万美元，单井长度8100英尺。未来5年，公司超过50%的资本开支用于二叠纪。
5）套保策略
通过Fixed Price Swap、Costless Collar和3-way Option做套保，套保覆盖了2017年70-75%%的油气产量。套保锁定约50美元/桶原油和3美元/MMBTU天然气售价。
图42：加拿大能源套保示意图
4.4、持续并购优质资产——DiamondBack（FANG）
1）资源储量
公司在二叠纪盆地有6个核心区块，约19.1万英亩净土地权益。在Midland次盆北部有8.7万英亩，在Delaware次盆南部有10.4万英亩。截止2016年底，拥有2.1亿桶油当量1P储量，Oil:NGL:Gas=68:18:14。在50美元油价、3美元气价下，经济水平井井位4300个。
图43：FANG的在二叠纪的资源位置
图44：FANG剩余井位4300余个
DiamondBack通过并购成长壮大，2012年上市以来完成7次并购，实现每年85%的产量复合增长率。
2）成本和现金流
公司区块位于二叠纪核心区域，现金流回收情况较好，核心区块1年收回成本。
图46：FANG的Cash Margin高于30美元
图47：在50美元油价下，公司核心区块能够一年回收成本
3）产量计划
公司2016年在Permian的产量为4.3万桶/天，2017Q2产量为7.7万桶/天。2017年计划产量7.4-7.8万桶/天。
4）打井计划
2017年，计划资本开支8.0-9.5亿美元，租用7-9台钻机，计划完井115-135口水平井，平均长度8500英尺。Midland次盆7500英尺水平井需要花费500-550万美元，Delaware次盆7500英尺水平井需要花费600-800万美元。
5）套保策略
公司2017年套保比例约为85%，2018年约为40%，原油套保价格在50美元附近。
4.5、在Permian快速扩张——Parsley Energy（PE）
1）资源储量
公司在二叠纪盆地有约23.1万英亩净土地净权益，在Midland次盆有17.9万英亩，在Delaware次盆有5.2万英亩。拥有证实储量2.22亿桶（Oil:NGL:Gas=61:22:17）
图48：Parsley Energy区块位置
图49：Parsley Energy在二叠纪盆地快速扩张
2）成本和现金流
2017Q1，公司LOE低至3.57美元/桶，Cash G&A为4.02美元/桶，在40.48美元的实现油价下实现30美元以上的Cash Margin。
图50：PE公司Cash Margin情况
3）产量计划
公司2016年在Permian的产量为3.8万桶/天，2017Q2产量为6.47万桶/天。2017年计划产量为6.7-7.3万桶/天（含油量67%-70%），到2017Q4达到8.0-9.0万桶/天。
4）打井计划
2017年，计划资本开支10.0-11.5亿美元，其中打井完井8.4-9.6亿美元，资金分布为Midland次盆65%-70%，Delaware次盆30%-35%。计划完井120-140口水平井。
5）套保策略
公司套保策略比较激进，截止2017年二季度，已经对2018年70%的产量做了套保，套保油价在50美元附近。
4.6、深耕Delaware次盆——康丘资源（CXO）
1）资源储量
截止2016年底，公司在二叠纪有58.7万英亩净权益，证实储量7.2亿桶，含油比例60%。主要分布于Delaware次盆北部，Delaware次盆南部和Midland次盆。
图51：康丘资源资源位置
2）成本和现金流
公司在50美元油价下，在实现产量增长的同时，实现了经营性现金流高于用于打井完井的资本开支。
图52：康丘资源资本开支和现金回流
3）产量计划
公司2016年在Permian的产量为15.1万桶/天，2017Q2产量为18.5万桶/天。2017年计划产量增长24%-26%（含油量62%-64%）。
4）打井计划
2017年，计划资本开支16-18亿美元，大约90%用于打井完井。计划使用17-19台钻机，2017年水平井长度从7000英尺增加到8300英尺。计划完井120-140口水平井。
5）套保策略
公司2017年套保比例约90%，2018年约60%，原油套保的价格在51美元附近。
4.7、聚焦Howard郡的运营商——SM Energy（SM）
1）资源储量
公司在Midland次盆有8.9万英亩净权益，主力产油层为Wolfcamp A， Wolfcamp B和Lower Spraberry。截止2016年年底，公司在二叠纪的证实储量为0.54亿桶（刚开始打井）。公司在Midland次盆的资产主要集中在Howard郡，紧临A股新潮能源在二叠纪的区块。此外，公司在Eagle Ford还有16.75万英亩净权益，在Rocky Mountain有46.5万英亩净权益。
图53：SM Energy在二叠纪资源位置
