（报告出品方/分析师：财通证券 佘炜超 刘俊奇)

1 国内民营油服设备龙头，“油气+新能源”双主业战略驱动

1.1 以高端装备制造为核心，多业务协同发展

公司成立于1999年，深耕油气领域，是行业内领先的高端装备提供商、油气工程及油气田技术服务提供商。 经过多年发展，坚持以持续创新来驱动企业发展，2021年确定“油气产业”和“新能源产业”双主业战略。

目前公司主营油田专用设备制造，产品和服务应用于石油天然气的勘探开发、集运输送，环境治理、新能源等领域。公司已通过美国石油协会(API)Q1、ISO9000及ISO/TS29001认证，成为中石油集团勘探开发设备一级供应网络成员。

公司股权结构集中，实控人合计持股比例为45.63%。 公司三位创始人孙伟杰、王坤晓、刘贞峰为公司实际控制人、一致行动人，合计持有45.63%的公司股份。公司核心业务经营主体为杰瑞石油装备、杰瑞能源服务等各全资子公司。

公司以高端装备制造为核心，定位于多业务协同发展、全计划运营的一体化产业集团。

公司以油气田装备制造为核心，围绕油气开发从上端一直到终端用户的天然气领域。在设备销售模式下，公司向油气田服务公司提供钻完井设备，例如压裂设备、固井设备、连续油管设备、液氮设备等，并提供后续维修改造和配件销售。

而在服务模式下，公司搭建专业作业团队，能够为客户提供钻完井一体化服务等油气田技术服务，油气田地面工程、天然气液化工程等工程服务，以及环保工程服务等，具备为客户提供一体化解决方案的业务实力和竞争优势。

作为全球领先的油气田成套装备制造商，公司能够向客户提供全套油田开发解决方案，并基于非常规能源开发不断推出尖端产品。

2023年上半年，公司油气装备制造及技术服务板块收入为46.41亿元，占比达85.63%，毛利率为35.89%，为公司核心业务板块。分产品看，2022年公司销售钻完井设备555台，油气工程设备86台，同比小幅下滑，但公司环保设备销量为152台，同比增长623.8%。

公司各板块业务多点开花，贡献新的业绩增长点。 钻完井设备板块，公司是全球唯一一家能够提供涡轮压裂成套设备的公司，并已在北美成功销售五套设备，电驱压裂设备也取得突破性进展。

天然气设备板块，公司保持进口主机国内成橇市场占有率第一，获国内首个国内高含硫往复式压缩机项目，实现该领域零的突破。环保设备板块，2022年合同额、收入额、利润额均创历史新高，连续回转窑设备市场占有率稳居行业前列。

1.2 经营质量稳健，海外布局取得显著成效

公司秉持稳健的经营策略，在全球油气行业波动中始终保持盈利。 2010-2022年公司收入复合增长率为23.1%，归母净利润复合增长率为18.9%，实现长期稳定增长。2015-2017年，原油价格下跌、上游资本开支收紧的阶段，公司收入端保持相对稳定，同时利润端实现盈利，表现出较强的抗风险能力。

今年前三季度，公司营业收入为87.56亿元，同比增长23.10%，归母净利润为15.64亿元，同比增长4.59%，剔除汇兑因素影响后，同比增长27.6%。

公司毛利率、净利率小幅波动，2017年至今费用率持续下降。 随着全球油气行业的复苏，公司毛利率和净利率显著修复，2018年以来整体呈小幅波动趋势。

今年前三季度，公司毛利率为33.51%，同比下降0.74pct，净利率为18.29%，同比下降3.05pct。今年前三季度公司销售/管理/研发/财务费用率分别为3.80%/3.61%/3.27%/-0.90%，同比-0.46/-0.33/-0.04/+3.84pct。其中，净利率和财务费用率波动主要受汇兑收益影响。

公司坚定推进“海外战略”，海外布局取得显著成效，全球性战略客户开发持续取得突破。 2022年公司涡轮压裂设备获北美高端市场认可，油气技术服务领域获中东地区多个服务合同，首台井架连续油管设备、自主研发的天然气供气系统设备等交付运营，多个业务领域不断开拓，市场和品牌影响力进一步提升。

2023年上半年公司海外业务收入占比达到46.43%，收入同比大幅增长77.63%，毛利率同比提升7.63%，且高于国内业务毛利率，推动公司毛利率提升。

公司在手订单充足，新增订单保持较高水平，奠定明年增长基础。

2023年上半年公司获取新订单60.37亿元，较上年同期降低15.58%，截至二季度末在手订单90.32亿元。新增订单下滑主要系环保板块和油气工程服务板块订单较去年下滑较大，整体保持较高水平。

