欢迎收听雪球出品的财经有深度,雪球,国内领先的集投资交流交易一体的综合财富管理平台,聪明的投资者都在这里。今天分享的内容叫投资中海油必须注意的11大风险!(下),来自Student黎大卫。
上期已经讲了六个风险,我们接着来谈谈剩下的5个风险。
第七,不计成本的竞争。有朋友提出疑问,提出“不可轻易锚定成本”的问题,认为全行业亏损不可持续可能也是一个伪逻辑。
某些公司即便短期内亏损,仍可能选择继续生产。
我们从两个角度来看,首先是固定成本分摊,当企业承担高额固定成本时,停产不仅无法减少固定成本,反而会导致单位产品成本进一步上升。若产品售价仍高于可变成本,企业仍会维持生产以覆盖部分固定成本。再说市场占有率维护,为保持市场份额或行业地位,企业可能在市场周期低谷期选择“亏本经营”,待需求回暖后通过规模效应实现利润。
我个人认为石油价格短期低于盈亏平衡价格问题不大,但一家公司是不可能长期现金流为负的,现金流长期为负就会出现工资发不出,供应商断供,融资能力丧失,生产、服务能力下降的恶性循环,最终一定会破产清算的,我不认为长期现金流为负是可持续的。
但事实上有没有长期现金流为负的例子呢?就是墨西哥石油公司,过去14年仅3年微利:2012年盈利12亿美元、2022年盈利12亿美元、2023年账面微利,其余年份均巨亏,2018年亏44亿美元、2021年亏120亿美元。该公司负债累累,债务高达1020亿美元,相当于墨西哥GDP的7%。但我自己目之所及,只有国家战略性石油公司能长期亏损,为了国民福利或者能源战略,政府持续输血。不计成本生产,持续亏损负现金流而不破产的我只知道这一个.
平均油价的意思不是不能忍受短期油价下降,而是相信在十年以上的时间里面,成本高昂的持续负现金流的企业一定会停产破产,然后随着全球产量的急剧萎缩又进入下一个高油价周期。
另外还有一个值得探讨的问题是,成本可变的问题,正如朋友们论述的:“笃定猪周期存在,但定投的投资结果非常不理想,这个过程注意养猪成本,在养殖模式根本性改变和新技术手段应收用后后,成本已经大幅下降”
页岩油刚出现的时候成本在80美元每桶当然开采不经济,但现在的盈亏平衡点降到50-60美元/桶的完全成本水平,才有大规模开发的基础。有没有可能会出现页岩油革命2.0使得成本进一步降低,或者新技术使得现有的开采成本变得更经济?有,但这一块没有办法预测,属于重要但不可知,也只能是边走边看。
第八,中海油与定价权。
中海油没有定价权,这没什么好狡辩的。但我个人认为OPEC有定价权是好事。有定价权的以沙特为首的OPEC,沙特财政平衡需81.3美元/桶,伊拉克、阿联酋财政平衡成本分别为70、65.3美元/桶。他们有强烈意愿推动并维持高油价,油价的天塌下来有OPEC挡着,所以我不担忧。
定价权这件事很多投资者介意,并由此得到结论,中海油的商业模式不够好。商业模式好不好标准只有一个,就是单位投入的未来现金流总和的大小。未来现金流总额取决于护城河的宽度,取决于印钞机功率。垄断就是最强护城河,没什么好说的。做个假设的思想实验,全国高速公路费是垄断定价,国家又定高价,既垄断又赚钱,就是顶级商业模式。
印钞机功率方面,2024Q1业绩发布会周心怀:中海油2024年Q1的桶油净利润34.8美元,是雪佛龙的3.1倍,西方石油的4倍,堪比高功率印钞机的存在。2023年业绩公告“自由现金流889亿元,资本回报率达19.8%,连续5年超15%,显著高于埃克森美孚和壳牌。
其核心原因在于核心在于桶油成本控制在24.3美元的低位,意思是在众多欧美大油气公司在50美元以下发生巨额亏损的情况下,中海油仍然可以有接近700亿左右的利润。
第九,中海油原油油品的风险,有朋友提出,认为中海油的油品是不是相较标准石油差?
