【招商机械·行业深度】受益技术进步，压裂进入成长期—油气装备行业专题系列之二

受益于技术进步，页岩气开采已具备经济性，能源安全战略下，当前国内油气市场一片火爆。随着页岩气生产规模不断扩大，将进一步催生装备尤其是压裂设备需求。看好油服设备行业长期发展，维持对行业“推荐”评级。

未来几年油气装备需求有望持续火爆。 政策是引导，页岩气有望爆发原因在于开发技术已具备规模开采的条件，大规模生产序幕已经拉开。开采成本一直在下降，技术进步带来的经济性提升，才是行业发展的长远驱动力。经济性将在“市场导入期”后继续为页岩气行业发展“保驾护航”，随着开采规模不断扩大，页岩气开采设备有望持续保证高景气需求。

油气装备高景气度具有结构性，并非所有设备都有旺盛需求。 我国装备制造企业始终处于一种相对过剩的“幻影”中，也就是“结构性产能过剩”。个别领域始终产能过剩，而个别领域供不应求，最为明显的就是钻机，钻机无论是产量抑或产能均处过剩状态，未来几年内需求量较少。

压裂设备面向 50 亿增量市场。 受益于技术进步，水平井遍地开花，性价比较高已逐渐成为主流，本轮压裂车需求不仅是下游火爆导致的绝对额增加，还有结构升级驱动的需求。美国压裂车应用常规和非常规油气大概是 1:2 ，美国 + 加拿大存量水马力 2100 万左右，中国估计目前 500 万水马力，能用于页岩气的 300 万，还远不到美国的成熟比例，压裂车存在结构刚性需求。 17 年底至今，由于油价上涨，工程作业量增加，对压裂需求增加。但这阶段真正购买的不多，需求有望集中爆发。目前涪陵区块 2 期在开发，和威远一样工作量在增加，压裂车工作量比较饱满。新疆、长庆等地区对压裂装备的需求也有增加，但是水马力存量较小。随着页岩气开采规模扩大，对压裂设备需求也将逐步释放，如果未来开采页岩油，装备需求会有更大增长。

19 年核心部件供给压力缓解，电驱动压裂撬提上日程。 结合压裂车三大核心部件厂商情况看， 19 年核心部件供给压力将大大缓解：（ 1 ）传动箱方面， TWIN DISC 18 年投资的新生产线预计 19/20 年投产， Allison 也是类似情况，无法满足供应的可能性较小；（ 2 ）发动机方面， CUMMINS 近年来一直在加大中国市场投资力度， 18 年已有新的生产线投建，产能未来是逐渐增大的态势；（ 3 ）底盘方面，价格偏贵、质量佳的牌子有望获得更多份额，如 MAN 、肯沃斯，问题在于供货周期延长，但可以通过预投解决，国六消息落地后将解决底盘车问题。近几年国内外电驱式压裂撬逐步落地推广。国内杰瑞电驱动压裂撬已经开始在国内外批量实际投产实验，整体技术国际领先。

国内压裂设备赛道选定，强烈推荐杰瑞股份。 目前公司业务很多在天然气领域，也是国家大力发展的方向，国内页岩气开采技术不断突破（开采成本持续下降），页岩气市场有望进一步爆发，和 2004/05 年美国油气市场情况类似，中国压裂设备将进入高速成长期。作为压裂设备双龙头之一，杰瑞股份将显著受益于能源安全大战略，公司营运资金管控合理，低谷时期迅速顺周期转换有效控制成本，同时积极并购整合，拓宽产品线。长远看提前布局海外，对外凭借领先的大泵技术弯道超车，在电驱动新产品领域领先半个身位，对内凭借核心部件代理商隐形壁垒优势，保证行业火爆时产品及时供应。行业周期性波动中兼具成长性，属于优质好公司。

风险提示：政策不及预期、油价波动、贸易摩擦加剧

2.1 全球油气装备市场迅速发展

油气行业大而杂，服务和设备遍布产业链各环节，本文出现的“油服设备”指代上游（陆上油气）的油气田技术服务和油气田开发专用设备。 油气产业链一般可以分为三个环节：上游勘探开发、中游存储运输以及下游炼化销售，对应的参与者包括上游油气装备与服务公司，中游各管网及航运公司，下游各炼化及销售公司。上游勘探开发投入占产业链整体 60% 以上，是油气产业链至关重要的一环。

上游勘探与油田开发的主要流程包括“勘探—钻完井—测录井—采油”四步，其中钻完井（仅指陆上）价值量占比最大，测录井技术要求最高： 钻完井环节中的水力压裂和钻井服务及设备收入占比最高，分别占全球油服设备收入的 11% 、 8% ，勘探环节的地球物理服务设备及采油环节的人工举升等分别占比 5% 左右。全球油气装备市场经过 15/16 年的低谷后迎来复苏，以年复合增长率 10% 的速度迅速增长。

2.2 油服设备的护城河在于市场

2.2.1 油服设备：产业链之顶端，食物链之底端

市场化情况下，油气田服务公司和油气田装备公司往往统称为“油服设备”公司，两者很难分开，油服公司会生产设备，设备公司也有自己的油服团队。 但我国体系内的公司则完全区分，主要受“计划经济”属性影响，如此分工明确化也带来不少问题（详见第三章）。

油服设备公司身处产业链最上游，应用产业最先进的技术，但无论国内国外，却都是食物链的最底端。 油气产业链“上游、中游、下游”三个环节中，上游公司直接参与原油的勘探和生产，出售石油是唯一利润来源，生产成本已然固定的情况下，油价下跌则风险敞口被无限放大。但下游公司盈利点在于“价差”，即石化产品带来的产品附加值，所以当油价波动时，可以将大部分成本转嫁下游。

由此可见，上游需求性周期波动风险（客户需求驱动）要远大于下游供给性周期风险（成本变化驱动）。 保证渠道、市场及政策风险等条件相同，选取横跨上游和下游的中国石化和英国石油公司为例， 2008-2018H1 期间，中国石化的勘探及开采收入增速在各项业务中波动最大， 2008 年增速一度高达 35% ，但分别在 2009 年和 2015 年油价低迷期跌破 -37% 和 -39% ， 2017 年又回升至 36% ，反观下游的炼化、营销业务，收入增速波幅较小，而且会表现为“油价高时盈利弹性大，油价低时亏损弹性好”，这一特征在 BP 业务收入中体现得更为明显。

油公司将承受的大部分风险转移到油服设备公司。 2014年油价崩盘，随即是长达2年的底部，一方面，油公司立刻削减资本支出、推迟钻探项目，甚至不再需要日常维护以控制成本。另一方面，不同地区存在天然隔离，可能出现相同油价下A区域所有油公司停工，B区域仍热火朝天的情况的情况，但会出现大批油服设备公司聚集B区域，市场严重供过于求，油服设备公司毫无议价权乃至赔本做买卖。油公司通过挤压油服公司来降低钻完井服务的日费率进而提升自身盈利能力，并将大部分风险转移给油服公司。2017年油价回升，油公司已经大笔赚钱，资本回报率达到低谷后的最高点，油服设备公司却仍一片惨淡，因其承担着钻井平台、固井装置等高额折旧费用，必须通过降价获得更多的项目，以保证自己免于破产。

