美国页岩油债务「丈夫经营公司的债务」

摘 要

美国页岩气的发展得益于高油气价格，在此背景下，美国页岩气公司通过大量借款来扩大生产。在高油价时期，页岩气产业的高负债经营得以维持，随着油气价格下跌，债务风险开始显现，债务已经成为制约页岩气发展的重要因素。在评价方法上，基于Stine模型，量化了债务风险水平，并在此基础上构建了投资收益模型，以此来分析不同类型的页岩气公司在债务约束下的投资收益。在参数选择上选择了32家页岩气公司为样本，选取最近七年的财务报表数据来量化债务风险，同时调研了页岩气开发成本、页岩气区块储量、页岩气区块历史产量、单井产量特征以及融资成本等内容。经过分析发现，在目前较低的天然气价格水平下，美国大型页岩气公司更容易存活下来，中型公司将面临严重的挑战，小型公司很可能被市场所淘汰。如果气价长期维持在该价格水平，页岩气产业很可能从以中小型公司为主体的市场结构向以大型公司为主体的市场结构转变。

『 引言 』

2000年以后国际油气价格高企和美国宽松的货币政策对美国页岩气行业的发展起到了重要的促进作用。在货币宽松政策的背景下，投资者投资石油企业的意愿增强，使得石油公司更容易筹集到资金，造成债务水平大幅度提升。自2008以来，全球石油企业纷纷向银行和债券市场借款。石油和其他能源公司发行债券的速度远远超过其他行业的整体发行量。仅在美国上市的石油和天然气公司的长期债务就从2007年的5万亿美元增长到2017年的81万亿美元，10年间增长15倍之多。在这些增长的长期债务中，大部分是由较小的公司发行的，特别是那些从事页岩油气勘探和生产的公司。事实上，尽管美国大型石油公司的总债务与资产的比率大体上没有变化，但其他中小型公司的债务水平几乎翻了一番——包括小型页岩气公司。这些公司为了扩大生产能力而大量借贷，这往往是在经营现金流为负的背景下进行的。然而随着2014年油价下跌，高负债经营的页岩油气公司将会面临很多问题，有的已经到了破产清算的边缘。

页岩气行业的发展成功与否主要受两面因素的制约，一方面是开采成本，另一方面是页岩资源的价格。页岩气行业原本因开发成本高不具有经济性，但高油价使得页岩气开采成为可能。在高油价时代，吸引了大量资金涌入页岩行业，促进了以水平钻井技术和水平井压裂技术等一系列对页岩气开采至关重要的技术实现快速突破，进一步刺激了页岩气行业的繁荣。自2014年国际石油价格下跌以来，页岩气行业发展的未来也充满着很多不确定性。目前对有许多专家和学者都对这次油价下跌给出相应的解释，如Tokic [1]认为2014年油价暴跌可能是由欧元兑美元下跌引发的，认为美欧之间存在经济增长的短暂波动，造成的汇率波动很可能造成原油价格低效，实际上是平均回复，随着经济增长的分歧最终消散。Baumeister等 [2]通过数据量化的方法对2014年石油价格下降给出了解释，他认为石油价格下降是全球油气市场需求不足，供给过剩和对石油价格下跌预期共同作用的结果。然而自2014年石油价格下跌以来许多人都在分析其内在的原因，但生产和消费的变化似乎没有完全令人满意地解释油价暴跌，随后人们开始把目光转向资本市场，Domanski等[3]从油气企业债务的角度出发分析了油价下跌的原因，由于油气公司是高负债运营，到2014年为止全球油气领域的债务水平约为2.5万亿美元，油价下跌意味着支持这一债务的资产价值大幅下降，这给价格发展带来了新的因素，与资产价值迅速下降引起的其他紧缩事件一样，更大的杠杆效应可能放大了油价下跌。同时Fantazzini [4]利用金融泡沫测试法和对数周期律模型（LPPL）两套方法同时证实了油气行业存在显著的金融泡沫并产生负面的金融影响。Gevorkyan等 [5]从页岩气公司债务水平出发，在目前低油价的水平下利用非线性预测模型（MMPC）对未来页岩气市场进行了预测，分析得出大型公司对油价的波动的依赖程度要比中小型公司低，而且更有可能在经济衰退中幸免于难。

