逼近70美元 ! 美国页岩油会成为阻碍油价上涨的最大障碍吗？
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文 | 郭嘉沂 张峻滔 付晓芸
来源 | 兴业研究，ID：CIB_Research
编辑 | 扑克投资家，转载请注明出处
引言：连续三周上涨后，布伦特原油价格冲到了69美元，距离70美元已经一步之遥。尽管近期的价格飙涨受到了伊朗国内局势不稳定和美国暴雪天气的影响，但无法忽视的是过去6个月的时间里，布伦特原油价格已经上涨了50%。
在一片欢呼声中，似乎唯一的疑问是美国页岩油会阻碍油价上涨么？
今天，扑克为您精选兴业研究的页岩油专题，上中下三篇，系统梳理美国页岩油的开采成本、增产能力，测算未来产量、财务状况变化，探究目前页岩油行业发生的变革。
上篇：增产的诱惑
页岩油是一种非常规原油，严格意义上应称为“致密油（Tight Oil）”，主要从油页岩（沉积岩的一种）中提取。目前常用的方法是水力裂解技术，利用水压将岩石层压裂，从而释放出其中的天然气或石油。页岩油的开采应用可以追溯到17世纪，然而石油的发现使得页岩油走向没落。2000年后，随着水力裂解和水平定向钻井技术的广泛应用，页岩油开发再度受到重视。俄罗斯、美国、中国、加拿大是页岩油储量最为丰富的国家，但受到技术条件、环保、经济效益等因素的限制，目前只有美国进行了大规模商业化开采。
成本构成
美国的主要页岩油产区包括Bakken、Eagle Ford、Permian、Niobrara、 Haynesville、Marcellus等（见图表2）。由于财务数据可得性的限制，本文分析的公司主要位于较大的Bakken、Eagle Ford、Permian三大产区（见图表 3）。
我们将桶油完全成本拆分为井口成本和运营成本。所谓的井口成本即资本支出（CAPEX，Capital Expenditure），以CAPEX美元/桶计算。CAPEX反映了两方面的信息，其一是开采、生产技术对成本的影响，技术进步可以降低成本；其二是企业的阶段性投资力度，油价持续上涨或保持高位可刺激企业加大投资力度进而提升成本。页岩油第一年产量衰减高达60%-70%（见图表 4），因而页岩油生产过程中不得不持续性地钻探新井，是典型的资本驱动行业。
本文以Continental、Concho、Pioneer、Whiting为大中型页岩油企业的代表，以三大产区页岩油企业财报披露的的成本中位数反映页岩油行业成本（如无特别说明，后文不再赘述）。在钻探技术进步、油服企业让利、低油价的共同作用下，页岩油CAPEX已经大幅降低。当前大中型页岩油企业的桶油CAPEX已经低于40美元/桶。当前各产区桶油CAPEX中位数均低于50美元/桶，最低的Bakken产区仅27美元/桶（见图表 5，图表 6）。
除了钻井投入的CAPEX，页岩油生产中还会产生运营成本（OPEX, Operation Expenditure），包括生产成本、产量税、管理费用、利息支出、折旧摊销等。仍然以规模较大的Continental、Concho、Pioneer、Whiting四家页岩油生产企业为例，2016年第三季度运营成本结构大致如下（见图表 7）。分产区看，三大产区运营成本中位数也都低于50美元/桶（见图表 8）。
恰好覆盖运营成本的油价水平被称为“盈亏平衡油价”。企业通常将资本支出视为沉没成本，且钻井产油周期可以长达20年，因而只要油价高于运营成本，企业就有动力持续生产。当前绝大部分页岩油的运营成本集中在30-35美元/桶（见图表 9），远低于过去三个月ICE WTI均价52美元/桶，企业有相当的动力继续增加产量。