2.2.1 油服设备：产业链之顶端，食物链之底端

油藏禀赋不同导致区域差别，油服设备的护城河在于市场。 全球各地油藏禀赋不同，如中东主要储层为中生界，易于开采且质量高，而我国主要储层为前寒武纪，砂岩为主且极难开采，由此产生区域差别。隔离后各油服设备公司的护城河在于市场，市场有两层含义，一是产品市场（油气行业分工专业性极强），二是经营市场（油藏禀赋不同促使区域差别）。第一层面产品市场护城河在于过硬的技术和市场准入的资质，属于硬实力；第二层面经营市场护城河在于区域性的经验、产品服务的契合度，此外也包括人力成本、语言优势、对本地行政法规的熟悉、本土扶持等优势，属于软实力。其实归根结底就是要产生粘性，无论是通过资质渠道还是产品服务质量，这样就形成长期稳定的合同，成为对抗周期最强有力的工具。

北美及欧洲市场相较于中国和俄语区已成为高度发达市场，其他拥有丰富资源的新兴市场地区（如拉美、非洲、中亚及中东）则主要依赖油服设备的输入。 从储量看，北美地区探明储量超过 2000 亿桶，仅落后于中东 7500 亿桶，随后是中亚和俄罗斯市场，分别为 1500 亿桶、 800 亿桶，而我国探明储量仅 200 亿桶；从开采难度看，中东和俄罗斯开采较容易，北美和中亚难一些，而我国是最难开采的地质条件；从技术水平看，美国和我国属于技术输出型，中东和中亚都以来国外油服和设备的输入，我国的陆地钻机、压裂设备、连续油管等的研制达到全球一流，对应的服务同样世界领先，但是在技术要求最高的测井录井、井下工具、海上钻井平台制造、海上钻井服务等方面落后于欧美国家。钻机、压裂、连续油管设备及服务是填补我国与欧美差距的重要突破口。

油藏自然禀赋及开采技术水平决定几大市场在相同油价下，复苏的次序和幅度大相径庭。 三大巨头都是全球化，最先享受行业复苏红利，而其他公司则由于市场区域差别，有不同的优势区域，所以随着全球油服市场的先后复苏，这些公司复苏的快慢和幅度均不相同，如通源受益北美市场景气，幅度回升显著，宏华受益中东强劲复苏，而主要布局国内和中亚的公司复苏幅度 18 年相对较小，但未来几年投资机会较大。

（ 1 ） 2014 年最先复苏的俄罗斯市场：低价打市场

2014 年后，受益于油价回升及水平井渗透率提升，俄罗斯钻井量始终保持正增长， 2018 年的钻井量同比 2014 年增加 50% ，俄罗斯油服市场有三大核心问题： （ 1 ）非自由市场：国企的市场份额逐渐增加，私营份额在缩小，非自由竞争市场；（ 2 ）客户非常强势：俄罗斯格局和我国类似，拥有自己的垄断性国家石油公司；（ 3 ）价格打压导致服务设备平庸化：在俄罗斯的油服企业习惯打价格战（一般是中国企业中标），导致服务方面难有差异化，部分提供差异化服务的企业（国际大油服）在逐渐离开俄罗斯市场。在俄罗斯油服市场分一杯羹非常不易，只有服务价格最低的公司能存活，很难大幅盈利。

（ 2 ） 2016 年后势不可挡的北美市场：压裂市场将迎来爆发

北美市场是最大的油服市场之一，贡献了全球 21% 的原油产量和 21% 的天然气产量。 2018 年钻井数达到过去 2 年的峰值，各大油气区块的钻机数量自 2016 年下半年开始爬升，跟随油价走出低谷，其中钻机最多的 Permain 区块的钻机数从 2016 年最低 137 台增加到 2018 年 7 月 488 台，钻机较少的 Haynesville 区块从 2016 年 8 月最低的 16 台增加到了 2018 年的 60 台，上游钻井业务景气度回升显著，随后钻井业务将带动完井业务，即固井设备、压裂设备方面的投资增长。

美国过去七八年压裂市场大幅增长，最主要是得益于水平井对直井的取代，潜在压裂市场巨大，积累了大量 DUC 井，主要运能受限所致（ 18 年下半年北美卡车司机招募 6000 名，年薪超十万美金）。 水平井在 2010 年开始普及，到了 2015 年，美国产量最大的油井中约 77% 是水平井，水平井逐渐取代了直井。在这十几年间，水平井的长度从 2500 英尺增加到了 7000 英尺，带来更大的产量的同时也提高了成本，对水力压裂的需求越来越大。从 16 年中开始，北美钻井数显著回升，但是二叠纪盆地管道有限无法运输，导致产生大量 DUC 井作为储备， DUC 井随时可以压裂完井然后投产。 2019 年中二叠纪管道将陆续完工投产，将使运载压力大大减少，美国 8000 多扣 DUC 井随时喷涌而发，由此带来可观压裂服务及设备市场。

（ 3 ） 2010 年后钻井需求始终旺盛的中东市场：强者的天堂

无论油价如何波动，中东市场对油服设备需求始终旺盛，是专属于龙头的天堂。 油气出口是大部分中东国家的财政收入支柱，即使油价下跌也别无选择，必须继续保持油气勘探开发，并加大对油气产业的投资力度。中东北非的国家石油公司对低油价的抵抗力远高于国际石油公司，因为其石油开发成本相对较低。对中东国家来说，许多原油成本只在每桶 10 美元左右，当然毫无顾忌的加大投资，而中东没有大型本土油服设备公司，所以依赖国外油服设备公司，呈现出高回报性，正因如此，“肥肉”中东市场历来是四大油服牢牢把守的市场，未来若想进入，必须提高自身技术研发投入和营运成本管控能力，通过先进的技术服务和高端设备进军中东市场。

（ 4 ）潜力极大的中亚市场：下一个中东

中亚五国油气资源丰富，哈萨克斯坦石油探明储量 39 亿吨，占全球探明储量的 1.8% ，天然气探明储量 1.5 万亿立方米，占全球探明储量的 0.6% ；土库曼斯坦石油探明储量 1 亿吨，天然气探明储量 17.5 万亿立方米，占全球探明储量的 10.1% 。 乌兹别克斯坦石油探明储量 1 亿吨，天然气探明储量 1.1 万亿立方米，占全球探明储量的 0.6% 。中亚油气资源未得到有效利用的主要原因是缺少战略投资商，而近年来我国加大对中亚地区的投资，包括勘探开发和管道建设，截止 2017 年，中石油在哈萨克累计投资超过 400 亿美元，累计生产原油超过 3 亿吨，天然气超过 800 亿吨，未来是解决我国能源安全的重要推动力，蕴含着广阔的油服设备市场。

2.3 国内主要受益于技术进步，经济性显著提升

我国能源战略一直以节能高效为基础，同时秉承“大力开发两种资源，充分利用两个市场”的基本方针，即立足于国内能源资源，不能完全依赖国际市场的供应。 回顾国家在能源领域所出台的一系列政策，不难发现在节能高效的基础上始终推进国家能源安全大战略，受外因及内因共同驱动：

（ 1 ）外因角度：中美贸易摩擦让国内能源安全面临新挑战： 贸易摩擦的发生使原本紧张的局势更加严峻，驱动能源安全大战略落地： 1 ）我国对外石油依存度极高， 2017 年全年石油净进口量达到了 3.96 亿吨，对外依存度升至 67.4% ，贸易摩擦使石油等能源进口受到较大影响，敲响能源安全的警钟； 2 ）战略石油储备远远不足。美日两国的战略石油储备都能满足 90 天以上的消耗，而我国只能满足 34 天的需求； 3 ）石油运输“咽喉”要道马六甲海峡难以绕过：我国从中东、非洲进口的石油（占进口 50% 以上）都要经过这个咽喉，美军长期驻守这里，当今波谲云诡的形势下是必须要考虑的问题。

