（1）油气设备与油气服务行业股价受到油气价格影响。由于欧佩克和俄罗斯等油气 输出国家及组织通过限产维持中高油价，而我国原油对外依存度仍旧处于高位， 油企资本开支处于较高水平，有利于提升油气服务行业需求。油气价格对油气服务业绩的 影响传导链较长，存在 3—6 个月的时滞效应。 2021 年 9 月 10 日布伦特原油期货价格超过 70 美元/桶，钻机数量随着油价回 升而提高。2022 年 3 月，油气板块持续走强，油气服务工程板块涨幅明显，主要受 地缘政治因素的影响：3 月 2 日，由于俄乌冲突威胁全球能源安全，布伦特原油 价格突破 110 美元/桶。3 月 8 日，美国正式签署对俄能源进口禁令。随着俄乌 冲突升级，欧美对俄实施的能源制裁或将加剧原油供需紧张格局，推动短期油价 的上升。
（2）国家战略推动油气服务企业发展。近年我国油气服务民企的对外直接投资权益快速 增长，同时伴随着“一带一路”战略推动，未来我国将更多参与中亚地区油田区 块的开发，提升油气服务民企盈利能力。
截至 2022 年 6 月 15 日，油气服务工程各细分环节龙头公司的 2022 年 PE（wind 一致预期）区间位于[15, 108]。目前，杰瑞股份、中海油气服务等多个具备综合竞争 服务能力的油气服务公司已在多个国际市场布局，未来有望进一步提升服务能力，加 之国内“三桶油”勘探与开采需求上升，油气服务行业产业链有望迎来新一轮景气周 期，估值有望修复。
2021 年至今，全球原油市场供给受限、需求逐步复苏，供需处于紧平衡状态， 油气价格持续处于高位。2022 年 3 月，全球原油需求量同比上升 523 万桶/日， 需求量已接近疫情前水平。在供给面，欧佩克、俄罗斯和美国占全球原油供给的半壁江山，其中 22Q1 欧佩 克原油产量为 2635 万桶/天，占全球原油供给量的 28.7%。（报告来源：未来智库）
2021 年 7 月，欧佩克+表示，从 8 月起整体产能将每月增加 40 万桶/日，直到 现有 580 万桶/日减产限额全部回补（即 22 年 9 月全部恢复），同时将减产协 议延期至 22 年年底。欧佩克+本轮偏谨慎的增产策略，使得原油价格极为坚挺。 根据 IEA 预测，由于防疫措施的放松，将 2021-2022 年的原油需求增长预测上 调 20 万桶/日，预计 2022 年全球石油需求增长 330 万桶/日，恢复到新冠疫情 前的 9970 万桶/日水平；IEA 认为，部分欧佩克+成员国的增产能力不足压降 2022 年的供给增长预期，但油价上涨将使美国运营商投入更多钻井平台，预计 2022 年美国石油产量将增加 100 万桶/日至 1770 万桶/日；此外欧佩克+增产将 导致其闲置产能下降，到今年下半年，有效闲置产能（不包括因制裁而关闭的伊 朗原油）可能会从目前的约 500 万桶/日降至 300 万桶/日以下，其中大部分由 沙特和阿联酋持有。
从 2021 年年初开始，受多重利好因素影响，国际油价开始持续攀升，2022 年 6 月 8 日达到 122 美元/桶后开始有所回落，截至 2022 年 6 月 15 日，WTI 原油价 格约 115 美元/桶，较去年同期大幅上涨 60%。 通过页岩油气开采技术的进步，美国页岩油产量实现大幅增长，并已超过传统原 油产量。2010 年以来，美国传统原油产量略有下滑，增产部分完全由页岩油贡 献。
截至 2022 年 4 月，美国炼油厂开工率为 93.16%，截至 2022 年 6 月 10 日，美 国炼油厂产能利用率 4 周均值为 93.4%，处于较高水平。从钻井数量来看，2022 年 5 月，美国页岩油新钻井数为 911 口，较上月增加 37 口；库存井数继续下行， 显示不断有更多新钻井投入工作。
