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2005年，在华盛顿举行的一场关于美国能源未来的小组讨论会上，嘉宾们曾一致认为，到2020年，美国市场所需的天然气中，至少有15%需要用进口的液化天然气（LNG）来填补。而今天，整个北美已探明且可开采的天然气储量，足够至少两代人使用。仅仅十年后，北美就可以实现能源自给，而且还切实展现出向亚洲和欧洲出口的前景。之所以发生这么大的变化，原因在于非常规能源的丰富储量，如页岩气、煤层甲烷和致密油气藏。
过去数十年，我提供了大量咨询和研讨工作，在北美地区14处非常规油气盆地都有过实际工作经验，还参与过墨西哥、波兰、澳大利亚和北非的页岩气和致密油藏项目。凭借这些经历，我对投资者该如何面对非常规油气资源、迎接非常规能源的“美丽新世界”，得出了自己的结论，而且这些经验也进一步证实了我的结论。这些结论既涉及能源的获取，也涉及如何应对公众对于使用非常规能源产生的社会和环境担忧。
最近，美国能源部（Department of Energy）下属的能源信息署（EIA）以及美国地质调查局（Geological Survey），对于可能蕴藏的页岩气和致密油藏，给出了更多全球性的视点和观察。这些资源目前在全球已不可忽视，估计总储量至少相当于全球常规油气储量的60%，且这个数字还在上升。美国或许是最先开发这种新能源的国家，但是美国能源信息署在2013年6月发布的最新数据却显示，它的储量仅为全球第四，不及中国、阿尔及利亚和阿根廷。
这为全球能源构成的重大变革铺平了道路。这场变革不仅会对亚洲各国的国内市场需求造成冲击，也会对全球投资前景产生深远影响。
亚洲开发银行（ADB）和国际能源署（International Energy Agency）在2013年底发布的报告中都认为：从现在到2035年，亚洲和太平洋地区的总体能源需求将会极大增加。而预期可再生能源（太阳能和风能）、天然气产量（既包括进口也包括国内生产），以及进口原油总量将会出现大幅增加，这种趋势预示着对煤的依赖将会减少。
然而在亚太地区，煤炭仍将是主要的能源，不过煤炭的年均增长率会出现下降，中国增幅将降至1.4%，亚太地区总体增幅将降至1.7%。与之相比，化石燃料在能源构成中所占的比例将增至82.4%。
这将是机构投资者和散户投资者日益关注的大方向。亚行估计，到2035年，亚洲将至少需要11.7万亿美元（约71.3万亿元人民币）的基础设施投资，包括上游（井口）、中游（管线、终端、分离分馏和贮存）和下游（加工、提炼、输送和销售）。我为投资客户和全球研讨会所做的初步估计显示，这个金额接近15万亿美元。不过这两个数字都能显示未来几十年最重要的投资转向需求将出现在哪里。
每个国家的市场都是独特的，有着特有的投资、监管、公共规划和所有权的差异。然而，有六个因素总会对能源生产和供应产生重要影响。如果不能认识到这些因素并着手应对，就会直接导致政策失误和投资失败。
一是技术因素
在过去十年里，技术取得了极大的进步，主要发生在美国和加拿大。很多技术可以移植到其他国家的项目中，虽然一些技术所需的基础设施并不是所有国家都具备。要想实现投资收益最大化，从项目启动伊始就需要加以整合。
仅仅在过去三年，美国的钻井时间就缩短了60%，钻出5500英尺（约1676.4米）深的垂直井，只需要6.2天；7000英尺至1.35万英尺深的垂直井则需要7天至13天。与此同时，水平段长（因为页岩气和致密油气需要横向钻探）提高了80%，平均达到8000英尺，相当于6-8个压裂段。油气井的原生流量持续时间平均长达18个月，不过在很多盆地，产量持续超过最初的预期。通过重复压裂，这些气井可以扩展到8到10个压裂段，而发现新的储量和岩层产气潜力则会改进总体的盈利能力和油井寿命。
