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对话肖兰兰:油价会涨到一百美元吗?

主持人:天风证券宋雪涛

嘉宾:肖兰兰(天风期货研究所副所长,能化研究负责人)

宋雪涛:今年以来能源价格经历了几波上涨,现在油价也涨到了80美元以上。由于油价有一定金融属性,短期的上涨可能会过快,按照当前的天然气价格换算,油的可比价格可能要到150美元以上,因此油价存在突破100美金的可能。对油价来说,80美金是一个比较重要的节点,我们确实需要对油价的上行风险保持一定的关注,因为油价的走势可能对通胀预期存在一定影响,进而也会影响股票、债券等大类资产的表现。今天我们请来了天风期货研究所副所长、能化品研究负责人肖兰兰女士为我们分享她对当前和未来原油市场的观点。


第一部分:当前原油市场的基本面现状


肖兰兰:从现实来看我们认为原油的基本面现状其实是比较强的,这个基本面现状其实能够维持原油至少往90美金走,至于能不能往100美金看,可能还需要定价更乐观的预期。原油基本面比较强主要体现在三个方面:供给的脆弱性,航空煤油的需求恢复和能源替代。

(1)供应端:增产持续不及预期,页岩油和OPEC都存在脆弱性

最近几年原油市场的资本支出是在逐步缩减的,资本开支一直没有回到2014年的水平,特别是去年经历了全球疫情的爆发以及“负油价”的极端行情之后,资本开支的缩减更加剧烈。

首先供给不及预期体现在页岩油的产量上。美国墨西哥湾地区每年夏季都有飓风,今年也不例外。按照以往经验,飓风期间石油的生产和消费都会有损失,飓风之后一般生产端的恢复要快于消费端。但是今年我们看到了异常的情况,页岩油产量恢复的比较慢,持续低于预期,这和资本开支的持续下降有关。去年资本开支断崖之后,页岩油企业的资金和人员无法快速协调,疫情期间美国就业也持续不及预期也是类似原因,在去年裁掉了大量熟练工之后今年重新招聘,人员受资金的限制恢复不到之前的水平,新员工的技术水平也无法与熟练工相比,生产端的恢复是比较脆弱的。

具体观察美油企资本开支的数据后,我们发现当前的支出水平还是非常低的。2019年美国独立页岩油企业的资本开支在640亿美元左右,2020年疫情爆发之后资本开支降到了314亿美元,同比下降51%。2021年一季度开始,WTI油价回到50美金(页岩油成本线)以上,按理说页岩油开始赚钱了,但从上市油企的二季报和三季报来看,页岩油的行业自律水平还是非常高的。今年前三季度基本都是按照去年年底制定的资本开支计划进行投资的,没有出现超预期的增产。我们预测2021年页岩油上市公司的资本开支可能在380亿左右,同比增长20%,这个水平相比2019年还是减少了40%。

除了上市公司,页岩油行业整体的资本开支水平怎么样呢?我们把美国页岩油企业分为三类:第一类是国际大型的石油公司,比如BP、壳牌,他们在全球既有传统能源,也有页岩油资产,我们发现这类公司对页岩油的投资基本没有变化。第二类是页岩油上市公司,规模相对更大、区块油田品质更高,效率和产出也相对较高。这部分公司在这一轮复苏中增产速度相对较慢。第三类是小型私营企业,大致占美国总体原油的产量的20%,生产效率没有那么高,但增产相对灵活,有利润就增产,去年9月至今钻井数从180台快速上升到420-430台,增加钻井大多数来自于小型私营企业。由于企业性质和资源禀赋的原因,小型私营企业钻井数快速恢复并没有带来多大的产量增量。

今年页岩油的产量增量主要来自于DUC,DUC指的是钻了但没有封井的油井(未完井),去年至今页岩油的产量恢复主要来自于DUC快速完井带来的产量增量。DUC的优势一是投产快,可能只需要三周时间就能够从未完井到完井;二是投资少,只需要支付封井的费用就能投产。今年DUC快速转化为投产油井,数量下降到了5200多口,接近2016年的最低位,如果把DUC当作页岩油的库存指标,库存已经接近历史低位了,这个位置再往下可能会存在瓶颈。因为DUC数量上虽然有5000多口,其实存在很多废井或者无效井,比如周边油井在产油过程中已经把这口井的油采走了。所以DUC到历史低位后,未来可能不能再为产量增长提供很好的支持了。