图54：SM Energy在Midland次盆的资源情况
图55：Howard郡的操作者
2）成本和现金流
公司2017Q2的实现油价为25.13美元/桶，LOE=4.11美元/桶，Production Margin=14.15美元/桶，DD&A为13.52美元/桶。主要受Permian以外地区的影响，实现油价和毛利较低。
公司在Howard郡的单井峰值1000桶/天，含油量在90%附近，7600英尺井的成本为560万美元，1000英尺的成本为680万美元，在50美元下的单井IRR高达60%。
图56：典型Howard郡的产量曲线
图57：SM公司在二叠纪盆地的单井回报率较高
图58：公司在Howard郡的打井数据
2017年单井单位打井费用继续下降，但完井成本上涨，主要是使用了更多的压裂沙来提升产量。
图59：2017年单井打井费用继续下降，完井费用提高（使用更多压裂沙提升产量）
3）产量计划
公司2016年产量为万桶/天，2017Q2产量为12.46万桶/天，2017年产量计划为12.2-12.7万桶/天。其中，公司在Permian的产量为2016年1万桶/天，2017Q2实现2.49万桶/天。
4）打井计划
在Midland次盆，公司现运营7台水平井钻机，2017年计划钻井100口，完井75口，整体公司2017年资本开支计划为8.75亿元。
5）套保策略
公司2017年下半年的套保为，原油60%，天然气75%，NGL80%，2018年的套保为50%。
五、二叠纪盆地——美国原油供应的三分天下
5.1、助力北美原油产量创历史新高
根据先锋资源的预计，二叠纪盆地远期产量有望达到500万桶/天，每年的产量增幅大约为30万桶/天。EIA最近的预测是，到2018年底，Permian产区产量有望到290万桶/天，占北美原油产量990万桶的30%。
图60：二叠纪盆地远期产量500万桶/天
根据EIA 2017年7月的Short-Term Energy Outlook估算，2016-2018年，北美原油平均产量分别为890、930和990万桶/天，超过1970年北美历史最高产量960万桶。即2017年平均增长50万桶/天，2018年平均增长60万桶/天。EIA预计北美原油产量在2018年底达到1010万桶/天，比2017年6月增加90万桶/天，比2016年底增长140万桶/天。在这增加的90万桶/天中，二叠纪有望贡献52万桶， 另外34万桶增量来自于墨西哥湾。
图61：EIA对北美原油产量的预测
5.2、潜在政策倾斜的可能
特朗普不止一次地提过要为美国的油气生产商松绑，包括支持传统能源开发，恢复Keystone XL管道建设，放开能源监管，退出巴黎协议，减税等等。未来这些政策的逐步实现，有望降低美国页岩油开发商的运营开发成本，特别是减税，假设真的从35%降到15%，将大幅提高页岩油企业的投资回报率和油价弹性。
奥巴马政府 | 特朗普政府 | |
实行医疗保健制度改革（奥巴马医改） | 财政·税务 | 简化税制，将企业所得税由35%下降至15%，废除奥巴马医改 |
2015年推出的一项旨在削减温室气体排放的减排政策《清洁电力计划》，重视气候变化 | 能源 | “美国优先能源计划”将进一步放宽能源监管政策，包括废除气候变化行动计划等对美国“有害且不必要”的能源政策 |
大力发展新能源，以风能、太阳能、生物质能为代表的非化石能源在美国能源结构中的比重近几年来大大提高 | 大幅度开发传统能源，开发50万亿美元未开采的页岩油气及煤储量，改变供需以影响能源价格，减少石油进口，创造就业，促进经济复苏 | |
阻止Keystone XL和Dakota Access管道项目 | 重启Keystone XL和Dakota Access管道项目 | |
SEC于2016年6月发布油气业海外反腐败规定，原计划在2018年生效。 | 废除油气业海外反腐败法 |
表7：美国两届政府能源相关政策对比
5.3、对油价的深远影响
（1）从全球原油供给曲线来看，页岩油整体上处于“Swing Producer”的角色，在50美元油价下可以维持产量增长，但厂商压力较大，而Eagle Ford和Bakken产量只能维持。Permian区块处于全球原油供给曲线的中部位置，在低油价下有持续增产能力，将成为越来越重要的原油供应者。
图62：全球原油新增产量的供给曲线（2025）
最新2017Q2的页岩油企业半年报显示，在2017年油价不能有效突破50美元的市场预期下，相比2017Q1期间的乐观预期，即使是Permian产区的运营商也小幅缩减了资本开支。根据二季度的打井质量，部分企业甚至下调了全年产量预期。从这点可以看出，页岩油企业的资本开支计划和产量对油价的反应非常灵敏，承担了原油供应的灵活边际调节者角色。
