油气投资者如何计算盈亏平衡价格？

许隽逸

在石油工业中，上游的勘探开发是石油公司利润最高，但同时也是风险最大的部分。在低油价时期，如何评估上游勘探开发的投资回报，投资者又如何保证盈利？本文也许可以告诉你答案。

当前石油天然气的价格大跌引起了大家关于油气勘探开发企业到底能够在亏损中支撑多久以及是否有投资价值的强烈兴趣，作者将从自身的北美油气企业实际运营经验以及具体油气勘探开发实际投资的角度对油气投资的各种盈亏平衡价格和为何油气价格大跌而供应端的油气产量却相对保持坚挺做一个解剖，供阅读者参考。

井口盈亏平衡价格（Wellhead Level Breakeven Price）： 不同的公司往往会定义自己的井口盈亏平衡价格所包含的内容，一般来说，井口盈亏平衡价格指的是企业开采某口井时，在这个价格下井的油气产出通过现金流折现法 （Discounted Cash Flow， DCF）进行计算时所产生的未来现金流的折现值与该井的投资成本持平，也就是说能够实现该井的净现值（Net Present Value）为0 。这里的投资成本一般包括井场建设成本（含作业后井场清理），钻井和完井成本以及生产成本，而井的未来油气产出则是由该井所处地质条件、油气藏特点所形成的产量衰减性质所决定。在计算未来现金流时的贴现率往往各个公司都有自己的参数，如果所采用的贴现率不仅仅反映针对某口井或者某个区块的所使用资金的成本，还反映了公司整体层面上的使用资金的成本，所计算出来的井口盈亏平衡价格就会比较高。不过对于绝大多数上市公司来说，他们通过投资者关系报告所公开的盈亏平衡价格往往不包括公司层面的资金成本，甚至有时完全不考虑资金成本进行计算，这样就可以使得自己的井口盈亏平衡价格看上去很低、从而显得很有竞争力。这就是很多时候企业会使用诸如现金盈亏平衡点（Cash Breakeven Price，下文会介绍）这个概念。

井场盈亏平衡价格（Pad Level Breakeven Price）： 北美页岩油气开采广泛地采用井工厂作业模式，也就是在一个井场上打数口水平井，以提高作业效率同时降低作业成本，当前行业所提到的井口盈亏平衡价格实际上指的是井工厂作业模式下的井口盈亏平衡价格。由于采用井工厂作业，不但80-150万美金的井场建设费可以摊薄到这个井场所有的井上，而且在井工厂作业模式下所采用的拉链式水力压裂还可以进一步提高水力压裂效率至30%以上（大幅减少水力压裂环节的作业费）。显然，这个价格是不够的，因为除去我们通俗说的打井成本，要让井能够产出油气，还得把油气运出去卖掉，这些过程都是需要花钱的。

区块盈亏平衡价格（Block Level Breakeven Price）： 由于地球上任何两点的地质条件都不可能完全一样，因此即使相距很近的两口井（比如在同一个井场内），其产量都会有所不同，同时由于每口井的设计建造方案不同、水力压裂方案不同等都会造成单井投资金额（CAPEX） 的不同以及产量上的不同，要实现单井的盈亏的价格自然也不同。那么对于一个具有一定覆盖面积的区块来说，区块内各井很可能出现较大的盈亏平衡价格差异，除此之外，由于各个区块所处的地理位置不同，地表条件不同，其日常运营维护成本也不同，同时各个区块的油气运输管道的多寡以及运力的大小又直接影响到油气的运输成本以及同油气交易中心的价格差异（Basis Differential） 。

区块盈亏平衡价格一般来说可以看成包括了区块内：

·资本性支出（CAPEX）；

·区块内所涉及油气矿权的日常生产以及运营维护支出（Production Cost，统称生产成本，有时也被称为Lifting Cost 或者Lease Operating Expense，，LOE，包括油气的生产（Lifting Oil and Gas to the Surface）、收集（Gathering）、后处理（Treating and Processing）、储存（Storing ）等）；