大家比较疑虑,为什么WTI到了80美金,产业还没有增产行动?主要是因为在碳中和的背景下,特别是拜登对于清洁能源的倾斜力度加大的背景下,一些大型页岩油上市公司在主动剥离页岩油资产,或者用一些新能源项目投资去对冲传统化石能源的资源禀赋。因此页岩油的成本不单单要看它的周期成本,它还存在比较高的政治成本。

供应端的脆弱性既存在于页岩油,也存在于OPEC。OPEC产量相对来说比较稳定,因为现在原油定价由OPEC主导,OPEC有动力去维持高油价,哪怕内部有一些分歧,比如阿联酋或者伊拉克想要修改自己的减产期限,沙特都能从中斡旋,平衡各方利益,最后内部问题内部解决。

OPEC现在政策是每月增产40万桶。如果按照这个速度去推导OPEC国家过去几个月增产的理论产量,对比实际产量,我们发现增产是持续不及预期。实际上每个月只增产了二三十万桶左右,减产执行率在115%-120%。增产履行不及预期的主要是一些小国家,比如刚果、科威特、安哥拉等,这些国家受经济实力的限制,增产能力有限,去年油价对这些国家的经济冲击也会直接影响到今年的原油投资情况。8月份OPEC增产的理论产量和实际产量的差距到了100万桶的水平,这个差距不小。

不管是页岩油还是OPEC,因为去年受伤严重,所以今年供应相对来说缺乏弹性,也比较脆弱,这个是我们对于供应端的看法。

(2)需求端:航煤恢复和能源替代提供边际增量

目前汽油柴油的需求基本上已经恢复到了疫情前水平,而航空煤油的恢复仍有空间。航煤目前需求大概在440万桶,相当于疫情55%左右,主要损失还是国际航班的减少。9月份和10月份,航煤的需求复苏出现了一些积极信号:首先是首款口服抗病毒小分子药物面世,除了疫苗以外对抗疫情又多了一种更加快捷的方式,这是一个较大的突破,距离早日终结疫情又进了一步。

除此之外,一些国际航班的限制也开始出现松动。比如泰国已经宣布从11月1号开始,允许德国、美国、中国等10个国家的游客进入泰国,并且增加航班的数量,类似泰国的旅游国家后续都可能会逐步放开。美国也宣布从11月8号开始,接受完全接种新冠疫苗的国际旅客入境,中国的两款疫苗,国药和科兴,也符合美国的入境要求。目前国际航班从冰封状态开始逐步放开,四季度航空煤油需求的边际变化目前看来比较乐观,可以跟踪全球各个地区的航空发运量指标。预计到12月份,航煤需求可能会提升70-100万桶左右。

另外能源替代提供了边际需求增量。今年三季度特别9月份,我们看到能源问题变成了全球性问题。柴油发电机的购买量在上升;在中东和亚洲,我们调研到一些化工厂,原来用水煤气做燃料,现在买不到煤,改用高硫燃料油作为燃料;有些船原本是用LNG作为动力,现在有些LNG和燃油的双动力船开始改烧低硫燃料油,这些都是能源替代的一些具体例子。

总的来说,虽然存在一些限制,但气、煤、燃油可以高效切换,目前作为能源替代的原油需求量大概在50-60万桶的水平。从微观情况看,能源替代的产品利润非常好,比如柴油裂解、燃油裂解,相对来说表现都比较强。

(3)库存水平:四季度还是去库

当前全球原油的库存水平已经接近五年均值水平,比2019年同期高了4000万桶,这4000万桶库存主要集中在亚洲,中国和印度在去年低油价时囤了比较多战略储备。其他地区比如美国的库存已经正常化了,欧洲的库存比较反常,现在还在比较低的状态,并且存在逆季节性去库的现象,主要还是因为欧洲的天然气太贵了,所以产生了一些能源替代的需求。根据我们的平衡表,我们觉得四季度燃油还是去库。


第二部分:原油价格的预期


肖兰兰:原油价格的预期总结为一句话,就是“全球怎么度过今年冬天?”。今年冬天可以说是全球能源最紧张的一个冬天。因为它涉及到两个方面,一方面能源危机已经在全球开始蔓延了,另一方面今年冬天气温可能偏低。能源危机的全球蔓延主要体现在欧洲的天然气和中国的煤炭上。

(1)欧洲天然气

欧洲最近几年大跨步迈向清洁能源,大幅淘汰燃煤电厂,天然气成为欧洲目前主要依赖的能源之一。疫情之后欧洲需求恢复的比较好,天然气消耗较快,但欧洲又严重依赖天然气进口,今年6-8月俄罗斯减少了向欧洲和土耳其输送天然气,所以目前欧洲天然气的库存非常低,只有850Twh,而过去五年当前均值在1000Twh左右。

