中金|石油：边际生产者，影响不边际

发布时间：2025-07-08 16:12:55 来源：春回大地网 作者：休闲

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地缘政治冲突带来短缺风险，中金者影“边际生产者”是石油生产市场再平衡的关键之一

俄乌地缘冲突下，供应风险溢价冲击市场，边际边际石油再平衡之路可能来自供需的中金者影替代，而北美页岩油或将贡献部分增量。石油生产我们在此前报告中也提到，边际边际在OPEC+“保份额”的中金者影市场策略下，北美页岩油可能仍为打开OPEC供应的石油生产钥匙。与此同时，边际边际页岩油还是全球原油供给的“边际生产者”。因此，对油价而言，边际生产者页岩油的影响很重要，可能并非边际影响。

本篇报告从美国页岩油上市公司中选取了财务数据披露完备的26家企业作为研究样本，对其经营现金流、资本开支情况、企业盈利能力和债务偿还能力进行了梳理，并且对美国页岩油企业2022年的个体增产能力进行了筛选排序。

2020-2021年页岩油企业资本开支受累于低油价和高债务，但目前已有改善

从现金流管理的视角出发，我们认为企业盈利能力受损和债务偿还风险上升可能是制约其将可支配现金流投入资本开支的主要因素。一方面，疫情对美国页岩油企业的经营情况造成较强冲击，资产回报率在3Q21才实现回正。而盈利是否可持续也是企业进行资本开支投入的一项决定性因素。由于2020年以来石油供需短缺和油价持续走高的核心原因在于后疫情时期供需两侧修复节奏存在差异，而非需求侧的强劲增长预期，因此原油远期曲线趋于陡峭，并不利于企业再投资。另一方面，企业的债务风险也是其能否提升资本开支的关键。疫情带来的经营冲击使页岩油上市公司的资本结构快速恶化，同时对其短期偿债能力形成了较为明显且持续的损伤，样本企业的流动比率从1Q20起持续走低，在4Q21才出现边际修复。

2021-2022年原油远期曲线抬升，页岩油生产从“低成本运营”重回“可持续运营”

在油价预期不稳定和债务压力的影响下，原油远期贴水较大，页岩油企业于2020年转向消耗库存井（DUC井）的“低成本运营”时期。而随着原油价格自2020年下半年触底回弹，页岩油企业经营现金流也步入了快速回升通道，但资本开支复苏较慢，修复斜率大幅低于经营现金流。同期页岩油企业筹资现金流的净流出规模达到了2013年以来的最高水平，其中债务偿付和股利支付为主要去向。我们认为，这是由于在经历了疫情和负油价对经营情况和资本结构的强烈冲击后，相较于将经营所得的现金流投向资本开支，企业更倾向于将这些资金用于债务偿还、股利发放和股票回购，进而改善资本结构、缓解债务风险。

2021-2022年，随着页岩油企业净利润规模和ROA稳定回正，盈利能力的恢复使页岩油企业进行产能扩张的意愿有所修复，页岩油新增钻井活动复苏，企业逐渐重回“可持续运营”。资本结构的改善和短期偿债风险的边际缓解也使得企业可以将更多的可支配现金流用于增加资本开支。据达拉斯联储4Q21调研结果显示，49%的美国能源勘探和生产公司将增加产能作为其2022年的主要经营目标。此外，随着近期供应风险突发，原油价格曲线整体抬升，远期价格已有较大改善。因此，我们预计2022年美国页岩油企业的资本开支约束或将有所放松，使得“边际生产者”贡献供应增量成为可能。