（ 2 ）内因角度：“气荒”问题频发，是促使国家进行能源改革重要动力： 2017 年冬季北方地区供给缺口达到了 62 亿立方米，大面积的“气荒”带来极大不便，进一步暴露能源供需结构等各方面的问题： 1 ）供需不平衡：供给量一直落后于天然气需求量。在“煤改气”等措施的共同作用下， 2017 年我国天然气消费量达到历年之最 2426 亿立方米，而自产量仅为 1480 亿立方米，远低于国内需求量； 2 ）天然气基础设施落后，导致储气调峰能力与市场发展不匹配，季节性供需矛盾凸显。在储气方面，截至目前我国储气库 25 座，调峰能力 117 亿立方米，调峰缺口接近 50% （ 17 年口径），地下储气库工作气量仅为消费量的 3% ，远低于国际平均水平 12%-15% ； 3 ）价格体制不完善，存在着居民用气价格明显低于工商业、产业链环节过多，抬高用气成本等问题，导致生产利润低波动大，积极性不高，在采暖季节供应远远跟不上需求。

在国家能源安全战略下，将眼光放长，不能只顾当前不顾远方，而应在满足量的要求下改善能源结构，而且我国资源禀赋优势“在气不在油”，所以能源安全战略主要以天然气尤其是非常规天然气为重点： 我国天然气可采资源量约为 50 万亿立方米，其中非常规天然气的可开采储量达到 34.5 万亿立方米，占我国剩下可开采天然气储量 69% 。非常规油气资源的开发也早已写入了国家规划中，如页岩气发展十三五规划指出， 2020 年力争实现页岩气产量 300 亿立方米，在我国天然气消费中占比达到 8.1% 。

非常规天然气主要增量在页岩气，在中国看四川和新疆，具有可观的商业开采价值，但因地处丘陵山地，价值量大打折扣，我国天然气并非“无地可采”。 总有机碳含量（ TOC ）、热成熟度（R0）和含气量是衡量页岩气藏产能（商业开采价值）的关键参数。高 TOC 和适当的R0( 1.5-3.5% ）能使页岩微孔隙增多，提高页岩的吸附能力，从而意味着更高的含气量，高含气量是长期稳产的重要保障。一般认为具有商业性开发的页岩含气量下限为 2.0m^3/t 。从储集性角度看，涪陵、威远页岩气田丝毫不逊色于美国页岩气田， 从烃源性及含气性角度看，涪陵、威远页岩气田的商业开采价值优于美国的 Marcellus 页岩，但低于 Barnett 和 Haynesville 页岩。此外 我国气田多位于山地丘陵之间，美国多位于平原，地质条件先天劣势，开采成本显著高于美国，价值量大打折扣。但现阶段我国天然气仍以来进口并非本土“无地可采”，而是前期投入不足所致，从经济性来讲自产气比管道气成本要低 ， 主要因为进口气历史合同签价较高，而还有 7-10 年不等的时间才会重新谈判。国家能源安全战略就是号召开采这些油气田，先突破从“ 0 ”到“ 1 ”，借助规模效应和经验积累，之后的从“ 1 ”到“无穷”就容易突破。

政策是引导，页岩气有望爆发原因在于开发技术已具备规模开采的条件，大规模生产序幕已经拉开。 18 年 3 月中石化涪陵页岩气田如期建成 100 亿方年产能， 12 月中石油川南页岩气日产量超过 2000 万方，创历史新高，页岩气大规模开发生产，不仅体现在当前的页岩气产能规模，更重要的是国内页岩气开发技术已然具备页岩气规模开采的条件。国内页岩气埋深 3500 米全面实现工业化生产，埋深 4000 米左右更深层页岩气勘探也取得重大突破，我国开发了适合页岩气开发特点的系列清洁生产实用技术，如涪陵页岩气田开发创造了 100 多项纪录。

国内页岩气规模化钻井刚刚开始，开采成本一直在下降，技术进步带来的经济性提升，才是行业发展的长远驱动力。 美国页岩油气开采技术是不断进步的，成本也是不断下降的，原来分段压裂才能做 10 段，现在已经可以分到 80 段，开采页岩油的成本原来 70-80 美元 / 桶，现在也降到了 30-40 美元 / 桶，大部分 50 美元以下。国内页岩油气开采也一样在降低成本，分段压裂平均 20 段，个别达到 30 段，得益于压裂技术、水平井技术不断成熟，前几年涪陵打一口井需要 1 亿，而如今只需要 4000 多万的成本。 2019-20 年仍有 0.2 元 / 立方米补贴，页岩气开采是盈利的，经济性将在“市场导入期”后继续为页岩气行业发展“保驾护航”，页岩气开采设备有望持续保证高景气需求。

2.4、 “政策引导+技术进步”，国内油气行业一片火爆

三桶油设立之初便承担着国家能源安全的重任 ，享受着高昂的政府补贴，垄断世界第二大原油消费市场，三桶油在调节成品油价、熨平输入性通胀等方面的确起到了重要作用，但在资本开支上始终有所保留，尤其在 14 年反腐后更加保守，油价上升时开支上升滞后，下跌时开支立刻腰斩，没有在勘探开发方面完全发挥应有的作用， 18 年 9 月以来能源安全战略正是号召三桶油承担重任，三桶油积极响应也有对过去勘探开发支出补亏动机的原因。

不冬休响应国家号召，油气田开发一片火爆。 由于气候和地理条件限制，油服施工作业有一定季节限制。例如在新疆、长庆、青海等油田 10 月底钻井队就陆续撤下来，进行冬休。但 18 年 9 月中国石油工程技术分公司下发《关于全面开展钻井压裂冬季施工的通知》，计划 18 年冬季全面连续施工，缓解设备资源矛盾，保障油田增储上产。一是扩大施工地域范围，新疆油田、长庆油田、青海油田都将有冬季施工任务。二是突出深井施工，开展 3000 米及以上内部钻机施工。三是各钻探企业需要结合区域气温条件顺利开展压裂作业，确保均衡生产。 18 年冬季施工涉及油田板块和工程技术板块， 16 家油田和 7 家油服企业。

国内回款情况显著转好，鼓励民营企业入场。 一般来说国内钻探公司（五大钻探，还要跟油公司结账）回款最慢（ 200 天至 1 年），油公司在干完之后 3 个月内。流程一般是油公司先提交单子，然后开发票，然后下个月回款。国外整体回款基本在 3 个月内完成：巴基斯坦 30 天、伊拉克 90 天，马基努项目 60-90 天，海外中资公司 100 多天左右。现在国内钻探公司和油公司都大幅缩短回款周期，国内钻探公司回款周期已经缩短到半年内甚至 3 个月，鼓励资金压力大的民营企业积极入场。

体系内公司能力有限，第三方服务进入国内油气市场是大趋势。 目前国内压裂车存量很少，而油气市场火爆对完井、钻井的设备和服务需求很大，体系内公司能力有限，继续民企补充部分技术 / 产能缺口。比如带压作业（ 105Mpa ）很多体系内公司做不到，所以雪弗龙、壳牌等外资进入国内市场做带压作业。带压作业的要求导致页岩气对设备的要求高于页岩油，页岩气要求全部是 2500 型，这种水马力的压裂车国企只有很少（比如威远和长宁），反而第三方市场更有机会。