目前页岩气领域是国内外学者研究的热门话题，在页岩气研究上运用的方法和分析的角度也在不断的丰富。例如Melikoglu [6]从页岩气资源优势和环境因素的角度出发分析页岩气行业的发展潜力，并结合目前全球的能源消费趋势，认为发展页岩气是历史的必然选择。Bilgili等 [7]利用计量的方法分析了美国“页岩气革命”对工业生产的影响，结果表明页岩气产量对美国工业生产具有积极的促进作用。Alvarez等[8]从环境，社会，经济和社区影响四个角度分析了墨西哥的页岩气发展，认为墨西哥页岩气资源的开发可能导致短期繁荣，而不是长期可靠的可持续能源供应。Cooper等 [9]从环境、经济和社会三个方面，对比分析了页岩气和多种可再生能源对英国能源结构的影响，得出页岩气影响较小，发展前景有限。马忠玉等 [10]从经济效益、外溢经济损失和净经济三个方面评估了重庆页岩气发展的影响。Kim[11] 、Ikonnikova[12]、Aucott[13]、孔令峰[14]、高世葵[15]等则从投入产出的角度来分析页岩气投资的可行性。然而页岩气行业本身就有高负债经营的特点，高负债可以放大投资收益和损失，在高油价时代高负债经营不会出现太大问题，但随着油价下跌当利润不足以弥补债务成本时就会爆发债务风险，这必然会给页岩气行业发展带来影响。遗憾的是目前国内外从债务角度来对页岩气开发进行评价的研究较少。因此本文对当前债务风险下的页岩气行业的发展尤其是具体的投资收益的影响研究就显得意义重大。

『 页岩气公司债务风险水平分析 』

01债务风险量化模型

美国页岩气行业存在大量的不稳定因素，这些不稳定的因素通常源自于资产价格和负债水平。当油气价格处于较高水平时，页岩气公司将获得超额收益，超额收益鼓励了页岩气公司大量借贷以增加投资扩大生产，所以在页岩油气产量增长的同时，也伴随着债务的增长。在这种情况下，资本收益依赖于油气价格的波动，当资本收益随着油价下跌收缩或变为负值时，实际债务水平开始超过最优水平，过度杠杆化出现，从而可能产生向下的放大效应[16]。因此在分析页岩气投资收益时，债务风险是必须要考虑的一个重要因素。

本文在量化债务风险时基于Schleer[16]和AGevorkyan[5]的研究成果，引入了Stein[17]最优债务比率模型，以实际债务水平与最优债务水平之间的差值表示债务风险水平。Stein最优债务比率反映的是在某个时间内，为实现公司发展最快所需要的债务水平。最优债务比率并不是一个常数，而是直接随收益，利率和风险变化而变化的，是资本收益和利率随机变动的重要的驱动力。Stein在对数效用简化的情况下，直接推导出最优债务比率。最优债务比率f∗(t)定义如下：

最终，债务风险水平Le等于实际债务比率f（t）减去最优债务比率f*(t)，表示如下：

总资产采用股票价格和股票数量的乘积来表示，r用总资产增长率表示，i用美国五年期国债的收益率表示，β(t)用一定时期内获得的报酬总额与资产平均总额的比率表示。ρ是r和i的相关系数。在公式中r、i、β(t)、αy（t）均为变量，σ、σi、σr和ρ均为恒定值。实际债务比率f（t）采用长期债务总量与总资产的比值表示。

为了更好的分析美国页岩气公司的债务风险情况，本文选择了2010至2017年七年间美国32家页岩气上市公司的年报财务数据，数据包括长期借贷、总资产、总收益，按照总资产划分为大、中、小型公司（如附录A所示）。数据依据各公司在所在大类中总资产所占比重进行加权平均，得出对应的大、中、小型页岩气公司对应的财务数据。i选择的是美联储公布的2010年至2017年美国5年期国债平均收益率。并以此得出大、中、小型公司资本增长率r、资本生产率β(t)、αy（t）和对应的方差和标准差，以及与国债收益率的相关系数ρ（处理后的数据详见附录B）。

02债务风险分析

通过分析大型公司最优债务水平和实际债务水平发现（如图1所示），对大型公司来说近年来实际债务水平并没有出现显著的增长，而最优债务水平却在持续下跌，到2015年已经跌到零以下，反映了大型公司近年来发展能力逐渐减弱。虽然在2014年以前大型公司最优债务比率持续下跌，但实际债务比率仍然是低于最优债务比率的水平下运转的，因为当时油气价格水平很高时，大型公司能够获取丰厚的收益，不需要去大量借贷就能保证新井的开采和业务的扩张。但在2014年以后，油气价格开始下降，市场恶化，公司盈利水平下降，债务水平上升，实际债务水平开始超过最优债务水平。