（2）从长周期的角度看，页岩油灵活快速的投产周期，将打破过往由传统原油5-7年以上开发周期带来的原油供给刚性，油价供给基本面的长周期波动逻辑有望被打破。原油价格在供给出现较大缺口前，向上弹性不足，我们判断中期油价仍将在45-65美元之间波动。假如页岩油产量见顶，这个判断的逻辑被破坏。
图63：中期原油价格将在45-65美元之间波动
（3）美国将成为原油净出口国，在全球能源市场的地位更加重要。OPEC作为全球原油供给调节者的角色被削弱，未来关注是否能形成新的原油供给调节联盟。
（4）页岩油副产大量NGL，成为全球化工市场的重要的化工原料增量，改变化工品原料市场格局，例如PDH路线制丙烯和乙烷裂解制乙烯的崛起。
六、掘金二叠纪的中资企业
6.1、中化集团：先合作学习
2013年2月，中化石油美国有限合伙公司（Sinochem Petroleum USA LLC）和先锋资源（PXD）签署一项协议，以17亿美元的总价，收购先锋资源在二叠纪南部区域40%的权益。该区域位于Spraberry Trend油田南部Wolfcamp油层约20.7万英亩净开采面积，合作区域包括德克萨斯州Upton、Reagan、Irion、Crockett和Tom Green等县的指定区域。先锋资源将继续作为运营方，在合作区域开展所有租赁、钻井、完井、运营和营销活动。
根据先锋能源的年报显示，2016年，先锋资源在合作的南部区域打了41口水平井，产油层为Wolfcamp B。2017年，先锋将继续租用4台钻机，计划打井40口。我们认为该区域油藏情况和成本基本可以参考先锋资源Wolfcamp层的情况，预计在50美元左右油价下能够实现盈利。
中化集团通过收购先锋资源权益的形式进入页岩油，我们预计其目的在于积累对页岩油气开发投资的丰富经验，为后续在原油中上游的独立开发和进一步投资奠定基础。
6.2、新潮能源（600777）：A股稀缺二叠纪标的
公司是A股目前唯一的二叠纪页岩油运营商，主要资产是位于美国德克萨斯州Midland盆地东北角Howard郡、Borden郡的页岩油藏资产，矿区面积8.5万英亩。该区块证实储量（1P）1.73亿桶，2P储量超过5亿桶。
面积 | 收购成本 | 储量 | |
8.5万英亩 | 82亿元 | 证实储量（1P） | 1.73亿桶 |
已开发储量（PDP） | 0.18亿桶 | ||
未开发储量（PDNP） | 1.55亿桶 | ||
概算储量 | 3.45亿桶 | ||
2P储量 | 5.18亿桶 |
表8：新潮能源在二叠纪油田储量概况
公司所处区块位于二叠纪盆地Midland次盆北部区域，主力油层为下层Spreberry层、Wolfcamp A层和Wolfcamp B层；潜力产油层为中层Spreberry和Wolfcamp C。该区域含油量高，是二叠纪盆地的核心区块。截止2017年6月底，该油田拥有总井数121口，相比2016年底增加34口。
图64：新潮能源在二叠纪的资源位置
图65：油田的主力产油层
该油田2016年平均产量为1.0万桶/天，实现油价为38.5美元/桶，桶油成本（不考虑折旧）为15.5美元/桶。2017年上半年油田平均产量约为2.0万桶/天，预计到2017年末产量有望到达3万桶/天。我们计算的该油田对应的10美元油价利润弹性高达0.6亿美元。
WTI油价（美元/桶） | 40.0 | 45.0 | 50.0 | 55.0 | 60.0 |
公司实现油价（美元/桶） | 35.5 | 40.5 | 45.5 | 50.5 | 55.5 |
总成本（美元/桶） | 22.9 | 23.2 | 23.5 | 23.8 | 24.0 |
油气资产折耗（美元/桶） | 8.0 | 8.0 | 8.0 | 8.0 | 8.0 |
运营成本（美元/桶） | 7.3 | 7.3 | 7.3 | 7.3 | 7.3 |
管理费用（美元/桶） | 5.5 | 5.5 | 5.5 | 5.5 | 5.5 |
财务费用（美元/桶） | 0.1 | 0.1 | 0.1 | 0.1 | 0.1 |
生产税和从价税（美元/桶） | 2.0 | 2.3 | 2.6 | 2.9 | 3.1 |
税前利润（美元/桶） | 12.6 | 17.3 | 22.0 | 26.7 | 31.5 |
所得税（美元/桶） | 4.4 | 6.1 | 7.7 | 9.4 | 11.0 |
净利润（美元/桶） | 8.2 | 11.3 | 14.3 | 17.4 | 20.5 |
假设销量（万桶/天） | 2.0 | 2.0 | 2.0 | 2.0 | 2.0 |
净利润（亿美元） | 0.6 | 0.8 | 1.0 | 1.3 | 1.5 |
假设销量（万桶/天） | 3.0 | 3.0 | 3.0 | 3.0 | 3.0 |
净利润（亿美元） | 0.9 | 1.2 | 1.6 | 1.9 | 2.2 |
表9：新潮能源油价弹性测算
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