往前看，页岩油仍复产在途，新井生产边际替代库存井释放，并非生产效率下降

页岩油企业资本开支策略和生产模式的转变是近两年成本曲线变化的原因。疫情前，美国页岩油企业资本开支与经营现金流的高度协同性使得美国页岩油的产出主要依赖于新钻油井，而DUC井则基本处于累库状态。但由于疫情的冲击使得页岩油企业对资本开支的态度更为谨慎，资本开支规模与经营现金流“脱节”，DUC井释放贡献了疫后的主要增产，这也使得2020年页岩油的成本曲线下移。而2021年下半年以来，随着活跃钻机数量稳步提升，新钻油井逐步恢复的同时，DUC井的释放速度有所放缓，美国页岩油生产成本开始均值回归，但这并不意味着生产效率的下降。往前看，随着页岩油企业盈利能力和债务压力对资本开支侧的约束逐步放松，我们判断美国页岩油企业可能重回“可持续运营”，而页岩油边际成本或将稳定在80美元/桶附近，这有可能是剔除供应风险溢价后的均衡价格。而对石油供需平衡表的影响，我们维持2021年11月7日发布的研究报告《大宗商品2022年度展望：损有余，补不足，再均衡》中对今年美国页岩油产量可能回到1310万桶/天的判断。

在市场整体高景气度下，我们可以从盈利、债务和资本开支等维度优选页岩油企业

基于上述行业基本面分析，我们认为在盈利状况日渐恢复、债务偿还风险逐步缓解的情形下，美国页岩油企业的资本开支规模有望在2022年显著提高。我们对已经披露2022年资本开支计划的19家美国页岩油上市公司进行了盈利、债务和资本开支规模三维度的筛选。其中，EOG资源和先锋自然资源这两家公司可能兼具盈利能力和短期偿债能力的优势，且在2022年有较大规模的资本开支计划，可能成为北美页岩油增产的佼佼者。

地缘政治冲突带来短缺风险，“边际生产者”是市场再平衡的关键之一

地缘政治冲突打破市场稳态，原油基本面的均衡路径被迫重置

2月下旬以来的俄乌地缘冲突引发原油市场大幅震荡，布伦特油价一度攀升至140美元/桶。作为全球重要的能源供应国，俄罗斯能源产品的出口供应或难以在地缘政治风险中得以幸免。一方面，欧美将能源制裁视为对俄施压的重要手段，当前美国已禁止进口俄罗斯的石油及其他能源商品，英国也明确表示将在2022年底前逐步停止进口俄罗斯的石油，部分石油贸易公司也自主选择避免进口俄罗斯的能源产品。此外，为对抗欧洲的制裁举措，俄罗斯也可能通过停止油气供应的方式来对西方国家进行“反向制裁”。

我们曾在2021年11月7日发布的报告《大宗商品2022年度展望：损有余，补不足，再均衡》中提出，随着需求“恢复式”增长渐近尾声，2022年原油市场将逐步走出疫情后的供需修复错配，实现基本面的再度均衡。但俄乌地缘局势作为超预期因素，对全球原油供应的修复进程形成强烈冲击，在制裁损伤难以避免的情形下，2022年原油基本面的再均衡路径或将被迫重置，而此时，供给侧的潜在增量便显得尤为重要。

“边际生产者”页岩油是市场再平衡的关键之一

在OPEC+“保份额”的市场策略下，北美页岩油可能仍为打开OPEC供应的钥匙。OPEC在3月初的产量会议上决定在4月维持40万桶/天的增产斜率，并提出当前原油供需紧张的核心原因在于地缘政治风险，而非基本面的结构性趋紧，因而不会大幅调整产量计划。此外，伊核协议也尚未达成一致，俄乌冲突的发生或将进一步加大伊朗石油限制解除的不确定性。非OPEC方面，除了身处地缘政治风险的俄罗斯之外，北美页岩油能否贡献供应增量、缓解供应紧张备受市场关注，而页岩油本身便因开发耗时较短、产量灵活性更高等特征被称为原油市场的“边际生产者”。

那么“边际生产者”能否贡献稳定的供给增量？为回答上述问题，本篇报告从美国页岩油上市公司中选取了财务数据披露完备的26家作为研究样本，对其经营现金流、资本开支情况、企业盈利能力和债务偿还能力进行了梳理，并且对美国页岩油企业2022年的个体增产能力进行了筛选排序。

2020-2021年页岩油企业资本开支受累于低油价和高债务，但目前已有改善

从油企进行现金流管理的视角出发，我们认为2020-2021年企业盈利能力受损和债务偿还风险上升是制约其将可支配现金流投入资本开支的主要因素，但二者在2021年末都已有所改善。