特朗普正式就职后批准了Dakota和Keystone XL输油管项目（见图表10），以上项目建成后将使得Bakken产区最先受益。Bakken产区的输油管建设比较落后，目前主要依靠水运和陆运将原油送至东部和南部的炼油厂。由于运输费用过高，Bakken产区的原油较海外进口并没有价格优势。输油管建成后Bakken产区的原油成本有望显著下降。
成本横向对比
我们继续将美国页岩油成本与跨国原油开采企业成本进行横向对比，以分析页岩油的成本竞争力。跨国原油开采企业（见图表 11）通常同时开采传统陆基原油、海底原油和页岩油，但是其财报一般不会详细披露不同开采类型的成本，因而跨国开采的成本是各类原油的综合开采成本。我们依然从井口成本（CAPEX）和运营成本（OPEX）两个维度加以对比。
CAPEX方面（见图表 12），相较国际能源巨头BP、Chevron、Exxon等，我们发现大中型页岩油企业CAPEX更低。一方面是由于页岩油开采技术进步带来的成本降低，另一方面也反映出页岩油企业投资力度和资金实力仍不及能源巨头。但是以中位数衡量的页岩油企业与跨国开采企业相差无几，均在45-50美元/桶。CAPEX与油价有明显的正相关性，且CAPEX的变化滞后于油价约1个季度，表明企业依赖于油价走势作出投资判断。当油价持续性上涨（下跌）时，企业才会增加（减少）CAPEX。随着去年第四季度油价的反弹，若今年油价维持高位，企业很可能继续增加CAPEX。
运营成本方面，以中位数衡量，页岩油与跨国开采的中位数均低于40美元/桶，即盈亏平衡油价低于40美元/桶。整体上跨国开采依然较页岩油稍有成本优势，但是二者相差不大。大中型页岩油企业较国际能源巨头更有成本优势。运营成本与油价也具有较强的正相关性（见图表 13）。
经过横向对比，我们发现当前页岩油企业的CAPEX及运营成本与跨国原油开采企业的成本非常接近，具有较强的成本竞争力。
有利可图的增产
油价、企业利润、CAPEX、产量之间存在着相互影响的逻辑链条：油价上涨改善企业毛利率；企业毛利率持续改善后CAPEX增加，同时钻井数增加；但井钻井数和产量集中释放之间存在时滞；产量增加后影响供需平衡，进而作用于油价（见图表 14）。由于企业财务数据公布的延迟，我们以上一个季度的运营成本与当季度油价进行比较，来衡量原油开采大致的利润水平[2]。显然，随着油价的反弹，企业盈利迅速改善，当前原油开采维持着50%左右的毛利率水平。（见图表 15）。
从历史经验看，页岩油开采毛利率领先于CAPEX约2个季度。且CAPEX增加的前提是企业毛利率维持在50%以上。随着去年下半年开采毛利率的改善，可以预见今年年初CAPEX很可能显著增加。但CAPEX增加的持续性则取决于企业的毛利率水平（见图表16）。CAPEX直接反应的是企业对于新井开采的投资，数据也反应出钻井数的变化基本与CAPEX同步（见图表 17）。进而，我们可以推断今年上半年美国的钻井平台数很可能呈现增长态势，但趋势能否延续则取决于油价、企业利润等多方面因素。
[1] 详见“兴业研究商品报告：冻产能否提振油价？——评OPEC冻产协议”，2016年12月1日。
[2]此处毛利率计算方式为：油价/运营成本中位数-1
中篇：增产潜能几何？
在上面的报告中，我们已经介绍了当前大部分美国原油开采企业的盈亏平衡成本约为35美元/桶，大幅低于过去3个月的WTI原油均价51美元/桶（见图表 1），有足够的动力增产。企业开采毛利率的回升意味着企业在未来有更强的意愿增加资本支出（CAPEX），进而带来钻机数和产量的增加（见图表 2，图表 3）。
