【杰瑞股份】周期淬炼显真金，进军海外正当时【德邦机械倪正洋】

以下为正文

1 压裂设备全球龙头：周期淬炼，逐鹿全球

1.1.1  高速成长期（2006-2014年）：立足国内，产业链延伸、完成国产替代

受益于油气能源消费需求高速旺盛，2006-2014年国内三桶油资本支出年均复合增速达10.3%。2014年前，国内经济蓬勃发展，城乡居民消费结构的不断升级。在此背景下，我国对于能源消费、特别是油气能源的需求高速旺盛。尽管在这段时间中，在全球金融危机等事件冲击下使得国际油价一度大幅波动。但从国内三桶油资本支出角度看，一直维持稳定较快的增长。2006-2014年，三桶油合计资本支出从2006年的2516亿增长到5521亿元，年均复合增速达10.3%。

上市前，以配件维修改造及配件销售业务为主，始终保持稳健的增长。公司最早主要以油田、矿山设备维修改造与配件销售业务起家发展，依托多年开发的专业渠道，为国内客户提供国外知名厂商生产的油田、矿山设备部件，如公司拥有FMC等柱塞泵独家代理权。2010年左右，配件销售板块的竞争对手包括哈里伯顿、S&S 公司、Hydra Rig Inc.(海迪瑞克公司)等。依托于公司服务的优势以及所代理、分销产品的充分竞争参与，使得相关竞争对手公司逐步下调配件销售介个，市场份额也逐步增加。2009年，公司上市时已经在油田固压设备及进口矿山地下采掘设备维修改造及配件销售领域占据约20%的市场份额，维修改造与配件销售业务占公司营收的50%以上，其后始终保持稳健的增长。

 产业链延伸，上市后油田专用设备制造成为公司成长的主要驱动力。2001年，公司成功修复一台青海油田的故障进口压裂车，为此后压裂设备的自主研发生产奠定基础，2003年公司研发制造出第一台单泵橇。此后不断丰富压裂设备产品线，至2014年公司成功研发制造出4500型阿波罗涡轮压裂车，使中国成为继美国、俄罗斯之后世界第三大拥有涡轮压裂设备的国家。2009年，公司上市时油田专用设备制造业务占公司营收的38%，在手订单始终保持充沛但受困于生产能力的不足。上市募资后，不断扩充产能打开成长空间，油田专用设备制造业务成为公司增长的主要驱动力。

专注研发、高性价比以及售后服务优势使得公司基本完成对油田专用设备领域的进口替代，2006-2014年营收年复合增速达49%，归母净利润年复合增速达67%。公司专注研发使得公司在相关油田专用设备制造领域逐渐完成了进口替代。在公司成立前，国内市场的油服设备制造商均为具有多年专用设备制造经验的国际知名公司，如哈里伯顿、S&S公司等。哈里伯顿是世界最大的石油和能源业的产品制造和服务提供商之一，产品覆盖油田工程大部分领域，拥有先进技术及设备。S&S公司是全球最大的油气田及其他工业领域专用设备制造供应商之一，产品涉及完井、修井、钻井、连续油管、固井、液氮及动力系统和电控系统。但公司相关产品实现了同样技术指标下性价比的超越，加之售后服务的及时跟进，市场份额逐渐提升。据杰瑞股份招股说明书披露，2006年S&S公司在我国市场压裂设备的销售量约占国内市场的50%，而2007年后国内市场占有率迅速下滑到5%左右。2006-2014年，公司营收年复合增速达49%，归母净利润年复合增速达67%。

1.1.2  沉潜期（2014-2017年）：周期淬炼下，专注经营、深度打磨技术实力

三桶油资本支出大幅下滑，油服行业进入寒冬期。2014年起，由于北美页岩革命的成功冲击了整个原油供给格局，使得国际油价大幅下跌。国内而言，也与此同时在石油系统掀起了较为持续的反腐行动。两方面影响使得国内三桶油合计资本支出持续下行。2014-2017年，三桶油合计资本支出从2014年的5521亿下滑到2017年的3653亿元，CAGR达-12.9%。其中，2016年为2976亿元，仅为2014年的54%，近乎腰斩。

行业低谷期，公司通过专注经营、积极变革应对，周期底部仍保持了良好的经营情况。受行业进入寒冬期影响，公司营收、业绩均大幅下滑。但在低谷期公司抓住行业严冬机会，深度思考、积极变革。2015年通过实施“奋斗者”系列长期激励和项目激励体系，变革了绩效考核和薪酬体系。同时，变革了公司平台型的组织结构，成立了具有完整体系、责权对等、授权充分的六大产业集团。2016年，公司在最低谷期提出了成就一家能够提供油气开发一体化解决方案的技术服务商和工程服务商，并在油田工程一体化方面获得了突破。2017年，公司加大对环保产品线的重视与投入，先后对杰瑞环保和杰瑞环境治理进行增资，收购湖南先瑞环境技术有限公司等，增强环保产品线的资金实力，扩大环保产品线的业务范围。通过积极的应对、发挥民营油服公司的优势，公司在周期谷底仍然保持了正的经营活动现金流。