国内市场火爆，油田技术服务价格已大范围提价。 18 年底开始油服价格逐步提升，常规服务幅度 5%-10% ，国内比如塔里木油田， 4000 米的新井装备，日费从 2.8W 提到 4.3W ，超过 40% 的提价。海外年度合同提价 10% 左右。提价是普遍的，现在即使提价 5%-10% ，跟高峰期价格差很多（是当时的 40% ）。钻机、压裂车费用。日费钻机 5-6W 人民币一天。压裂车一个泵车一层压裂一天费用 1 万到 1 万 2 。费率和 18 年初比涨了 10% 以上。

3.1 油气装备行业周期性明显

油气装备行业常出现产能十分紧缺或相对过剩的情况，在不断的周期轮换中部分工序设备会积累过剩的存量设备及产能。 油气装备下游具有长周期与重资产性，在油价高的时候，大量油气装备进入市场，但后续消化这部分油气装备很难，因油气装备寿命普遍比较长，大多数钻采设备使用寿命为 10 年以上，如钻机是 20-25 年，抽油机 10-20 年，达到设计寿命后仍可继续使用，我国塔里木盆地现在还可以看到进口美国的二手钻机，已经四五十年之久。而且油服是重资产行业，设备单价价格极高（没有强制报废所以一直用下去，大部分工艺流程比较粗糙），油气行业技术更迭缓慢，没有硬性的更新需求。以钻机为例，一台钻机投入一年以上可以带来 171 个岗位，从侧面印证油气产业链传导周期之长、工序传递之多，而且钻机对油价波动反应非常敏感，容易伴随油价忽增忽减，由此产生设备生产商和需求方的信息隔离，所以经常出现产能十分紧缺或相对过剩的情况。

3.2 行业内部失衡现象严重

强周期性叠加早先定位混乱的历史遗留问题，我国油气装备行业内部失衡现象严重，表现为部分设备存量、产能过剩严重，部分设备却刚性需求、紧缺异常，行业确定性机会下，资本开支会流入结构性短缺而非存量、产能均过剩的领域。追根溯源，我国油气装备行业的发展模式可分为 3 种：

（ 1 ）市场主导型： 该模式以四川广汉的四川宏华石油设备有限公司为代表，是以市场为主导的发展方式。四川宏华石油设备有限公司由川油广汉宏华有限公司改制而成，经过多年的产品开与市场拓展，现已成为一家专业从事石油钻机及石油勘探开发装备研究、设计、制造、总装成套的大型设备制造企业，并带动周边一些配套企业的发展。

（ 2 ）产业依托型： 以宝鸡石油机械有限责任公司、江汉油田的中国南方石油装备制造基地为代表，源于国有石油公司投资兴建而成。宝鸡石油机械有限责任公司是中石油公司投资建设的石油钻采装备研发制造企业，为中石油公司提供装备，经过 70 多年的发展现已成为陆地石油钻机和系列泥浆泵研发制造基地，宝鸡市以该企业为龙头设立工业园发展石油装备。中国南方石油装备制造基地是中国石化公司投资建设，为中石化公司提供装备，该基地已经形成了钻头、固井压裂成套设备、车装钻机、修井机、天然气压缩机、钢管等特色产品。

（ 3 ）资源推动型： 以大庆、东营、盘锦等城市石油装备发展为代表，以油气资源为依托，最初由国有石油公司投资建设、购买产品，逐渐形成。大庆、东营及盘锦等城市是中国有名的 “ 油城 ” ，由石油公司建设装备制造企业，并依托大油田的勘探开发和石化工程建设，发展形成了具有一定规模的石油石化装备制造产业。与美国著名 “ 油城 ” 休斯敦市石油装备产业发展过程类似。

3 种发展模式经过大浪淘沙形成两极分化，最先没落的是资源推动型 ，此种模式的装备公司止步于低端抽油机、油管等，曾经风靡一时，保供上产，但与市场渐行渐远，最后沦为零散的配件公司。市场主导型和产业依托型两相争辉，产业依托型以宝石机、四机厂为代表，前期凭借国家强有力的立项支持保持技术领先，后期再红海化的竞争中凭借体系优势存活下路来，市场主导型以杰瑞股份、宏华集团为代表，后发情况下弯道超车，定位高端，与产业依托型设备公司差异化竞争，也逐渐开辟了自己独特发展道路。

我国装备制造企业始终处于一种相对过剩的“幻影”中，也就是“结构性产能过剩”。个别领域始终产能过剩，而个别领域供不应求。 这一“错位”现象背后有复杂的历史原因，早在石油石化两大企业重组时，原本从物探到制管的完整产业链被分割开来，中国石油专注于钻机、制管等业务，中国石化则专注于固井压裂设备等。两者本应相互补充，但后期由于市场导向、企业发展、民营装备企业崛起等各种原因，我国装备制造企业市场“扎堆”，部分装备产品“人满为患”，而另一部分“无人问津”，不过许多民企抓住分工不明晰的机会强势崛起，才有枝繁叶茂的今天。

另外还有规划原因。 早年国家提倡装备制造企业“控制常规产能、退出低端业务、发展高端业务”，按照国家政策要求，国内很多石油装备企业扎堆在海洋装备、自动化装备等高端装备领域，而抽油机、修井机等低端装备市场却涉足较少。事实上，在我国高端装备企业斥巨资研发海洋装备之时，斯伦贝谢就将目光投在了技术含量较低、利润较薄弱的国内抽油机市场，收割渗透率红利后飘然离场。

钻机存量过剩： 目前全球陆地钻机 5000 多台，国内钻机 2000 台左右，其中中石化钻机有不到 670 台，中石油 900 多台，钻机比重全球 40% ，但产量只占 10% 。 2017 年中石化钻机设备利用率仅 67%-73% ，仍有一定提升空间。

钻机产能过剩： 2011 年我国钻机已经接近 2700 台，中石油 850 台，中石化 540 台，延长油田及其他民营小型钻机 1300 台，每年不超过 100 台更新周期，而国内钻机制造企业超过 20 家，包括宝石机、宏华、南阳二机、江汉四机等，宝石机制造能力超过 100 台，钻井泵和泵组年产超过 600 台，仅此一家就可覆盖我国更新需求，而宏华年产钻机 150 台，泥浆泵 500 台，南阳二机和江汉四机都具备年产百台的产能，此外，辽河油田、胜利油田和中原油田都具有钻机制造能力，辽河石油装备，胜利高原、中原特车等加起来具备 200 台年产能，中国实际年产能至少是国内需求的 7 倍。如果中国满产生产 1000 台，可以用 6 年时间把全球钻机再更新一遍，对于最大的基础件产品钻井泵，国内至少具备 3000 台年产能，假设 10 年更新一次，中国可以用 4 年更新一遍。

资本支出将流向压裂设备而非产能产量均过剩的钻机。 钻完井过程中，钻井成本（包括固井）占资本支出 40% ，完井占到 53% 。完井成本中压裂设备占比最大，达到 24% ，压裂液为 15% ，即与压裂相关的成本接近完井成本 40% ，占总资本支出 20% ，钻机和压裂设备是整个油气田开发过程中的两大重要投入。对于以后发力非常规天然气的中国，资本支出将向于必需的压裂设备倾斜而非过剩的钻机。