欧洲很快要进入冬季,按往年的惯例需要在10月底之前达到冬季的安全库存。天然气一般在淡季主动累库,在旺季消耗库存。安全库存一般在1000-1050Twh左右,现在距离安全库存还有200-250Twh的建库量,最近两周欧洲天然气的库存增长很慢,10月中旬的库存甚至是停滞增长的状态。普京10月3号到现在发话了两次,说会增加向欧洲输送天然气。10月中旬相比上旬,俄罗斯向欧洲的输气量确实增加了每日80Twh左右,但这个增长没有反映在库存上,库存还是停滞增长的。现在是10月18号,距离10月底还有12天的时间,要达到安全库存难度较高。

(2)中国动力煤

中国动力煤跟欧洲天然气是类似情况。9月国家密集出台了保供政策,内蒙核增了9800万吨的煤炭产能,云南核增了3200万吨的产能,山西也计划在四季度增加2800万吨煤炭的产量。但在实际增产的过程中,不确定的因素太多了。山西强降雨后一直有煤矿停工,黑龙江又出现了矿震等安全性问题。露天矿可能恢复的相对快一些,但是也需要时间,而地下矿的安全重要性是非常高的,恢复的难度也更高。

煤炭还出现了煤电让路的情况。能效双控后高能耗企业让路发电,减少了煤炭消费,但是我们发现哪怕保供政策叠加能效双控、煤电让路等一系列举措在挤压供需缺口,供需缺口距离完全弥合都还有距离。10月份是煤炭供需的观察月,观察保供政策下达以后实际的增产情况。观察的结果是,动力煤现货价的上涨步伐一天都没有停止过,从9月底到现在,动力煤的现货价涨了36%,期货价涨了31%,现货市场的价格明确反映了现在的保供情况。

考虑到保供政策进度可能要打一些折扣,到11月15号供暖季能不能达到安全库存?我们觉得是非常难的。现在沿海八省的库存在1900万吨左右,安全库存可能要到3000万吨,这就要求每天增30万吨的水平。观察10月6日-12日累库的速度,这几天仅仅累了16万吨。

如果站在一个更高的维度上看,在全球碳中和背景下,传统能源终究会退出,新能源接力,但是现在从经济性和动力来说,清洁能源好像没有足够的动力和产能去弥补掉化石能源的消费量。站在当下,这个问题到底什么时候能解决?可能我们在5年以后或者10年以后回头复盘这段行情,我们会意识到清洁能源的矛盾不是一两天就能解决的,或者说通过某个政策的快速释放就能解决的。上一轮能源危机花了6-9个月的时间来逐步解决矛盾,之后价格进入到了一个常态化的高位。因此我们面对当前的能源问题可能也要拉长视角,提升格局来审视。

(3)冷冬预期

美国大气和海洋局已经把今年出现拉尼娜的概率提高到了90%。大家也能够直观感觉到今年天气的反常。国庆期间,冷空气的扩散非常迅速,从北方到南方,10月份就已经感觉到冬天的气息。如果出现冷冬,能源的消费要上一个台阶。单从石油消费来看,冷冬和正常水平的消费量就要相差20-30万桶。如果从能源整体来看,换算到相同的热值单位上来比较,正常情况下原油的热值价格是动力煤的3-4倍,但是现在只有1.3倍,天然气的热值价格是原油的1.3-2倍,现在已经到了5倍。这样的油气比价下,燃油发电和取暖的经济性开始凸显。因为如果按照传统的油气比价去给原油估值,原油能到150美金,当然这并不表示油价真的能涨到150美金。

(4)结论和风险提示

从现实的角度,四季度原油价格到90美金是没有问题的,到100美金的概率也是存在的,概率的大小取决于能源替代和航煤恢复的情况。

原油市场的潜在风险有两点:一是对于通胀的担忧;二是是否有放松伊朗制裁的动作。其实两者是一体的,主要观察美国怎么看待更高的能源价格,需不需要有一些动作,现在看来11月份美国采取行动的概率高一些。至于放松伊朗制裁,目前没法去预估时间点,这件事已经发酵了快一年,放开制裁的声音正在减弱,市场也不怎么交易这件事,但还是要持续给予关注。


第三部分:问答


主持人:拜登政府一方面不想让美国页岩油增产,一方面对OPEC施加增产压力,美国政府现在有什么办法来约束OPEC吗?

