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。
2.1 油气资源是国家能源安全“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 Rystad Energy 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。
3.1 非常规油气成为重要补充，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”压裂控制系统在新疆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。
4.1 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。
（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。）