目前我们已经看到了美国原油产量和库存的大幅反弹（见图表 4，图表 5）。近期油价在跌破了此前的50美元/桶重要支撑后，因近期库存增速放缓[1]、美国空袭叙利亚、利比亚油田停产等因素再度站上50美元/桶（见图表 6）。当地缘政治因素的影响散去，油价的中长期走势仍由供需基本面主导。在OPEC和俄罗斯产量相对稳定的背景下，探析未来美国原油增产的空间就显得尤为重要。本篇报告借鉴美国能源部（EIA）的预测方法，尝试定量预测未来美国原油产量。
EIA预测思路简介
美国的主要油气产区包括Bakken、EagleFord、Permian、Niobrara、Haynesville、Marcellus等（见图表 7）。其中Bakken、EagleFord、Permian、Niobrara是主要的原油（包括页岩油）产区，而Haynesville、Marcellus等产区主要出产天然气（包括页岩气）。四大产区同时也是页岩油的主产区，其原油产量占了全美原油产量的50%以上。考虑到数据可得性的问题，本文主要通过对四大产区产量（包括传统原油和页岩油）的预测推导全美原油产量走势。
参考EIA的预测方法，其核心思想是根据钻机（rig）数量和单钻机产出（outputper rig）预测新井产出和产量衰减的变化，进而预测总产量的变化。其核心公式如下：
总产量=新井产量+上期总产量-旧井产量衰减 (1)
新井产量=新井单钻机产量*新增钻机数（滞后2期） (2)
由上式（1）和（2）可得：
旧井产量衰减=当期总产量-上期总产量-当期新井产量 (3)
EIA使用的是油服公司BakerHughes提供的活跃钻机数，我们同样使用这一数据。其他数据均来自EIA，时间序列为2007年1月至2017年3月。
2017年全美产量预测
由（1）可知，预测未来的总产量需要得到新井产量、上期总产量和旧井产量衰减。上期总产量为已知变量，新井产量和旧井产量衰减为待估变量。
2.1预测新井产量
EIA发现新钻机从架设到满产的周期约为2个月，因而通过当前钻机数量便可以预测未来2期的产量。为了能够预测年内美国新井产量，我们需要对新井单钻机产量和新增钻机数做出特定假设：
假设1：新井单钻机产量延续2016年趋势线性增长。主要理由是页岩油大规模开发后，四大产区的“钟形衰退”再次被滞后，页岩油尚未进入自然衰退期[2]，开采技术的进步使得新井产量不断提高。在此假设下，我们可以得到如下新井单钻机产量曲线（见图表 8）：
假设2：今年6月前原油均价大概率维持在50美元/桶以上，美国钻机数量持续增长，而在6月之后则分两种情况：（1）若油价继续维持在50美元/桶以上，新增钻机数量很可能继续增加；（2）若油价下行，持续低于50美元/桶，则新增钻机数量很可能开始减少。以2010年至2012年钻机数增幅随机模拟今年下半年钻机数继续增加；以2015至2016年上半年钻机数降幅随机模拟今年下半年钻机数转为减少（见图表 9）。
根据上述假设，结合（2）便可以得出对新井产量的预测（见图表 10）。
2.2预测旧井产量衰减
由于页岩油高衰减率的特性，会导致旧井产量衰减数据波动较大。为此，EIA采取了LOESS（Locally Weighted Scatterplot Smoothing）[3]对式（3）所得的旧井产量衰减进行回归，获得特定产区的旧井产量衰减曲线（后文简称“衰减曲线”，不再赘述）。需要特别说明的是，此处的衰减曲线不同于通常所说的单井衰减曲线，而是反映的整个产区的产量衰减情况。我们同样使用LOESS获得历史衰减曲线（见图表 11）。
由于页岩油单井产出高衰减的特性，前期新增钻机数越多，未来几个月产区整体的产量衰减也越高（见图表 12）。2010年至2014年期间，旧井衰减曲线滞后新井产量6个月左右，而在2014年至2016年期间，滞后时间缩短为约2个月。滞后期的缩短很可能是衰减率更高的页岩油在原油产量中占比提高的结果。据此，可以根据前文预测的新井产量预测未来旧井衰减量（见图表 12）。
