美国页岩油,或将抨击国际原油市场!

来源: 扑克投资家
这是扑克推送的第225张思维导图:2019年二季度报告:饲料需求恶化,难改玉米紧平衡。 本文来自信...

这是扑克推送的第225张思维导图:2019年二季度报告:饲料需求恶化,难改玉米紧平衡。

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核心观点

  • 综合性国际能源巨头们纷纷入局美国页岩油产业,行业集中度 提升,页岩油或迎来新一轮革命浪潮。同时,生产商们积极利用原油衍生工具对冲油价风险,锁定生产利润,随着下半年大量新增管输运能上线,库存井产能有望加速释放,并带动美国原油总产量出现阶梯式增长。

  • 美国页岩油行业并购整合活动延续强势增长势头,综合性国际能源巨头具有全产业链竞争优势,抗风险能力要远远好于中小型页岩油生产商,预计将有超过一半的页岩油生产商会在本轮并购潮中消失,能源巨头们的入局将显著提升页岩油行业集中度。

  • 作为短期边际产能,页岩油产量极易受到油价波动的影响。美国页岩油生产商普遍利用衍生品工具进行风险对冲,提前锁定生产利润。截至2019年3月底,美国页岩油生产商的套保比例已增加至42%,平均锁定油价为59.5美元/桶。

  • WTI原油远期曲线转为Back结构后,为了尽可能地将页岩油按照近月端的高油价卖出,生产商们纷纷加快了油井投产进程。考虑到库存井基数较为庞大,假设完井率由当前水平再提升20%,短期内可形成约20万桶/日的供应增量。

  • 2019年Permian盆地待投产管输运能约为160万桶/日,且都是在下半年上线,届时Permian盆地总管输运能将达到505万桶/日,这些新增管输运能不仅能够吸收该地区的新增产量,而且可以消化大量的原油库存。

并购整合推动产业升级

美国页岩油资源丰富,技术可采储量约为580亿桶,位列全球第一。页岩革命极大改变了美国的原油供需格局,也重塑了全球油气能源版图。与传统原油开发模式不同,美国页岩油产业的蓬勃发展是由众多中小型公司推动的。

据统计,美国有7000多家涉及页岩油业务的公司,其中6900多家是中小型企业,这些企业或是独立油气生产商,或是油田服务公司,或是金融投资公司,彼此相互协作,相互依赖,支撑着美国页岩油产业稳步向前。页岩油属于非常规油气资源,页岩油井的有效生命周期为2-3年,投产一年后其产量降幅会高达40-50%。因此,页岩油生产过程中不得不持续性地钻探新井,这是典型的资本驱动行业。不管是高油价时期还是低油价时期,美国大部分页岩油公司的财务状况都表现不佳,自2006年以来页岩油行业的年投资回报率未超过10%。

投资者开始对页岩油产业保持谨慎,据《华尔街日报》报道,2018年美国页岩油生产商发行的债务和股权降至220亿美元,不到2016年募集金额的一半。中小型页岩油生产商一直维持较高的财务杠杆率,随着美联储暂停量化宽松,融资成本推高,同时投资者对页岩油的债务推动型增长模式愈发不满,派发股息压力增大,中小型页岩油公司的发展潜力受到制约。但这不意味着美国页岩油产业将步入下坡路,因为埃克森美孚、雪佛龙等综合性国际能源巨头正推动页岩油的新一轮革命。

根据RystadEnergy统计数据,截至2018年11月,以埃克森美孚、雪佛龙、壳牌等为代表的综合性国际能源巨头在页岩油板块取得了近63%的产量同比增长,而公开上市的前十大页岩油生产商的产量同比增长只有21.5%。

随着国际油价持续攀升,综合性国际能源巨头配置页岩油资产的信心显著增强,页岩油行业并购整合3活动延续强势增长势头。近期,埃克森美孚、英国石油公司、壳牌等纷纷扩大了在Permian盆地的业务规模,雪佛龙更是以330亿美元收购独立石油公司阿纳达科,后者在Permian盆地的年产出约合40亿桶油当量。

由于这些石油巨头的财务状况更加健康,而且业务涵盖勘探开发、油气集输、炼油化工以及油品销售,具有全产业链竞争优势,抗风险能力要远远好于中小型页岩油生产商。BTUAnalytics预计将有超过一半的页岩油生产商会在本轮并购潮中消失,能源巨头们的入局将显著提升美国页岩油行业集中度,页岩油潜力有望得到进一步释放。根据Bloomberg统计数据,2019年综合性国际能源巨头将在美国本土投资近1240亿美元,占全球资本支出总额的三分之一,该投资额较去年同期增长10%。