图1：2010-2017年美国大型页岩气公司最优债务比率和实际债务比率走势

对中型页岩气公司来说在2014年以前最优债务水平变化不大（如图2），但从2014年开始迅速下跌，中型页岩气公司在2014年以前基本上是按照高于最优债务水平借贷的，实际债务和最优债务一直保持着稳定水平，在这段时间内反映了中型公司具有良好的发展前景，中型公司可以获得丰厚的收益并用以支撑新井的开采。但到了2015年随着油价的持续下跌，公司盈利能力也开始迅速下降，财务开始恶化，缺少足够的资金支撑公司的正常运转，需要发行更多的债券来满足公司的发展，同时公司的资产与油气价格呈正相关的关系，油气价格的下跌也造成了资产的贬值，因此实际债务比率开始迅速增长，加速偏离最优债务水平。

图2：2010-2017年美国中型页岩气公司最优债务比率和实际债务比率走势

对于小型公司来说最优债务比率一直处于低水平（图3），这说明大量借贷并不适合小型公司的发展，但事实上小型公司一直是高负债运营的，且实际债务比率远高于最优债务比率。在高油气价格时期，高负债经营下仍能获得盈利，使他们能够保证新井的开采和公司的运营，因此在2014年实际债务水平并未出现显著增长。然而随着油价的持续下降，小型公司来说盈利能力越来越差，油气价格降低造成公司资产价格下降，用以抵押的资产变少，同时债务增加，造成实际债务比率迅速增长，债务风险水平逐渐增大。

图3：2010-2017年美国小型页岩气公司最优债务比率和实际债务比率走势

通过对大、中、小型页岩气公司的债务风险量化可知，如图4所示。中型公司和小型公司在债务风险水平显著高于大型公司，对于中小型公司来说，过度的风险水平必然会影响其收益水平，在高油价下，中小型公司高负债率对收入呈放大的效应，对中小型企业来说一片欣欣向荣，而随着油气价格下跌，收益减少，高负债率放大了中小企业的损失，财务状况急剧恶化，一些企业开始出现资不抵债，面临破产清算的境地。同时油气价格下跌使得高负债经营的中小企业为了在低油气价格环境下偿还债务，需要通过清算实际资本来缩减生产水平，生产水平的缩减必然带来市场份额的缩减，这给未来中小型页岩气公司的发展带来一连串的不利影响。2015年以后大型页岩气公司和中型页岩气公司杠杆率水平开始出现一定的下降，而小型公司的杠杆化水平还在持续增长，截止到2017年大、中、小型公司的杠杆化水平分别为17%、34%和60%，杠杆化水平的高低必定会对未来页岩气的投资收益产生影响。

图4：2010-2017年大型、中型和小型公司杆杆化水平

『 债务风险对页岩气投资收益影响分析 』

□□□□

01

债务风险下页岩气投资收益模型构建

在评价页岩气项目投资可行性时，为了解决常规、定量、结构良好的问题，一般比较实用的模型有：净现值法，实物期权法，平衡点法等，其中在计算投资收益时，净现值法被大多数专家和学者所认可[15,18,19,20]，因此本节在构建债务风险下投资收益模型时，以净现值法为基础进行推导。

净现值法是以历年收入的折现值减去初期投入，当NPV=0时的折现率即内部投资收益率大于零就说明投资该项目是可行的，否则该项目不可行。公式表示如下：

NPV为净现值，DC为初期投入的总成本， Rt为t年的净收入，OC为运营成本，ITt为t年的所得税，r为折现率。Rt的计算公式如下所示：

qt为页岩气年产量，Pt为页岩气价格，rs为开采税率，ry为矿权税率，Cg为单位页岩气的收集成本。在计算页岩气项目投资收益时，成本是一个非常重要的因素。页岩气项目总成本包括勘探费用、钻井费用，完井费用、设备费用、天然气的收集和运输费用，租赁和经营费用，土地租赁费用、以及各种税费等，按照投入成本的性质可分为有形成本和无形成本两部分，按照会计的核算方法，有形成本可以进行折旧，无形成本无法进行折旧，在计算折旧时间时采取的美国通用的8年进行计算。把公式4带入3便可得出在页岩气投资收益模型。公式如下所示：

