一、库存压力骤增将加剧产量下滑风险

史上最大规模的OPEC+减产协议和G20国家合作稳定市场的说辞并没有对原油价格形成有效的提振，主要原因在于减产规模与需求下滑规模的预期相差甚远。G20会议上各国没有对减产作出任何数量上的规定，各国将依据市场情况减产。美国能源部长预期今年美国原油产量同比降幅将达到200万桶/天，然而市场对此存在诸多质疑。在需求处于冰点情况下，供应端的调整滞后，全球范围内库存都在快速上升，未来减不减产的核心不在于有没有协议，而是在于库容的极限，供应端需要对需求骤降作出的必要反应。根据EIA数据，截止4月10日美国商业原油库容大约6.53亿桶，按包含在途和管道内的库存，使用率已达到77%。EIA周度数据显示4月初以来原油产量累计下降70万桶/天，但炼厂开工率降幅已快速降至不足七成，随着时间推移，库存还将以惊人的速度累积，在此情况下页岩油也很难“搭便车”。

二、资本束缚将拖累页岩油恢复速度

在需求骤减和低油价的双重夹击之下，美国油气行业做出了迅速的反应，油价暴跌之后独立和综合油气企业纷纷下调2020年资本开支计划，与之相印证的是，石油钻机数量从3月13日当周的683个骤减至4月10日当周的504个，4周的降幅达26%，而在上一轮2014-2016年的油价暴跌中，钻机数量从峰值达到相同规模的降幅花了4个月的时间。E&P已经在上一轮油价暴跌中实现了降本增效的过程，在2014年之后的四年里，通过压缩服务费用和提升效率使得页岩油成本削减了近40%，在这之后成本可挤压的空间已经相对有限，因此，本轮油价暴跌过程中，资本开支的下降将更直接的体现在钻探活动的下降，完井也将同样受到牵连，先行指标压裂设备数量出现明显的下降，今年以来完井数量出现同比负增长，暗示美国原油产量下滑的风险加剧。

低油价时，资本开支下降将导致产量下滑，而当油价回升时，资本束缚同样将制约产量的恢复。在Dallas联储3月对能源行业的调查显示美国现有井维持经营性现金流平衡所需要的WTI油价在平均23-35美元/桶区间，因此在WTI维持30美元/桶以下时，一些高成本或产油量较低的多老井关停的压力将加剧。这些井的退出很可能是永久性的，因为即便油价回升，重启这些井也可能不具备经济性。

2017年以来页岩油产量实现快速增长主要是通过延伸水平井长度，从而提升单井产出效率实现的，我们看到完井数量的增速上升基本从2017年开始就停滞了，但产量增速上升却持续到2018年三季度。单井产出效率提升使得新井在生产初期就能迅速达到产量峰值，但随之而来的问题是产量衰减速度也随之加快。数据显示2019年Permian地区油井的平均初始产量高于2018年和2017年，但是投产后的6个月内产量却低于前两年的油井。因此，在产量衰减的斜率变得更加陡峭过程中，也意味着需要增加更多的新钻井来维持高产，这就需要保证相当规模的资本开支。在油价暴跌之前，页岩油企业已经迫于投资者的压力，为改善现金流状况而控制资本开支。当前新井的盈亏平衡油价平均都在45美元/桶以上，即便是在疫情结束，需求恢复导致油价回升，页岩油企业依然可能被即将到来的债务高峰和恶化的现金流束缚手脚，无法及时大幅扩大资本开支，这就意味着，当需求开始恢复，短时间内美国原油产量也会受限于资本开支而难以快速恢复到疫情之前的水平。

四、投资建议

欧美地区部分国家实施严格的隔离封锁已接近一个月，然而新增病例数量下降缓慢可能使得封锁期限延长，需求何时可以启动依然存在很大的不确定性。在需求恢复前，主动或被动的减产对于延缓库存快速上升而导致的胀库将起到一定积极作用，但不足以支撑油价大幅上涨，原因在于油价过快上涨可能使得美国在内的产油国减产不及预期，使得上涨不可持续，我们认为油价形成趋势性上涨的核心驱动力在于需求恢复。

五、风险提示

新冠疫情在海外得到迅速控制。