周期底部深度打磨技术实力，在全球范围占据了更为明显的压裂设备领先地位。尽管周期底部产品需求不断下滑，但公司仍专注 产品技术的深度打磨。不断提升传统柴油、涡轮、以及电驱压裂设备技术水平。如杰瑞2013年研发成功的涡轮压裂设备，在现场应用的经验中不断迭代升级，从而在稳定性、噪音等多个指标全球领先。而低谷期的深度打磨，也使得公司在全球范围内占据了更为明显的压裂设备领先地位，为周期复苏时公司的弹性打下坚实基础。

1.1.3 海外拓展期（2018年之后）：国内业务顺利推进，海外拓展弹性十足

受益于国内能源保供增产政策，公司本轮周期率先复苏、脱颖而出。2018年开始，国家出于能源保供增产的需要，持续加码政策，国家层面多次作出重要批示，要求石油企业加大国内油气勘探开发力度。受益于此，国内油服行业开始迎来实质性反转。杰瑞股份基于行业高端设备，尤其是高3. 海外拓展期（2018年之后）：国内业务顺利推进，海外拓展弹性十足端压裂设备的供不应求，以及公司本身的强竞争力，在2018年一季度公司设备产品已供不应求，率先复苏。继而，公司快速反应，扩充产能，增加生产人员。2018年底生产人员人数即已达到2014年上一轮景气周期高点水平。

疫情彰显供应链+生产能力。2020年在疫情冲击全球原油市场情况下，受益于国内能源保供政策，公司业绩仍扎实稳健增长。从经营业绩情况看，公司2020年营业收入达82.9亿元，同比+19.8%；归母净利润达16.9亿元，同比+24.3%。公司优异的供应链管理和生产能力也在疫情下集中体现，在中石油系统公开招标的压裂车中占比上升。公司凭借产品性能优势有望进一步提高国内市占率水平。

发布全球首个电驱压裂成套装备，搭载全球功率最大的柱塞泵。杰瑞股份于2019年4月20日发布全球首个电驱压裂成套装备，包含了电驱压裂设备、电驱混砂设备、电驱混配设备、智能免破袋连续输砂装置、供电解决方案、大通径管汇解决方案。对于电驱压裂，公司对两个核心装置进行了硬核创新：一是将间歇运行工况的柱塞泵升级为连续运行工况的柱塞泵；二是在动力上用电驱替代了传统的柴驱。2019年5月6日，公司携10000HHP电驱压裂半挂车、双千型酸化压裂半挂车以及全球首个电驱压裂成套装备解决方案亮相美国OTC展会现场；其后，2019年10月21日，公司自主研发制造的7000型电驱压裂撬成功下线，并顺利通过测试。这是全球第一个7000型电驱压裂撬，搭载了全球功率最大的柱塞泵，象征着电驱压裂设备最领先水平。

周期淬炼后，公司已具备逐鹿全球的新型压裂设备技术实力，海外拓展弹性十足。上一轮周期，公司在海外市场拓展推广进度较慢，主要因为产品应用时间较短，客户接受程度仍低。并且，美国、中东等地区对页岩气的开发难度较国内低，且多为平原地区，大马力优势未能完全显现。经历了多轮周期的淬炼，公司产品已具备了逐鹿全球的技术实力，海外拓展弹性十足。主要基于以下两点：

1、部分核心零部件自产，使得公司得以不断优化整体布局、压裂设备产品性能全球领先：专用底盘、发动机、液力变速箱、柱塞泵是压裂车的四个核心零部件。2010年前国外市场上拥有高功率柱塞泵制造能力的企业仅有美国哈利伯顿、美国斯伦贝谢、美国SPM公司、美国加顿-丹佛以及OPI、FMC、OFM。公司与美国OFM、FMC公司有战略合作协议，保证了产品所使用的柱塞泵性价比最优，使整机性能及价格具有较强的竞争力。其后，公司不断提升自主研发能力。目前，已研制成功全球单泵功率最大的7000QP系列大功率压裂柱塞泵，实现高功率压裂泵阀的自产化。一方面，核心零配件的自产使得公司相关产品生产周期不再受海外采购制约，产能、售后质量均有较大提升。另一方面，公司依托高功率柱塞泵自产优势不断优化整体布局，在保证电机效率的情况下使得最终的撬体比原来减重9吨以上。

2、疫情冲击使得海外公司对设备性价比提出了更高要求，公司与海外合作将日趋深入、突破拐点。疫情冲击后，降本增效压力提速新型压裂技术北美拓展进度。页岩油气的产量高衰减的特性，使得相关油气公司利润不得不持续用于新井的钻采，从而维持较高的现金流压力。而此前，疫情冲击下大量页岩油气公司面临破产，使得现存公司降本增效、维持现金流稳定压力愈发凸显。目前，公司为美国BJ Services公司提供的涡轮直驱压裂设备已经在Haynesville区块的页岩气井场成功完成了1000多小时压裂作业，并已成功交付、有望持续放量。电驱压裂设备与海外厂商的合作进展也在持续推进。公司与海外公司的合作将日趋深入，有望突破拐点。

1.2 2020年归母净利润同比+24.3%，低油价下业绩仍稳健增长

公司抗周期能力显著、低油价下业绩依然稳健增长。公司发布的最新业绩快报，2020年实现营收82.9亿元，同比+19.8%；实现归母净利润16.9亿元，同比+24.3%。其中，Q4单季度实现28.7亿元，同比+6.9%；实现归母净利润5.76亿元，同比+26.3%。2020年受到疫情影响，全球石油需求量下滑，原油价格跌幅显著，公司全年的营收增速放缓。