公司保持高研发投入，不断巩固技术领先优势。 公司2023年前三季度研发投入为2.86亿元，同比增长21.7%，研发费用率为3.27%，公司先后承担国家级地方科研项目80余项，23项技术成果达到国际先进水平。

根据公司2022年年度报告，公司在研项目14个，涉及大功率压裂柱塞泵、电驱混砂设备、智能操作系统等多方面，着力于提升公司的技术领先水平，增强产品竞争力和扩展产品应用。

公司拟以自有资金回购股份用于股权激励或员工持股计划。 2023年5月公司公告回购计划，拟以自有资金1.5-2.5亿元回购公司股份用于员工持股计划或者股权激励。公司此前已完成“奋斗者7号”、“事业合伙人2期”等9期员工持股计划，不断激励员工经营活力。截至2023年11月12日，公司已完成回购，累计回购0.65%公司股份，回购金额为1.66亿元。

2 油气行业景气度上行，上游资本开支意愿增强

2.1 油气资源是国家能源安全的“压舱石”，战略地位凸显

我国能源消费量处于增长趋势，化石能源主体地位短期内难以替代，保障国家能源安全成为油气行业发展重要出发点。 BP公司预计到2040年，虽然全球能源需求增速放缓，但中国仍将占世界能源消费总量的24%。

作为世界最大的能源消费国，我国旺盛的能源消费驱动国家能源转型升级，如何挖掘增产增供潜力，有效保障国家能源安全，始终是我国能源发展的首要任务。

我国能源发展处于加快规划建设新型能源体系的新阶段，油气资源是不可或缺的重要组成部分，是当前及未来较长时间需要筑牢的能源安全底线。

我国能源自给率保持在80%以上，但油气资源对外依存度较高，是能源安全的“短板”。 我国石油对外依赖度自2009年首次超过50%的国际警戒线以来逐年提升。

2022年我国石油对外依赖度为68.9%，天然气对外依赖度为41.0%，在油气资源消费量增幅放缓和产量提升的双重作用下，首次实现对外依存度的同比双下降，但仍处于较高水平。

国家政策压实能源增储上产良好势头，中石油和中石化原油储采比明显回升，但仍远小于全球均值，油气资源勘探开发需求较为明确。

2019年，国家能源局提出“石油企业要落实增储上产主体责任，完成2019—2025七年行动方案”的工作要求，称之为“油气增储上产七年行动计划”。

2022年我国石油可开采储量为38.06亿吨，同比增长3.2%，天然气可开采储量为6.57万亿立方米，同比增长3.6%。

而从资源储备的角度看，2022年我国原油储采比为18.2年，仅为全球均值的1/3，天然气储采比为43.3年，也小于全球均值。

受国内“富煤贫油少气”的资源条件影响，我国原油产量长期稳定在2亿吨具有一定难度，为保障能源的长期稳定供应，战略储备资源勘探和开发需求较为明确。

中国海洋石油超额完成计划目标，中国石油完成七年行动计划目标2023-2025年仍需加大天然气和页岩气增产力度。 “油气增储上产七年行动计划”提出后，国内油公司迅速开始调整上游勘探开发计划，大力提升油气勘探开发力度，工作取得显著成效。

中国海油2019-2022年间累计新增石油、天然气探明地质储量分别完成“七年行动计划”同期指标的120%和185%。

中国石油2022年达到原油产量达到1.05亿吨，仍需保持稳产。根据2022年产量测算，中国石油为完成计划目标，2023-2025年需年均增产天然气111亿立方米，其中页岩气33.3亿立方米，年均增产目标较2020年进一步提高。

2.2 供需偏紧推动油价上行，上游勘探开发活动积极

2023年下半年以来油价呈现上行趋势。 国际油价自2022年6月上升至近10年的高点后随着地缘风险溢价逐步回落，且欧美进入紧缩周期，衰退预期增强，油价承压下，整体呈现震荡下行趋势。2023年上半年油价延续下行趋势，但6月以来重新进入上行通道。

油价波动受多方面因素影响，基本面为油价高位震荡运行提供支撑。 今年前三季度全球原油市场大致处于紧平衡状态，欧佩克+减产的影响力仍在持续释放。

短期来看，中东紧张局势将继续对国际油价产生一定支撑，但受全球经济低迷影响，需求端增速放缓给国际油价运行带来的压力仍然存在，多重因素作用下，国际油价高位震荡运行可能较大。