依照上述对新井产量和衰减曲线的预测，根据（1）便可以预测出四大产区年内的原油产量（见图表 14）。
最后，从全美产量看，四大产区占比自2010年以来迅速提高，而且产量弹性明显大于其他产区。根据近几年的产量情况，基本可以假设今年其他产区的产量稳定在390至430万桶/天。基于四大产区和其他产区的预测产量区间，我们可以推算除今年全美产量区间（见图表 15）。按照我们的测算，即便今年下半年美国减少钻井数，全美原油产量依旧维持在900万桶/天的水平，如果下半年继续增加钻井数，则能够持平甚至超过2014年的产量峰值，最高可超过1000万桶/天。
博弈仍将继续
3月初油价跌破此前的震荡区间下沿意味着OPEC减产利好已被消化殆尽，市场已经将注意力转移到了美国的产量和库存。近日油价因地缘政治因素得以再度回到50美元/桶上方。在事件冲击被市场消化后，注意力将重回供需基本面。OPEC和俄罗斯仍在试图兼顾市场份额和利润，以减产之名提振油价，但同时原油出口量并未下降。美国油企则受到油价复苏的激励增产，侵蚀传统产油国的市场份额。如果OPEC和俄罗斯在5月会议上仅延长减产期限，而不扩大减产规模，随着下半年美国原油产量逐渐释放，油价将面临较大下行压力。如果OPEC和俄罗斯扩大减产规模，短期内油价将再度提振，但美国也会趁势增产，继续抢占OPEC和俄罗斯的份额，这将限制油价涨幅。
技术分析角度而言，油价尚未跌破上升趋势线，尚不能断言上涨趋势反转。当前NYMEXWTI原油在50美元/桶有较强的支撑（更低的支撑在47美元/桶），而上方54美元/桶则有较强阻力。短期油价仍有小幅上涨的可能，中期依旧倾向于逢高做空（见图表 16）。
注：
[1] 随着气温回升，下游炼厂开工率将逐渐提高，有助于上游原油库存的消化。
[2] EIA估计的自然衰退期在2020年后，因而有理由相信四大产区的单钻机产出仍有提高空间。
[3] 与普通的线性回归不同，LOESS给予各个散点不同的权重，临近的散点权重更高，而较远的散点权重更低。
下篇：页岩油的财务密码
在前两篇页岩油专题中，我们系统性梳理了美国页岩油的增产能力，并尝试定量测算页岩油产量。主要思路基于油价、企业利润、资本支出、产量之间存在着相互影响的逻辑链条：油价上涨改善企业毛利率；企业毛利率持续改善后资本支出增加，同时钻机数增加；钻机数和产量集中释放之间存在时滞；产量增加后影响供需平衡，进而作用于油价（见图表 1）。
本篇报告中，我们就链条中资本支出这一财务环节展开分析，基于对美国数十家上市页岩油企业财报的逐一梳理，为读者展现近些年来页岩油企业的财务状况变化，并阐述目前页岩油行业正在发生的变革。
烧钱的页岩油行业
1.1 页岩油企业的平稳运行需要资本持续注入
与传统油田产量每年大约衰减5%不同，页岩油井产量通常在首年就会衰减约60%，而且增产集中在完井后的前三个月，呈现高增长、高衰减的特性。所以为了维持页岩油产量的平稳增长，就需要不断地新打井，用新井的产量增长来弥补老井的产量衰减，这导致页岩油企业在完成初期的资本支出之后，后期仍需大量的运营成本来维持生产活动的正常运行。
对比页岩油企业和传统油企我们发现，运营成本与总资本支出的比例存在明显差异。通过拆分利润表，将运营成本与资本支出用可对比的营业开支与主营业务成本来对比，页岩油企业营业开支占比明显高于传统油企。这表明，页岩油企业在生产运行活动中，维持企业的正常运行需要大量的资金，具有持续资本注入的诉求（见图表 2）。
1.2 股权与债权融资是常用的融资手段
