在投资领域，周期板块素以高波动与高弹性并存著称，唯有那些能够穿透迷雾、把握宏观脉络与产业供需本质的团队，方能真正驾驭这一领域的机会。在这一极具挑战性的领域，万家基金凭借前瞻性的战略布局，构建了从主动选股到标准化指数工具的完整解决方案，彰显出公司在周期投资领域的深厚积淀。近日，万家基金基金经理叶勇对原油市场发表的最新观点，再次印证了万家基金在周期领域的深厚功力，以下为文章全文：

原油，作为3万亿美元年产值的最大宗的大宗商品，对全球大宗商品指数的影响可谓牵一发而动全身，原油价格的走势对全球宏观经济甚至政治都有着深刻的影响。

如果以2014年为美国页岩油革命成功的里程碑，那么过去的十二年，就是美国页岩油以快速份额扩张主导全球原油市场的十二年，成功的将自己从原油市场的配角推到主角的铁王座。然而，时至今日，在地质资源约束、资本约束、行业运营范式转型、宏观政策与市场环境、国际竞争格局等长期因素逐步量变影响下，页岩油开始走向长期结构性衰退的“黄昏”。

从资本开支周期看，过去十年全球原油资本开支持续维持在2014年高点的40%-60%的较低水平。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%。

页岩油的黄昏下，全球原油定价机制正在发生重大变化：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+主导权的复兴。

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。这将意味着“后页岩油时代”全球原油供给弹性的下行，意味着原油市场的主要矛盾从下行风险为主过渡为上行风险为主：供应的脆弱性一旦成为长期问题，所有冲击事件叠加中酝酿的向上动能必然压过向下动能，易涨难跌或成为常态。

而从金融属性来说，在美债高企、全球去法币化、逆全球化趋势不断演进的大环境下，美国推动制造业回流和大财政化的经济政策方向，特朗普以"美国优先"为旗帜、交易性现实主义为手段、反建制民粹为动员基础的激进民族主义的施政方向，导致美元进入长期贬值通道是必然结果之一，而以美元定价的原油作为最大宗、最重要的能源实物资产，将越来越多的体现其金融溢价。

至于“美国担忧油价上行导致通胀抬升”云云，在大宗商品周期的底层规律导致的必然性面前，油价之中长期趋势亦非单一力量可以长期人为压制的。况且，特朗普政府的鼓励原油生产、低油价、高关税政策三个诉求已构成本质上的不可能三角。也许，对美国而言，不断增强对原油市场的掌控力来获取巨大现实利益才更重要。

综合来看，正如在基金四季报中特别提到的：“基于地缘政治冲突加剧、页岩油盈利显著下滑、页岩油资本开支持续下行、沙特增产利空落地等多重因素影响，油价的研判关键点有必要开始从主要考虑下行风险变成主要考虑上行风险。”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。

从必然性和偶然性的辩证关系看：战争或许是油价拐点的重要触发因素，但是，根本原因往往藏在深处，暗流已久。

一、从2010到2025——页岩油资本开支的历史演变

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油行业。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油行业造成毁灭性打击，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。

原因在于：首先，2014–2016年的危机使投资者深刻认识到高杠杆增长模式的脆弱性，股东压力迫使企业优先保障现金回报；其次，分红与股票回购在资本配置中的权重上升，2018年至2019年间，主要页岩油公司股东回报支出显著增加；第三，债务去杠杆成为行业主题，企业致力于修复资产负债表、改善信用评级，以降低融资成本。

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，疫情加速了此前已经萌芽的资本纪律理念，企业高管和投资者都认识到，必须为极端市场情景做好准备，过度杠杆化和激进扩张的风险不可接受。

