重温高盛经典报告-大宗商品价格和波动率：新问题老答案（四）

前言
成立于1869年的高盛集团是全世界历史最悠久、最有代表性的投资银行。从当年的马夫门面店到今天的华尔街巨头，从一间地下室一个雇员到如万亿美元资产的影子操控者，高盛经历了无数次风雨沉浮，走过一个多世纪洒满鲜血的征途，终于登上全球金融的巅峰。从1929年起，世界上历次大萧条和美国之外国家遭受的狙击，高盛都在其中扮演着举足轻重的角色。从科技股到油价，高盛主导了大萧条后的每一次市场操作。一德能化对其部分经典报告进行了翻译，希望帮助投资者更好的梳理大宗商品价格分析的逻辑和方法论。

大宗商品价格和波动率：新问题老答案（四）
（原报告发表于2010年3月10日）

[h1]专题1：石油价格的均衡—不确定性使均衡价格无法确定[/h1]过去两年间油价的剧烈波动引发了一个问题，即是否有可能透过波动性确定石油的均衡价格，进而又引发了一个问题，即如何在这种情况下，从长期的角度给石油或其他大宗商品定价，就像经常对其他金融资产做的那样。例如，预期资产（例如股票和债券）的长期或均衡价格是对未来收入流的折现：对于股票，是未来公司利润的净现值（NPV）；对于债券，是未来票息支付和到期面值支付的现值。再例如，货币的均衡价格取决于贸易条件差异和国家之间的相对生产率，可用高盛的动态汇率均衡模型（GSDEER）估算。
然而对大宗商品来说，必须被物理上生产，因此其均衡价格一定是被将最后一单位（桶、英亩、吨等）所需的商品带到市场上的成本决定，这通常被称作生产的边际成本（MC）。需要强调的是，边际成本而不是平均成本（AC）决定了远期价格，这是因为如果远期价格仅仅等于平均成本的话，生产的高成本将不会吸引投资，而这些成本是必须的，尤其是考虑到大宗商品投资所具有的资本密集和期限很长的特性，特别是石油行业。简单来讲，石油的均衡价格可以定义为：P=MC。
但是，尽管这个公式乍一看很简单，但困难在于边际成本是波动的，这主要是由于税收制度的变化和技术的改变。尽管石油服务成本和质量差异也随时间改变，但这些并不是主要原因。由于政府可能迅速改变政策，税收制度的变化会非常突然和剧烈，在近几年极端的情况下，石油储量丰富国家的政府将税率提高了50%或更多，甚至把税制调整到最极端的情况，即国有化，强制外国的公司离开石油项目，正如委内瑞拉和玻利维亚做的那样。而在俄罗斯，公司被强制交出关键项目的主要控制权。
除了极端的税制改革，技术上的成本也变化显著。尽管从直觉上讲，随着生产效率的提高，技术成本会随时间的推移而下降，但是对于大多数使用于石油生产上的非传统技术来说，情况正好相反，这是由于很难扩大生产规模。例如，在5年前，含油砂技术被广泛地认为是解决长期石油稀缺的有效方法，盈亏平衡成本是40美元/桶，但是随着项目的发展和扩大，投入品（例如燃料、钢铁、劳动力等）的短缺和成本的增加将盈亏平衡成本调高了2倍以上，在整个项目周期中，盈亏平衡成本的最高峰超过100美元/桶，目前这些项目的盈亏平衡成本一般在80美元/桶左右。同样的扩大生产规模的问题阻碍了很多在前几年看来很有前景的供给上的技术（见专题3：“新兴供给技术的前景”）。因此，现实是我们不知道这些技术的成本最终会是多少，这就使预测边际成本极度困难。
其他的困难还包括石油储量丰富国有撤消惩罚性税收和准入政策的潜在可能性，这样做可以让低成本的供给得到更好的发展，但低成本的供给能够满足长期的需求吗？边际成本会大幅地且可能很突然地下降，取决于这些国家会多快地调整政策。总的来说，可以确定的是，为了确定原油的长期价格，需要确定生产的边际成本，而不确定的是，如何确定生产的边际成本，因为它是一个波动的目标。