股权融资和债券融资为页岩油企业提供生产经营所需资金，是页岩油企业最常用的融资手段。
2010年以后，受美国页岩油繁荣发展的影响，页岩油企业的融资总额大幅提升。受益于较低的实际利率，2011年至2014年间，页岩油企业的融资以债权融资为主。2015年美联储进入加息周期，实际利率提高，同时原油价格暴跌导致能源行业债券收益率大幅飙升，使得债权融资数量大幅下降，页岩油企业纷纷转向股权融资（见图表 3和图表 4）。只有不断地融资，才能满足页岩油企业高额运营成本的需求。
页岩油行业远不如想象中美好
2.1 大量融资下页岩油企业仍是负现金流运营
与很多人认为的页岩油革命带来的企业红利不同，虽然页岩油企业近些年来不断获得资本注入，但是从多家页岩油公司自由现金流（Free Cash Flow，CFO-CAPEX）的历史数据来看，无论是在高油价时期还是在低油价时期，大多数页岩油公司的自由现金流均为负值（见图表 5），而且2017年以来还出现了持续下降的情况，也就是说这么多年来，页岩油行业并未真正赚过钱！。
在高油价时期（2011年至2014年），页岩油公司的净收入较高，但由于企业不顾成本地加大资本支出，导致自由现金流为负值；在低油价时期（2015年至2016年），虽然伴随着油价的暴跌，页岩油公司相应降低资本支出，但是由于净收入过低，导致自由现金流仍为负值（见图表 6）。
因为捉襟见肘的自由现金流，所以页岩油企业上市以来，向股东的分红可谓是聊胜于无。大多数页岩油企业的季度每股派息金额都在0.05美元至0.3美元之间，极少数公司会达到0.5美元以上。在2015年年末至2016年年初，页岩油企业的每股派息金额出现了非常明显的断崖情况，主要是由于油价的大幅下跌导致页岩油企业的营业收入大幅下降，净利润和自由现金流受到了极大的冲击，进而影响了投资者的投资收益，迄今仍未恢复（见图表 7）。
2.2 传统油田项目的盈利性好过页岩油田项目
与页岩油企业捉襟见肘的自由现金流不同，传统大型油企如BP、Shell、Exxon等的自由现金流多为正值，这一方面与传统大型油企产业链条更加完善，覆盖产业链上中下游有关，另一方面也与大型油企油田开采项目更多集中于页岩油之外的传统油田项目有关（见图表 8）。
从页岩油企业自身来看，如果区分页岩油企业不同地区的油田项目，也会发现其盈利情况存在着非常大的差异。从美国境内油田项目以及境外油田细项的六家公司Apache、Hess、Marathon、Murphy、Noble以及OccidentalPetroleum的情况来看，美国境外的油田项目多数时间都是盈利的，而美国境内的油田项目，近几年来盈利性一直不佳，尤其是2017年第二季度还创了近几个季度以来最差的盈利表现（图表 9）。
从美国境内主要页岩油区块拆分来看，生产集中在今年增产主力Permian地区的Pioneer，其自由现金流从去年第四季度的2100万美元下降至今年三季度的-25200万美元，不到一年的时间就减少了27300万美元。生产集中在Bakken地区的Hess，其自由现金流始终保持负值，今年第一季度为-4100万美元，而第二、三季度迅速下降，分别至-31500万美元和-42500万美元。Hess表示，如果页岩油市场持续低价，那么将不会继续今年第四季度增加钻机数的计划；另一家集中在Bakken地区的关键生产商Continental，也表示要搁置四个相关项目以削减资本支出。而像Apache和Murphy这样从国际油田项目获益的美国页岩油生产企业，虽然他们的美国业务仍处于亏损状态，但其自由现金流在今年第二季度仍能维持正值（见图表 10）。但是需要注意的是，随着2017年第三季度油价的反弹，带来钻井活动的活跃，这五个监测企业的自由现金流均出现了明显下滑，表明页岩油企业的盈利能力仍无显著改善。