·油气的采掘税（Severance Tax，往往由州政府征收）；

·油气从价税（ Ad valorem Taxes，往往由郡政府征收）；

·运输管道接入保证费 （Firm Transportation Fee，对于一些有天然气产出的企业，由于区块所在地的管道运力有限，而该地的生产商众多，其区域总产量远超管道运力，因为要保证自己家的天然气能够进行管道运输，需要支付该费用）；

·环境影响税（Impact Fee，比如美国宾夕法尼亚州对该州的页岩气企业征收该税，这部分税负在财务报表中通常被包括在生产相关的税收中）；

·油气公司在实际交割点的交割价格同油气交易中心价格的差异（Basis Differential）等形成的盈亏平衡价格（因此区块盈亏平衡价格往往显著高于井场盈亏平衡价格）。

公司盈亏平衡价格（Company Level Breakeven Price）： 一般来说，每个油气公司所拥有的油气资产由数个区块组成，每个区块由于地理位置、油气类型、地质条件等不同，区块盈亏平衡价格往往存在较大的差异；公司要经营这些区块，就会产生公司层面的经营性支出 ，也就是我们常说的营业费用（General and Administrative Expenses）； 与此同时，企业还会进行一些勘探活动，从而产生勘探花费（Exploration Expenses）；而且企业的各类型资本支出都是有资金成本的，对于油气企业来说，其企业借债所产生的利息往往是企业最主要的资金成本支出，对于部分高杠杆的企业来说，这部分借债不仅仅包括企业的勘探开发的费用，往往还包括企业前期进行矿权收购的费用，因此高杠杆的油气企业往往需要支付高昂的利息费用。在油气企业的实际运营当中，各个区块的实际经营情况往往不进行区分，连同企业层面的支出统一反映在企业的合并报表当中（Consolidated Financial Statements）。也就是说，即使某个企业的某个优质区块在当前油气价格下面能够盈利，但是从企业整体来看，却很可能是处于亏损的。为了能够在低油气价格下生存，企业必须尽可能降低公司层面的盈亏平衡价格，在存在优质区块的情况下，增加优质区块的开发比重，同时暂缓开发次优区块是当前各企业主要的策略之一。endprint

现金盈亏平衡价格（Cash Breakeven Price）： 现金盈亏平衡价格是油气勘探开发中最低的一类盈亏平衡价格，仅反映油气的销售收入可以满足油气公司油气生产以及日常运营的现金要求，而不考虑油气开采投入、矿权收购投入、支付现金利息等一系列非运营相关的现金支出。对于油气公司来说，打井的资本投入（CAPEX） 以及矿权收购费用等等一系列费用都采用资本化（Capitalized Cost）计入公司的资产负债表，并不反映在油气公司的损益表中。由于现金盈亏平衡价格在很大程度上反映的是油气产区的特定油气藏特点，对于一些产量很高的优质页岩油田来说，其生产成本以及日常运营成本很低，比如蒙大拿州和北达科他州的部分郡所处的威利斯顿盆地（Williston Basin）的巴肯/三叉储层（Bakken/Three forks），德州部分郡的二叠纪盆地（Permian Basin）Wolfcamp A/B储层和Lower Spaberry储层，德州部分郡的白垩纪晚期（Late Cretaceous）Eagle Ford储层—这些都是当前全美最低现金盈亏平衡点的页岩油储层。但是由于这些优质盆地前期的矿权收购费用十分昂贵，有的优质区块矿权的租约价格在每英亩3 - 5万美金左右，如果采用资本效率最高的方案来进行开采设计：即采用包括超过2000米水平段设计水平井，以及优化井间距和优化压裂方案等来设计，很多时候单井的覆盖区域所包括的矿权费用就在300万美金以上，加上约700万美金的开采费用，一口井1000万美金以上的投入都无法反映在现金盈亏平衡中。但是这部分的投资除了企业自有资金之外，很大一部分资金的来源是靠增加企业的杠杆，也就是借债（常见的类型按照偿付优先级包括银行信贷，高级债券，次级债券等）来支付。换句话说，如果企业仅仅考虑满足现金盈亏平衡的话，那么其将完全无法偿还所借债务。一般来说，企业的短期运营是可以在仅满足现金盈亏平衡价格下面继续进行油气生产，并且通过融资手段获取流动性，从而进行诸如打井之类的资本性投入，其自有资金无法解决的部分通常通过银行信贷以及发行债券等方式进行解决（许多公司已经通过有担保债务获得资金，在低油气价格下，其公司所拥有的已证实储量的现值往往已经无法偿付债务要求，致使其流通股每股净现值按照已证实储量的现值的估值已失去价值，造成通过增发股票从资本市场获得流动性较为困难，此类公司最经常成为理想的做空标的），中长期来看，面临较大的债务违约风险。