[h1]专题2：投资的不确定性提高了远期价格[/h1]考虑两个项目，一个是非传统的项目，盈亏平衡成本始终是80美元/桶，波动小，但需要和第二个项目竞争。第二个项目同样有现期80美元/桶的盈亏平衡成本，但是由于地理位置因素，通过主要基础设施项目完成后的规模经济，其盈亏平衡成本有50%的可能在未来下降到40美元/桶。如果第二个项目的成本能够被确定会降低，那么第一个项目的投资成本就会相对更高，因此有较低的利润率。尽管如此，如果原油的价格是90美元/桶并且预期在未来保持不变，标准的投资分析理论告诉我们，如果在现在投资，两个项目都是可行的。但是如果我们考虑第二个项目成本的不确定性，投资就会被推迟，直到价格高于107美元/桶以补偿未来的不确定性（见“一个简单的解释案例”）。但在更长的时期，成本会更加确定，价格和投资数量会调整至新的均衡，以符合新的盈亏平衡成本，这是由于市场上新的进入者会通过竞争消除不确定性带来的溢价，当不确定性被消除后，溢价将消失。因此，对于不确定性阻碍投资并提升价格这一结论的一个奇怪但很重要的推论是，在第二个阶段，即当不确定性被消除后，价格下跌，投资增加，这和通常的假定完全相反。

一个简单的解释案例：成本的不确定性推迟了投资，产生了价格溢价
不确定性下的投资：
~一个项目在今年有80美元/桶的盈亏平衡成本，并在下一年有50%的可能下降到40美元/桶；
~价格是90美元/桶并且预期在未来保持不变；
如果在今年投资：项目的净现值（NPV）是11亿美元；
如果推迟投资：
~有50%的可能成本下降，项目的净现值是50亿美元；
~有50%的可能成本不变，项目的净现值是10亿美元；
~推迟投资项目的期望净现值是30亿美元；
如果价格保持90美元/桶不变，推迟投资有利，因为推迟投资项目的期望净现值>今年投资项目的净现值；
这意味着等待期权的价值是19亿美元，即两个项目净现值的差；
为了刺激今年的投资，价格必须上升使得今年投资的净现值等于在90美元/桶的价格下推迟投资的净现值；
价格必须上升到107美元/桶以使今年投资的净现值达到30亿美元；
因此，不确定性使得价格上升到107美元/桶以刺激今年的投资。

[h1]专题3：新兴供给技术的前景[/h1]新供给侧技术的开发和扩大生产的不确定性是导致2004-2008年间价格上升、最低回报率上升的关键因素，我们预计不确定性仍会持续推高成本，进而推高远期价格，这是因为较为知名的石油相关技术的不确定性远还没有消失。

含油砂（Oil sands）：含油砂，是沙子、水和黏土的混合物，包含一种叫沥青的重油。这种沥青沉淀物能够被提取并加工成合成轻质油。含油砂的储量极为丰富，尤其是在加拿大和委内瑞拉，每一个国家的含油砂储量都大约等于全球常规原油的总储量。此外，含油砂技术并不是新技术，该商品的生产早在20世纪60年代末就在加拿大出现，但是尽管储量丰富且有几十年的生产历程，含油砂的全球产量只有300万桶/天，大约占总石油产量的3.5%，并且加拿大是唯一的大规模进行含油砂生产的国家。限制加拿大含油砂产量增长的因素是劳动力、水资源和能源的短缺，如果该项目要扩大规模的话，这种限制大大提升了生产成本。在2008年初，Fort Hills含油砂项目的盈亏平衡成本是105美元/桶。在委内瑞拉，政治障碍是影响产量增长的重要因素，近几年，多国被强制离开奥里诺科重油带（Orinoco Belt），带走了他们的资本和专家。