从出口量来看，21 年下半年开始美国对外油气供应恢复了上升趋势，2021 年 12 月，美国原油出口量为 345 万桶/天，同比增长 2.9%，环比增长 11%；12 月天然气出口量为 175.86 亿立方米，同比增长 12.3%，环比增长 11.5%。2022 年 3 月，美国原油出口量为 332 万桶/天，同比增长 23.61%；3 月天然气出口 量为 180.52 亿立方米，同比增长 7.07%，油气对外出口均保持稳定上升趋势。
我们认为，在现有市场份额不受其他国家冲击的情况下，出于自身利益考量，欧 佩克和俄罗斯等能源输出国将以维持中高油价作为目标，不会实现大幅扩产；供 给增长的迟缓，而原油需求随着经济复苏而不断增长，油价仍将在高位持续一段 时间，对油企资本开支形成支撑。
国内原油产量自 2015 年触顶以来，连续三年产量下滑。2018 年国内原油产量 为 2007 年以来的最低水平；2019-2021 年产量也仅实现小幅反弹。国内原油对 外依存度高，2021 年我国原油对外依存度为 72.1%，已达到高风险的水平。国 内绝大多数原油进口通过波斯湾和马六甲海峡等地区；一旦某些敏感区域地缘局 势出现变化，原油进口可能受到影响，严重威胁能源安全。
天然气具有清洁高效的优势，是全球能源应用的主流方向之一。由于需求高速增 长，产能提升不足，国内的天然气严重依赖进口。2021 年，国内天然气对外依 存度达到 44.9%。天然气已成为继原油之后我国又一个需要大量进口的主要能 源品种，我国从 2016 年开始进口天然气业务，经过 5 年时间达到年进口量 7893 万吨，位居全球第一。
2021 年我国天然气表观消费量达到 3726 亿立方米，超过了国家能源局印发的 《中国天然气发展报告（2021）》中“预计我国 2021 年天然气消费量将达到 3650-3700 亿立方米”的预测上限。 2021 年 4 月 22 日，国家能源局印发《2021 年能源工作指导意见》中明确提出 2021 年我国天然气产量达到 2025 亿立方米左右的目标，实际产量超过目标值 27.6 亿立方米。《2022 年能源工作指导意见》进一步提出 2022 年我国天然气 产量目标为 2140 亿立方米。
在三大油企坚决执行增产计划的背景下，国内油气勘探与开发投资韧性较强。三 大油企 2022 年资本开支计划约为 3577 亿元，较 2021 年投资同比增长 7.1%。 2021 年，中石油国内原油产量 753.4 百万桶，同比增长 1.3%，实现连续 3 年 保持正增长；中石化全年境内原油产量 3515.5 万吨，实现稳中有升；中海油国 内生产原油 4864 万吨，同比增长 323 万吨，油气净产量达 573 百万桶，再创历 史新高；三大油企增产计划初见成效，但国内油气依存度仍处于高位，继续增产 确保能源安全仍然刻不容缓。
由于开采时间较长，老油田已逐渐进入产量递减期。为保证国内有效供给，必须 由其他新油田增产、稳产来弥补。随着近年勘探开发力度的加大，新增探明的油 气田，为增产提供了保障，也为新增设备和服务打开了市场。其中最重要的新增 产区来自新疆、鄂尔多斯和西南地区。此外，大庆等老油田勘探出页岩油资源， 为老油田的稳产增产打下了坚实基础。
在国内油气对外依存度不断上升的背景下，储量丰富的页岩油气资源已成为近年 中石油、中石化的重要增产点。2018年国内页岩气探明储量为31.6万亿立方米， 占全球页岩气探明储量的 14.3%，仅次于美国，居全球第二。 2021 年国内页岩气产量超 230 亿立方米，同比增长 14.8%，但仅占国内天然气 总产量 11.2%。2015-2021 年，国内页岩气产量实现年均复合增速 31.4%，按 产量增幅排名位居国内能源首位。
随着勘探力度的增强，我国页岩气探明地质储量与技术可采储量还在不断增加。 2018-2020 年，我国页岩气新增探明地质储量 1274/7644/1918 亿立方米，其中 2018-2019 年新增技术可采储量 287/1838 亿立方米。