it为所得税率，为8年折旧的资本成本有形部分支付，L为在生产期内折耗资本成本无形部分支付。

在构建债务风险下页岩气投资收益模型时，首先要对公司的债务结构进行分析，并按照偿还期限等因素和页岩气投资基础收益模型相结合。假设页岩气公司，债务风险水平反映到初期投入的成本中去，且在第一年借入资本，借入的资本都以发行五年期付息债券的方式筹集，从第一年开始付息，债券到期时在归还本金和当期的利息。在假设条件下，债务风险下页岩气投资收益模型表示如下：

其中Le为债务风险水平，DC*Le表示借入的资产总额，由于本文假设以发行五年期付息债务进行进行融资，则前五年的净收入Rt的计算公式如下：

把公式7带入6式可得最终的债务风险下页岩投资收益模型，如公式9所示：

02投资参数界定

页岩气公司发债利率界定

对于上市公司来说发行债券是一种比较常见的融资方式，发行债券的企业需要依据约定在一定时间内对债券持有人归还本金并支付相应的利息，对于债券发行公司来说，债券的发行也意味着成本的增加。依据公司信用评级，评级越高风险越小，发行债券所需承担的利率也就越小。一般来说大型公司市场信用评级高于中小型公司。为了对页岩气上市公司的发债成本进行分析，本论文选择了美国A级、B级和C级企业债有效收益率分别作为大、中、小型公司发行债券所需承担的利率。由图5可知，债券利率的变化符合页岩气公司的实际情况，大型公司的发债成本相对比较稳定，发债成本一直维持在较低的水平。中小型公司的发债成本较高且波动较大，在2014年以前随着油气价格的不断走高发债成本逐渐降低，然而2014年以后随着石油价格下降时，中小型公司的债务违约风险增加，发债成本也随之升高。截至到2018年大型公司、中型公司和小型公司的发债成本分别为3.3%、6%和10.4%。

图5：2010-2018年大型、中型和小型公司债券利率水平

页岩气开发成本边界界定

美国共有七大页岩气区带，资源分布极不均匀，其中Marcellus页岩气区带拥有的页岩气资源储量最为丰富，占美国页岩气储量的54.7%，同时也是美国最大的页岩气供应区，供应量占美国页岩气总供应量的60%，是当前美国页岩气开发最活跃的地区，同时该地区90%以上均为纯气井，页岩油产量很少，自然的剔除了页岩油所产生的经济影响。因此用Marcellus地区为样本代表美国页岩气产业发展具有很强的现实意义。

页岩气开发成本涉及的问题比较复杂，不同的地质构造、不同的深度、不同的运营模式、不同的完井设计导致开发成本变化很大。但简单来讲，主要包括钻井成本，完井成本、设备成本、天然气的收集和运输成本，租赁和经营成本，土地租赁成本等。

在钻井成本方面，在陆上盆地钻井费用与钻井深度和钻井相关的活动有关，费用占总成本的30-40%。分为无形成本和有形成本两部分。有形成本主要包括：井的套管和衬管，这些资本属于折旧资本。无形资产的成本，包括钻头、钻机租用费、测井等服务，水泥，泥浆和钻井液和燃料成本。

在完井成本方面，陆上盆地完井成本主要包括打孔、压裂、水供应和处理成本，占总成本的55-70%。通常这项工作是使用专门的机组人员和修井机进行的，包括：有形成本，如衬里，管道，包装机等。无形成本，如各种类型各种等级的支撑剂，包含化学物质的流体，水，压裂泵和其他设备的使用费用，水处理费用，完井期间产生的劳务费用。

在地面设施成本方面，成本包括道路和施工现场准备，表面的设备，如储存罐、分离器、脱水器和页岩气采集系统等。地面设施费用占总费用的7%—8%。

在运营成本方面，主要包括运营租赁费用，其成本随井的规模、位置和产量的变动而变动。包括维护费用，员工费用，页岩气的收集、加工、运输、和压缩费用。

美国Marcellus页岩气区带页岩气井开发成本范围变化成本很大从4.7—7.8百万美元不等，其平均开采成本约为6.2百万美元[21]。其超过75%的典型井开采成本比例如下图所示依据下图所示有形成本占52%，无形成本占48%。