国内压裂车存量 2000 台左右，中小型压裂车占绝大多数， 压裂车有三波小高峰，分别是 2005/2008/2012 年，其中 2005 年主要是进口 800 型压裂车，受油价上涨驱动，用于老井增产，大部分到目前都在使用中， 2008 年主要是进口 1800 型压裂车，受益于油价暴涨及产品升级驱动， 2012 年则是国内压裂车元年，目前市场上存量的 300 多台 2500 型都是 2012 年购置。 2012 年国内水平井数量增长了 30% 左右，中石油 / 中石化新开水平井数量分别为 1700/1000 口，比 2011 年分别增长了 25%/30% 。带动了整个井下作业市场需求。压裂设备等特种作业设备需求旺盛，整体的行业需求非常景气，杰瑞股份 2012 年压裂设备销售同比增长了 207% ，达到 10.8 亿元， 2012 年压裂固井设备销售约 35-40 亿元。

本轮压裂车需求不仅是下游火爆导致的绝对额增加，还有结构升级驱动的需求。 美国压裂车应用常规和非常规油气大概是 1:2 ，美国 + 加拿大存量水马力 2100 万左右，而且从美国发展趋势看，非常规油气资源贡献度将稳步提升，对压裂需求越来越多。中国估计目前 500 万水马力， 200 万属于下小马力（ 1800 以下）。而 2000 以上才可以用于非常规，所以估计用到页岩气的是 300 万，还远不到美国的成熟比例，压裂车结构刚性需求叠加行业回暖。我国压裂车市场景气度较高。

2012 年以前国内的压裂装备在 100 万水马力左右，其中 3 分之一是进口的，另外三分之一是小型的装备（ 800 到 2000 水马力的压裂车）。 在 12~15 年，有了突破性的增长，三年时间增长了 200 万水马力。 16~17 年油价是低谷，压裂需求减少。 17 年底至今，由于油价上涨，工程作业量增加，对压裂需求增加。但这阶段真正购买的不多，需求有望集中爆发。工程量的增加主要取决于有没有新的区块出来，目前涪陵区块 2 期在开发，和威远一样工作量在增加，压裂车工作量比较饱满。新疆、长庆等地区对压裂装备的需求也有增加，但是水马力总量较小。大型压裂装备主要集中在页岩气、页岩油应用，如果未来页岩油开始开发后，装备需求会有更大增长。目前市场规模预计在 30~40 万水马力左右，远没有达到 13 、 14 年的水平（ 75~80 万），市场潜力较大。

龙头公司都经历了周期的洗礼，身上有适应油服设备行业的优质基因，总结斯伦贝谢、贝克休斯、哈里伯顿三大油服设备公司，可以总结出行业内优质公司的三个优质基因：

基因一是三大油服都在低谷中“保证营运资金顺畅，兼顾长远发展”，这也是求生存的第一要务， 在油服设备行业属于“基本操作”，行业最重要的就是现金流，也就是所谓的顺周期转换—低谷裁员控制成本和逆周期整合—低谷并购谋求发展；基因二是从降低成本的角度出发进一步扩张，油服设备行业竞争残酷，不谋求扩张只能变成“待宰的羔羊”，在行业低谷中黯然退场，具体措施包括降低自身的成本和降低客户的成本，主要通过拓宽国际化市场和一体化服务两种方式；基因三则是通过领先整个行业的技术（从钻井到完井等主要环节），并始终保持领先，获取超额附加收益，堪称是拓展市场的“矛”，三大油服巨头就是其中的佼佼者，而且可以依靠多种“隐性壁垒”轻而易举的保持下去。

4.1 基因一：低谷中的顺周期转换与逆周期整合

油服设备公司尴尬处境，除了油公司的压榨外，自身也存在诸多问题。 2012/2013 年高油价时期，油服设备价格也水涨船高，尽管毛利率极高，但价值创造率仍为负， 2015 年油价腰斩仅是使行业情况更加恶化而已。 2015 年油服设备行业全面崩溃，短期资产减少叠加长期资产减记，行业投资资本（股权 + 债务总和）缩水近 10% 。 2015 年油服设备行业总体收入下降了 25% ，息税前利润占收入比例几乎减半，严重削弱企业的现金流，击垮了营运资金最后的防线。

导致油服设备行业崩塌的重要原因就是营运资金的短缺，营运资金对于油服设备这类重资产行业至关重要。 保证营运资金的重要手段就是顺周期转换—裁员。近年来油价下跌和行业不确定性成为全球石油和天然气公司严格削减资本支出（资本支出）的根源。裁员成群结队，根据休斯顿咨询公司数据， 2016-2017 年全球石油和天然气裁员总数为 44 万人。

行业低谷中，油服设备行业环境恶化程度逐年递增，营运资金管理的能力，也决定危机后的复苏步伐。 经营利润的持续下降和上游油公司资本开支的急剧缩减将迫使油服设备公司转向现金保值模式， 2015 年油价暴跌前， 14 年油服设备行业产生的资本投资中流动资金占据 40% ，成为 15/16 年行业低谷的救命稻草， 15/16 年从行业低谷中节省的营运资本（从 40% 降到 23% ） 200 多亿美元，但一旦排除两大巨头并购筹资的 100 亿（斯伦贝谢收购 Cameron 及哈里伯顿收购贝克休斯），整个油服设备行业现金流为负。经营性现金流不足以支付投资活动，也就表示着营运资金释放的现金中没有一笔最终落在资产负债表上，由此引发“蝴蝶效应”，即持续低谷导致 16 年比 15 年情况更加恶劣： 16 年不会像 15 年“由盛转衰”中释放大量营运资金，是公司从营运资本减少中释放现金流更加困难，意味着油服设备行业现金流将在 2016 年进一步下降。现金余额减少叠加偿付能力恶化，使许多油服设备行业企业难以应对 16 年及 17 年到期债务（总额超过 400 亿美元）。此外，当油价回升油服设备行业复苏时，需要大量现金投资增长营运资本（平均 1 美元须增加 22 美分），只有营运资金最充足、现金储备最完善的油服设备公司才可能实现繁荣复苏。分析表明，表现最佳的企业的营运资本水平始终比销售额与中位数水平的比率高出约 10 ％。

在行业低谷中，正是由于 10% 营运资金管理的优势，龙头公司将主动逆周期整合，逆周期整合更像一种平衡结果：资产和技术由现金流最差的企业（濒临破产）转向现金流最好的企业。 虽然意味着更高的营运资金负担，但会为行业回暖后带来极大的回报。是油服设备行业对于未来收益的现有投资。

在竞争激烈的油服设备市场，没有任何一家企业能够靠自己的技术保持长久领先，因此依靠行业地位积累的资金不断收购，补齐短板就成了重要的法宝，低谷中不断“抄底”收购，是成功活下来的不二法 门。 三大油服通过兼并、收购使业务涵盖石油技术服务的各个链条，充分利用自身在已有产品上的生产、技术和市场等方面的优势，不断扩大业务经营的深度和广度， 扩大经营规模、 提高收入水平和利润水平。比如斯伦贝谢通过 发展和壮大已有业务，收购和扩张新业务，从一家单一的勘测公司发展为综合油田服务公司。完备的业务线有助于油服企业扩大业务规模、优化作业成本、发挥协同效应，同时还是油服企业打造一体化油田服务业务的技术基础。目前三大油服巨头均建立完善的产业链布局，并在相应领域具有较强的竞争优势。