与Q3单季度业绩相比，Q4改善显著、环比显著回升。2020下半年，全球疫情影响正在逐步减弱，复工复产节奏加快致使石油需求量上升，行业开始回暖，国际油价逐步回升，公司Q4业绩改善显著，环比增速开始显著回升。

油气装备制造及技术服务板块贡献主要收入和毛利，综合毛利率持续提升。营收结构方面，2020H1公司油气装备制造及技术服务板块收入营收占比为78%，维修改造及配件销售板块营收占比16%。在毛利率方面，2020H1，油气装备制造及技术服务毛利率为38%，领先于综合毛利率。从单季度毛利率来看，公司综合毛利率逐步提高，2020Q2单季毛利率为41%，达到历史最高水平；2020Q3虽然略有下滑，但仍处于历史高位；结合公司最新发布的业绩快报，我们预计公司2020年综合毛利率会再创新高。从公司的客户结构看，海外业务收入占比开始回升，公司的核心产品已经打开了国外市场，在北美电动化压裂设备升级的浪潮中，公司的海外收入比例有望持续提升。

2 国内：三桶油资本支出韧性与弹性兼具

2.1.1 复盘十九年来三桶油资本支出：2020年资本开支仍维持韧性，横纵向对比好于历史及全球平均水平

油服行业最核心的两个变量是油价与油公司资本开支：油价通过资本支出传导间接影响油服订单。油田技术服务行业可分为地球物理勘探、钻井完井、测井录井、油气开采、油田建设等五大板块。五者之间相互联系，前四个板块是开采油气田的基本环节，而最后一个环节则是在明确油田开发生产价值的基础上进行的。油服行业位于油气产业链的上游，订单及工作量与油公司资本开支息息相关。因此，观察行业景气度最核心的两个指标是国际油价与石油公司资本支出的情况。油价通过资本支出传导间接影响油服订单。油价波动首先影响石油公司勘探开发资本支出，进一步影响油服公司的订单体现。

复盘十九年来国际油价与国内三桶油资本支出情况，共经历五个阶段。在2020年低油价下，国内资本开支仍整体保持了韧性。

1、第一阶段（2011-2014年）：国际油价较高，布伦特原油油价处在70-130美元，国内三桶油资本支出持续增加，油服行业持续高景气。

2、第二阶段（2014-2016年）：国际油价持续下跌，布伦特原油价格最低跌至27美元，油服行业进入寒冬期。

3、第三阶段（2016-2018年）：油价触底反弹，但国内油服行业尚未完全复苏。

4、第四阶段（2018-2019年）：国家出于能源保供增产的需要，政策持续加码推进，国内油服市场开始新一轮景气周期。但疫情冲击下，国际油价大幅波动，油服市场也进入动荡。

5、第五个阶段（2020年-）：随着疫情逐步得到控制，布伦特原油价格已回升至65美元，将开启新一论油服景气周期。

 第一阶段（2002-2014年）：

中国经济的崛起叠加全球化的启动，全球经济自2002年持续向好，开启了大宗商品的牛市。期间，虽然经历了2008年金融危机的冲击，但国际油价从谷底仍快速恢复。自2008年末，OPEC宣布每日减产220万桶原油后，国际油价触底反弹，始终处于较高水平。在2011-2014年期间，布伦特原油油价维持在70-130美元的较高水平。在此期间，2011年-2012 年，“阿拉伯之春”的革命浪潮导致利比亚原油供给大幅下降。其后，对伊朗的原油禁运也助推了原油价格的进一步走高。

国内经济的快速发展对原油需求也不断增加，刺激了国内三桶油资本支出在此阶段维持高位。受益于三桶油资本支出的大幅增加，国内油服业绩均维持较高增长速度。民营油服龙头企业杰瑞股份为例，从2010年上市时的2.8亿元业绩，到2014年末业绩超12亿元，年复合增长率达43.6%。国内油服行业维持高景气度。

第二阶段（2014-2016年）：

国际油价持续下跌，布伦特原油价格最低跌至27美元。自2014年下半年开始，美国页岩油增产效果明显。其后，“阿拉伯之春”的革命浪潮导致大幅下降的利比亚原油供给的也逐渐恢复正常。而来自美国页岩油的增产压力，使得OPEC持续增产保持供给份额。国际原油价格持续下跌，布伦特原油价格在2016年初下探到27.23美元的最低点

油价下跌叠加国内石油系统体系内人员大幅调整，国内三桶油资本支出大幅下跌。国际油价的大幅下跌使得国内三桶油资本支出力度明显下降。在此期间的国内石油系统的反腐行动持续发力也为三桶油资本支出力度的下降打下注脚。三桶油系统体系内高管人员大幅调整。从三桶油资本支出角度看，2016年三桶油合计资本支出仅为2916亿元，较2011年下降了48.8%，近乎腰斩。

国内油服行业进入寒冬期，公司经营业绩均大幅下滑。以杰瑞股份为例，从2016年业绩仅为1.2亿元，尚不达2010年上市当年业绩的一半。而三桶油旗下油服公司业绩也受到影响。大幅计提下，中海油服在2016年全年亏损达114亿元。