供给侧：“OPEC+”减产管理市场意愿强烈，全球原油市场供应趋紧。 2020年5月OPEC开始实施史上最大规模的减产，而在本轮减产周期中，受部分国家产能不足、俄罗斯供应量下降等因素影响，“OPEC+”原油产量与目标间差距不断扩大，减产执行率较高，表现出强烈的限产保价稳市的意愿。

2023年中的OPEC会议表示OPEC+将2023年已达成的减产协议延续到年底，同时沙特7月份将额外减产100万桶，为近三年的最大降幅。

此外，OPEC+将在2024年在目前原油产量配额的基础上，再减产约140万桶/日，即将原油日产量调整为每天4046.3万桶。

近期，沙特和俄罗斯陆续宣布将继续延长减产措施至年底。根据RystadEnergy预测，2023年第四季度供应缺口为160万桶/日，2024年供应缺口为35万桶/日，全球原油市场供给侧仍然处于偏紧状态。

全球石油库存绝对值仍偏低，2022年以来保持在5年均值之下。 2023年经合组织国家原油库存下降至2019年以来最低水平，且远低于5年均值。而由于海外出口和国内需求强劲，美国原油储备也迅速减少，商业原油库存自2023年3月至今持续下降。

需求侧：2023年全球经济增长减速，但原油需求预计仍呈温和增长趋势。 IMF预测，全球GDP增速将由2022年的3.5%放缓至2023年的3.0%和2024年的2.9%，远低于2000-2019年间3.8%的平均水平。

OPEC月报显示，2023年、2024年世界原油需求预计将分别增加244万桶/日和225万桶/日，旅游业、航空旅行和驾车出行的复苏支撑需求。

全球上游勘探开发资本开支继续增长，北美、亚太等地区增速较快。 尽管受国际局势动荡、全球经济复苏不平衡等不确定性因素影响，2022年石油公司对勘探和开发的投资仍大幅增长。

根据S&P Global统计，全球勘探开发资本支出为4993亿元，同比增长39.4%，北美、亚太和拉美地区同比增速均超30%。其中北美地区勘探开发投资同比增长53.1%，亚太和拉美地区勘探开发资本支出增长均超过100亿美元，同比增长为45.0%和34.2%。

根据《2022年国内外油气行业发展报告》援引S&P Global数据，2023年全球勘探开发资本支出为5610亿美元，延续增长趋势。

2023年国内油企资本开支小幅下滑，海外油企资本开支保持较高增速。 国内市场方面，根据公司年报，国内三大石油公司中国石油、中国石化、中国海洋石油2023年资本开支计划合计为3749亿元，同比下降7.5%。

但根据半年报披露，2023年上半年“三桶油”资本开支合计为1696亿元，同比实现15%的正增长，仍在加大油气勘探开发。海外主要企业2023年资本开支计划同比仍保持17.2%的较高增速。

2.3 油服行业市场规模稳定增长，民营油服企业快速成长

油服行业是维持能源行业正常运作的重要组成部分。 广义上的油田服务覆盖所有为上游勘探开发所提供的技术、设备、信息、管理服务等。

按照服务类型和开发阶段划分，油田服务可以分为设备供应和技术支持两种类别，分布于油气勘探开发的整个业务流程当中。油服行业主要由物理勘探、钻井完井、测录井、油气开采和油田建设这五大部分组成，处于产业链中游。

全球油田服务市场规模显著增长，2023年预计超3000亿美元。 根据《2022年国内外油气行业发展报告》援引Spears & Associates数据，2022年受益于国际油价维持较高水平，油企加大了油气勘探开发投资，油田服务市场规模出现较大幅度增长，达到2657亿美元，同比增长28%，预计2023年市场规模为3012亿美元。

分板块来看，2022年钻完井生产板块占比超过50%，钻完井和油气生产板块表现好于其他板块，同比增长均超过30%，而油田工程服务板块表现稍弱，同比增长18%。随着全球勘探开发投资继续增长，预计油田服务行业市场规模将延续增长趋势。

国内油服行业平稳发展，钻完井板块占比达53%。 近年来，我国的油服行业经过长期的发展已趋于成熟，建立起了一套以三桶油市场准入证为代表的较为完备的市场准入机制，市场秩序渐入佳境，行业规范度提高，整体发展较为平稳。根据智研咨询数据，2022年，中国油田服务市场规模为1808亿元，市场规模的整体态势向好。

行业呈寡头垄断格局，四大国际龙头市场份额领先。 国际上油服行业接近于寡头市场，即油服行业基本上被斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯、威德福四大油服巨头垄断。