正是经过周期的洗礼，行业内公司周而复始的顺周期转换与逆周期整合，油服设备已经发展成为高度垄断的行业， 全球油服设备公司超过 14000 家，而其中 94% 的公司雇员低于 100 人，前五大油服设备公司垄断了 1/3 市场。咨询公司 CapIQ 分析全球千家油服设备公司，发行业中大型企业拥有超越行业平均水平的表现，小型企业越来越难度过周期低谷。

4.2 基因二：降低成本，永远的旋律

周期下行时，几乎所有油服设备公司都会选择顺周期转换和逆周期整合，表现形式就是裁员（显著降低短期的内部成本）和并购（通过产业链整合，配合持续的投入达成技术创新，降低产品或服务的价格），但这并不足以支撑公司一步步成为巨头。

油服设备行业中，想要走的更远，就要拥有第二个基因：全方位、多角度协同降低成本，对周期性风险未雨绸缪。 延续第二章区域差别的逻辑：从市场角度看，降低成本表现为布局全球，铺开网络，对冲风险同时实现规模效应；从产品角度看，降低成本表现为一体化服务，一体化服务的精髓是内部协同降低成本和售卖高附加值服务或产品。

国际三大油服公司一直在布局全球：几个国家的内部市场都很有限，而国际石油天然气资源分布非常广泛， 国际大石油公司也都是进行跨国运作，相对应的为油公司下游的三大油服公司也需要进行国际化经营，否则很难跟上时代的步伐，并且自己的市场也可能为其他国际化油服公司侵占。斯伦贝谢 1926 年成立 Societe De Prospection Electrique 覆盖法国、原苏联、委内瑞拉和美国市场， 1956 年收购美国 Johnston Testers 公司继续加强美国业务， 1987 年吸收意大利 Bosco and Cort 公司和德国 Allmess 公司， 2004 年公司与挪威国家石油公司建立业内首个长期油藏项目， 2015 年收购俄罗斯最大陆上油服公司 Eurasia Drilling 45.65% 股份，目前它在全球 85 个国家进行作业；无独有偶，成立于 1919 年的哈里伯顿初创于美国德克萨斯， 1926 年开始国际化步伐，开始将所生产的设备向英国公司出售， 50 年代先后在意大利、德国、阿根廷和英国开展业务或成立子公司。到 1957 年已经在世界 20 多个国家建立了 201 个办公室， 1991 年公司在苏联解体后立即在莫斯科设立分公司， 2007 年哈里伯顿将总部迁至迪拜，目的是为了更好的获取中东地区的油服订单，至今哈里伯顿为全球 100 多个国家石油公司提供多种服务的国际化油服公司。

国际化的业务拓展是高屋建瓴的战略布局，那么一体化的产业服务则是着眼当下的扎实商业经营。 相应产品的一体化服务降低了油服公司内部协调成本，也更有利于公司不同产品不同部门之间调配资源并产生协同效应，二是油服公司可以打包售卖高附加值服务与产品，这显著降低了终端客户受到服务的总成本，也方便了油服公司业务的开展。在周期上行阶段，一体化服务促进公司新产品与业务的增量市场开展，在行业萎缩期，更好的服务提高了客户的粘性，这意味着采取这种战略的公司更容易在油服强周期性行业存活。

斯伦贝谢最初主要为测井业务的先驱，但在其发展壮大过程中不断通过横向并购或内部增长完成产业链整合和高附加值产品的开发 ， 1952 年收购 Forex 公司 50% 股权，进入钻井领域， 1960 年成立 Dowell 公司，进入固井、压裂领域， 1970 年推出首个计算机油藏软件， 1985 年收购 Merlin 公司和 GECO 公司 50% 股份加强地震业务，这两者加强的都是物探业务， 1996 年提出实时油藏管理理念，为油田生产提供高附加值的信息技术方案，最近的著名并购案为 2016 年收购油田设备提供商卡梅隆国际，公司的一体化服务战略卓有成效。

油服设备公司通过全球布局和一体化服务全方位、多角度的降低成本，包括降低内部成本和客户成本两方面， 以斯伦贝谢为例：一方面，公司实现了更高的内部效率。通过利用 IT 基础设施和运输的最新进展，斯伦贝谢可以更好地控制其庞大的运营规模。对于市值为 1300 亿美元的资本密集型公司而言，运营保持灵活和灵活是非常重要。另一方面，借助全球化平台，斯伦贝谢为油公司提供更高水平的项目管理和集成解决方案。太多涉及油服设备的个体供应商会增加不必要的成本并增加了复杂性。相反斯伦贝谢通过扩大其技术能力和提供更广泛的集成功能来实现这一目标。作为油田服务企业主要是扶持油企上游勘探开采业务。其作用就是在油气产业链的上游中“勘探开采服务总包商”的角色。因此，其策略明确是绑定油企企业，凭借其自身业务管理经验和设备集成经验限制项目服务商的数量，从而提高效率，帮助油企企业压缩成本。

4.3基因三：拥有高附加值产品及技术溢价

第二章提到市场是油服设备的护城河，但护城河偏保守，属于“守城”而非“攻城”，但若要大幅进军扩张，靠的是进攻，那么进攻的“矛”就是高端服务或者低廉价格（性价比高的服务），两者本质都是技术溢价带来的红利。 基因三定位在高端产品及服务，能过获取远超行业平均水平的溢价回报率，这类服务依赖性强、壁垒高、利润厚，是行业内公司最难具备的优质基因。如油服设备国际巨头盈利模式和国内公司截然不同，其聚焦于高端服务，赚的是快钱，风险最小，核心技术掌握在其手中，具有非同质化的高端技术和服务，但其他公司的技术产品就相对粗糙，往往初始壁垒比较高，但慢慢都能开始做，逐渐堕落同质化的漩涡，以低成本取胜。但高端服务不是绝对概念，是相对概念，达到本土某领域的最高水平就算具备提供高端服务的能力。

高端服务及产品的提供能力源于几十年经验积累及持续不断的高研发投入。 超过 80 年的勘探开飞领域技术积累 + 全球超过 30 个研发中心，斯伦贝谢始终将大量时间和资金投入到研究和工程上，作为支持和发展其技术领先地位的长期战略，短期商业周期波动不会影响这一点。正是凭借无与伦比的高端服务掌控权，斯伦贝谢在电缆测井、钻井服务、地球物理、钻头、钻井液、完井服务领域处于行业第一，在压裂服务、人工举升、租赁服务处于行业的前三名。斯伦贝谢坚持市场领先的战略，通过强大的研发创新能力推动的内增式发展和兼并收购带领的外延式生长稳居油服行业龙头。

国内公司与国外巨头相比，常规服务领域差距不大，只是在关键的技术上差很多。 比如中曼在伊拉克主要是钻井服务，但无法做钻井的旋转导向服务，没有相应的专业钻机也没有此类高端服务经验，但斯伦贝谢哈里伯顿都可以批量作业。此外测井技术、带压作业技术也比较落后，概括而言就是复杂的高压油层处理和国外差很多，常规领域中国不弱，甚至放眼全球中国是很有竞争优势，但在高端服务设备领域仍有巨大的鸿沟。

国内公司常规服务项目成本低于国际油服： 项目成本构成主要有三大成本，原材料占 40% ，人力成本占 20% ，折旧 10% ，如果人力成本超过 30% ，总体经营成本控制合理的成本之内，其他两项就会压缩。与西方国际油服相比成本更低的原因主要是人力成本和管理成本比西方公司低（西方公司福利待遇好），原材料成本也有优势。售后服务及质量上国内公司也优于海外巨头。