第三阶段（2016-2018年）：

国际油价谷底复苏，布伦特原油价格一度超80美元。自2016年年底，低迷的油价使得OPEC国家财政不堪重负，开始减产去库存的步伐。其间，委内瑞拉经济动荡也使其原油供给持续下滑。国际油价开始从谷底复苏，布伦特原油价格一度攀升至80美元。

国内油服行业并未实质性反转，三桶油资本支出有所上升但仍处于低位。尽管国际油价谷底复苏，但三桶油资本支出仍相较处于低位。2017年三桶油合计资本支出达3643亿元，仅为2011年高点的62.6%。而从油服行业最直接关联的勘探开发板块资本支出看，中石化勘探与开发板块资本支出2017年甚至有所下降，达到了历史最低点的313亿元，仅为2013年高点的35.1%。因此，虽然油价大幅回暖，在此阶段，国内油服行业并未实质性反转，国内油服企业2017年业绩持续下滑。杰瑞股份2017年全年业绩为0.67亿元，同比-43.8%。海油工程2017年全年业绩为4.91亿元，同比-62.7%。

第四阶段（2018-2019年）：

国家出于能源保供增产的需要，政策持续加码推进。在我国油气资源自主可控需求日益迫切背景下，自2018年以来国家频繁出台配套政策推进我国油气增储上产。2018年起，国家层面多次作出重要批示，要求石油企业加大国内油气勘探开发力度，确保油气高质量供给。受益于此，国内油服行业开始迎来实质性反转。

三桶油资本支出大幅增加，国内油服行业迎来新一轮景气周期。在此期间，国际油价虽然有所波动，布伦特原油价格一度下探50美元，但三桶油资本支出力度仍持续增加，国内油服行业开启了新一轮景气周期。其中，杰瑞股份订单持续高增长，业绩持续超预期，2019年全年业绩达13.7亿元，超上一轮景气周期高点；中海油服2019Q3单季度扣非归母净利润达11亿元，创近五年来的最好水平。

第五阶段（2020-至今）：

疫情冲击使得2020年国际原油市场一度大幅动荡，疫苗及供给端控制使得原油市场远期需求逐步复苏。2020上半年全球石油需求受疫情冲击持续低迷，国际能源信息署（IEA）预估2020年全球石油需求平均将为9210万桶/日，同比降低约900万桶/日。加之上半年的OPEC+减产协议失效风波，国际油价剧烈震荡。 其后，OPEC+快速反应达成减产接近1000万桶的历史性减产协议，使得国际油价逐步恢复平衡。到2020年下半年，随着疫苗的出现，原油市场远期需求逐步复苏。再通胀交易预期下，2021年3月，布伦特原油价格一度冲破70美元。

国际油服市场经历了至暗的寒冬期。2020年油气行业企业纷纷大规模削减资本支出，国际信息服务机构IHS Markit预测，2020年全球上游勘探开发投资为3776亿美元，同比下降18%。行业信息机构Spears & Associates预测，2020年全球油田设备和服务市场规模为2110亿美元，同比下降21%。

随着国际油价复苏至疫情前水平，油服市场已触底复苏，将开启新一轮景气周期。从海外三大油服公司4Q20情况来看，斯伦贝谢4Q20实现盈利3.7亿美元，同比+12%，年内已首度实现盈利。贝克休斯4Q20实现盈利12.6亿美元，同比、环比均扭亏为盈。哈里伯顿Q4仅亏损2.4亿美元，亏损也大幅收窄。行业回暖信号显著，上游油气生产活动已持续复苏、超过1万名油服工人已回到工作岗位。

2.1.2 国内能源保供政策的强持续性，使得国内资本开支维持韧性

能源保供政策熨平周期，国内资本支出2020年仍有一定韧性。受益于国内能源保供增产政策，2020年三桶油资本支出下降幅度较上一轮油价周期显著降低，国内油服行业得以始终维持着的较高景气度。2020年三桶油合计资本支出约4400亿元，同比仅降低约16%。与之对比，2015年国内三桶油资本支出降低超30%。能源保供政策使得资本支出始终保持了韧性。

国内能源保供政策的内生逻辑来源于国家对于能源安全的战略需要，从最新数据看政策逻辑仍未发生改变：

国内原油自给化率进一步下滑，2020年已不足27%。天然气自给化率也连续多年低于60%。根据国家统计局数据，2018年我国原油产量为1.89亿吨，同比-1.3%。这是我国原油产量连续第三年下滑，生产规模已不及2009年水平，自给率已降低至仅30.8%。贸易逆差方面，根据海关总署数据，2018年我国原油贸易逆差高达2389.9亿美金，超过集成电路成为我国第一大逆差板块。其后，国内开启能源保供增产政策，但原油自给化率仍不断走低。2020年，原油自给化率持续走低，已不足27%。此外，国内天然气进口依存度也持续上升，自2018年开始连续多年超过40%。近些年天然气产量虽逐年增长，但由于旺盛的消费需求，对外依存度维持较高依存度。