肖兰兰:美国在油价上与OPEC的博弈,最经典的案例就是2018年特朗普施压沙特,当时的说法是沙特记者被害,美国借这个事情让沙特不得不屈服。但是目前我们没有发现美国有什么决定性的动作。另外,现在OPEC在原油上的话语权也与当时不同,当时OPEC对原油定价起不到什么决定作用,是一个从属地位,现在OPEC可以通过控制产量将定价权掌握在自己手中,有更强硬的利益诉求。

目前美国没有什么实质性的办法,能采取的措施就是放松伊朗制裁,但是让沙特去增产我们觉得需要一定的威慑,目前不大能看到。

主持人:普京罕见表态原油价格很可能到100,他的目的是什么呢?是想借油价来提高天然气价格预期,博弈北溪2号?还是想在OPEC里获得更大的话语权?

肖兰兰:我觉得俄罗斯属于产油国里面对油价的看法最清晰的,或者说最市场化的。因为俄罗斯的石油生产受政治影响较小,目前俄罗斯的态度可能是“如果问题没法解决我就不解决了,因为我不管怎么做都没有办法挽回这个局面”。这个情况去年三月份出现过,2014年也出现过,在原油消费量大幅下降的局面下,俄罗斯一般都会选择不挣扎。

普京这次公开喊油价要到100美金,我觉得也是从能源替代的角度出发。原油相对天然气和煤炭来说确实价格比较低,并且现在原油是需求定价,OPEC只决定它的下限,而需求决定它的上限。普京还是看好能源危机背景下原油价格上行的。

至于北溪2号的博弈,很多人觉得不是博弈,我觉得其实还是存在一定市场博弈的。几年前俄罗斯跟欧洲闹矛盾的时候,欧洲绕开了俄罗斯,用了乌克兰的气,现在情况变了,欧洲能源变革的步伐太激进了。俄罗斯今年的天然气其实是增产的,只不过在6-8月份减少了往欧洲的输气量。所以我觉得可能还是立足于北溪2号的谈判。现实解决的问题不应该通过北溪2号来解决,因为市场普遍预期,哪怕现在开始谈判,北溪2号也只能在明年一季度或者二季度谈成,如果把焦点放在北溪2号怎么解决,基本上天然气的价格又要飞了。但是长期来看,普京需要通过一定的博弈来获得北溪2号谈判的主动权。

主持人:有报告指出美国页岩油企业资本开支下降是因为企业还在给去年的损失还债,明年页岩油企业偿债压力下降后,资本开支情况会有改善吗?现在页岩油的现金成本大概是多少?

肖兰兰:我们觉得明年资本开支是有可能上升的,从期货的期限结构已经反馈出来了,原油呈现出一个强Back的结构,近端交易的是能源问题或者航煤需求改善,远端交易的是页岩油的回归预期,或者页岩油的成本。从机构的预期来看,明年页岩油的增量大概有70-100万桶,这个量还是到不了2019年的高点。当然这个是当前预期,未来要动态观察。页岩油的成本区间是35-55美金,平均是在39美金左右。

主持人:有哪些常用的估值指标可以帮助我们判断当前油价的相对位置?

肖兰兰:我们会通过画线来判断当前原油的估值水平。这个线不是K线上的技术指标,而是不同地区原油的成本线或者盈亏平衡线。疫情发生之前(2016-2019年)是页岩油的成本定价,第一档线是页岩油的成本线,稍高点是55美金一般到了45、50、55这些整数关口页岩油企业就会开始套保,美国页岩油产能比较充足的情况下,基本上就是它来定价。

第二档线是OPEC国家的财政盈亏平衡线,以沙特为例是68美金,两条线中间的区间是55-68美金,这个区间内市场供需是比较中性的,基本上在两个产区的定价之间波动。2019年四季度到2020年疫情前这段时间就是这个区间,需求还可以,页岩油的价格能够上一个台阶。

第三档线就是80美金,80可能就是有负反馈的点了。今年的情况比较特殊,因为它有很多明显的边际变量,比如航煤的回归,油煤替代。在80美元以下可能是OPEC国家定价,通过调节自己的产量,让价格维持在盈亏平衡线以上,这个是今年1-3季度的状态。8月布伦特价格跌到了65美金,但是在1天之内就修复掉了,回到了68美金的定价线上,说明OPEC定价是有效的。油价一旦到了80以上可能就没有什么界限了,需求定价可以支撑它继续往上。

我们对原油的估值基本就是这么一个阶梯状的。如果没有大的基本面变化,可能就是在某一个区间内震荡,2019年这种状态特别明显。我觉得边界线是非常重要的,到了边界线去评估一下有没有边际的变量,会不会突破,不支持突破就会折返。

报告来源:天风证券股份有限公司

报告发布时间:2021年10月20日

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