国际油服企业巨头是能够为石油公司提供全方位服务的大中型综合性油气田服务公司，凭借着其强大的创新能力、先进的技术装备、丰富的产品与全面的服务能力，市场占有率覆盖全球油服行业规模的半数以上。

国内市场中三桶油下属子公司收入规模较高，以杰瑞股份为代表的民营油服企业快速成长。 而在国内市场，油气产业属战略性垄断资源行业，下游油田技术服务则在三大石油公司改制重组过程中逐步被剥离，由民营资本介入。

目前国内油服行业已形成寡头垄断的竞争格局，国有企业占比进一步提高，“三桶油”下属国营油服企业合计市占率达到85%，民营油服企业市占率为10%，国外油服企业市占率为5%。行业内优秀的民营油服企业凭借机制、技术优势迅速壮大，2022年杰瑞股份毛利率为33.23%，较三桶油下属油服公司有明显优势。

3 页岩压裂设备进入更新周期，龙头受益明显

3.1 非常规油气资源成为重要补充，中国进入开发新阶段

非常规油气资源逐渐成为全球油气增产主力。 从储量角度看，2021年，全球非常规油气剩余探明技术可采储量为1136.26亿吨油当量，占全球总储量的26.11%。

从产量角度看， 2020年，全球非常规石油产量5.4亿吨，约占原油总产量的13%，其中致密油与页岩油产量为3.8亿吨；全球非常规天然气产量超过1100亿立方米，约占全球天然气产量的29%，其中页岩气产量7700亿立方米。

近年来，国内外油气资源开采逐步从常规地区向非常规地区转移，页岩气和致密油更是成为石油天然气供应的重要来源。

美国依靠页岩革命实现从能源进口国到出口国的转变。 美国自20世纪70年代起对非规油气资源勘探开发开展攻关投入，并于21世纪初逐步实现了页岩气的商业化、规模化和产业化。美国页岩革命主要得益于水平井钻井和水力压裂技术的发展，使非常规油气资源成为新的产量来源，这些技术的改进则促进了开采成本的持续降低，使页岩油和页岩气在国际市场具有了充足的竞争力。

我国在页岩气地质资源丰富，储量位居世界前列。 页岩气作为一种从页岩层开采储量的天然气，其气藏的特点是页岩既是源岩，优势储层和封盖层，决定了其开发具有寿命长和生产周期长的优点。大部分产气页岩分布广、厚度大、且产气稳定，可以有效缓解天然气消费需求提升带来的供应不足局面。根据联合国贸易和发展会议公布的统计数据，我国页岩气储量高达31.6万亿立方米，极具开发潜力。

我国非常规油气勘探开发取得战略性突破，成为继北美后，全球第二大非常规油气资源开发利用地区。 2022年我国页岩气产量已经达到240亿立方米，占天然气产量的10.9%，与美国70%的产量占比仍有较大差距。

根据国家能源局发布的《页岩气发展规划（2016-2020年）》，2030年我国力争实现页岩气产量800亿立方米至1000亿立方米，按照中值900亿立方米测算，2023-2030年产量CAGR为18.0%。

今年7月国家能源局召开2023年大力提升油气勘探开发力度工作推进会，再次提出要深入推进页岩革命，推动页岩气实现二次跨越发展、页岩油成为原油稳产的战略接替。

现阶段我国非常规油气开发成本总体高于北美地区，降本增效需求明确。 与美国宽阔平坦的开采环境不同，中国页岩气开采多位于川渝地区、道路崎岖、埋藏深度深。

由于特殊的储藏位置，我国页岩气开发难度大、开发周期长、成本高，经济性低。同时，我国页岩油气等非常规资源非均质性强、储层薄、裂缝发育程度低、压力系数低、两向主应力差大，与北美非常规油气开发相比，动用难度大，实现经济高效开发仍然面临诸多挑战。

以页岩油为例，我国主要页岩油的完全成本为60—90美元/桶，高于美国巴肯页岩油平均30美元/桶的开发成本。因而能否降低页岩气开发成本、提升经济性，是实现中国页岩气大开发的关键所在。

3.2 页岩气开采提升压裂作业需求，设备迎更新周期

水力压裂成为页岩气开采主要方式，大幅提升页岩油气产量。 水力压裂的基本原理是利用高压流体将地层破裂和延伸形成一条主裂缝通道，然后注入一定的浓度的支撑剂，使张开的裂缝不再闭合。由此产生的油层中的裂隙，可以增加油气渗流通道。