在2024年一季度电话会上,管理层证明回应过这个问题,2024年一季度公司原油加权平均硫含量1.7%,其中:南海轻质油:0.3%;渤海重质油:2.2%;圭亚那Liza原油:0.5%。
当然,重质油的价格要低于轻质油,也就是确实如群友提出的疑问一样,渤海油品是较差的。对于中海油的原油油品,其实也算不上什么风险,油品稍微差一点,直接出售价钱可能要折价个3-5美元一桶,但渤海油井生产成本足够低,可以被成本优势覆盖。且中海油可以通过炼化来解决,炼化过程中可以脱硫,完全不影响成品油的质量。
第十,采收率和证实储量的风险。
在《投资中海油必须注意的13大风险清单》中,其中第七点有个采收率的问题,我当时担忧的点在于现在的证实储量高估了中海油的开发年限,其实并不需要有这种担忧。
中海油在估算采收率的时候一开始就从低估算了,比如估算在28%,后面又通过技术改造提升到30%,所以才会出现维持性资本支出只有折旧的75%这些情况的出现,只要是低估去估算净证实储量那就没有问题,我们永远可以相信我们的工业技术改造能力。
首先对采收率和证实储量做个说明。净证实储量是指在现有技术、经济条件及法规框架下,可商业开采的油气量,公式为 原始地质储量 × 采收率 × 净权益比例。净证实储量是一个非常保守的数字,它是有严格标准的。其需满足三大核心条件:已探明、可经济开采、配套产能已建成,未开发储量不计入。
采收率是指衡量可采储量占原始地质储量的百分比,反映资源提取效率。常规油田一般为 20%-40%,页岩油比致密气为 5%-15%,通过提高采收率技术可提升 10%-30%。
再来看看二者的关系。两者的直接关系体现在技术驱动与经济性制约的共同作用中,采收率与净证实储量呈正相关,采收率越高,净证实储量越大,例如 10亿桶原始储量在 30% 采收率下对应 3 亿桶证实储量,而 EOR 技术将采收率提升至 45%后,证实储量可增至4.5亿桶;但经济性构成重要制约,高采收率技术往往成本较高,需足够油价支撑才能满足商业开采标准,证监会准则也明确规定,仅当高采收率技术具备商业化可行性时,其对应的储量方可被归类为证实储量。
接着看动态调整机制,主要通过技术升级与法规变化发挥作用。在技术层面上,水平钻井与水力压裂等技术的应用,使页岩油采收率从 5% 提升至 10%,直接推高了美国页岩区的净证实储量。从法规层面出发,部分国家将 概算储量纳入证实范畴,这一调整变相改变了采收率的计算基准,进而影响净证实储量的规模。
关键说明方面,净证实储量是评估标准严格的保守数字,不存在高估嫌疑,例如中海油不仅在评估时持保守态度,还通过技术手段持续提升采收率以增加可采量;同时,油井后期成本已通过折旧计提纳入制造成本,相关费用已反映在利润表中,净利润也已扣除这部分支出,因此无需过度担忧。
综上,净证实储量是技术、经济与法规共同作用的保守结果,而采收率是其核心影响因素,两者通过技术升级、经济性平衡动态关联,行业实践也印证了这一逻辑。
最后一个风险。第十一点,勘探效率低下的风险。有朋友还有疑问:中海油每年投入1300亿去勘探开发,如果一滴油都没找到,钱是不是打水漂了呢?地下的石油有就是有,没有就是没有。
我认为“失败”的勘探也有价值,首先可以获取关键地质数据:即使一口井是干井,钻探过程中获得的地层岩芯样本、测井数据、地层压力信息等都是极其宝贵的地质资料。这些数据帮助地质学家:修正地质模型。更准确地了解盆地的构造、沉积和油气运移规律。排除无潜力的区域,将未来勘探力量集中在更有希望的区域。
再者可以获得技术验证与提升:每一次勘探作业都是对勘探技术、钻井技术、工程能力的检验和提升。在复杂环境下作业的经验积累本身就有价值。区块权益管理:在某些情况下,进行最低限度的勘探投入是维持勘探区块权益的必要条件。不投入,就可能失去未来在该区域继续勘探的权利。
而且勘探成功率的客观现实告诉我们,全球范围内,石油勘探的成功率通常不高。行业平均成功率可能在10%-20%甚至更低,具体取决于勘探区域的成熟度和地质复杂度。石油巨头们每年的勘探预算中,本身就包含了大量预期会“失败”的探井成本。他们依赖少数几个大型发现来覆盖众多干井的成本并获得丰厚利润。这就是高风险高回报的商业模式。
再一个,对于投入的规模与长期性来说,1300亿人民币的年投入,是覆盖整个公司庞大勘探计划的成本,包括:大量的地质和地球物理研究。钻探多口探井。配套的工程、船舶、人员等费用。不可能期望每一口井、每一年都发现大油田。成功的勘探项目往往需要持续多年的投入和多个探井的尝试。评价勘探成效通常要看一个周期内的整体成果,而不是单一年份或单口井的结果。一个大型油田的发现可能就足以回报多年的持续投入。
最后,有就是有,没有就是没有的简化与现实的差距。这句话在绝对意义上是对的,资源是客观存在的。但关键在于:我们不知道它在哪里,也不知道它以何种规模、何种可采性存在。勘探的过程就是不断缩小这个“不知道”的范围。
所以,即使某一年没有重大商业发现,投入也换取了宝贵的地质知识、技术经验、区块信息,并维持了勘探活动的持续性,为未来的成功奠定了基础。干井是寻找油田过程中不可避免且具有信息价值的一部分。
最后对这十一个风险总结一下,中海油业绩的最大影响就是国际油价的变化,因为上述描述逻辑,我对短期、中期的国际油价并不担忧,我对5年之内平均油价至少60美元充满信心。但依然有一些没有办法解决的难题,包括新石油技术革命,新能源革命,全球范围内超大型油井的发现,这些因素需要5年后再看,需要见一步走一步。
这篇文章也捋清了一些重要的事实,包括渤海是不是还年轻,还可以低成本开发好多年,圭亚那的风险大不大,南海开发会不会使成本大幅度上升,发展新能源的规模以及效益等等,我相信应该有助于投资者减轻对不确定性的担忧。
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