图6：美国Marcellus页岩气区带钻井和完井成本结构

通过对美国Marcellus页岩气区带的成本分析，可以得出页岩气项目开发方案的具体估计参数，见下表。

页岩气单井产量边界界定

为了分析美国页岩气产业平均单井产量，该论文从美国整体页岩气产业的宏观视角出发，来评估美国整个行业的页岩气井的平均产量水平。为了剔除页岩油所产生的影响，本文选择了Marcellus地区2010-2016年间开采的7135口页岩气井作为样本数据，其中2010年（596口井）、2011年（1006口井）、2012年（1334口井）、2013年（1349口井）、2014年（1188口井）、2015年（998口井）、2016年（664口井）。本论文以某年开采的井在此后每月单日总产量除以该年开采的总井数，来得出该年页岩气井的此后每月的日平均产量。通过计算处理得到2010-2016年每年新增井在此后每月的日平均产量，如图7所示。

图7：2011-2016年Marcellus每年新增井平均产量走势

由图7可知，美国每年开采的井的平均产量差别很大，平均产量呈现逐渐递增的趋势，出现这种现象有两方面的原因，一方面技术水平的不断提高，单井产量不断增加；另一方面是由于油气价格下跌，使得页岩气公司只能去开采一些高产井。从各年份的页岩气井平均产量的走势来看，页岩气井递减趋势大致一致，都是从第一年开始迅速递减，之后递减率开始逐年放缓。因此该论文以2010-2016年间每年新增井的平均递减率作为美国页岩气单井的递减率。经过计算得到平均递减率前六年递减率分别为36.62%、25.81%、19.92%、15.6%、11.28%以及6.39%，并假设从第七年以后递减率不变，保持以每年6%的速率递减。本文以2016年新增井在第一年的平均产量作为此后新开井第一年的产量，并按照平均递减率递减，则可得出美国的平均单口井的产量走势，假设项目运行期为20年，美国行业气井平均产量走势如图8所示。

图8：美国Marcellus页岩气单井平均产量走势

03 债务风险下页岩气的投资收益分析

由于在构建债务风险下页岩气投资收益模型时针对的是纯页岩气井，并未考虑页岩油的影响，当开发成本和其他因素都确定时，天然气价格为最主要的影响投资收益的因素。根据债务风险量化模型，大、中、小型页岩气公司债务风险水平Le分别为17%、34%和60%。把所有的参数带入投资收益模型，进而可以得出债务约束下页岩气的投资收益。经过计算可得出大、中、小型页岩气公司在不同的天然气价格水平下的投资内部收益率。

对大型公司来说，如图9所示，当产量一定时，大型公司盈亏平衡点位于2.4-2.8$/mcf之间，大型公司平均盈亏平衡点为2.58$/mcf。大型公司投资内部收益率随着天然气价格的上升而上升，且变化幅度随气价的上升而不断增大。当天然价格为2.4$/mcf时，对大型公司来说，仅有一部分开发成本较低的井可以略微盈利，绝大多数井仍然处于亏损状态。当天然气价格为2.58$/mcf时，达到平均盈亏平衡点，整体开始进入盈利水平。当天然气价格为2.8$/mcf时，大型公司所有的页岩气项目均能实现盈利。

图9：在债务风险下美国大型页岩气公司投资内部收益率对气价的敏感性

当产量一定时，中型公司单个页岩气项目投资内部收益率对气价的敏感性如图10所示。中型公司盈亏平衡点位于2.5-2.9$/mcf之间，中型公司平均盈亏平衡点为2.64$/mcf。当天然气价格为2.5$/mcf时，仅有少部分的低成本井能够实现略微的盈利，大多数均处于亏损状态。当天然气价格为2.7$/mcf时，达到平均盈亏平衡点，整体除了一些高成本项目以外，大数页岩气项目开始进入盈利水平。当天然气价格为2.9$/mcf时，中型公司所有的井项目均能实现盈利。

图10：债务风险下美国中型页岩气公司投资内部收益率对气价的敏感性分析

当产量一定时，小型公司单个页岩气项目投资收益率对气价的敏感性如图11所示。小型公司盈亏平衡点位于2.6-3.1$/mcf之间，小型公司平均盈亏平衡点为2.83$/mcf。当天然气价格为2.6$/mcf时，仅有少部分的低成本井能够实现略微的盈利，大多数均处于亏损状态。当天然气价格为2.83$/mcf时，达到平均盈亏平衡点，整体除了一些高成本项目以外，大数页岩气项目开始进入盈利水平。当天然气价格为3.1$/mcf时，小型公司所有的井项目均能实现盈利。