国内企业应选好赛道，借助常规服务之优势带来的现金流，持续投入高端服务的研发中，逐步铸造进攻的矛，才是长久发展之计。

5.1 压裂车需求旺盛：面向50亿增量市场

受益技术进步，水平井遍地开花，性价比较高已逐渐成为主流。 2000 年前我国开采的油藏多为“甜点区”，射孔完成即可完井采油，后来油田的储层发生了变化，目前 70% 以上都属于难动油藏，多为致密油藏，如长庆油田以致密气为主。下属的苏里格气田打一口直井造价 300 万，而水平井则 1000 万，但 2018 年长庆所有直井 / 斜度井均改为水平井钻井和分段压裂，可以看出来水平井的性价比较高，在页岩油气、致密油气上广泛应用，新打的井已经没有直井。

水平井必须的工序为压裂，压裂技术主要用于非常规油气开采，也用于常规油气增产。 由于油气藏类型很多，岩性不同、厚薄不同、含水不同，压裂技术就不一样。页岩气是充填于页岩裂隙、微细孔隙及层面内的天然气，其储层的渗透率一般只有几个纳达西，气流的阻力比传统天然气大得多，从而难以开采需要采用水平井或斜井，压力等级达到 100MPa 以上。致密气是一种储集于低渗透致密砂岩储层中的天然气，渗透率小于或等于 0.1mD ，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，需要进行直井多层压裂和水平井压裂。常规天然气的渗透率高，压裂主要用于增产，对压力等级要求低，仅需 40-60MPa ，以直井压裂方式为主。

压裂技术使用的设备是压裂车组。 压裂车组是一种为了提高油井油气层渗透率从而提高油、气采收率而向地层压注高压液体、对地层进行加砂压裂作业的设备，它将机械、电子、液压、化工、环保等各领域的先进技术模块化集成在专用车底盘上，从而实现油气田特定压裂功能。通常 1 套压裂车组包括压裂泵车多台（ 5-20 台不等）、混砂车（ 1-2 台）、管汇车（ 1-2 台）、仪表车（ 1 台）、测井车（ 1 台）以及辅助的酸罐、液罐等，目前压裂车单价在 1400-1600 万，混砂车 800-900 万，管汇车 1300-1500 万，仪表车 300-400 万左右，整个一套机组总价值 4-5 亿，其中压裂车、混砂车、仪表车核心配套件 3 亿左右。

相同工况下，转换系数和泵压降不变，则水马力越大液体排量越大、效率越高，目前我国压裂车主流型号为 2500 型。 不同型号的压裂车主要以水马力划分，水马力指压裂车在井下能够提供的液体做功功率：水马力 = 泵压降 * 液体排量 / 转换系数。由于大马力的压裂车组作业时所需压裂车数量少，能节省占地面积，有效减少故障率、维护成本及设备现场装配施工时间，所以开采非常规油气时，大马力压裂车取代小马力压裂车（ 1400 型及以下）成为主流。国内的页岩气田的地表条件都是山地 - 丘陵，比较恶劣，如在山地上斥资几千万也只能建设足球场大小的工作区域，因此对于压裂车数量限制较大，综合考量单体水马力及稳定性两方面，尽管 2000 型也可用于非常规气压裂，但处于占比面积小，以及页岩气开发比页岩油对设备要求更高的考虑，仍以单体水马力更大的 2500 型为主流（北美以 2000 型为主）。

压裂服务之火爆带动压裂车结构性需求旺盛。 6 月份中石油集团 2018 年计划开钻 330 口页岩气井，未来 3 年计划再开 700 口，而截止于 2017 年底中石油集团累计投产约 210 口井，光 18 年一年的钻井数就是已有存量的 1.5 倍。值得注意的是，该项计划制定于 9 月份总书记座谈会之前，因此显而易见 18-20 年实际工作量将大于上述规划。页岩气井钻井固井后需要压裂才能产气，大量的新开钻井必然带来大量的压裂车需求，我们统计了 2018 年 1 月至 11 月底，有关压裂车租赁与压裂服务等招标已有 42 宗，而 2016 、 2017 年每年相关招标仅 6-7 宗，压裂之火爆可见一斑。

从下游客户需求来看，未来 2 年装备有望保持供不应求趋势，确定性较高。 其一，油价上涨叠加政策背书，市场快速升温。一方面全球油服市场回暖已成大势，另一方面国家能源安全战略的驱动下，急需加大国内油气勘探力度，采取有力措施增加油气产量。长庆油田、涪陵气田、西南油气田等各大油田也强化油气勘探开发，夺油上产；其二，勘探开发结构变化叠加生产不均衡，带来保障压力增大。国内深井、超深井、非常规井成倍增长，打井越来越难，在 18 年大规模上产中更加凸显。以长庆油田为例， 18 年油田陇东区块增加 300 多口小井眼、致密油井，对侧钻、定向井、测井服务均提出很高的要求（一口水平井的工作时长相当于常规井的 5 倍）；其三，部分油服产能萎缩叠加投资不足，加剧了国内供需矛盾。低油价下，四大油服将中国市场很多自备压裂设备厂关闭，一些民营油服企业为求现金流周转，廉价出售压裂车等设备。以上三点导致我国 18 年年初以来油气装备紧缺，并且这三点短期内无法改善，装备仍将保持紧缺。

2019-2020 年页岩气压裂车组缺口达 16 组，仅页岩气面向压裂车增量市场 41-46 亿元。 压裂车组的需要取决于新增井次的压裂工作量，而新增井次取决于产量目标。若 2020 年页岩气产量要达到 300 亿立方米，则 2019-2020 年两年复合增速需要达到 55% 。

页岩气井单井产量并不是恒定不变，而是随着累计产量的增加不断递减。 主要表现为气井的井底压力下降以及该井关井压力恢复后最大恢复井口压力岁累积产量的增加逐渐下降。综合国内外经验，递减规律表现为单井产量生产初期递减较快，第一年递减最快，通常达到 50-70% ，前三年递减率达到 70-80% ，随着累计产量的增加，递减趋势变缓，呈对数趋势递减，持续产气二三十年，一般不进行二次压裂。因此，计算新增井数时需要考虑页岩气井的首年日产量和后续的产量递减规律。

我们统计了涪陵区块焦石坝 23 口页岩气井和威远区块 68 口页岩气井首年日产量情况，两个区块的平均单井首年日产分别为 6 万、 7.72 万立方米，保守估计单井首年日产为 6 万立方米。页岩气单井产量差异较大，多达几十万方，少则一两万方，出于谨慎性估计，以首年平均日产量 6 万立方米测算较为合理。

关键假设： （ 1 ）能源安全政策贯彻下去， 2020 年页岩气产量达到或接近 300 亿立方米；（ 2 ）新投产的单井首年日产量为 6 万立方米；（ 3 ）往后 5 年日产量分别是首年 35.92% 、 27.08% 、 21.92% 、 18.25% 、 15.41% 。

页岩气开采所需 2500 型压裂车面向 40 亿市场。 2018/19/20 年需开新井数分别为 211/340/573 口井，目前一个压裂车组标配是 16+1 或 18+1 ，按全国 300 台 2500 型压裂车估计约 16 组，每组压裂车满负荷（人换车不停）工作，算上路上运输时间，每年约可压裂 20 口井，可以明显发现 18 年 2500 型压裂车市场勉强平衡，但 19/20 年供需缺口逐年扩大， 2020 年缺口达 12-14 组， 19-20 年刚性需求近 260 台 2500 型压裂车，新增需求 40 亿。若再算上致密油气所需的 2000/2500 型、常规油气所需小水马力压裂车，整体市场空间超过 50 亿。