2021年至2022年，行业进入反弹与分化阶段。随着油价快速攀升，页岩油企业现金流创历史纪录。然而，与此前周期不同的是：投资响应显著滞后。再投资率降至约60%，意味着企业将大量自由现金流用于债务偿还、股东回报和现金储备。这一行为模式变化标志着资本纪律已经成为行业主流共识，增长明确让位于回报。尽管2021年油价较2018年更高，资本支出却仅为2018年的65%，大多数上市公司专注于偿还债务和向股东返还现金，而非增长页岩油产量。大型和中等市值公司最严格地执行资本纪律，钻井活动较疫情前水平低67%；小型企业钻井活动较疫情前高15%，但因其区块位置相对较差，部分抵消了无节制产量增长的风险。

2023以后，行业开始进入成熟稳定期，投资增长显著放缓。2024年全球上游油气投资名义上持平于5900亿美元，2025年全球上游投资预计进一步下降4%，至约5650亿美元（如果剔除通胀因素，实际投入更少），其中美国独立页岩油生产商的资本支出减少贡献了全球降幅的大部分。具体而言，上游石油投资预计下降近6%，至约4200亿美元，而天然气投资增长3%至1450亿美元。其中，美国页岩油投资面临尤为严峻的挑战，Enverus报告指出，2025年美国页岩运营商的单井成本预计上升2.8%，逆转了2024年因钻井活动减少而实现的6.3%成本下降。从企业层面资本支出来看，削减趋势明显。2024年二季度财报发布后，22家上市美国生产商削减了资本支出，降幅达20亿美元；2025年第一季度，据统计，有38家追踪企业的资本支出进一步减少约20亿美元（4%）至601亿美元。

尽管投资规模收缩，技术进步持续推动效率提升。运营商采用人工智能、延伸水平段钻井和同步压裂等技术，使单井成本降低5%–10%。AI优化钻井参数和完井设计，长水平段扩大单井储量，同步压裂技术缩短作业周期、降低单位成本。钻机效率提高使产量增长与投资活动脱钩。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。

综合来看，美国页岩油活跃油井钻机数量自2022年12月恢复至阶段性高位（627台）后开始持续回落，截至2026年2月27日，美国活跃石油钻机数仅为407台；库存井数量在2020年达到阶段性高点后持续下降至今；新钻井数与完井数在2020年后虽然经历阶段性修复，但自2022年以来普遍转入回落或低位震荡状态。

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，严峻的盈利状况进一步制约了资本支出。2025年Q3，以上游油气开采为主营的E&P企业受油价中枢下移影响，2025Q3净利润分别同比减少35.70%，环比减少6.87%。

资料来源：EIA

二、页岩油资本开支持续下行的深层原因

美国页岩油自2021年之后资本开支趋势性拐点已现，这从活跃钻机数和完井库存（DUC）过去五年的持续下行可以印证。根本原因在于以下几点：

第一，地质资源约束。核心库存在快速消耗，而地质资源约束是美国页岩油投资水平变化最根本、最不可逆的驱动因素。经过十余年的高强度开发，主要页岩盆地的一级优质钻探区域（Tier 1）储量急剧减少，这一趋势在二叠纪盆地表现得尤为明显。根据Enverus的分析，2021年以来，二叠纪盆地核心区的单井初始产量下降超过15%，尽管连续的技术改进仍在推进。优质“甜点区”的枯竭遵循石油开发的可预测模式：早期开发集中于地质条件最优、经济性最好的区域，随着这些区域的资源消耗，企业被迫转向次级区域，导致单井经济性系统性下降。Enverus估计，按照当前钻探速度，北美仅剩约6年的优质库存可维持，这一时间窗口正在快速收窄。成熟盆地中，优质一级库存占比已降至不足30%，迫使运营商开发边际程度越来越高的acreage位置。核心库存的消耗不仅直接影响投资回报率，更从根本上改变了行业的增长预期和战略选择。Wood Mackenzie的研究指出，美国致密油产业正在成熟，预计美国本土48州陆上石油产量将在2030年代初达到平台期，随后在该十年后半期稳步下降。