图11：债务风险下美国小型页岩气公司投资内部收益率对气价的敏感性分析

为了凸显债务风险对投资收益的影响，本节引入了不考虑债务风险下的投资收益。当杠杆化水平Le为0时即为不考虑债务风险下的投资收益，其他条件均不变时，不考虑债务风险的页岩气投资内部收益率对气价的敏感性如图12所示。在不同的开发成本下，页岩气项目盈亏平衡点处于2.4-2.75$/mcf之间，行业平均盈亏平衡点为2.55$/mcf。

图12：在不考虑债务风险的情况下美国页岩气公司投资内部收益率对气价的敏感性分析

在行业平均水平下，不考虑债务风险时单个页岩气项目投资内部收益率与债务风险下大、中、小型页岩气公司的页岩气投资内部收益率对比可知（如图13所示），大、中、小型页岩气公司项目投资平均盈亏平衡点分别为2.58$/mcf、2.64$/mcf和2.83$/mcf均高于不考虑债务成本情况下的2.55$/mcf。在稳定性上大型页岩气公司最强、中型页岩气公司其次、小型页岩气公司最弱。当天然气价格下降到2.83$/mcf以下时，小型页岩气公司率先进入亏损状态，当气价下降到2.64$/mcf时中型页岩气公司开始进入亏损状态，当气价下降到2.58$/mcf时整个页岩气行业开始进入亏损状态。

由于杠杆化水平会对投资内部收益率呈现出放大的效应，当在高气价水平下，高负债的企业往往能获取更大的投资内部收益率，而在低气价水平同样会带来更大的损失。对比大型页岩气公司、中型页岩气公司和小型页岩气公司平均投资内部收益率水平，当天然气价格低于3$/mcf时，大型页岩气公司的投资内部收益率最高、中型页岩气公司其次，小型页岩气公司最小，此时大型页岩气公司在市场竞争中更占优势。当天然气价格位于3—3.4$/mcf时，中型页岩气公司投资内部收益率最高，大型页岩气公司和小型页岩气公司较小，此时中型页岩气公司在市场竞争中更占优势。当气价高于3.4$/mcf时，小型页岩气公司投资内部收益率最高、中型页岩气公司其次，大型页岩气公司最小，此时小型页岩气公司在市场竞争中更占优势。当气价低于2.8$/mcf时，大、中、小型页岩气公司内部投资收益率均低于不考虑债务风险的情况，债务风险减少了投资收益，随着气价的降低，债务风险对损失放大的作用越来越显著。当气价高于3.3$/mcf时，大、中、小型公司内部投资收益率均超过不考虑债务风险的情况，达到了12%以上，意味着页岩气项目投资存在着超额收益，债务风险对收益起放大效应，并且这种放大效应随着天然气价格的增长而越来越突出。

图13：四种情境下投资收益率对比分析

目前美国天然气价格冲高回落，预计长时间内会在1.5—2$/mcf的范围内波动，如图14所示，在此价格区间，大型公司投资内部收益率高于中小型公司。在此价格水平上，对于中小型公司来说，大型公司来说更具有竞争力。

图14：2015-2020年美国天然气价格走势图

『 结论 』

□□□□

在美国当前较低的天然气价格水平下，对页岩气公司来说页岩气投资并不具有吸引力，但仍然有盈利的可能，大型页岩气公司相对中小型页岩气公司来说更具有竞争力更能承受油气价格长期低迷的风险，更容易存活下来。然而中小型页岩气公司将面临严重的挑战，尤其是小型页岩气公司，因资产价值低、债务风险水平高，融资成本高等原因很难保证有足够的资金来应对债务风险，更容易在天然气价格低迷时，被市场所淘汰。如果气价长期维持在低价格水平，页岩气行业很可能从以中小型页岩气公司为主体的市场结构向以大型页岩气公司为主体的市场结构转变。

责任编辑：胡紫阳

文章来源：胡紫阳,孙竹,汪如朗,冯连勇.债务风险约束下的美国页岩气公司投资收益研究[J].中国矿业,2020,29(03):46-52 70.