5.2 压裂车行业放量，电驱动产品提上日程

压裂车由底盘车和上装设备两部分组成，四大核心部件是底盘、发动机、传动箱和压裂泵。 底盘车除完成整车移运功能外还为车台发动机启动液压系统和压裂车风扇冷却系统提供动力；上装部分是压裂泵车的工作部分：主要由发动机、传动箱、压裂泵、吸入排出管汇、安全系统、燃油系统、压裂泵润滑系统、电路系统、气路系统、液压系统、仪表及控制系统组成。压裂车的工作原理是通过底盘车发动机动力驱动车台发动机的启动马达，使车台发动机工作；车台发动机所产生的动力，通过液力传动箱和传动轴传到压裂泵动力端，驱动压裂泵进行工作；混砂车供给的压裂液由吸入管汇进入压裂泵，经过压裂泵增压后由高压排出管排出，注入井下实施压裂作业。

由于压裂车重量一般达到 40 吨以上，作业的区域环境恶劣，多山坡和丘陵，需要压裂的油气藏埋深达数千米，所需压力较大，故压裂车对底盘、发动机和传动箱的性能都有很高的要求。 底盘需要至少承重 40 吨以上，发动机需要额定功率达到 3000hp/1900rpm ，传动箱需要输入功率达到 3000hp ，最大扭矩 12880Nm ，最高转速 2100r/min ，才能充分保证柴油机功率的输出正常。出于投入产出经济性考量以及技术受限，国内压裂整车制造商部分压裂泵自产，而底盘、发动机和传动箱均需进口。

2012 年之前，国内压裂车的压裂泵等关键部件全部依赖进口 ，当时国际市场上拥有高功率压裂泵制造能力的企业仅有哈利伯顿、斯伦贝谢、 SPM 公司、 GardnerDnever Yhomas 公司、 FMC 技术公司和 OFM 公司，其中哈利伯顿和斯伦贝谢的压裂泵全部自产自销，不对外寻求代理商。压裂泵其实是压裂车的“心脏”，是生产压裂车的真正门槛。因为外国厂商即使在掌握压裂泵的生产技术后，其他核心零部件，如底盘也需要向肯沃斯这一类商用车制造商进口。所以后来随着国内四机厂和杰瑞对压裂泵技术的突破，就实现了压裂车的国产，尽管进口设备具有性能相对稳定的优点，但也存在着售后服务差、配件组织困难、价格高等问题，经过十几年发展，国产压裂车质量已经大幅提升，并借着低成本和本土售后优势，夺回压裂车份额。

目前国内主要的压裂车厂商有中石化江汉第四机械厂、中石油宝石机械公司和烟台杰瑞股份有限公司。 四机厂做的时间最长，有合资公司赛瓦，引入赛瓦全套技术，技术最全面，后来承担国家项目的支持下，做出 2500/3000 型压裂车，市占率 50% 以上。第二是杰瑞，发展和配套比较全面、机制比较灵活，市场约有 200 台左右存量，市占率大概在 20% ，主要是大型车（ 2000 型以上）。第三是宝石机械，进入行业比较晚，目前配套不全面，只在压裂车上取得一定成绩，配套装置目前没有开发成功。此外，三一重工开发的进程也比较快，开发了全套传动式压裂设备，引领整个行业推进，但很难进入成熟的中石油中石化市场。科瑞、北方重工后续没有再开发，只是比较旺盛的时期租赁出去。宏华在石油装备、特别是钻机领域实力强劲，电驱领域走在了国际前列，完成批量产品、工业性试验。

18年随着油价上涨和能源安全政策的出台，三桶油加大了油气勘探开采投资，压裂车结构性需求爆发， 首先表现在压裂服务和压裂车租赁需求火爆，其次是采购数量大增、中石油2500型压裂车采购就达84台（以前的存量仅300台左右），市场短时间内供不应求，目前2500型压裂车价格已经提高到1600万左右，预计19年中石油招标数量在130-160台之间（时间一季度到二季度之间）。

现阶段市场供不应求的原因主要有三点： 一是业务模式的长周期无法满足短期强烈需求而导致的短缺。国内压裂车需求短时间内爆发，但制造新的压裂车需要一个较长的过程（通常是先下达订单，从进口采购配件、制造生产到交货需要 6 个月的时间），存量的压裂车被哄抢，价格自然就提高了。二是部分核心配件供应商短期内无法适应中国市场强烈的需求，产能调配及提升需要一段时间。三是造车周期的延长、环保因素和内部保护政策的不确定性，在一定程度上抑制了民营企业的预投囤货动力。采购周期使得造车时间大大延长， 18 年下达的订单可能要 19 年下半年才能交付，国六标准最快 19 年下半年出台，主机厂的预投对国五标准的进口底盘有所顾虑。

四大件采购周期长，压裂泵或成掣肘宝石机压裂车产量的最大因素。 18 年宝石机对 2500 型压裂车四大核心部件有两次采购，一次是 4 月份时每个配件各招标 24 台，另一次是 7 月份的各 12 台。从中标情况看，（ 1 ）除了传动箱第一次招标即能中标外，其他三大件都需要 1-3 次重新招标（延长开标日期）才能中标，耗时平均需要 2 个月，足见招标难度之大；（ 2 ）采购难度排名为：压裂泵 - 底盘 - 发动机 - 传动箱，其中压裂泵第一次采购没有中标结果，第二次采购的 12 台需要经过 1 次重招才得以成功，底盘则每次采购都需要 1 次重招才能成功，发动机难度差不多，但出现两家不同的中标人，供应商选择较多，传动箱招标比较轻松，且出现 TWIN DISC 和 Allison 两家供应商竞标的情况；（ 3 ）若宝石机购得足够的压裂泵，则 2018 年压裂车最大产量只有 12 台（还存在性能隐患，压裂泵都是 3000HP ，其他配件和 2500HP 配套），因此后续可能需要其他形式的合作协助等。

无法自产的宝石机主要受压裂泵供给制约，而四机厂和杰瑞主要受底盘供给制约。 压裂泵作为压裂车组的核心装备，只有选好压裂泵，才能根据泵的大小选择配套设备，满足 2500 水马力要求的进口大泵主要有 FMC 和 OFM 重型五缸压裂泵。对于能自产压裂泵的四机厂和杰瑞，现阶段供应压力则落在了底盘、发动机和传动箱上。本轮造成供应短缺的原因部分是由于北美和中国市场的需求突然爆发，上游供应商，特别 14-16 年原油熊市中“缩衣节食”的公司一时间内产能没法及时调整过来所致，此外还有工程机械泵车先一步爆发的挤占效应（ 20 吨以上属特种底盘在同一生产线，泵车和压裂车底盘（一般承重 40 吨以上）共享产能）。很难直接获取相关公司的投产情况，但对于配件未来的供应情况，可以从供应商近年来的经营状况入手，通过参考营业收入、员工人数、资本支出及未来的经营计划等指标间接推理现阶段及未来的产能情况。

（ 1 ）变速箱国内主要有 TWIN DISC 和 Allison 两种选择：

TWIN DISC 是一家从事传动箱制造和销售的美国公司，是国内压裂车生产商的重要传动箱供应商之一。 2014