核心库存消耗的直接后果是成本曲线的持续上移。根据Enverus预测，美国页岩油的平均盈亏平衡成本将从2025年的约70美元/桶（WTI基准）持续上升：2030年预计升至82–85美元/桶，到2035年可能达到95美元/桶。这意味着未来十年盈亏平衡成本可能上升36%，这一增幅远超一般通胀预期，反映了资源质量恶化的结构性影响。成本上升的区域分布并不均匀。根据2025年7月Dallas Fed数据，二叠纪盆地特拉华子盆地新钻井盈亏平衡成本为62美元/桶，米德兰子盆地为61美元/桶，鹰滩页岩为61美元/桶。二叠纪盆地由于剩余优质库存相对较多，预计仍将保持成本竞争力；而Eagle Ford和Bakken等盆地的核心区域消耗更快，成本上升压力更为严峻；部分二级盆地可能更早突破100美元/桶的盈亏平衡门槛。

第二，金融市场与资本约束。一方面，投资者偏好根本转变。金融市场对页岩油行业的态度经历了根本性的转变。2014年之前增长优先的投资逻辑已被彻底抛弃，投资者现在明确要求企业优先保障现金回报，分红和股票回购成为资本配置的核心考量。Forbes的数据显示，美国石油生产商正优先考虑自由现金流而非产量，股息和股票回购成为资本配置策略的中心。这种投资者偏好的转变具有自我强化特征：表现不佳的股票价格进一步限制了企业的融资能力，形成负反馈循环。另一方面，融资环境收紧。2022年以来的高利率环境显著增加了页岩油企业的债务成本，使依赖外部融资的增长模式更加不可持续。银行与资本市场对页岩油行业的敞口趋于谨慎，部分金融机构明确限制或退出对化石能源项目的融资。Reserve-Based Lending（RBL）——勘探开发企业依赖的主要融资工具——面临越来越严格的审查。

第三，行业运营范式转型。一方面，资本纪律制度化。“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。Rystad Energy将当前阶段称为“页岩4.0”——强调资本纪律以优先股东支付和库存整合，预计将压倒“特朗普2.0”政策考量在美国生产商董事会中的影响。

另一方面，运营效率的极限化。行业在效率提升方面已经取得了惊人成就，但边际收益递减规律开始显现。2015年以来，美国油气产量增长45%，但行业就业人数减少近8万人，这一效率革命主要依赖技术进步。然而，变革性的技术突破（如水平钻井和多级压裂的应用）难以再现，当前创新更多呈现增量特征。虽然AI优化、长水平段、同步压裂等技术虽然仍在推进，但其对成本曲线的改善幅度逐渐收窄。根据Wood Mackenzie的研究，过去10年关键盆地的单井生产力实际上持平或略有下降。平均水平段长度现已超过10000英尺，但超过12000英尺的延伸观察到收益递减；支撑剂强度已标准化在2500–3000磅/英尺，接近有效地层刺激的技术极限。

第四，宏观政策与市场环境。其一，贸易政策的不确定性影响。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。其二是全球能源转型的压力。能源转型对页岩油投资的长期约束日益明显。电动汽车替代效应已经开始实质性影响石油需求，长期需求增长预期的下调改变了企业的战略，部分资本明确转向低碳业务。

第五，国际竞争格局演变。一方面，OPEC+市场策略调整。OPEC+的市场策略调整对页岩油投资产生了直接的价格效应，2025年，其宣布加速复产计划，5月增产目标提高至41.1万桶/日，是此前计划的三倍。尽管实际增产幅度因部分成员国超产而受限，但这一政策转向明确传递了从价格支撑转向市场份额争夺的信号。OPEC+的定价权随着美国增长停滞而回升。另一方面是替代供应来源崛起。全球石油供应格局的多元化形成了替代效应。巴西、圭亚那的深水项目成本竞争力提升，部分项目的全周期成本已降至40美元/桶以下；加拿大油砂预计到2030年将增产45万桶/日。这些替代来源的崛起使北美在全球供应增长中的贡献份额从过去十年的超过100%降至未来十年的不足50%。对于国际石油巨头而言，资本配置的地理重心也在转移至巴西、沙特等低成本区域。