内生逻辑下，2018年开始政策面强力推进油气保供，全面打响上产攻坚战。在我国油气资源自主可控需求日益迫切背景下，国家频繁出台配套政策推进我国油气增储上产。2018年起，国家层面多次作出重要批示，要求石油企业加大国内油气勘探开发力度，确保油气高质量供给；2019年5月，国家能源局组织召开大力提升油气勘探开发力度工作推进会，会议中明确提出要确保完成2019-2025七年行动计划，并加强相关支持政策保障重点项目落地实施；2019年10月11日，国家能源委员会召开会议，会议主要强调了加大国内油气勘探开发力度，促进增储上产，提升油气自给能力。该委员会成立于2010年，是我国最高规格的能源机构。该会议对我国未来几年能源发展工作具备较强战略指导意义。

近期页岩油开发十四五加码，国内能源保供政策维持强持续性。国家能源局近期于北京召开2021年页岩油勘探开发推进会。会议在总结前期页岩油勘探开发工作进展基础上，展望未来将全力推动页岩油勘探开发加快发展。十余年来，国内页岩气的积极开发已积累了大量可复制的技术经验。在此基础上，会议明确了十四五规划将对页岩油产量给予具体目标，配套措施将于下半年持续落地。页岩油开发十四五加码，国内能源保供政策维持强持续性。

中海油已大幅上调资本支出到900-1000亿元，已回到2013-2014年上一轮周期高点水平。中海油近期发布2021年经营策略展望，披露最新资本开支计划情况。2020年公司预计实际资本支出795亿元，2021年公司资本支出预算总额900-1000亿。2020年，中海油年初资本支出预算总额为850-950亿元，其中勘探、开发资本支出预计占总资本的78%。其后，由于国际油价的大幅波动，下调资本支出至750-850亿元。2020年公司预计实际资本支出795亿元，符合预期。2021年，中海油最新资本支出预算总额为900-1000亿元。其中，与上游油服直接关联的勘探与开发预计占总资本开支的80%以上。历史对比看，过去五年，中海油平均资本支出仅为610亿元。以中枢950亿计，同比+19.4%，已回到2013-2014年上一轮油价周期高点水平。

能源保供政策将继续维持强持续性，七年行动计划将为油服行业景气度护航。中观看，国家能源局上周于北京召开2021年页岩油勘探开发推进会，确定性页岩油开发十四五加码。中海油大幅上调资本支出计划，再次验证油服行业景气度持续上行。而从2018年历史情况回溯，以中数值计中海油资本支出完成率达83%/105%/99%。这表明国内能源保供政策的要求下，中海油为代表的油公司正积极推进传统油气的保供增产，充分验证了国内能源保供政策的持续性。而目前受益于油价的全面复苏回暖，能源保供政策维持强持续性，七年行动计划将继续为油服行业景气度护航。

2.2.1 全球页岩油气资源分布广泛，中国资源优势显著

页岩油气资源是一种典型的非常规石油资源。页岩油是指赋存于富有机质页岩层系中的石油，富有机质页岩层系烃源岩内的粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩单层厚度不大于 5m，累计厚度占页岩层系总厚度比例小于30%。页岩气是指富含有机质、成熟的暗色泥页岩或高碳泥页岩中由于有机质吸附作用或岩石中存在着裂缝和基质孔隙，使之储集和保存了一定具商业价值的生物成因、热解成因及二者混合成因的天然气。

全球页岩油气资源分布广泛，是重要的能源资源之一。根据美国能源信息署和美国先进资源国际公司数据统计，从分布大区来看，全球页岩油主要分布在北美和欧亚大陆，北美地区页岩油技术可采资源量为183亿吨，占比30%；其次为包括俄罗斯在内的东欧地区，技术可采资源量为115亿吨，占比19%；亚太地区可采资源量为113亿吨，占全球的18%。从分布国家来看，美国页岩油资源量最大，技术可采资源量达 153亿吨，约占全球总量的21%。页岩资源的大规模存在，使得各地油气资源开发积累的经验、设备具有一定的可迁移性。

中国的页岩油和页岩气技术可采储量均位于全球前列，有着很大的发展空间。根据EIA2013年的评估，页岩气可采储量为115万亿立方英尺，占全球页岩气资源的15%，仅次于美国位列全球第二；页岩油技术可采储量为45亿吨，约占全球页岩油总储量的8%，仅次于美国、俄罗斯位列全球第三。但是于此同时，截至2019年，我国页岩气产量不足天然气产量的9%，因此我国非常规油气资源仍有很大的发展空间。

2.2.2 多年勘探尝试，中国的陆相页岩油气开采技术已逐渐成熟

中国陆相页岩油气开发难度较北美海相页岩油有一定区别。由于中国地质构造演化稳定性较差，沉积盆地类型多、分割性和后期活动性强等原因，中国陆相页岩油与美国海相页岩油有一定的区别，致使初期并不能照搬美国的经验。美国海相页岩油具有稳定宽缓的构造环境、大面积分布的优质烃源岩。与次相反，中国的陆相页岩油具有粘土含量高、脆性指数低等不足的特点，由于富集机理和分布规律不清，致使已有的地球物理勘探方法甜点预测难度大，制约了中国页岩油的勘探效果。此外，中国虽然在准噶尔、鄂尔多斯、渤海湾、松辽、江汉等多个盆地的页岩层系实现出油，但距离有效开发有不小距离，并且初期的调查不足以指导现场工厂的开发。