水力压裂是页岩气开发中重要成本之一，占钻完井成本的比重为28%。 根据2016年HIS的统计数据，综合而言美国页岩气井的开发成本约490-830万美元/口，其中钻井与完井成本占比较高。

页岩气井的钻井成本可分为两部分，一是垂直钻井，成本约为100-150美元/英尺；二是水平钻井，成本约400-600美元/英尺；完井成本为290-560万美元/口。

钻完井的成本中，又可细分为钻机和钻井液、套管和泥浆、水力压裂设备、完井液和回注处理、支撑剂等开支。其中水力压裂设备、钻机和钻井液成本占比分居前两位，比例分别达28%、18%。

全球压裂设备市场快速扩张，北美市场占比超80%。 全球水力压裂作业主要集中于美国以及加拿大市场，且美国高达95%的新钻井需要水力压裂，北美压裂设备市场前景广阔。经过2020年国际油价的大幅下滑，活跃压裂车队数量也经历一轮较大调整。2022年以来，北美活跃压裂车队数量进入平稳波动期，约260-280个，仍具备较大体量。

中国目前存量压裂设备大部分应用于常规井压裂，页岩气开发将显著增加压裂设备需求。 目前中国压裂车存量2000台左右，其中1800水马力车型850台左右，2000水马力车型850台左右，2500水马力车型300台左右，合计398万水马力，远少于美国。国内目前主流配置是2500型压裂车，2000水马力以下车型主要用于常规井压裂。

北美存量压裂设备进入更新周期，设备需求逐渐恢复。 一般来说，常规油气开采压裂设备整机的寿命约为10年左右，非常规油气压裂设备整机寿命短于10年。

据统计目前美国市场约有2400万水马力的存量压裂设备，按照常规柴驱压裂设备单台2500HHP测算，对应大约1万台设备。

当前北美存量设备以柴驱压裂设备为主，其中仅7%-8%为新型涡轮压裂及电驱压裂设备，且考虑到北美页岩气开采快速增长的阶段为2011-2012年，现有设备存在大量刚性替换需求。

随着国际油价的上涨，北美油气生产呈现增长态势，设备需求也正在逐渐恢复。按照2025年完成30%的存量设备更新换代，2024-2025年仅更新需求将为设备厂商将带来1440台柴驱压裂设备或720台电驱压裂设备的需求，市场空间广阔。

3.3 公司设备型谱齐全、性能领先，具备成套解决方案能力

作为全球专业的能源装备解决方案引领者，公司向国内外客户提供全套油气田开发解决方案，并不断推出非常规能源开发领域的尖端产品。 公司自2003年研制了第一台固井橇，始终关注客户需求，不断推陈出新，引领行业发展。2018年公司推出了世界首台超大功率固井车，开启全新固井时代。

目前，公司固井设备占据国内50%以上的市场份额。同时，公司子公司杰瑞装备已经成为一家具备生产连管主机装备、辅助配套设备、井控配套、连续油管、井下工具、软件于一体的成套解决方案提供商。根据ECF国际页岩气论坛，公司连管成套设备已占据国内约55%的市场份额，赢得客户的广泛认可。

公司打破多项国外技术垄断，首创涡轮压裂设备、推出全球首个电驱压裂成套装备。 2020年至2022年，公司的压裂设备已占据了国内近50%的市场份额，稳居行业市占率第一的龙头地位。在传统柴驱压裂设备之外，公司持续加大研发投入，靠自主创新实现企业裂变。

1）涡轮压裂方面， 2014年，公司推出第一代涡轮压裂设备，使我国成为世界上第一个拥有涡轮压裂装备的国家。2021年，公司发布新一代涡轮压裂，开创了中国乃至世界范围内页岩气等非常规能源压裂增产新时代，对促进国家油气能源开发，保障国家能源安全具有重要意义。

2）电驱压裂方面， 2019年，公司自主研发出全球首个电驱压裂成套装备和页岩气开发解决方案，大大地提升我国页岩气开发进程，让低成本、高效率、智能化的页岩气开发成为可能，对于进一步减少对国外能源装备依赖、实现中国页岩气大开发都有着十分重要的意义。

3）装备产品智能化方面， 2022年，公司子公司杰瑞装备与中石油西部钻探井下作业公司联合开发的雪豹“一键”压裂控制系统在*疆新**油田顺利通过国内首次远程压裂试验，开创了压裂远程指挥控制的先河，为中国智慧油田建设和“数智化”转型贡献力量。

公司收入规模和盈利能力均显著高于主要竞争对手之一的石化机械，行业龙头有望最为受益。 2010年至今，杰瑞股份收入规模整体呈快速上升趋势，除2015-2016年受国际油价持续下行影响石油装备和服务行业需求，收入增速基本保持在20%以上。