2.3美股上市板块中油气行业资本回报率接近垫底
近年来美股市场石油与天然气开采行业整体投入资本回报率表现不佳，从2015年开始，该行业资本回报率就一直为负值，且在2016年第三季度，一度下滑至-57%（见图表 11）。2016年第四季度，伴随着对于原油市场转好的良好预期，资本回报率出现了明显的回升。但是随着时间的推进，投资者发现，2016年底时期望的资本回报率持续好转的情况并没有发生。2017年第二、三季度的资本回报率相比第一季度还出现了明显的下降，这难免使得投资方寒心。
同时我们发现标普500油气指数在2014年油价暴跌之后的表现，明显与标普500指数的表现呈现出差异；而在此之前，两者呈现同步性变动（图表 12）。这表明伴随着油价暴跌，场内投资者已经先于一级市场投资者逃离了页岩油行业。
与其余行业进行横向对比可以发现，在北美政府统计部门划分的美股80多个三级子行业中，石油与天然气开采行业资本回报率近三年来一直处于垫底状态，多次位列行业排名后五名。2010至2017年平均资本回报率为-5.42%（见图表 13）。在这种情况下，投资者确实可以做出更多的选择，要么投资油气行业中的传统油田，或者投资其他行业，而不必执念于页岩油。
页岩油行业变革就在眼前
3.1 投资者态度变化可能导致的资本支出改变
第二部分我们详细描述了，被寄予厚望的页岩油，特别是今年以来展现增产最大潜力的Permian地区的油企，在2017年第二季度表现出来的财务状况，给投资人泼了一盆冷水。同时场内市场的表现，也已经说明很多投资者对于页岩油行业并不看好。2017年第二季度财报公布之后，绝大多数页岩油投资者的态度发生了明显的转变。页岩油投资者要求提高分红，否则将会限制对于页岩油企业投资。这一态度的转变，使得之前一直存在的闭环逻辑，融资——资本支出——产量变动的链条在2017年第二季度之后悄然发生了变化。变为了融资收紧——资本支出在自由现金流范畴内——后续增产潜力受限（详见图表 14）。
从最新公布的第三季度财报来看，页岩油企业的股权融资和债券融资延续了今年第二季度开始的净下滑趋势（详见图表 4），而且也确实加强了对于资本支出的控制，但是自由现金流情况仍未改善。目前许多页岩油企业表示，未来的资本支出将限制在现金流范围之内。目前，页岩油公司面临着巨大的压力，一方面页岩油的生产等待注入资金，另外一方面股权融资和债权融资纷纷受阻。
3.2 页岩油企业2018年资本支出计划
但是从实际预算情况来看，尽管面临着巨大的资金压力，但是由于页岩油开采的特殊性，为保持页岩油企业的正常生产，并不能无限制的降低资本支出，抑或更重要的是因为投资者尚未完全绝望，使得页岩油企业还能够获得一定的融资。
根据各公司披露的数据，上述提到的8家页岩油公司（Apache、Continental、Hess、Marathon、Murphy、Noble、Occidental、Pioneer）虽然纷纷表示页岩油市场不景气，但在2018年并没有计划过多地削减资本支出，反而在2016年的基础上稍有提升（见图表 15）。从整体上看，按照目前油企的资本支出计划，无论是传统大型油企还是页岩油企业，都没有大幅度的修改2018年的资本支出预算，基本与2017年持平（见图表 16）。但是如果未来页岩油的分红情况迟迟不能改善，页岩油投资者态度的持续转变，或将导致2018年页岩油企业最终呈现出的资本支出情况不及目前的预算，进而影响页岩油的产量增长也将不及预期。
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