摘要
海外需求复苏前景再次蒙上阴影，供给变量聚焦北美页岩油复产情况。近期Delta变种病毒引发全球疫情反弹，扰动油品需求恢复预期。一方面，欧美地区疫情加剧，航空出行放缓，居民出行一定程度受限，煤油和汽油消费首当其冲；另一方面，国内经济增长趋弱，带动原油进口需求下降，近期同样受疫情反复影响，7-8月份的油品消费增长可能依然弱于季节性。
我们在2021年6月15日研究报告《2H21大宗商品展望：并非超级周期》中提到，后半年欧美经济重启带来需求动力，但疫情对全球经济的影响呈现“先进先出，长尾退出”的特征，也就是说需求侧对商品价格的影响效应可能会下降，而供给侧可能成为决定油价波动上沿的关键因素。就目前全球供应看，OPEC+增产在7月18日新协议后基本已成定局，但二季度非OPEC中的北美页岩油增产不及预期，这可能逐渐成为石油供需平衡移动的X因素。
北美DUC完井推动页岩油复产，但新增钻井活动弱于预期
二季度北美页岩油增产不及预期。据EIA预测，8月美国页岩油的主产区产量为7907千桶/天，高于去年5月的6774千桶/天，但较疫情前（2020年3月）仍下降13.7%。从页岩油主产区生产指标看，单井产量相对稳定，旧井也已经渡过高衰减期，衰减率已经收窄，钻井的完井率也回升，但是新增钻井数恢复较慢是主要的拖累因素。这也进一步影响了新井产量的恢复，今年3-8月新井产量均值仅为470.4千桶/日，较2019年同期下降31.1%。从油井数量来看，当前新井数量处于历史低位，6月仅为818口，较疫情前水平下降22.7%，其中，6月新钻井数仅为19年同期的41.5%。与此同时，DUC（开钻未完钻）油井存量自去年8月起持续释放，当前每月平均释放246口，占新井总数的37.6%，成为页岩油复产的主要推动力。
北美页岩油企业资本开支相对谨慎，主要源自债务压力，但情况已有好转
油价自去年11月起进入快速上行通道，油企经营状况改善下产量却并未随之快速扩张。基于30家美国页岩油企业的财务数据和公司公告，我们发现，债务压力是当前制约资本开支，并拖累页岩油产量增长的关键因素。2020年的全球疫情冲击和油价大幅下挫，加重了页岩油企业的债务压力，因此在油价上行时，虽然盈利情况得到边际改善，但油企仍选择将更多利润用于偿还债务，而非投资扩产。此外，经历负油价的冲击后，为保证油价稳定，油企对增产采取了更加谨慎的态度。综合以上两点，当前页岩油企业并无大幅增产预期，资本开支处于较低水平。因此，今年页岩油企业资本开支有所回升，但仍滞后于油价反弹，不同于历史上相对稳定的同步相关性。但是，我们也应该看到，北美页岩油企业经营现金流已经得到显著改善，情况甚至好于2018-2019年时期。往前看，我们预计，北美页岩油企业债务对生产活动的约束可能减弱。
北美页岩油复产至疫情前水平，可能只需新增钻井数回升至900口
当前页岩油快速复产的主要阻碍在钻井数。基于页岩油企业资本开支计划，下半年资本开支预计环比提升32%，但仍较2019年同期下降30%，油企资本开支依旧处于较低水平，这可能成为持续限制页岩油新增钻井的不利因素。但是，目前增产主要依赖于DUC完井，在此基础上，我们可能看到，如果新增钻井数从当前600口井回升至900口井，即使仍低于疫情前的1085口井，页岩油产量也可能恢复至疫情前水平。因此，中长期看，页岩油新增钻井对产量的拖累可能不会持续，而且新增钻井对产量提升的边际影响可能上升。假设DUC油井释放和旧井产量衰竭保持稳定，如果后半年资本开支回升，能够推动新增钻井保持25-70口/月的增长，我们可能最快4Q21能看到北美页岩油产量恢复至疫情前水平，可能成为四季度供需错配缓解的推动因素之一。
正文
海外需求复苏前景再次蒙上阴影，供给变量聚焦北美页岩油复产情况。近期Delta变种病毒引发全球疫情反弹，扰动油品需求恢复预期。一方面，欧美地区疫情加剧，航空出行放缓，居民出行一定程度受限，煤油和汽油消费首当其冲；另一方面，国内经济增长趋弱，带动原油进口需求下降，近期同样受疫情反复影响，7-8月份的油品消费增长可能依然弱于季节性。
在全球需求预期变化下，国际油价波动加剧，基本面支撑的公允价格值得关注。我们在2021年6月15日研究报告《2H21大宗商品展望：并非超级周期》中提到，后半年欧美经济重启带来需求动力，但疫情对全球经济的影响呈现“先进先出，长尾退出”的特征，也就是说需求侧对商品价格的影响效应可能会下降，而供给侧可能成为决定油价波动上沿的关键因素。就目前全球供应看，OPEC+增产在7月18日新协议后基本已成定局，但二季度非OPEC中的北美页岩油增产不及预期，这可能逐渐成为石油供需平衡移动的X因素。
北美DUC完井推动页岩油复产，但新增钻井弱于预期
二季度北美页岩油增产不及预期，新井产量增长缓慢为主要拖累项。据EIA数据，7月美国页岩油的主产区产量为7865千桶/日，较疫情前（2020年3月，下同）的9160千桶/日下降13.7%，且不及2019年同期水平（8796千桶/日）。据EIA测算，8月美国页岩油预期产量为7907千桶/天，高于去年5月的6774千桶/天，但较疫情前仍存一定差距。具体来看产量变动情况，相比疫情前，新井产量下降为主要拖累项。今年3-8月新井月均产量仅为470.4千桶/日，相较2019年上半年的682.7千桶/日下降31.1%。从页岩油主产区生产指标看，单井产量相对稳定，2019年至今单井页岩油产量约为542桶/日。此外，旧井也已经渡过高衰减期，衰减率已经收窄。