而石化机械2015年通过非公开发行向石化集团购买机械公司100%股权，实现了整体上市，收入增长较为平稳，2015-2022年收入复合增速为3.6%，低于杰瑞股份12.3%的复合增速。

盈利能力方面，杰瑞股份毛利率和净利率均显著高于石化机械，且石化机械归母净利润长期处于1亿元以下的较低水平。

2023年前三季度，杰瑞公司毛利率为33.51%，高于石化机械18.83pct，净利率为18.29%，高于石化机械16.62pct。

4 引领行业电动化升级趋势，突破北美高端市场

4.1 市场份额领先，推出全球首个电驱压裂成套装备和解决方案

电驱压裂设备降本增效优势明显，能够实现“小井场、大作业”，渗透率有望明显提升。 与传统柴驱压裂设备相比，电驱压裂设备单台设备功率更大、体积更小，能够实现“小井场、大作业”。

同时，电驱压裂设备能够降低投资成本、人工成本、运营成本等，提高工作效率，节省维保费用，且作业噪音更小，也能够减少碳排放，更加环保。

目前，7000型大功率压裂撬在西部钻探运行良好，一台可替代3台常规2500型油驱压裂车，井场占地面积可减少30%以上，电驱能耗相比油驱降低20%以上，噪声整体降低22%以上。

公司压裂设备市占率超50%，自主研发出全球首个电驱压裂成套装备和页岩气开发解决方案。 公司于2019年4月率先发布全球首个电驱压裂成套装备和页岩气开发解决方案，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。

公司成套电驱压裂解决方案的装备性能和效率大幅提升能够满足大排量、高压力、长时间作业的需要；井场装备购置费用大幅降低，运维成本也显著降低；同时，公司供电解决方案解决了电网对压裂作业的限制；并将环境保护纳入了解决方案，实现噪音降低和作业零排放。

公司电驱压裂设备性能领先，作业经验丰富。 稳定可靠的高性能源于杰瑞压裂装备在国内外井场丰富的实战作业经验。在国内，杰瑞压裂装备已连续多年稳居市场占有率第一的龙头地位；在海外，杰瑞压裂装备实现在北美井场每天16-22小时的连续性作业，并有着优异的施工表现。

今年公司发布目前单机功率最大的电驱压裂设备——8000型电驱压裂橇，具备7×24小时不间断的超强连续作业能力，高达8000马力的超强功率以及可在138兆帕超高压力下作业的超强承受能力。

公司在国内市场已中标多个项目，设备认可度较高。 2023年上半年，公司完成中油技服2022年电驱压裂设备集中租赁项目A组大部分设备的验收与交付，并在中石油2023年二季度压裂设备带量集中采购项目中成功全部中标，为我国页岩油气资源开发的电驱压裂规模化应用及压裂服务降本增效提供了可靠的技术保障，彰显客户对公司产品质量的认可。

2023-2025年中国压裂设备市场达百亿规模，随着公司产品质量和服务能力的进一步提升，有望在设备更新升级中快速抢占市场份额，主要测算依据如下：

1）根据《天然气行业发展报告2023》，2022年我国天然气产量为2201亿立方米，页岩气产量为240亿立方米。而根据国家能源局发布的《页岩气发展规划（2016-2020年）》，2030年我国力争实现页岩气产量800亿立方米至1000亿立方米，取中值则2030年页岩气产量目标900亿立方米，产量年均增长达18%。

2）根据中国新闻网，2022年中国石油西南油气田天然气产量约为376.5亿立方米，连续生产的气井大约2400口，其中，页岩气井约1200口、常规气井约800口、致密气井约400口。据此测算单井年产量约为0.16亿立方米。

3）以单机组配备5万水马力的压裂机组为例，对应单个压裂设备组需要20台柴驱压裂设备（2500HHP）或10台电驱压裂设备（5000HHP）。

4）我们假设，存量压裂设备的更新需求主要由两方面因素驱动，环保政策要求升级下的设备电动化更新和存量设备老化带来的刚性更新需求，且电驱压裂设备渗透率有望逐步提升。常规油气开采的压裂设备寿命约为10年，由于操作环境更为困难，非常规油气开采压裂设备使用寿命有所减少，我们假设第7/8/9年更新30%/40%/30%，并以此测算设备老化更新需求；同时预计未来5年存量设备中有30%的设备将完成电动化升级。