例如,2019年雪佛龙在美国本土的资本开支占其全球资本总开支的比重升至近十年来最高水平,雪佛龙预计将在Permian盆地投资36亿美元,在其他页岩油盆地投资16亿美元。2019年3月,雪佛龙公开表示,预计到明年年底,其在Permian盆地的页岩油产量将达到60万桶/日,比目前产量高出59%。

对冲操作锁定生产利润

页岩油行业是资金密集和技术密集型行业,开发成本与页岩油资源禀赋高度相关,主要由三部分成本构成:勘探阶段的费用支出、开发阶段的资本支出、生产阶段的运营费用支出。前两者可归于资本支出(CAPEX),最后一个为运营成本(OPEX),包括维护成本、管理费用、各种税费等,恰好能覆盖运营成本的油价水平被称为“盈亏平衡油价”。资本支出通常被视为沉没成本,在油田寿命周期内平均摊销。

因此,只要油价高于运营成本,页岩油企业就有意愿维持生产。根据达拉斯联邦储备银行一季度报告,参与调查的82家页岩油生产企业的盈亏平衡油价在40-46美元/桶间,其中Permian盆地仍然保持最低的成本。4在不考虑生产商套期保值 的情况下,当前的油价水平使得页岩油生产商盈利大幅改善。但是作为短期边际产能,页岩油产量极易受到油价波动的影响。RystadEnergy研究报告显示,当Brent油价升至65美元/桶时,页岩油和海上油田的勘探开发活动量都会增长4%左右,而当Brent油价攀升至70美元/桶时,页岩油行业的勘探开发量会大幅增长14%左右。

为了避免国际油价大幅下跌对生产经营的负面影响,美国页岩油生产商普遍利用衍生品工具进行风险对冲。WTI油价涨至50美元/桶后,页岩油生产商就陆续开始对冲操作,高盛统计数据显示,截至2019年3月底,美国页岩油生产商的套保比例已增加至42%,平均锁定油价为59.5美元/桶。对生产商来说,互换交易提供了最大程度的下行保护。

然而,互换限制了油价上涨时的收益。因此,生产商们也会利用领口期权、三项式领口期权以及看跌期权进行套期保值。根据Bloomberg调查数据,互换交易仍然是页岩油商们对冲风险的首选,其次是三项式领口期权和领口期权,原油看跌期权的使用占比最低。2019年原油互换交易均价为57.4美元/桶,较2018年增加5.1美元/桶。以页岩油生产商NobleEnergy公司为例,对于2019年的产量,公司做了4.4万桶/日基于WTI油价的互换,锁定价格为58.37美元/桶。同时,NobleEnergy还利用三项式领口期权,买入执行价在50美元/桶的WTI原油看跌期权,卖出执行价格在64.07美元/桶的WTI原油看涨期权与执行价格在43美元/桶的WTI原油看跌期权,数量为1.1万桶/日。

此外,NobleEnergy还做了基于Brent油价的互换和三项领式领口期权操作,对冲原油产量为0.8万桶/日。从公司持有的2019年衍生品头寸来看,相当于每天对冲了约9万桶/日的产量,对冲比率高达75%。美国众多页岩油生产商利用衍生品工具对冲了油价波动风险,提前锁定了2019年的生产利润,保证了页岩油生产的平稳性。

生产重心向库存井倾斜

根据金融服务公司Cowen&Co数据显示,美国本土独立页岩油生产商2019年的资本开支将削减11%左右,但综合性国际能源巨头在美国的资本开支费用会增加16%。整体来看,2019年流入美国页岩油领域的投资会保持相对平稳。目前,美国七大页岩油主产区的钻井活动已经趋于稳定,近一年来当月新钻井数在1300-1500口间波动。

页岩油生产商普遍会根据油价变动而调整钻井及投产计划,投产井一部分来自新钻井的投产,另一部分来自库存井(DUC,已钻井但尚未完工的油井)的投产。为衡量页岩油生产商的投产意愿,可以采用“完井率”这一指标,即当月完井井数与该月新钻井数之比。如果完井率小于1,意味着新钻井并没有全部投产,部分转变为库存井。如果完井率大于1,则意味着库存井经过射孔、压裂后开始投入生产。

2017年以来,美国页岩油产区库存井数量激增了大约55%。2019年3月,库存井数量达到8500口,较2017年同期大幅增加2863口,造成美国页岩油产区完井率低的主要原因是低油价和管输瓶颈。2017年和2018年WTI油价均创出过42美元/桶左右的低位,油价中枢维持在50-55美元/桶间,生产利润大幅压缩倒逼生产商推迟新钻井的投产。

同时,美国页岩油的崛起带动“南油北上”的格局逐步变为“北油南下”,Bakken、Permian等盆地产出的页岩油需要通过管道输送到美湾地区,进入炼厂加工或是出口。激增的页岩油产量和管输运能的不匹配导致主产区页岩油现货价格折价严重,进一步打压了生产商的增产积极性。