此外，通胀的持续上行将不断推高页岩油开发成本。从成本端看，钢铁及油服设备关税上调推高钻井和完井成本，盈亏平衡油价被动抬升，部分地质条件一般、成本较高的边际区块难以满足企业当前的投资回报要求，限制了新增钻完井与产量释放。

三、页岩油资本开支展望

从未来三年短期预测来看，页岩油投资预计维持低位震荡，产量增长进入停滞状态。当前美国页岩油厂商的新井盈亏平衡价格集中于65美元/桶，这一水平构成了增产决策的核心阈值，低的价格环境对投资活动形成直接抑制。钻机数量与完井活动面临进一步收缩风险：2025年钻机数量已降至414台，若价格持续低迷，可能跌破400台关口。部分高成本运营商将被迫退出市场或寻求被并购，行业整合可能加速。产量对即期价格的敏感性降低，形成“供应刚性”与“投资疲软”并存的矛盾局面。投资低迷的直接后果是产量增长的停滞甚至逆转：EIA预测2026年美国原油产量将降至1350万桶/日，较2025年减少约10万桶/日，结束连续四年的增长趋势。

从2030年之后的中长期展望来看，美国页岩油将面临投资结构性下行和行业形态的重塑。2030年以远，美国页岩油投资可能进入结构性下行通道。根据Enverus预测，北美对全球石油需求增长的贡献将降至50%以下，这与过去十年供应超过100%全球需求增长形成鲜明对比。页岩油的角色将从增长引擎转变为边际调节者：在市场紧张时提供有限的增量供应，在供应过剩时首先削减投资。国际巨头的资本配置将进一步向巴西、中东等低成本区域转移。对于独立生产商而言，生存压力将推动持续的整合，行业集中度上升，但总体投资规模受限。中长期展望中，页岩油行业的形态将发生深刻重塑：独立生产商数量减少，大型企业集中度上升，市场结构更加寡头化。业务模式从勘探开发为主转向存量资产优化：提高采收率、延长油田寿命、降低运营成本成为核心任务，而非追求新区域勘探和产量扩张。总体而言，2030年后的美国页岩油行业可能呈现”低增长、高效率、强整合、多元化尝试”的特征，投资水平在绝对值和相对份额上都将下降。

四、全球原油市场定价机制发生重大变化

美国页岩油供应弹性的显著下降是全球石油市场最重要的结构性变化之一。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。

这意味着美国页岩油在全球原油市场角色正在发生重大转变：正在从全球石油市场的“破坏者”转变为“跟随者”。在过去十年，页岩油的高弹性供应使OPEC+的减产努力屡屡受挫，美国成为全球边际供应的决定性力量。随着投资水平和供应弹性的下降，全球油价形成机制随之演变：OPEC+政策敏感度回升，市场管理决策的价格影响力增强。

必须高度重视原油市场定价机制正在发生的重大变化，页岩油的成本曲线上移提供了价格下限支撑，但OPEC+的供应决策对价格中枢的影响增强。市场缓冲能力下降，价格波动性潜在上升：当需求意外强劲或供应中断时，页岩油快速增产的填补能力减弱；当需求疲软时，页岩油投资的收缩又可能加剧未来的供应紧张。也即：“往上欠缺弹性，往下却会收缩。”

全球石油市场的权力结构将重塑：OPEC+的定价权回升，其市场管理决策对价格的影响不断增强。沙特闲置产能的战略价值将重估：在页岩油高增长时期，沙特闲置产能被视为应对市场冲击的保险，但其使用受到页岩油竞争反应的限制；现在，这一保险的价值上升，其实际使用的可能性也将增加。OPEC+将成为唯一具备大规模闲置产能、能够快速响应市场变化的供应方。沙特单独持有213万桶/日的剩余产能，占OPEC+总剩余产能340万桶/日的62.6%，阿联酋以64万桶/日位居其次，两国构成了短期大幅增产能力的绝对主导。