► 一方面，2020年的疫情和负油价对页岩油企业的盈利能力造成较强冲击。虽然企业的营业收入在2020年三季度便随着原油价格的回升快速提升，但企业净利润规模是在2021年一季度才正式回到正区间，在四季度才出现了显著修复，总规模达到了226.6亿美元。从盈利能力来看，我们使用整体法计算得到样本企业的资产报酬率（ROA）水平，发现其在2021年三季度才实现回正，2021年四季度达到了6.3%。

图表: 页岩油企业营收及净利润随油价上升持续改善

图表: 页岩油样本企业整体ROA于3Q21回正

此外，盈利是否可持续也是企业进行资本开支投入的一项决定性因素。由于2020年以来，石油供需短缺和油价持续走高的核心原因在于后疫情时期供需两侧修复节奏存在差异，而不是需求侧的强劲增长预期，因此在原油期货近月价格快速走高的同时，远期价格的抬升幅度相对较小，使得原油价格曲线出现陡峭化趋势，不利于企业进行再投资。

图表: 疫情后原油供需修复节奏错位造成基本面短缺

图表: WTI原油期货远期曲线持续陡峭

► 另一方面，企业的债务风险也是其能否提升资本开支的关键。2020年疫情带来的经营冲击使上市油企的资本结构快速恶化，资产负债率从30%增加至38%左右。从绝对数量来看，页岩油企业的债务规模并未在2020年明显增加，这与其债务结构中长期债务占比较多有关。2013年至今，26家美国页岩油企业的长期债务比例始终稳定在95%以上。

虽然债务规模并未增加，但疫情对企业经营的冲击同样会造成偿债风险的提升。因此在经营现金流回暖后，受制于债务偿付压力的油企会倾向于将大部分现金用于资本结构和偿债能力的改善，而非扩大产能。从短期偿债风险来看，我们使用整体法计算了26家页岩油企业的流动比率，发现疫情对企业短期偿债能力形成了较为明显且持续的损伤。样本企业的流动比率从2020年一季度的1.41持续下降至2021年三季度的0.97，在2021年四季度才小幅修复至1.1。

图表: 疫情冲击使美国页岩油企业资本结构有所恶化

图表: 美国页岩油企业短期偿债能力受到较大冲击

2021-2022年原油远期价格有所改善，页岩油生产从“低成本运营”重回“可持续运营”

盈利受损和债务压力的双重约束下，企业对增加资本开支保持谨慎，转向消耗库存井的“低成本运营”模式

随着原油价格自2020年下半年触底回弹，页岩油企业经营现金流也步入快速回升通道。2021年四季度，26家美国页岩油企业经营现金流总量为283.2亿美元，同比增加168%，较2020年二季度累计提升720%。

而有别于历史上的高度同步性，疫情后美国页岩油企业的资本开支规模虽然也在持续改善，但修复斜率大幅低于经营现金流。2021年四季度，26家美国页岩油企业资本开支总规模为141.6亿美元，较三季度环比增加了46.6亿美元，同比提升117%，较2020年二季度累计增加94%。其中大陆能源公司（CLR）2021年11月对先锋自然资源（PXD）特斯拉盆地资产的收购贡献了32.5亿美元的资本开支增量[1]。虽然即使扣除此项大规模收购的贡献之后，美国页岩油企业的资本开支也仍有环比修复，但从绝对规模来看，当前样本企业的资本开支总规模仅为经营现金流的50%，而在2013-2019年，二者规模则基本相当。

图表: 美国页岩油企业经营现金流随油价持续改善… 

图表: …但资本开支仍谨慎，且筹资现金流持续为负

资本开支修复不足的同时，我们看到页岩油企业筹资现金流的净流出规模达到了2013年以来的最高水平。我们认为，这是由于在经历了疫情和负油价对经营情况和资本结构的强烈冲击后，相较于将经营所得的现金流投向资本开支，页岩油企业更倾向于将这些资金用于债务偿还、股利发放和股票回购，因而表现为筹资现金流量的持续净流出。从筹资现金流结构中也可以看出，债务净偿还是2020年以来页岩油企业筹资现金流出的最主要部分。2020年四季度至2021年三季度，债务净偿还规模占筹资现金流总量的50-70%，而其中主要为长期债务的偿付需求。此外，现金股利也是企业可支配现金流的一项重要去向，尤其是在2021年的下半年。