与此同时，页岩气或致密油井的成本在2013年也会同比下降15%，6000至7000英尺的井成本平均为220万美元至300万美元；1.25万英尺或更深的油气井成本则为800万美元或更高。支撑剂、钻井方法、套管柱、高压管汇、水处理技术和压裂液成分的改进也降低了运行费用。
二是成本压力
然而，在大多数的北美产油盆地，成本正在回升。随着可持续开采产量的增加，市场价格也日趋平衡，其中有三个因素值得特别关注。
首先，在生产出的油气通过市场得到回报之前，供给支持、管线、压缩机站和集输设施的运营网络往往会先提高成本。在开发新的产气盆地之时，这一点尤其明显。
第二，从钻探结束到油气井完工之间的时间出现延长。例如，在北美的某些产油区，工期延长幅度高达120%。由于油田服务商（OFS）供不应求，造成了油气井不得不延后生产。
最后，缺乏设备也造成了井口设施的成本迅速提高。主要原因是加压能力的欠缺。非常规生产方式需要在地面上安置大规模的设备和装置。在页岩气或致密油藏开采地，最为常见的景象就是油泵车队连绵不绝，穿梭频繁。尽管如此，能汇聚的总体抽汲能力依然有限，这已经成为设备成本快速提高的主要问题。
非常规油气生产方式的持续高速扩张会考验上述环节的承受力。如果一家中型企业不在钻井项目规划伊始将其纳入考虑，可能会招致极为严重的后果。
三是负面影响
虽然非常规开采方式极有可能为全世界提供可持续的能源供应，但我们仍需解决许多负面因素带来的影响。
尽管重大问题多数都能够克服，但一些钻井计划仍需认真面对和考虑，所有项目都需衡量以下因素的影响。
1. 土地和水资源的利用。非常规钻井需要投入更多土地用于建设钻井台，水力压裂法也需要投入更多的水资源。 2. 劳动力转移。需要临时聘用比例极大的钻井人员。
3. 地方性物价上涨。短期内迅速注入大量资本会推高当地物价，尤其是工业和民用都需要的两用资料、住房和社会服务的价格。
4. 地震事件的发生。主要原因是项目开工前的地质工作不够充分。
5. 辐射和尾矿。回流水和钻井坑中挖掘出的山石产生的辐射剂量高于周围环境。
6. 环境担忧。
很明显，公众最为关注的是最后一类问题。主要的担忧有三个方面：
1. 水质、回流水的毒性。这是由于压裂液在注入矿井时需要加入化学药剂。
2. 水库的污染。即需要防止套管渗漏。
3. 贮液池是否完好。回流水在处理、重复利用或注入废水井之前在这里贮存。
最近，一项技术获得重大进展：在美国，不使用化学药剂的水力压裂法已经成功投入使用。这就不必向矿井里注入有毒的化学品，也就不用担心它们再流出来。该方法不仅能够解除我们对污染的担忧，还能降低压裂成本。
四是灵活规划
运营企业必须加强逐个项目规划运营方案的能力，主要通过组合安排使用不同的服务提供商。由一家OFS公司提供所有服务的时代已经结束，必须对项目进行优化调整，控制成本。
在监管层面，必须采用激励措施，鼓励通过市场手段促进设备、技术、培训、前端工程和设计的开发。这里蕴藏着本国二次技术研发的最大机遇，也是北美出口技术和专业优势的重要新市场。
五是融资
目前出现了很多为项目提供资金的新融资方式。在非常规生产方式走向全球之际，能适应快速变化的融资方式十分重要。其中一个重要环节就是将项目、生产、运输和输送资产作为抵押担保。仿照业主有限责任合伙企业（master limited partnerships，简称MLP）的形式建立新实体，再通过战略融资财团和信托安排，可以分摊风险——这是提升投资者利益、增强盈利能力的关键要素。
六是监管和风险评估
我为政府、企业和投资者提供咨询服务已有超过35年的时间，为了满足监管要求、应对风险评估因素，我认为采取前瞻性的主动策略更为可取。截至目前，我服务过的企业已经为可能影响项目和产业发展的47个不同的监管领域和237项风险因素（数目还在增加）制订了应对方案。