多年尝试探索，中国陆相页岩油已加入工业化实施阶段。中国陆相页岩油开采经历概念技术探索、工业化试验与试生产、规模发展与开发三个阶段，现已进入工业化实施阶段。现已初步形成了适合陆相页岩油储层特点的地质综合评价、水平井钻完井及多级分段压裂技术。陆相页岩油富集高产“甜点区”的地质综合评价主要包括地质多参数综合评价、岩石学分析、测井储层评价、录井储层评价、地震储层预测、资源评价、有利目标优选评价、水平井优化设计等8项关键技术。页岩地层水平井钻完井技术主要包括水平井的钻井液技术、钻井工艺配套技术和固完井工艺技术。陆相页岩油水平井多级分段压裂技术主要包括储层可压性分析评价、分段选簇设计优化技术、压裂液体系、体积压裂设计优化技术、泵送易钻桥塞+多级射孔联作技术、大型压裂地面施工技术、微地震裂缝监测技术等方面。

2.2.3 页岩气经济性已逐渐体现，给页岩油开发带来了大量可复制的经验

国内方面，页岩气井成本已较开发初期大幅下降。根据中国石油新闻中心报道，威远区块页岩气井成本已从最初的1.3亿元下降至5000万元。但目前成本仍比美国高30%以上，主要由于国内页岩气区块地质结构复杂、地理位置偏远等影响。页岩气井的建设中，钻井（尤其是水平井）与水力压裂为成本中占比最大的两项，而国内页岩气井成本的大幅下降也正是受益于以上两项成本的压缩。

钻井技术的完善带来作业效率的提升，压缩钻井作业周期从而节省成本。以美国巴肯地区历史经验，其平均钻井周期的大幅缩减带动成本的快速下降；国内方面，根据中国石油新闻中心报道，钻井作业每节约一天，对应于成本节省10万元左右。目前长宁-威远区块钻井周期已从70天缩短至40-50天，带动成本的下移。

受益于单井产量的上升以及开发成本的不断下降页岩气经济性已经开始得到体现，至2025年预计成本仍有30%以上的降幅空间。固定资本支出角度看，目前一口页岩气井项目开采的固定资本支出包括探矿权成本、前期勘探成本、占地成本、钻完井成本、管道、运维成本等。由于页岩气开发成本的压缩及总出气量的持续上升，使得页岩气开发的经济性已逐渐体现。成本方面，钻完井技术持续进步，桥塞、套管、LWD等技术持续国产化，将持续降低钻完井成本。预计钻井、压裂等环节成本下降空间更大，预计至2025年成本仍有30%以上降幅。

国内经济性将持续体现，将推动国内页岩气开发进入自发开发阶段。经济性的体现是页岩气自发开发关键。正如美国页岩气开发在经济性得以体现后进入大规模商业开发阶段类似，我们认为随着我国页岩气经济性迈过盈亏平衡点，我国有望复刻美国页岩气产量爆发的过程。从微观调研信息来看，今年以来，油气开发的经济性推动油公司、油服公司作业的积极性，油服设备龙头订单持续高增长也验证我们的判断。随着国内经济性将持续体现，将推动国内页岩气开发进入自发开发阶段。

2.2.4 国内页岩油单桶成本已下降至60美元中枢，对标北美页岩革命、国内资本支出弹性十足    

页岩油单桶成本已下降至55-65美元。中国石化石油勘探开发研究院（《页岩油勘探开发成本研究》~杨国丰，周庆凡等）在系统研究美国页岩油开发现状的基础上，对中国页岩油整体的投资和成本做出大致估算：中国页岩油单桶成本可下降至55-65美元。一口页岩油井项目的成本包括矿权购置成本、钻井完井成本、运营成本。目前中国页岩油单井钻井完井成本在4000-6000万元，按照与美国产量相同的递减规律，考虑处理、运输等的综合运营成本约每吨1500元，由此估算出静态平衡价格为55-65美元/桶。

随着我国压裂技术不断提高、钻完井成本降低，我国页岩油开采成本仍将持续下降，盈亏平衡点能够降低至50美元/桶以下。以上估计和计算是建立在单个页岩油产区建设基础上的，未考虑多区共享基础设施和服务的情况。随着页岩油勘探开发的规模展开和学习曲线优化，相同技术条件下，后期增量部分的静态平衡油价必定会低于上述估算水平。另外，随着技术进步和运营优化，此静态平衡油价也呈明显的下降趋势。改善单井生产和提高单井产能带来的静态平衡油价下降最为显著，是降低页岩油勘探开发成本最有效的途径，目前美国页岩油开发中采用长水平段、大注入量的目的是提高单井产量和EUR，以达到降低单位成本的效果。

此前，美国率先完成页岩油气革命，页岩油气产量占比过半，2017年成为天然气净出口国。美国在经历多年的技术摸索后，成功完成了页岩油气革命。2017年美国页岩气占天然气年产量的72%，页岩油占石油年产量的比重也超过了50%。凭借页岩气的持续高产，根据EIA数据，2017年美国天然气产量超过消费量实现能源自主，也正式实现了由天然气输入国向净出口国的转变，这也是美国自1957年以来首次成为天然气净出口国。