随着WTI油价回到60美元/桶上方以及新的管输运能的投放,页岩油生产商们重拾信心。WTI原油远期曲线转为Back结构后,为了尽可能地将页岩油按照近月端的高油价卖出,生产商们纷纷加快了油井投产进程。根据EIA最新钻井生产力报告(DrillingProductivityReport),3月美国七大页岩油主产区的综合完井率已回升至100%,连续三个月实现增长,为近一年来最高值。

其中,Permian盆地完井率回升至91%,较2019年1月大幅提高了22%。虽然2019年以来美国活跃石油钻机数呈现缓慢回落势头,但考虑到库存井基数较为庞大,因此在管输运能大幅提升的预期下,新的供给高峰仍有可能出现。而且库存井的投产周期相比新钻井要短得多,因为只需通过射孔、压裂等操作就能以较快速度、较低成本释放出产能。假设活跃石油钻机数维持在当前水平,完井率由100%提升至120%,即增加库存井的开发,同时按照新投产井680桶/日的产量来计算,短期内可形成约20万桶/日的页岩油供应增量。

管输瓶颈有望逐步解除

由于受到技术条件、环保、经济效益等因素的限制,目前只有美国和加拿大实现了页岩油的大规模商业化开采。美国页岩油资源主要分布在七大盆地,分别是Permian、Bakken、EagleFord、Niobrara、Anadarko、Appalachia和Haynesville。其中,Permian盆地是美国页岩油第一大产区,截至2019年3月底,Permian盆地页岩油产量攀升至405.3万桶/日,较去年同期增长85.3万桶/日,占所有页岩油产量增幅的比例高达61%。Permian盆地位于得克萨斯州西部和新墨西哥州东南部,曾经是北美大型传统油田,后逐渐衰落,页岩油气革命使其重获新生。

Permian盆地页岩油资源量丰富,技术可采储量为350亿桶,且储层条件较好,产油层多、厚、含油饱和度高。从油田生命周期看,Permian盆地仍处于开发中早期,根据WoodMackenzie7报告,在50美元/桶油价条件下,Permian盆地仍有6万余口剩余经济井位,开发潜力较大。Permian盆地当地炼化能力有限,炼厂满负荷开工的情况下,日均能消耗原油量仅有55万桶/日,按照目前的产量水平,意味着原油外输需求高达350万桶/日。Permian盆地现有名义管输运能346.5万桶/日,其中运往墨西哥湾的管道运能合计约284.5万桶/日的水平,运往库欣的输油管道有Centurion和Basin这两条,合计运能为62万桶/日。

除管道外,输油方式还包括火车和卡车,火车运费为6-8美元/桶,现在能够上线或者扩容的运能仅有30-40万桶/日,而卡车运费更是高达12-16美元/桶,显然通过火车和卡车运油的方式只能小幅缓解管输压力。管输运能不足导致原油区域性库存累积,2018年页岩油主产区Midland、Bakken等现货价格较交割地Cushing价格贴水一度超过15美元/桶。

为解决管输运能不足问题,美国加大了输油管道的基础建设。去年四季度以来,BridgeTex、MidlandSealy和Sunrise管道项目相继提前投产,其中Sunrise管道扩建项目从2019年一季度提前到去年四季度,管输能力从12万桶/日增加至22万桶/日。根据Genscape统计,未来两年内,Permian盆地至美湾地区的原油输送能力会逐步加强。

其中,2019年待投产管输运能约为160万桶/日,且都是在今年下半年投入运行。2019年三季度EPIC项目将开始商业化运行,管输运能总计提升55万桶/日,GrayOak项目计划在四季度投产,预计会增加38.5万桶/日的管输运能。当2019年的所有管道项目都投产后,Permian盆地总管输运能将达到505万桶/日,这些新增管输运能不仅能够吸收该地区的新增产量,而且可以消化大量的原油库存。

因此,随着管道项目的投产运营,Permian盆地页岩油产量预计会出现阶梯式增长,并带动美国原油总产量同步增长。

总结

综合来看,综合性国际能源巨头们纷纷入局美国页岩油产业,行业集中度提升,页岩油或迎来新一轮革命浪潮。同时,生产商们积极利用原油衍生工具对冲油价风险,锁定生产利润,随着2019年下半年大量新增管输运能上线,库存井产能有望加速释放,并带动美国原油总产量出现阶梯式增长。

因此,美国页岩油仍有较大的增长潜力,页岩油生产商对国际原油市场的边际影响也将愈发明显。

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RioQK

大型油企替换中小型生产商,市场因现金流而不是供需带来的供应就会减少,长久以来将会平顺整个供应及价格波动。

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