图表: 债务偿付、股利支付为筹资现金流主要去向…

图表: …其中债务方面主要是长期债务的偿付

原油远期价格有所改善，2021-2022年页岩油生产将从“低成本运营”重回“可持续运营”

随着页岩油企业净利润规模和ROA在4Q21稳定回正，盈利能力的恢复使页岩油企业进行产能扩张的意愿有所修复。资本结构的改善和短期偿债风险的边际缓解也使得企业可以将更多的可支配现金流用于增加资本开支。据达拉斯联储发布的2021年四季度能源行业调查数据显示，49%的美国能源勘探和生产公司将增加产能作为其2022年的主要经营目标，更有78%的企业表示将在2022年增加资本开支，其中35%的企业明确表示资本开支会有“显著提升”。

图表: 49%的美国E P企业将增产作为主要目标

图表: 35%的美国E P企业表示会大幅提高资本开支

此外，俄乌冲突引发了市场对供应长期受损的担忧，进而带动原油期货远期价格在近日有所抬升，更进一步地强化了油企的增产动机。当前WTI原油期货12个月远期价格较已较年初提高了23%，24个月远期价格较年初提升20%。

图表: 近期布伦特原油期货远月价格抬升

图表: 近期WTI原油期货远月价格抬升

因而我们判断，2022年美国页岩油企业的资本开支约束或将有所放松，页岩油生产模式将从“低成本运营”重回“可持续运营”，使得“边际生产者”贡献供应增量成为可能。

往前看，页岩油仍复产在途，新井生产边际替代库存井释放，并非生产效率下降

我们基于样本企业的财务及产量数据，对2017-2021年美国页岩油的成本曲线进行了估计。可以看到，随着勘探和生产技术趋于成熟，2017-2019年美国页岩油成本基本稳定在50-70美元/桶。但在2020年，成本曲线整体向下出现了明显移动，页岩油生产成本下降至40美元/桶附近。而这种变化在2021年出现了边际修复，页岩油生产成本恢复至50美元/桶附近，但仍低于疫情前水平。

图表: 2017-2021年美国页岩油成本曲线情况

我们认为疫情后页岩油企业资本开支策略和生产模式的转变是成本曲线下移的原因。由于勘探和生产活动具备较高的灵活性，美国页岩油企业资本开支与经营现金流的高度协同性使得美国页岩油的产出主要依赖于新钻油井，而DUC井则基本处于累库状态。但由于疫情的冲击使得页岩油企业对资本开支的态度更为谨慎，资本开支规模与经营现金流出现“脱节”，DUC井释放成为了其疫后恢复产量的重要策略。2020年8月至2021年初，DUC井释放约占每月新增油井总数的30-40%。相比较于新钻油井，DUC井的开采成本更低，因而使得2020年页岩油的成本曲线出现明显下移。而2021年下半年以来，随着活跃钻机数量稳步提升，新钻油井逐步恢复的同时，DUC井释放速度有所放缓，截至2022年2月，DUC井释放在新增油井总数中的占比已降至17%。随着页岩油新井生产边际替代库存井释放，生产成本曲线也在2021年出现向上修复，但仍低于疫情前水平。

图表: DUC井成为疫情后页岩油复产的重要部分

图表: 页岩油DUC井快速释放

DUC井释放使得钻机单产有所变化，并非代表生产效率下降。我们注意到2020年以来美国页岩油钻机单产发生较大变化，而背后核心原因也同样是生产模式的改变，而非生产效率的变化。以贡献美国页岩油60%产量的Permian产区为例，2016-2019年，Permian地区页岩油产量提升主要依靠新钻油井，而由于单井产量较为稳定，使得该地区页岩油的钻机单产也基本稳定在600桶/天。但随着2020年以来，DUC井释放成为了产量提升的重要部分，而其完井无需新增钻机，因而导致钻机单产随之大幅提升至最高1500桶/天。2021年开始，随着DUC井释放速度放缓，页岩油企业的生产模式逐步向依靠新钻油井的常态模式转变，钻机单产也随之开始向疫情前水平有所修复，2022年2月，钻机单产已回落至1200桶/天。