5）我们以每套柴驱压裂机组设备投资额3亿元，每套电驱压裂机组设备投资额2亿元为基础，测算2024-2025年中国压裂设备市场规模约百亿元。

4.2 经济性、环保性优势凸显，ESG政策加速电动化升级

电驱压裂设备较柴驱压裂设备的机组投资额节省40%，但新增电网或发电机组需求，运行费用也大幅降低。 以单机组配备5万水马力的压裂机组为例进行测算，柴驱机组需要配备20台2500型柴油压裂车，而电驱机组则需配备10台5000型电驱压裂泵橇。

柴驱压裂机组投资约2.8亿元，而电驱压裂机组投资约1.6亿元，设备投资电驱比柴油驱机组节省投资约43%，但电驱压裂设备在北美地区新增发电机组需求。

运行费用方面，假定压裂机组其余配套设备均相同，按20天/井的周期，有效压裂时间50小时/井，单机组完成16井/年，在运行费用方面，电驱与柴油驱机组相比，消耗件费用节省7.0%，动力消耗费用节省26.2%，人工费用节省40%，电驱压裂机组经济性优势十分突出。

电驱压裂设备碳排放水平降低40%以上，且如果采用井口天然气，燃料消耗成本可以降低80%以上。 根据美国压裂服务公司Liberty Energy发布的报告《The Shale Revolution: Frac Fleet Emissions》，电驱压裂设备较传统柴驱压裂设备二氧化碳排放量减少40%以上，氮氧化物排放量减少50%以上，污染物排放水平得到显著改善。

而在燃料消耗成本方面，电驱压裂设备可以采用天然气为燃料，而页岩气开采区域井口天然气资源丰富，无需额外的燃料采购，燃料成本可减少85.5%，优势突出。

北美ESG政策加速电动化更新换代。 随着北美油气市场的ESG要求日益提高，以及旧设备更新周期临近，油服公司积极寻求成本、效率、环保、碳排放等方面更优的技术方案，对清洁能源设备需求增加。

现阶段，北美市场中涡轮压裂设备、电驱压裂设备、燃气轮机发电机组等清洁能源设备的保有量较低。

电驱压裂在北美由哈里伯顿在2016年启动并在2019年实现商业化，目前虽然电驱压裂设备仅占总体市场的不到10%，但在ESG要求不断提升的背景下，相比传统方式能减排50%温室气体的电驱压裂有望得到更广泛的应用。

公司在北美市场取得积极进展，头部客户试用反馈良好。 公司是唯一一家向北美油气高端市场提供全套压裂设备的中国企业。北美地区存量压裂设备数量较多，从传统柴驱设备向新能源大功率涡轮压裂设备及电驱压裂设备过渡的市场空间巨大。

2023年上半年，北美排名靠前的压裂服务公司开始试用电驱压裂设备，根据美国客户反馈，公司电驱压裂设备的试用情况良好，近期正在进行合作洽谈。公司燃气轮机发电机组设备可以满足电驱压裂设备供电需求，目前已经在北美实现销售，后续随着电驱压裂设备的推广有望实现收入提升。

2024-2025年北美存量设备更新需求对应市场规模约72亿元，而随着页岩气开采力度加大，新增设备需求也将进一步扩大市场空间。 按照未来2年存量设备中约30%完成更新，且电驱压裂设备在更新需求中渗透率为50%，测算出2024-2025年电驱压裂设备需求为36/套每年。按照每套电驱压裂设备2亿元的设备投资额，北美压裂设备更新需求将为电驱压裂设备带来72亿元的市场空间。

4.3 进入锂电池负极材料领域，加快产业一体化布局

2021年，公司开始布局锂电池负极材料领域，加快新产业一体化布局，形成“油气产业”和“新能源产业”双主业战略。 公司子公司杰瑞新能源科技规划负极材料总产能40万吨，并设立常州研究院，聚焦锂离子和钠离子电池负极材料产品开发和优质原材料关键技术研究，致力于实现产销研一体化目标，开发满足市场需求的高质量负极产品，为下游电池企业提供专业和全面的负极材料解决方案。

和专家团队开展合作研发，实现优势互补，已获订单并稳定供货。 公司和嘉庚创新实验室赵金保团队签订合资协议合作成立合资公司开展锂电池硅基负极材料相关业务，借力嘉庚创新实验室技术领先优势及专家实力，促进公司在新能源领域的布局发展，把握未来锂电池市场的广阔机遇。

目前项目进展顺利，已建成硅碳中试线、硅碳量产线和硅氧量产线。2022年公司天水、常州、厦门三地同时开工，项目产能持续攀升，已取得了石墨化局部过程订单和石墨负极成品订单。