生物燃料（Biofuels）：
生物燃料是来自生物体的可再生能源，例如植物、农业或森林的废弃物、动物粪便或食物废料。生物燃料有两种形式：“生物汽油（biogasoline）”，即燃料乙醇和“生物柴油（biodiesel）”。燃料乙醇主要在美国和巴西生产和消费，而生物柴油主要在欧洲生产和消费，这种差异主要源自一个事实，即美国是生物汽油驱动的经济，而欧洲是生物柴油驱动的经济。从全球的角度看，燃料乙醇占生物燃料供给的绝大部分，大约占总生物燃料产量的84%。
实际上，燃料乙醇有很长的历史，19世纪的美国，该燃料就被广泛地用作照明用油。乙醇首次被用作机器动力是在1826年，并且被成立于1908年的第一家汽车公司福特公司用作燃料。生物柴油首次使用是在19世纪末，当时Rudolph Diesel设计了第一个压缩引擎去压榨花生油。尽管有很长的历史，生物燃料在今天只占全球总石油生产的1.6%。
政府政策对使用生物燃料的支持极大地推动了生物燃料使用的全球化，但尽管政策增加了生物燃料的使用，它们也给该产业带来了不确定性。这种不确定性不仅来源于政策可能迅速变化的事实，也来源于这些关于生物燃料的政策的主要动机是促进能源的自我供给。考虑到这种动机，政策主要强迫企业去使用低效的生物燃料技术，这些技术是根据当地牲畜和庄稼的状况决定的，而不是被市场经济状况决定的。
更确切地说，大多数实施这种生物燃料政策的国家大多在北半球，然而作为生物燃料生产最有效的庄稼却大多在南半球。例如，甘蔗是最有效的乙醇燃料，其大量生长在热带地区而不是北半球；麻风树是最有效的非食物生物柴油，生长在南亚和非洲。但是，由于生长在北半球当地的生物燃料是谷物和油籽，因此大部分生物燃料行业依赖生产更低效的庄稼。总的来说，政策内在的不确定性、低效率的生产技术在全球的推广、相关政策的可变性仍然让生物燃料行业的未来乌云密布。

气液化（Gas-to-liquids，GTL）：
气液化技术把天然气转化成液体石油产品，该产品的运输、销售和分配更便利且成本更低，并且可被用于其他用途。例如，GTL技术可以通过把天然气转化为汽油，以使天然气可以作为运输燃料，而直接以天然气的形式作为运输燃料是有限制的。GTL技术也不是新技术：它在20世纪初得到初步发展，当时是出于政策原因而不是经济原因。例如，德国在二战期间使用该技术制造燃料，南非在种族隔离时期使用该技术制造燃料。
和上述的技术类似，尽管有很长的历史，只有一小部分的GTL工厂仍处在当今的商业运营中，这是由于该技术的成本和复杂度较高。还在运营的最大的工厂，卡塔尔的Oryx工厂（3.4万桶/天）是萨索尔和卡塔尔石油的共同冒险，该工厂在运营期间遭受巨大的技术困境，此外，成本的上升让埃克森美孚在2007年搁置了在卡塔尔建造产量为16万桶/天的GTL工厂的计划。尽管壳牌近来宣称在卡塔尔的12万桶/天的Pearl GTL项目将会按时开工（计划是2010年底），即使预算在180-190亿美元，远远高于最初的工厂成本的估计，在2004年的估计是50亿美元。总的来说，尽管GTL技术长期存在，它还没有被证明有可以扩大规模的经济性和可行性。

深水（Deepwater）：
深水生产一般是指在300米以下的水下深度进行生产。尽管在19世纪末，离岸的钻井技术第一次被实施，但是可进行操作的深度增长缓慢，到20世纪90年代只能达到几百米。在更深的水下钻井的主要困难在于钻井平台的设计，该平台需要直接连接到海底，例如固定式和自升式平台，因此，关键技术上的突破使得能够在更深的海域钻井，这种升级的技术是浮动平台技术，包括半潜式、张力腿或柔性塔架平台。这些平台有足够的浮力，同时也具备足够的重量以保持直立，使得可以在更深的水下进行商业钻井。
尽管浮动式平台早在20世纪60年代就首次被使用，但该平台的动态属性给钻井和生产设备带来许多困难，这些困难减缓了该技术扩大商业使用，尤其是在深海领域。例如，一个重要的障碍是，当需要在更深的水下进行钻井时，在平台上提升并分离含油砂需要特殊的工艺和能量，因此，在把它们抽到平台上之前就进行分离，甚至在没有可见的海上装置的情况下抽到岸上是技术性的提升，该技术可以使海底的产量增加，显著提升深海钻井的机会，并且能给钻井技术带来其他方面的提升。另一个关键的创新是浮式生产储卸油（FPSO）浮动管道，这些管道被用来接收在附近的平台生产的石油和天然气，同时进行加工、存储，直至这些石油和天然气能够被装卸到油罐里或能够通过石油管道运输。这一技术逐渐成为西非和巴西盐下地层的几个深水项目的发展性选择。
但是，当今大多数离岸深水石油生产仍在1500米以上的深度下进行，尽管最近发布的消息称在更深的水域有新的发现，例如英国石油公司在Tiber探勘油井时的发现，该发现的规模和商业价值仍不明确，而且限制因素更可能是在海底10600米以下的存储深度，而不是1250米的水深。总的来说，预计到2020年，来自2000以下深度的产量占总的离岸产量的比重不到25%。实际上，尽管现在的技术可以在3000米深的水下进行生产，但是在该深度并没有发展前景，现在最深的项目（Cascade & Chinook）的深度大约为2600米。