对标美国页岩革命，中国页岩油气开发仍存在较大弹性。美国页岩气革命的进程可大致划分为四大阶段，分别是发现阶段（1821-1975）——技术探索阶段（1976-2001，页岩气年产量升至120亿方）——技术突破阶段（2002-2006，年产量升至310亿方）——产量高增阶段（2007年至今，年产量超过5200亿方）。其中第二、三阶段由于能源危机的出现，美国政府大力推进页岩气的开采与研究，期间关键技术持续突破，开采成本持续降低；至第四阶段，此前的技术积淀为页岩气大规模商业开采提供先决条件，叠加2007-2008年高油价推升气价为页岩气开发提供了可观盈利空间，页岩气产量开始迅速增长。发展至今美国已实现天然气全面自给。对标北美页岩革命，中国页岩油气开发仍存在较大开发空间。

国内而言，页岩油是实现老油区可持续发展和社会稳定的重要途经。中国大庆、胜利、大港等油田经过50多年的勘探开发，常规资源探明率已超过60%，后备资源接替不足，持续高产、稳产难度大，转向页岩油等非常规资源是必然选择。结合中国陆相页岩油地质特征和国内主要油田页岩油勘探开发进展情况，中国到2025年可落实20亿吨以上的高成熟度页岩油技术可采资源，页岩油年产量可超过500万吨，对保障中国能源安全意义重大。

2020-2030年国内页岩气产量将快速增长，十年CAGR达16.2%。2020年我国页岩气产量达200.4亿立方米。根据国家能源局规划目标，“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业将加快发展，预计2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米，国内页岩气资源预计将进入大规模商业化开发阶段。以中枢值900亿立方米计，十年CAGR达16.2%。

中石油十四五预计新建产能达1230万吨。2020年末，中石油进行了页岩油相关规划。规划预计十四五期间合计页岩油新建产能将达到1230万吨，主要分布在长庆长7页岩油、新疆吉木萨尔页岩油、大庆油田页岩油和其它油田中。其中长庆长7页岩油计划合计建成产能489万吨，年均钻井320口左右（以水平井为主，占88.4%），年均进尺200万米左右。而大庆油田计划分两步走战略，2021-2022年开展现场试验，2022年扩大试验规模，计划钻井48口，进尺19.2万米，2025年计划产油103万吨。

3 全球：新型压裂设备全球领先，进军海外正当时

2025年全球新型压裂车市场规模将突破100亿元，2020-25年均复合增速达42.2%。据美国能源战略分析及投资公司TPH的行业分析报告，以电驱压裂和涡轮压裂为代表的、具有经济环保优势的新型压裂技术前景广阔。预计在未来5年中，新型压裂车组数量将增长至全美压裂车组总数的25-33%。而从国内情况看，目前新井场已经全部配备了相应电网，预计电驱压裂渗透率也将快速提升。我们按照2025年新型压裂车达到30%渗透率进行中性预计，则2025年全球新型压裂车市场规模将突破100亿元。2020-25年，市场规模年均复合增速将达42.2%。

3.2 龙头油服公司已纷纷入局尝试，新型压裂设备应用将成全球主流

疫情冲击后，降本增效压力提速新型压裂技术北美拓展进度。页岩油气的产量高衰减的特性，使得相关油气公司利润不得不持续用于新井的钻采，从而维持较高的现金流压力。而此前，疫情冲击下大量页岩油气公司面临破产，使得现存公司降本增效、维持现金流稳定压力愈发凸显。据统计数据显示仅2020年上半年北美就有超过23家页岩企业申请破产保护，其中有18家在第二季度宣布破产。破产的页岩公司合计债务超300亿美元，包括页岩油气先锋切萨皮克能源公司、压裂技术先驱之一BJ Services油服公司。财务压力使得降本增效压力尤为迫切，新型压裂手段加速在全球推行。

龙头公司已纷纷入局，新型压裂手段将成全球主流。最新数据来看，北美压裂车队活跃度仍低，但降本增效压力下，北美龙头油服公司已纷纷入局、开始新型压裂设备的拓展尝试。北美第一大油服公司哈里伯顿，2020年11月在Permian盆地完成电驱作业340段。并购整合了斯伦贝谢北美压裂业务的北美第二大油服公司Liberty Oilfield Services将于近期推出自己的digiFrac 电驱车队。NOV在2020年10月，推出其电驱压裂车队 Ideal eFrac，目前该车队已为北美第三大油服商 NexTier Oilfield Solutions进行测试。预计新型压裂设备将进入快速成长期，有望成为全球主流。

3.3 杰瑞新型压裂产品技术实力全球领先，进军海外正当时

与传统柴油压裂不同，涡轮压裂设备搭配柴油和天然气双燃料的供给系统。这意味着，涡轮压裂设备在实际运行时可以根据作业情况，采用开采气源进行作业。在北美页岩气开采中，受限于管道运能等因素影响，常伴有页岩气“空烧”现象。据世界银行旗下全球天然气减少空烧合作组织（Global Gas Flaring Reduction Partnership）相关数据统计，2018年天然气空烧量达1450亿立方米，同比+3%。而2019年，全球“放空燃烧”掉的天然气量又在此基础上增长了3.4%，至1500亿立方米，相当于整个撒哈拉以南非洲地区一年的天然气消费量。而页岩气的主力产区之一的德克萨斯州和北达科他州是增量的最主要来源。在此背景下，特殊的双燃料供给系统有着节能、环保的重要意义。