重要的是，要及早承认这些因素，并将其整合进项目的设计和管理中。无论是在企业层面还是在政府层面，它们都是战略规划中的关键组成部分，而不仅仅是附属成分。
未来数十年里，上述六大因素将对整个亚洲能源生产和供应来源的诸多方面产生重大影响。我们迎来了一个激动人心的能源新时代，将为投资者带来巨大回报。
过去数十年，我提供了大量咨询和研讨工作，在北美地区14处非常规油气盆地都有过实际工作经验，还参与过墨西哥、波兰、澳大利亚和北非的页岩气和致密油藏项目。凭借这些经历，我对投资者该如何面对非常规油气资源、迎接非常规能源的“美丽新世界”，得出了自己的结论，而且这些经验也进一步证实了我的结论。这些结论既涉及能源的获取，也涉及如何应对公众对于使用非常规能源产生的社会和环境担忧。
最近，美国能源部（Department of Energy）下属的能源信息署（EIA）以及美国地质调查局（Geological Survey），对于可能蕴藏的页岩气和致密油藏，给出了更多全球性的视点和观察。这些资源目前在全球已不可忽视，估计总储量至少相当于全球常规油气储量的60%，且这个数字还在上升。美国或许是最先开发这种新能源的国家，但是美国能源信息署在2013年6月发布的最新数据却显示，它的储量仅为全球第四，不及中国、阿尔及利亚和阿根廷。
这为全球能源构成的重大变革铺平了道路。这场变革不仅会对亚洲各国的国内市场需求造成冲击，也会对全球投资前景产生深远影响。
亚洲开发银行（ADB）和国际能源署（International Energy Agency）在2013年底发布的报告中都认为：从现在到2035年，亚洲和太平洋地区的总体能源需求将会极大增加。而预期可再生能源（太阳能和风能）、天然气产量（既包括进口也包括国内生产），以及进口原油总量将会出现大幅增加，这种趋势预示着对煤的依赖将会减少。
然而在亚太地区，煤炭仍将是主要的能源，不过煤炭的年均增长率会出现下降，中国增幅将降至1.4%，亚太地区总体增幅将降至1.7%。与之相比，化石燃料在能源构成中所占的比例将增至82.4%。
这将是机构投资者和散户投资者日益关注的大方向。亚行估计，到2035年，亚洲将至少需要11.7万亿美元（约71.3万亿元人民币）的基础设施投资，包括上游（井口）、中游（管线、终端、分离分馏和贮存）和下游（加工、提炼、输送和销售）。我为投资客户和全球研讨会所做的初步估计显示，这个金额接近15万亿美元。不过这两个数字都能显示未来几十年最重要的投资转向需求将出现在哪里。
每个国家的市场都是独特的，有着特有的投资、监管、公共规划和所有权的差异。然而，有六个因素总会对能源生产和供应产生重要影响。如果不能认识到这些因素并着手应对，就会直接导致政策失误和投资失败。
一是技术因素
在过去十年里，技术取得了极大的进步，主要发生在美国和加拿大。很多技术可以移植到其他国家的项目中，虽然一些技术所需的基础设施并不是所有国家都具备。要想实现投资收益最大化，从项目启动伊始就需要加以整合。
仅仅在过去三年，美国的钻井时间就缩短了60%，钻出5500英尺（约1676.4米）深的垂直井，只需要6.2天；7000英尺至1.35万英尺深的垂直井则需要7天至13天。与此同时，水平段长（因为页岩气和致密油气需要横向钻探）提高了80%，平均达到8000英尺，相当于6-8个压裂段。油气井的原生流量持续时间平均长达18个月，不过在很多盆地，产量持续超过最初的预期。通过重复压裂，这些气井可以扩展到8到10个压裂段，而发现新的储量和岩层产气潜力则会改进总体的盈利能力和油井寿命。
与此同时，页岩气或致密油井的成本在2013年也会同比下降15%，6000至7000英尺的井成本平均为220万美元至300万美元；1.25万英尺或更深的油气井成本则为800万美元或更高。支撑剂、钻井方法、套管柱、高压管汇、水处理技术和压裂液成分的改进也降低了运行费用。