[h1]专题4：投资能够克服短缺 — 一个天然气的研究案例[/h1]正如在专题2中讨论的，不确定性导致投资减少和价格上升这一结论的一个奇怪但很重要的一个推论是，当不确定性消失时，投资增加并且价格下降。天然气给这个动态过程提供了一个清晰的实例，展现了投资在克服短缺上的力量。
在20世纪90年代期间，北美的天然气储量相对丰富，因此价格相对较低且平稳，但在过去十年，天然气市场出现了结构性的赤字，因为过去的低价和北美天然气市场的成熟导致了产量下降，同时过去的低价使大量的以天然气为燃料的一代项目在建。供给的下降和需求的增加提升了在冬季供暖高峰期天然气短缺的可能性，因此，天然气的价格上涨到混合石油的价格以刺激新一代工业园区使用替代能源，从而避免出现短缺。换句话说，通过刺激消费的转变，天然气市场从石油市场获得额外的供给。在极端的例子中，例如在2000年四季度、2003年一季度和2005年四季度，天然气短缺足够严重或该短缺的前景足够令人担忧，刺激天然气价格上涨超过馏分燃料，而馏分燃料的价格一般来说比天然气的价格高很多（见图23）。

（短缺推动天然气价格到石油混合物的价格，但对天然气生产的大量投资显示了持续的天然气贴水）

但是在过去几年，在北美天然气的大量投资使过去产量下降的趋势急速反转，其中美国2008年的产量增加了6.7%，两点因素刺激了投资：
~合适的政府投资政策，该政策对投资没有限制，除了在某些有环境限制的地区有例外；
~技术创新，主要来自于粉碎技术和水平钻井技术，尤其是对页岩气，这些技术都很明确且在经济上是可行的。
尽管产量增加使天然气的价格相对于石油混合物有一个较大且持续的贴水，在页岩气技术上不确定性的消失仍持续吸引投资，尽管天然气价格下跌。更确切地说，新兴的钻井数量持续飙升，极大地提高了储量（见图24）。此外，主要的综合性石油公司对北美的天然气市场表现出新的兴趣，近几个月出现了几笔对美国独立非常规资产的收购和一些直接公司的成立。

（现在美国天然气的总储备预计能满足超过100年的需求）

另一点需要提到的是，除了北美，全球范围内在液化能力上的投资在过去几年大幅增加，原因在于关于天然气存储合适的政府政策，以及更加明确的LNG供给和分布链。尽管LNG市场已经有了相当的成长，在长期，大多数液化项目仍倾向于运输和最终消费市场，以减少投资的不确定性。LNG市场较低的不确定性在过去几年持续吸引投资，这和其他大宗商品产业具有较高的不确定性完全不同。总的来说，在北美天然气生产上的大量投资，以及在全球LNG市场上的数量可观的投资将全球天然气市场由短缺转为过剩，展示了投资克服短缺的能力。
尽管投资改变了天然气市场基本的价格动态变动模式，然而值得注意的一点是，很难在运输部门用天然气替代石油，而该部门占据了全球大多数的石油使用，因此对投资不可能帮助解决石油短缺的问题，至少在中期如此，这也意味着现在的天然气价格相对于石油价格的贴水仍会持续。
（未完待续）