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　　其中，页岩油的下滑甚为显著：美国页岩油活跃钻机数自2022年12月恢复至阶段性高位至今已下滑30%以上，库存井数在2020年达到阶段性高点后至今持续下降六年，而新钻井数与完井数亦自2022年来普遍转入回落或低位震荡状态。从盈利情况看，2025 年美国页岩油企业整体盈利同比大幅下滑，行业呈现 “大型龙头仍盈利但降幅大、中小企业普遍亏损” 的格局。2025年Q3，以上游油气开采为主营的E&P企业2025Q3净利润同比减少35.70%，环比减少6.87%。

　　我们认为，原油定价机制重大变化对油价的影响可能在2026年开始显现。全球原油资本开支周期下行周期已到关键节点，全球原油需求曲线和供给曲线重新交叉在即，新一轮中长期供需错配时点趋近，结合中国国内宏观触底回升、全球地缘政治冲突的不断加剧、页岩油结构性衰退和供给弹性大幅下降，全球原油市场已经缺乏足够的供给弹性来应对各种上行冲击（战争、宏观需求回暖、战略储备需求等），2026年极大概率将会是原油价格的中长期大拐点之年。

　　2010至2014年，是美国页岩油黄金时代。水平钻井与水力压裂技术的成熟彻底改变了全球能源格局。这一技术组合使此前难以经济开采的致密油藏得以大规模商业化开发，页岩油产量呈现爆发式增长。美国原油产量从2010年的约550万桶/日跃升至2014年的超过900万桶/日，美国重新跻身全球最大产油国行列。从早期的巴肯（Bakken）和鹰滩（Eagle Ford）两大盆地，到二叠纪盆地（Permian Basin）更大规模资源潜力和更优经济性被发现，投资重心迅速西移。在当时量化宽松背景下，近8000亿美元被投入到页岩业。2014年，钻井数超1600台，创下历史高位。这是高歌猛进的页岩油投资时代，再投资率普遍超过100%，企业将运营现金流甚至融资所得全部投入新井钻探，追求产量增长而非盈利能力。债务融资成为主流模式，许多独立生产商的资产负债率攀升至危险水平。投资者更关注储量增长率和产量替代率，而非自由现金流或盈利能力。这种为增长不惜一切代价的商业模式在当时的低利率环境下看似可持续，但已为后续的剧烈调整埋下了伏笔。

　　2014年下半年原油暴跌对页岩业造成毁灭性打击，2014-2016，行业进入剧烈调整期。美国石油钻机数18个月内锐减超70%，降至2016年5月的不足400台，行业进入破产潮高峰期。在生存压力下，企业被迫启动全面的效率革命，成本削减成为首要任务。更关键的是：技术进步开始聚焦于单井效率提升而非单纯规模扩张，投资重点从规模扩张转向生存优化。企业开始更加谨慎地评估项目的经济可行性，IRR门槛显著提高。效率革命不仅帮助企业度过危机，更为后续资本纪律制度化提供了技术和管理基础。

　　2016–2019年，行业进入恢复与转型期。油价在此期间逐步回升至50–70美元/桶，为行业提供了相对温和的复苏环境。投资活动逐步恢复，但增速远低于前期。全球油气上游资本支出从2016年约5000亿美元的低谷有所反弹，但显著低于2014年峰值。这一时期的复苏呈现出明显的选择性特征：企业更倾向于在已证实的核心区域进行开发，而非冒险进入新盆地或前沿区域。2017年至2019年，美国石油钻机数量从低谷回升至800–900台区间。资本支出的恢复滞后于油价回升，反映出企业和投资者的风险偏好已经发生了根本性变化。更为深远的变化发生在行业运营范式层面。企业开始更加注重自由现金流，而非单纯的产量增长。

　　2020–2022年，行业进入疫情冲击与重塑阶段。新冠疫情对全球石油需求造成了史无前例的冲击，原油期货在2020年4月20日首次跌至负值，这在现代石油市场历史上绝无仅有。行业再经剧烈震荡，投资与产量双降。与2014–2016年不同的是，此次危机中企业的应对更加迅速果断：钻机数量在数月内削减超过50%，资本支出计划大幅下调，员工裁员规模空前，30%的页岩运营商在35美元油价下技术性资不抵债，20%财务状况紧张，行业整体的投资能力和意愿受到严重削弱，更为关键的是，

　　2025年，活跃钻机数量降至414台，为2021年以来最低水平，但原油产量仍维持在历史高位附近，充分证明了效率提升的效果。然而，这种效率驱动的增长模式也面临极限：完井库存（DUC，已钻探但未完井井数）降至2019年以来最低水平，Bakken和Eagle Ford盆地的DUC库存较年初下降25%–30%，表明短期增产潜力正在耗尽。这种供应刚性与投资疲软并存的局面，标志着行业已进入成熟阶段的典型特征——效率提升的空间收窄，产量维持对即时投资的依赖度上升。