二是成本压力
然而，在大多数的北美产油盆地，成本正在回升。随着可持续开采产量的增加，市场价格也日趋平衡，其中有三个因素值得特别关注。
首先，在生产出的油气通过市场得到回报之前，供给支持、管线、压缩机站和集输设施的运营网络往往会先提高成本。在开发新的产气盆地之时，这一点尤其明显。
第二，从钻探结束到油气井完工之间的时间出现延长。例如，在北美的某些产油区，工期延长幅度高达120%。由于油田服务商（OFS）供不应求，造成了油气井不得不延后生产。
最后，缺乏设备也造成了井口设施的成本迅速提高。主要原因是加压能力的欠缺。非常规生产方式需要在地面上安置大规模的设备和装置。在页岩气或致密油藏开采地，最为常见的景象就是油泵车队连绵不绝，穿梭频繁。尽管如此，能汇聚的总体抽汲能力依然有限，这已经成为设备成本快速提高的主要问题。
非常规油气生产方式的持续高速扩张会考验上述环节的承受力。如果一家中型企业不在钻井项目规划伊始将其纳入考虑，可能会招致极为严重的后果。
三是负面影响
虽然非常规开采方式极有可能为全世界提供可持续的能源供应，但我们仍需解决许多负面因素带来的影响。
尽管重大问题多数都能够克服，但一些钻井计划仍需认真面对和考虑，所有项目都需衡量以下因素的影响。
1. 土地和水资源的利用。非常规钻井需要投入更多土地用于建设钻井台，水力压裂法也需要投入更多的水资源。 2. 劳动力转移。需要临时聘用比例极大的钻井人员。
3. 地方性物价上涨。短期内迅速注入大量资本会推高当地物价，尤其是工业和民用都需要的两用资料、住房和社会服务的价格。
4. 地震事件的发生。主要原因是项目开工前的地质工作不够充分。
5. 辐射和尾矿。回流水和钻井坑中挖掘出的山石产生的辐射剂量高于周围环境。
6. 环境担忧。
很明显，公众最为关注的是最后一类问题。主要的担忧有三个方面：
1. 水质、回流水的毒性。这是由于压裂液在注入矿井时需要加入化学药剂。
2. 水库的污染。即需要防止套管渗漏。
3. 贮液池是否完好。回流水在处理、重复利用或注入废水井之前在这里贮存。
最近，一项技术获得重大进展：在美国，不使用化学药剂的水力压裂法已经成功投入使用。这就不必向矿井里注入有毒的化学品，也就不用担心它们再流出来。该方法不仅能够解除我们对污染的担忧，还能降低压裂成本。
四是灵活规划
运营企业必须加强逐个项目规划运营方案的能力，主要通过组合安排使用不同的服务提供商。由一家OFS公司提供所有服务的时代已经结束，必须对项目进行优化调整，控制成本。
在监管层面，必须采用激励措施，鼓励通过市场手段促进设备、技术、培训、前端工程和设计的开发。这里蕴藏着本国二次技术研发的最大机遇，也是北美出口技术和专业优势的重要新市场。
五是融资
目前出现了很多为项目提供资金的新融资方式。在非常规生产方式走向全球之际，能适应快速变化的融资方式十分重要。其中一个重要环节就是将项目、生产、运输和输送资产作为抵押担保。仿照业主有限责任合伙企业（master limited partnerships，简称MLP）的形式建立新实体，再通过战略融资财团和信托安排，可以分摊风险——这是提升投资者利益、增强盈利能力的关键要素。
六是监管和风险评估
我为政府、企业和投资者提供咨询服务已有超过35年的时间，为了满足监管要求、应对风险评估因素，我认为采取前瞻性的主动策略更为可取。截至目前，我服务过的企业已经为可能影响项目和产业发展的47个不同的监管领域和237项风险因素（数目还在增加）制订了应对方案。
重要的是，要及早承认这些因素，并将其整合进项目的设计和管理中。无论是在企业层面还是在政府层面，它们都是战略规划中的关键组成部分，而不仅仅是附属成分。
未来数十年里，上述六大因素将对整个亚洲能源生产和供应来源的诸多方面产生重大影响。我们迎来了一个激动人心的能源新时代，将为投资者带来巨大回报。