那么油价这么低，部分企业为何还要保持甚至增加产量？

一般来说，油气价格跌破企业层面的盈亏平衡点之后企业就可以选择减少或者暂停生产 （shut in wells） 以减少亏损，但是在实际经营活动中，企业却不得不保持甚至增加产出，造成这种情况的最主要因素往往是债权方-债务方所签订的债务契约（Debt Covenants）。常见的使得企业不得不逆油气下跌而增加产量，甚至增加打井作业的契约条款包括但不仅限于以下4项：

（1）DEBT/EBITDAX ratio （债务/扣除利息、税、折旧、摊销以及勘探投入前利润比率）： 一般债权债务双方会在契约上规定该比率，这个比率越小，越能够满足契约要求，在债务不变的情况下，EBITDAX 可以看成是油气销售价格和销量的乘积，所以油气销售价格越低，为了保证DEBT/EBITDAX比率，则需要增加销量（也就是油气产量）从而满足该项契约的要求。

（2）Present Value of Proved Reserves/DEBT ratio （证实储量现值/债务比率）：这个比率越大，越能够满足契约要求。一般来说，证实储量的现值所采用的贴现率由债权方和债务方商定，常见的有10%、9%。这个比率是为了保证债权方的投资能够有充足的安全边际，也就是说保证债务方的油气资产的现值始终能够偿付债权方的债务诉求。证实储量的现值计算在规定好了贴现率后，最关键是储量和价格，在价格下降时，必须增加储量，而DEBT/EBITDAX ratio往往已经限制了企业降低生产强度以减缓储量衰减的可行性，那么剩下的增加储量的办法主要就得靠加大勘探开发力度。加大勘探开发力度则又有可能牵涉到进一步融资以获取流动性，所以部分高负债企业的日子比较难过。

（3）Current Ratio （流动资产/流动负债比率）：这个比率一般越高越好，而在油气价格下跌时，同时现金或者等价物不足时，往往得依靠增加应收账款（也就是把油气先卖出去）或者增加库存（把油气先采出来）来实现。

（4）EBITDAX/Cash Interest Expense ratio （扣除利息、税、折旧、摊销以及勘探投入前利润/现金利息支出）比率）： 这个比率一般用来衡量油气企业的债务负担以及运营能力，该比率越高越好，由于企业现金利息支出相对固定，所以增加EBITDAX便成了主要途径，在油气价格下跌时，能够增加EBITDAX也就是产量了。

油价到底多低企业才会关停油井？

在低于40美金/桶的WTI和45美金/桶的Brent环境下，从公司盈亏平衡角度，北美95%以上的公司是亏损的，但是大部分公司可以在20-25美金/桶的现金盈亏平衡价格下维持日常运营。但是这个阶段属于亏本运营。另外，对于市场参与者来说，不要忘了油价和企业实际决策的滞后性，企业的决策滞后性会导致产量数据变化的滞后性，而这个数据的滞后反过来又会影响市场参与者的交易心态。所以应该尽量避免油气价格投机，还是应该坚守价值投资，为自己的资金寻找护城河！对于油气行业来说，市场的价格调整是一个相对比较缓慢的过程，从目前全球各油气区块的储量以及各国家和地区的经济和市场环境来看，60-70美金/桶左右的WTI油价和65-75美金/桶左右的Brent油价（如果美国政府未来允许美国国内原油出口，那么WTI和Brent 的价差将会缩小）是一个相对来说比较符合供求基本面的价格，财务投资者和产业投资者可以根据自身的回报率期望、以此价格范围作为投资决策的一个参考。endprint