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。

IMF估算沙特阿拉伯2026年财政盈亏平衡油价高达每桶86.60美元，大多数OPEC成员国也需要油价维持在60美元以上以平衡财政预算。油价低迷对沙特财政的冲击具有多维度、连锁性特征。直接效应表现为石油收入下降与预算赤字扩大：2025年上半年，沙特石油收入暴跌29%，尽管其他收入温和增长，总收入仍下降15%。2025年第三季度财政赤字扩大至约236亿美元，较前一季度激增160%，创下2020年以来的最大季度缺口。惠誉评级预测，在油价下行和沙特阿美分红下调的双重背景下，2025年沙特财政赤字率将扩大至4.1%，而油价每桶下跌10美元将导致赤字率额外增加约3个百分点。更何况沙特要推行的宏伟的“2030愿景”需要极其庞大的资金支撑。这一财政刚性构成了OPEC+产量决策的底层约束，也重塑了市场对未来价格区间的预期。

这意味着，原油市场的定价格局将逐步回到十二年前的“前页岩油时代”。沙特增产决策的本质，是在"市场份额"和"价格稳定"两大战略目标之间的动态权衡。2020-2024年的减产周期，沙特优先选择了价格稳定，以财政收入的暂时牺牲换取高油价环境的维持；2025年以来的政策转向，则标志着向市场份额目标的倾斜。然而，市场份额目标并非无条件优先。沙特的财政可持续性、国内改革议程、OPEC+机制凝聚力等约束条件，都设定了价格稳定的底线要求。这意味着，200万桶/日的闲置产能释放，更可能以"有条件、分阶段、可逆转"的方式实施，而非一次性、无保留的市场倾销。

尽管过去三年，在页岩油供给刚性、全球增长放缓、OPEC+增产等影响下，原油价格跌至低位，但是，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。

此外，“后页岩油时代”，地缘政治风险溢价也在发生变化。供应多元化程度的下降可能放大单一事件的价格冲击。美国页岩油增长放缓减少了非OPEC+供应来源的多样性，中东、俄罗斯等传统供应中断风险区域的权重上升。美国战略储备释放能力受限——经过2022年的历史性释放，美国战略石油储备（SPR）处于历史低位，其作为市场稳定工具的有效性下降。

地缘政治风险溢价的变化具有非线性特征：在供应充裕时期，风险事件的影响被缓冲；在供应紧张时期，同样的风险事件可能引发剧烈价格波动。中长期看，后者风险上升，市场参与者需要为更高的波动性做好准备。这将意味着“后页岩油时代”全球原油供给弹性的下行，意味着原油市场的主要矛盾从下行风险为主过渡为上行风险为主：供应的脆弱性一旦成为长期问题，所有冲击事件叠加中酝酿的向上动能必然压过向下动能，易涨难跌或成为常态。

而从金融属性来说，在美债高企、全球去法币化、逆全球化趋势不断演进的大环境下，美国推动制造业回流和大财政化的经济政策方向，特朗普第二任期以“美国优先”为旗帜、以交易性现实主义为手段、以反建制民粹为动员基础的激进民族主义的施政方向，导致美元进入长期贬值通道是必然结果之一，而以美元定价的原油作为最大宗、最重要的能源实物资产，将越来越多的反映其金融属性溢价。

美国页岩油行业的演变历程——从“页岩革命”的辉煌到“页岩黄昏”的忧虑——为全球能源转型提供了深刻启示：技术创新可以暂时克服资源约束，但无法永久违背经济规律；金融加速器可以放大增长，但也会加剧调整的痛苦；资本纪律和可持续回报才是行业长期健康发展的基石。在这一意义上，“页岩4.0”的转型不仅是美国页岩油行业的自我救赎，也是全球石油工业面向未来的必要适应。

值得注意的是，未来油价波动和中枢变化对亚洲新兴经济体产生显著的能源进口成本压力。印度、中国等国的石油需求增长仍在继续，但价格环境的不确定性增加了进口支出预测的难度。对于进口国而言，美国页岩油增长放缓意味着供应来源的相对集中，能源安全考量需要重新评估。对于中国这样的大国而言，原油进口的多元化和原油价格的稳定是关系国家战略安全的大事。

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）