图表: Permian地区DUC井释放提高钻机单产

图表: 随着活跃钻机的恢复，新钻油井稳步增加

往前看，随着美国页岩油企业重回“可持续运营”模式，我们判断页岩油边际成本或将稳定在80美元/桶附近，这有可能是剔除供应风险溢价后的均衡价格。而对石油供需平衡表的影响，我们维持2021年11月7日研究报告《大宗商品2022年度展望：损有余，补不足，再均衡》中对今年美国页岩油产量可能回到1310万桶/天的判断。

美国页岩油企业三维度筛选：盈利、债务和资本开支

基于上述行业基本面分析，我们认为在盈利状况日渐恢复、债务偿还风险逐步缓解的情形下，美国页岩油企业的资本开支规模有望在2022年显著提高，而当前部分上市公司也已披露了2022年的资本开支计划。在市场整体高景气度下，我们可以从盈利、债务和资本开支等维度优选页岩油企业[2]。

► 盈利能力筛选：我们基于净利润规模、ROA和净利润现金比率三个指标，对页岩油企业的盈利规模、盈利能力和盈利质量进行分析，其中盈利能力为最核心的参考指标。盈利规模方面，2021年四季度26家页岩油样本企业的平均净利润规模为8.7亿美元，整体ROA为6.3%。其中先锋自然资源（PXD）、EOG资源（EOG）、戴文能源（DVN）和Diamondback能源（FANG）的盈利规模、能力及质量均处于领先水平。

图表: 美国26家页岩油样本企业4Q21盈利情况筛选

►偿债能力筛选：我们基于总债务、流动比率和利息保障倍数三个指标，对页岩油企业的债务规模、短期偿债能力和长期偿债能力进行分析，其中短期偿债能力为核心参考指标。2021年四季度26家美国页岩油样本企业整体的流动比率为1.1，利息保障倍数为15.9。从企业个体分布来看，EOG资源、Coterra能源（CTRA）、先锋自然资源和Diamondback能源四家的短期和长期偿债能力均有明显优势，而以西方石油（OXY）、大陆资源（CLR）、戴文能源等为代表的部分企业也具备相对较好的短期偿债能力。

图表: 美国26家页岩油样本企业4Q21债务情况筛选

► 2022年增产能力筛选：我们从盈利能力（ROA）、偿债能力（流动比率）和2022年资本开支规模三个维度，对19家已经披露了2022年资本开支计划的美国页岩油企业进行筛选及排序。其中，EOG资源和先锋自然资源这两家公司兼具盈利能力和短期偿债能力的优势，且在2022年有较大规模的资本开支计划，分别为43-47亿美元和33-36亿美元，可能成为北美页岩油增产的“第一梯队”。Coterra能源、Diamondback能源和大陆资源三家页岩油公司则属于“第二梯队”，其2022年资本开支计划规模分别为14-15亿美元、17.5-19亿美元和23亿美元。

图表: 盈利、债务和资本开支计划三维度筛选美国页岩油企业

[1]https://www.reuters.com/business/energy/exclusive-continental-resources-nears-deal-pioneer-natural-acreage-sources-2021-11-03/

[2]26家美国上市油企样本分别为：EOG资源（EOG）、先锋自然资源（PXD）、西方石油（OXY）、戴文能源（DVN）、康菲石油（COP）、EQT公司（EQT）、Southwestern能源（SWN）、Diamondback能源（FANG）、Coterra能源（CTRA）、Ovintic公司（OVV）、大陆资源（CLR）、Antero资源（AR）、阿帕契（APA）、赫斯（HES）、Marathon石油（MRO）、Range资源（RRC）、PDC能源（PDCE）、康斯托克资源（CRK）、SM能源（SM）、Gulfport能源（GPOR）、Callon石油（CPE）、墨菲石油（MUR）、Matador资源（MTDR）、Laredo石油（LPI）、Northern油气（NOG）、W T Offshore（WTI）。

本文摘自：2022年3月20日已经发布的《石油：边际生产者，影响不边际》

郭朝辉 SAC 执业证书编号：S0080513070006 SFC CE Ref：BBU524

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