杰瑞在国内完成涡轮压裂设备零突破，三代产品迭代、大马力全球领先。2014年杰瑞首次成功研发世界首台4500水马力涡轮压裂车——“阿波罗”涡轮压裂车，采用5600马力的涡轮发动机及5000马力的JR5000压裂泵，最高功率可达4500水马力，为目前全球单机最大功率压裂车，可以大幅减少井场占地及车组人员配套。4500型阿波罗涡轮压裂车的成功研发，使中国成为继美国、俄罗斯之后世界第三大拥有涡轮压裂设备的国家。杰瑞涡轮压裂设备自2013年研发成功以来，已拥有6年现场应用经验，并在实践中不断创新升级，目前已更新到第三代产品。它由一套输出功率为5600马力的涡轮发动机作为全车的动力源，并搭载了杰瑞自主研发的5000马力柱塞泵。

电驱压裂设备在性能、价格、噪音等方面较传统压裂设备优势显著。（1）装备性能和效率大幅提升。目前国内压裂市场，2500型的压裂车是市场覆盖率较高的传统压裂车型号，而同样价格的主流的电驱压裂设备一般水马力达5000HHP，一台比传统两台的输出功率还大，能够满足大排量、高压力、长时间作业的需要。这意味着单位水马力采购成本下降50%。（2）经济性能的大幅提升。由于单机功率的提升，按照同样的输出水马力计算，井场可使用更少的设备实现更好的作业效果，装备购置费用大幅降低。全套产品的可靠性能，也大大的降低了设备运维成本。（3）更加的环保。电驱压裂通过配套的环保装备和一体化环保解决方案，能够提升资源回收利用率的同时实现环境保护。（4）噪音小。电驱压裂可以实现更小的噪音。常规压裂车单台噪音达115分贝，这不仅制约页岩气开采的夜间施工，而且给当地居地带来不小的困扰。而压裂设备所产生的噪音还不到85分贝，不仅可以延长日均泵注时长，而且在极大程度上减少了开采作业给周边居民所带来的侵扰。

杰瑞电驱压裂设备搭载了全球功率最大的柱塞泵，象征着电驱压裂设备最领先水平。杰瑞股份于2019年4月20日发布全球首个电驱压裂成套装备，包含了电驱压裂设备、电驱混砂设备、电驱混配设备、智能免破袋连续输砂装置、供电解决方案、大通径管汇解决方案。对于电驱压裂，公司对两个核心装置进行了硬核创新：一是将间歇运行工况的柱塞泵升级为连续运行工况的柱塞泵；二是在动力上用电驱替代了传统的柴驱。2019年5月6日，公司携10000HHP电驱压裂半挂车、双千型酸化压裂半挂车以及全球首个电驱压裂成套装备解决方案亮相美国OTC展会现场；其后，2019年10月21日，公司自主研发制造的7000型电驱压裂撬成功下线，并顺利通过测试。这是全球第一个7000型电驱压裂撬，搭载了全球功率最大的柱塞泵，象征着电驱压裂设备最领先水平。

涡轮压裂设备已交付使用，压裂设备利用率逐步提升将带动海外市场拓展水到渠成。2019年11月，杰瑞与北美知名油服公司BJ services成功签署涡轮压裂整套车组订单，标志着全球单机功率最大的涡轮压裂整套车组实现销售。这标志着全球单机功率最大的涡轮压裂设备将实现大规模商业化应用，也是杰瑞大功率压裂设备在北美高端市场的历史性突破，开启了北美压裂的全新时代。由杰瑞为美国BJ Services公司提供的涡轮直驱压裂设备已经在Haynesville区块的页岩气井场成功完成了1000多小时压裂作业，并已成功交付、有望持续放量。电驱压裂设备与海外厂商的合作进展也在持续推进。我们预计，随着全球疫情缓和，压裂设备利用率逐步提升，杰瑞的压裂设备有望在全球持续突破，快速放量。

4 盈利预测与估值

（1）油田装备制造与技术服务：保障能源安全叠加页岩气开发经济渐显，压裂设备需求持续、确定性强。油公司增储上产的“七年行动计划”仍推进，板块高增长将持续。预计2020-2022年营收增速分别为26%/15%/25%。

（2）维修改造与配件销售：维修配件业务是钻完井设备的后市场业务。行业复苏起源于2018年初，在零配件自产率持续提高。预计2020-2022年营收增速分别为12.8%/14.5%/15%。

（3）环保工程服务：公司环保类设备主要包括生态环境修复设备、固废治理装备、水处理系列装备等。自2006年进入环保行业至今，杰瑞已在环保领域拥有超过十年的作业经验。受疫情冲击，预计2020年板块营收增速有所下滑，2020-2022年增速分别为-40%/13%/15%。

基于以上假设，我们预测公司2020-2022年分业务收入成本如下表：

4.2 相对估值

我们选取油气相关的四家主流公司，2021年平均PE为20倍。新型压裂设备推广将进入高速成长期，公司压裂设备技术全球领先有望成为全球龙头，享受一定估值溢价。目前公司业绩快报披露 2020 年实现归母净利润 16.9 亿元，EPS 1.77元/股。我们预计2020-2022年公司归母净利润分别为16.9/20.4/25.6亿元，给予公司2021年25倍PE估值，对应目标市值510亿。首次覆盖，给予“买入”评级。

5 风险提示