5 盈利预测与估值

5.1 盈利预测

（1）油气装备制造及技术服务： 公司在油气领域持续突破，产品技术保持领先，电驱压裂设备等新一代新能源设备已经成为公司油气高端装备板块的重要支撑；且公司油气技术服务板块坚持深耕战略主业，全力开拓国内外市场，在手订单充足。我们预计该项业务2023-2025年营业收入分别为110.63亿元、123.42亿元、137.16亿元，毛利率分别为35.93%、36.10%、36.48%。

（2）维修改造及配件销售： 随着公司油气装备销售规模持续扩大，公司在外存量设备的维修需求和配件销售规模将保持稳定增长，我们预计公司该项业务2023-2025年营业收入分别为17.95亿元、23.34亿元、30.34亿元，我们预计公司经营模式保持稳定，毛利率为29.79%、29.79%、29.79%。

（3）环保工程服务： 公司充分发挥高端装备制造技术长板，突破技术壁垒，成功研发锂电池资源化循环利用设备并在国内外均取得订单，我们预计公司该项业务2023-2025年营业收入分别为6.73亿元、7.41亿元、8.15亿元，我们预计公司经营模式保持稳定，毛利率为35%、35%、35%。

综上，我们预计公司2023-25年收入为135.70、154.58、176.10亿元，同比增速分别为18.94%、13.92%、13.92%，毛利率分别为35.10%、35.12%、35.29%。

5.2 估值

我们预计杰瑞股份2023-2025年实现营业收入135.70/154.58/176.10亿元，归母净利润24.53/30.94/35.08亿元，对应EPS分别为2.40/3.02/3.43元/股，对应PE分别为12/10/8倍。

石化机械为中国石化子公司，主营业务为油气开采机械设备及油气钢管产品的一体化服务；中海油服为中国海洋石油子公司，主营业务为近海油田技术服务，涉及钻井服务、物探勘察服务等多个板块；中油工程为中国石油子公司，主营业务为油气工程和新能源新材料工程综合服务。

三家公司主营业务均为油服设备和工程服务领域，其产品与服务和杰瑞股份相似，选取三者作为可比公司，对应可比公司的2023-2025年平均PE为32/23/18倍。

6 风险提示

原油天然气价格波动加剧的风险。 公司处于石油天然气设备及服务行业，石油天然气开采行业的发展及景气程度会影响到公司油气相关板块的发展状况。原油作为大宗商品，其价格受到全球经济增长率、地缘、政治、金融、供需等诸多因素影响，表现出较强的周期性和波动性。在油价低迷时期，油公司会相应减少资本支出。如果油价继续下跌或持续处于低点，将会抑制或延迟油公司的勘探开发投入，对于油气行业设备和服务的需求减弱。若国际原油天然气价格波动加剧，将影响油田服务行业的景气度。

市场竞争加剧的风险。 当前，国家对石油天然气勘探开发领域出台了新的政策取消石油天然气勘探开发限于合资、合作的限制，进一步放开民营企业市场准入，在石油、天然气等重点行业和领域，放开竞争性业务，进一步引入市场竞争机制。这些政策的实施，会有更多的市场主体进入原油天然气勘探开发领域，包括进入油气装备制造领域及油气田技术服务领域，公司可能面临更大的市场竞争风险。

低碳能源体系发展对行业发展的风险。 长期看，随着世界经济的发展和全球碳中和政策的推进，非化石能源、可再生能源快速增长，低碳能源观念被接受，低碳能源实践取得一定成效。根据《BP能源展望(2023年)》，全球能源结构正在发生变化，在一次能源结构中，可再生能源在一次能源消费结构的占比将2019年的10%上升至2050年的35%～65%。低碳工业、低碳交通、低碳电力抑制对化石能源的需求，对油气行业长期发展带来风险。

海外收入面临部分国家危机和汇率波动风险等。 由于公司部分国际业务采用外币结算，人民币兑换美元及其他货币的价格变动有可能给公司的收益带来不利影响，存在汇兑损失和资本贬值风险。新兴经济体中部分财政严重依赖油气收入的国家面临因经济动荡、政治动荡的风险，严重影响油气的勘探开发投资，将造成公司开拓国际市场困难，存在个别合同不能依约履行的风险。

公司产业部分转型失败的风险。 目前公司正在从传统装备制造业向新能源科技型企业转型，目前锂电池负极材料领域产业正处于试生产阶段，公司相关产品销售处于起步阶段，存在转型不达预期或者转型失败的风险。

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报告来自【远瞻智库】