国内页岩气开发历经三个阶段：第一阶段（2005-2010 年）证实国内存在丰富的 页岩气储量，并尝试进行工业化开发；第二阶段（2011-2018 年）利用水平井、 水力压裂等技术实现规模化商业开采；第三阶段（2019 年至今）进入降本增效 阶段，即寻求协同性和集约化页岩气开采。 国家高度重视页岩气开发的战略意义，自 2012 年以来持续推出四轮补贴减税政 策，助推西南页岩气产量快速增长。国家能源局发布的《页岩气发展规划 （2016-2020 年）》指出，力争 2020 年实现页岩气产量 300 亿立方米，2030 年实现页岩气产量 800-1000 亿立方米。从 2018 年 108 亿立方米产量到 2020 年的 300 亿立方米产量目标，页岩气的开发已经步入跨越式发展阶段。
压裂是提高油井产量的重要手段，随着国内页岩油气开发的推进，压裂设备景气 度有望提升。压裂技术主要运用在两方面：①在钻完井阶段，通过压裂提升页岩 气的初始产量；②在油气井使用过程中，容易落入一些外来污染物堵塞油气流动 通道，降低油气井的产量，通过压裂可以使油气井重新恢复产能。
进口压裂设备水土不服，国内竞争格局良好。国内西南部地形以山地和丘陵为主， 埋深超过 3500 米的页岩占比 65%。BJ、双 S 等公司提供的压裂设备主要根据 美国平原地形设计，施工压力较低，难以适应国内页岩气开发需求，已经逐步退 出中国市场。 国内压裂设备行业呈现寡头竞争的局面。宝石机械（中石油）、四机厂（中石化）、 杰瑞股份、宏华集团和三一集团等企业是国内主要的压裂设备供应商。目前压裂 设备行业处于发展期，产品不依靠低价竞争，盈利能力相对较强。
电驱压裂设备优势显著，有望逐渐替代油驱压裂车。电驱化节约的成本来自多个 方面： 设备初始投资成本下降。柴驱机组和电驱机组设备的初始投资成本分别为 3.16/2.11 亿元，使用电驱机组设备可以节省 33%。后续运行费用的下降。在消耗件、动力、运输等后续运行费用方面，柴驱 机组需要 7708.8 万元，而电驱机组仅需要 6474 万元，又可节省 16%的费 用。噪音降低后工作时长增加、设备利用率提高带来的成本下降。柴驱机组工 作时噪声达到 110 分贝，电驱机组噪声比柴驱机组降低至少 20%，更低的 噪声意味着更多的工作时长，设备利用率提高可以进一步降低使用成本。
操作人员的减少带来人力成本的下降。以航天宏华 6000 型电驱机组为例， 额定输出水马力是 2500 型柴油压裂车的 2 倍。按页岩气现场压裂需配备 5 万水马力机组的要求，以 8 台 6000 型电动泵和 20 台 2500 型柴油压裂车 相比，井场面积可减少 42%，电驱机组配备的作业人员数量比柴驱机组减 少 30%。电驱设备更加环保。按每段泵送 2000 立方米液，单方液需耗油 5.5 升计算， 柴驱机组总共排放烟气量 403 万立方米，二氧化硫 1600 千克，烟尘 286 千克，氮氧化物 1023 千克；而电驱机组可以在施工现场实现污染零排放， 更加符合环保要求。若未来需要开征碳税，电驱设备又可节省一笔费用。
电驱压裂设备相比传统油驱压裂设备，在产品价格、燃料成本、人力成本、环保 等方面均有明显优势。在碳减排的大背景下，油气开发商有很强的动力切换至使 用电驱压裂设备。我们认为，压裂设备电驱化是大势所趋；在电驱产品上形成优 势的厂商，有望在未来的压裂市场获取更高的份额。
根据海关总署公布的统计数据，2021 年，我国 LNG 进口量为 7130 万吨，同比 增长6.2%，占天然气总进口量62.7%，LPG进口量为 4243万吨，占比为37.3%。LNG 进口量快速提升，近十年 CAGR 达到 19.3%。2011-2021 年，LNG 进口量 由 1222 万吨提升至 7130 万吨，CAGR 达到 19.3%，增长迅猛。