图表：美国页岩油产量
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：美国页岩油产量变动及其结构
资料来源：EIA，中金公司研究部
新井数量处于历史低位，主因在于新钻油井持续低迷。当前美国页岩油新井数量处于历史绝对低位，6月新井总数818口，较疫情前的1058口和2019年同期的1271口分别下降22.7%和35.6%。具体来看，当前新井恢复缓慢主要源于新钻油井的持续低迷。新钻油井自去年5月跌至428口后至今未显著恢复，今年6月小幅增加至549口，也仅为2019年同期（1324口）的41.5%。与新钻井数直接相关的钻机数量也远不及疫情前水平，7月美国活跃钻机数量为483部，仅为疫情前的62.7%。
外需增长可能在接下来2个季度甚至更长时间内都显著低于潜在水平
DUC油井存量持续释放，成为页岩油复产的主要推动力。新井数量由新钻油井和DUC（开钻未完钻）油井的变动共同组成。此前由于页岩油钻井活跃，DUC油井自2017年起持续累积，几乎未有释放。但去年8月以来，页岩油生产企业降低新钻井数量，开始消耗DUC存量。截至今年6月，DUC油井每月平均释放246口，占新井总数的37.6%，成为页岩油复产的主要推动力。
图表：美国页岩油新井总数、新钻井数及DUC油井变化量
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：美国活跃钻机数量
资料来源：EIA，中金公司研究部
图表：美国DUC油井数量
资料来源：EIA，中金公司研究部
债务压力下油企资本开支相对谨慎，但情况已有好转
原油价格自去年11月起进入快速上行通道，截止8月6日，布伦特和WTI油价分别上涨88.7%和90.8%。油价高企使页岩油企业经营情况得以改善，为企业扩大产量提供动力和资金支持。但正如上文所述，美国页岩油复产速度十分缓慢，油企并未进行大规模钻井，而是更倾向于消耗DUC存量油井。基于30家页岩油企业的财务数据和公司公告，我们认为当前油企扩产的限制条件有以下两点：
债务压力是制约资本开支进而影响页岩油产量增长的关键因素。2020年全球疫情冲击和油价大幅下挫，加重了页岩油企业的债务压力，因此在油价上行时，虽然盈利情况得到边际改善，但企业选择将更多利润用于还债，而非投资扩产。具体来看，4Q20至2Q21，样本油企的筹资现金流较疫情前水平，分别恶化22.6%、52.5%和26.2%，虽有边际缓和，但当前偿债压力仍然较大。同时，上半年页岩油企业资本开支有所回升（二季度环比提升0.86%），但仍滞后于油价反弹，不同于历史上相对稳定的同步相关性。且当前资本开支仍然保持低位，前两季度资本开支较2019年同期分别下降48.2%和51.5%。
负油价冲击过后，油企增产态度更为谨慎。Diamondback能源、西方石油（OXY）、EOG能源等均在公司公告中表示其当前并无增产计划，预期2021年产量维持不变。EOG能源公司更是从今年3月起表示，只有在市场需求明确恢复之后才会进行扩产，不会因油价高涨而改变资本开支和产量计划，并提出需求复苏的参考指标包括油品消费恢复至疫情前水平、原油库存低于5年均值和闲置产能处于低位。可见，经历负油价的冲击后，油企为保证油价稳定，对增产采取了更加谨慎的态度。
经营情况改善已优于疫情前水平，债务对页岩油增产的约束可能减弱。上半年北美页岩油企业经营现金流已经得到显著改善，情况甚至好于2018-2019年时期。页岩油企业4Q20至2Q21经营现金流分别环比增加106.5%、37.2%和25.7%，且1H21经营现金流较2019年同期也有9.7%的提升。加之筹资现金流恶化程度边际缓和，往前看，我们预计，北美页岩油企业债务对生产活动的约束可能减弱。
图表：美国页岩油样本企业现金流情况
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
图表：美国页岩油样本企业资本开支情况
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
北美页岩油复产至疫情前水平，可能只需新增钻井数回升至900口
DUC存量油井将继续释放，页岩油产量完全恢复只需新钻井数增至900口。当前页岩油快速复产的主要阻碍在钻井数。基于页岩油企业资本开支计划，下半年资本开支预计环比提升32%，但仍较2019年同期下降30%，油企资本开支依旧处于较低水平，这可能成为持续限制页岩油新增钻井的不利因素。但是，目前DUC油价的持续释放仍为近期北美页岩油的增产主力。在此基础上，我们可以看到，如果新增钻井数从当前600口井回升至900口井，即使仍低于疫情前的1085口井，页岩油产量也可能恢复至疫情前水平。
往前看，最快4Q21，北美页岩油产量可恢复至疫情前水平。中长期看，页岩油企业债务对资本开支，以及产量恢复的约束已在边际减弱，页岩油新增钻井对产量的拖累可能不会持续，而且新增钻井对产量提升的边际影响可能上升。假设DUC油井释放和旧井产量衰竭保持稳定，如果后半年资本开支回升，能够推动新增钻井保持25-70口/月的增长，我们可能最快4Q21能看到北美页岩油产量恢复至疫情前水平，可能成为四季度供需错配缓解的推动因素之一。
本文摘自：2021年8月8日已经发布的《石油：北美复产，并不遥远》