　　“资本纪律”已经从行业口号转变为制度化的运营准则。自由现金流最大化明确取代产量最大化成为企业核心目标，这一转变体现在多个层面：投资审批门槛显著提高，内部收益率（IRR）要求从早期的15%–20%提升至20%–25%甚至更高；项目组合优化更加严格，边际项目被系统性地剔除；并购活动更加审慎，溢价收购案例减少。大型企业的集中度上升也强化了资本纪律：2024–2025年的并购浪潮使更少的企业控制更大的矿权面积，而这些大型企业通常追求更稳健、更低增长的开发策略。

　　特朗普政府第二任期的贸易政策对页岩油投资产生了复杂影响。特朗普政府时期的钢铁关税政策推升钻探成本约25%，进一步抬升了盈亏平衡线。监管放松带来的成本节约（估计不足1美元/桶）远不足以抵消这一影响。更为严重的是政策不确定性本身，根据Dallas Fed季度调查，近80%的受访石油企业高管因未来油价和原油生产成本的不确定性增加而推迟投资决策。企业在这种环境下的理性选择是：缩短投资周期、降低资本密集度、增加灵活性，这总体上不利于大规模、长周期的勘探开发投资。

　　原本，页岩油的优势是其灵活的“短周期调节能力”：页岩油井从开钻到投产仅需6-9个月，首年产量占全周期60%以上，使得页岩油能够快速增产以捕捉价格上涨窗口，但同样也会在价格下行时迅速收缩以规避风险，即“增产即压制价格，减产即托底市场”。然而，这一机制正在走向失灵。IEA明确指出，“页岩油的价格弹性近年来持续下降”，意味着短期价格冲击对供应的影响弱于历史水平。导致失灵的原因有：企业套期保值操作使产量决策对即期价格脱敏，许多生产商在价格高位时锁定未来产出，从而在价格下跌时仍维持生产；资本纪律的文化使企业更倾向于维持稳定产出而非追逐价格波动；以及地质约束限制了快速增产的能力。然而，其“短期调节能力”的失灵可能放大行业中长期失衡。

　　全球原油定价机制正经历从“页岩油成本线+美联储预期+地缘溢价”三维模型向OPEC+财政平衡成本主导的双轨制演变。这一转型的核心驱动力在于页岩油边际定价能力的衰退与OPEC+政策协调能力的复兴。在传统三维模型中，65美元的页岩油盈亏平衡价定义了市场底部，OPEC+增产阈值与美联储降息节奏构筑价格顶部，地缘黑天鹅则成为突破区间的关键变量。然而，随着页岩油成本曲线上移、增产弹性下降，其“地板价”功能弱化，市场定价重心向OPEC+的财政约束条件转移。

　　原油定价机制重大变化对油价的影响可能在2026年开始逐渐显现，因为从中期（2025–2030）看，全球原油需求仍将保持低速正增长：年均增速0.4%–1.2%。全球原油资本开支周期下行周期已到关键节点，全球原油需求曲线和供给曲线重新交叉在即，新一轮中长期供需错配时点趋近，结合中国国内宏观开始触底回升，随着全球地缘政治冲突的不断加剧、页岩油结构性衰退和供给弹性大幅下降，全球原油市场已经缺乏足够的供给弹性来应对各种上行冲击（战争、宏观需求回暖、战略储备需求等），2026年极大概率将会是原油价格的中长期大拐点之年。

　　风险提示：以上行业仅为叶勇阶段性观点，并非合同约定，不作为投资依据，基金管理人可根据市场情况及内部制度规定予以调整。基金的过往业绩不预示其未来表现，基金管理人管理的其他基金的业绩和其他投资人员取得的过往业绩并不预示其未来表现，也不构成基金业绩表现的保证。证券市场因受宏观经济等因素影响而引起波动，将引起基金收益水平发生波动的潜在风险。投资人购买基金时应详细阅读该基金的基金合同、招募说明书、产品资料概要等法律文件，了解基金基本情况。基金法律文件中关于基金风险收益特征与产品风险等级因参考因素不同而存在表述差异，投资者应结合自身投资目的、期限、风险偏好、风险承受能力审慎决策并承担相应投资风险。在代销机构购买时，应以代销机构的风险评级规则为准。基金管理人承诺以诚实信用、勤勉尽职的原则管理和运用基金资产，但不保证基金一定盈利，也不保证最低收益。基金投资须谨慎。（CIS）