LNG 船运输需要先在产地将天然气进行液化处理，然后通过 LNG 船运送至目的 地的接收站。因此，进口大批量的 LNG 天然气需在沿海地区建有足够接收能力 的接收站。目前我国沿海 LNG 接收站布局不断完善，“十三五”时期新增 LNG 接收能力 4920 万吨/年。2020 年，我国在深圳、珠海、如东等多个地区共有 22 个接收站，年处理能力已达到 7742 万吨。 从国外发展经验来看，未来我国 LNG 接收站将继续扩建，朝着大型化的方向发 展。截至 2020 年末，我国单个接收站的平均接收能力约 350 万吨/年，单个接 收站的接收能力还较低。相比之下，日本、新加坡、欧洲等 LNG 产业起步较早 的发达国家的LNG接收站的平均接收能力处于较高的水平，在600万吨/年左右。 根据中国石化经济技术研究院预测，2020-2030 年间，我国进口 LNG 年均增速 保持在 10%左右。
因 LNG 接收站是接收进口 LNG 的必要基础设施，中国石化 经济技术研究院预计，未来十年我国 LNG 接收站建设仍将持续增长，至 2025 年我国在运行的 LNG 接收站的年接收能力将达 1.41 亿吨；2025 年以后，国内 LNG 接收站的建设热度将下降，至 2030 年，国内 LNG 接收站的年接收能力将 维持在 1.48 亿吨左右。 2021 年 5 月，国家能源局综合司印发《天然气管网和 LNG 接收站公平开放专项 监管工作方案》，对天然气管网、LNG 接收站与主干管道间、地下储气库与主 干管道间等基础设施互联互通情况纳入监管内容。当前 LNG 接收站上市公司业 务规划中，中国石化在 LNG 接收站业务方面将重点推进天津 LNG 二期、山东 LNG 二期等项目建设，中国石油将有序推进唐山、江苏 LNG 码头等重点储运设 施建设。随着在建 LNG 接收站项目的逐步投产，国内 LNG 接收能力将进一步增 加。
LNG 下游的消费结构主要有居民用气、运输用气和工业用气。2019 年，工业/ 运输/居民消费 LNG 比重分别为 50.6%/30.8%/18.6%。根据弗若斯特沙利文预 测，到 2025 年工业/运输/居民消费 LNG 比重有望分别达到 39%/45%/16%， 运输消费 LNG 或成为增长最快的领域。
LNG 重卡是运输用 LNG 消费量增长的重要推力之一，目前渗透率尚低。2020 年 LNG 重卡天然气消费量为 260 亿立方米，在当年车用 LNG 300 亿立方米消费 量中的占比达 86.7%，是运输用 LNG 消费量增长的重要推力之一。2011-2020 年，LNG 重卡销量由 0.85 万辆增长至 14.70 万辆，CAGR 为 37.3%；其中 2020 年仍保持 26.7%的增速，增长十分迅猛。但截至 2020 年 LNG 重卡渗透率仍不 足 10%，随着机动车国六升级的推进，LNG 重卡渗透率有望进一步提升。 根据中国汽车工程学会特聘专家李永昌预测，2025 年 LNG 重卡销量有望达到 20-22 万辆，保有量有望达到 130-150 万辆，LNG 重卡的天然气消费量将达到 600 亿-700 亿立方米。
LNG 加气站数量快速增长，为 LNG 重卡的推广提供保障。2010-2020 年，LNG 加气站数量由 100 个增长至 4800 个，CAGR 达到 47.3%，迅速增加的 LNG 加 气站为 LNG 重卡的应用推广提供了重要保障。（报告来源：未来智库）
此外，LNG 动力船的应用也迎来多方政策利好：①2017 年国家发改委等 13 个 部委联合发布的《加快推进天然气利用的意见》提出，船舶领域重点发展内河、 沿海以天然气为燃料的运输和作业船舶，并配备相应的后处理系统；②2019 年 6 月，长江航务管理局发布《关于 LNG 动力船试运行通过三峡船闸相关事项的 通告》，宣布自 2019 年 6 月 1 日起，LNG 动力船可优先通过三峡船闸，释放 LNG 船舶在中国内河发展的利好信号；③国际海事组织(IMO)自 2020 年 1 月 1 日起正式在全球范围内实施“最严限硫令”，加快淘汰高耗能、高污染老旧船舶， 推进绿色清洁能源船型应用发展。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
