油服设备专题：页岩气压裂设备行业深度研究

1.页岩气开发与压裂技术简介

常规油气形成于高渗透性岩层，非常规油气形成于低渗透性岩层。古代生物遗体被埋藏后，经过上千年演变形成原油和天然气，因此，油气资源一般出现在地层深处的矿藏中。有些情况下，有机物先在渗透性好的岩层中形成油气，由于油气相对地下水密度更低，会向地表转移，如果遇到渗透性差的岩层，会停止移动，随后越来越多的油气会在这里聚集，存储在固定的位置，这个位置被称为储集岩。常规油气会移动到储集岩中，直接钻开储集层就可以开采出来。非常规的油气形成于渗透率很低的岩层，油气小液滴被束缚在岩石的孔隙中，无法向地表移动，页岩中经常能发现非常规油气。

页岩极低的渗透率意味着从页岩中提取天然气需要使用水力压裂技术。页岩的渗透率在0.01到0.00001毫达西之间，极低的渗透率意味着从页岩中提取天然气需要使用与开采常规油气不同的技术。水力压裂是一种在页岩地层中创造通道，使天然气从岩石中流出的过程。水平井和压裂技术并不是一项新技术，很多年以来，石油公司都在使用这两种技术增加常规油气的产量，但是，过去十年来水平井和压裂技术的结合使页岩气大规模开采成为可能。

开采页岩气的过程为：

（1）钻水平井到页岩层中，和垂直井相比水平井极大增加了井眼与页岩层的接触面积。水平钻井可以从一个平台钻多口井，有时也称为井工厂。一个平台通常可以钻6口井。井工厂大幅降低了页岩气井钻井的时间、成本和环境影响。

（2）在进行水力压裂之前，要在井筒水平段的特定位置射孔，使井筒底部向页岩层打开。

（3）由于页岩层渗透性低，天然气较难向井内移动，水力压裂在页岩中为天然气流出开辟通道。在高压下，大量的压裂液被泵入井内，其中含有水、沙子以及化学物质。沙子支撑页岩中的裂缝维持张开状态，这样天然气就可以连续多年流动，化学物质主要是降低表面张力，增加天然气流向井内的流量。

（4）射孔和水力压裂作业沿井筒的几个位置或“阶段”重复发生，直到在页岩层中形成一个向井筒开放的巨大裂缝网络。

2.北美页岩气开发的启示：把握行业数年成长阶段

2.1、2005年气价上涨引发页岩气开采热潮

2005年美国天然气价格的大幅上涨促进了水平井压裂技术的推广。几十年来，美国天然气的供应主要来自传统油气资源。2000年前后，随着传统油气资源产量的下降，人们意识到国内的天然气供应无法满足逐渐增长的天然气需求，此时，天然气价格的增长促进了液化天然气（LNG）进口设施的建设。但是，2005年下半年天然气价格进一步迅速上涨，使页岩气开采变得经济可行，随后水平井和压裂技术逐渐普及，美国页岩气产量大幅增长。随着页岩气开采量的增加，学习效应以及技术进步推动盈亏平衡点下降，国内相对廉价的页岩气供给充足，原来的LNG进口终端被闲置。

2.2、页岩气对美国能源格局具有战略意义

自从2005年在Barnett区块成功生产了页岩气以来，美国天然气供应格局发生了巨大变化。从2005年开始，以Barnett区块为主，通过水平钻井和水力压裂技术成功地生产了天然气，不久之后，页岩气开发公司在美国各地类似的页岩岩层中钻探井，先后开发的区块包括Barnett、Marcellus、Fayetteville、Haynesville、EagleFord、Woodford、Bakken区块。致密以及页岩气将成为美国页岩气主要的天然气供应来源，2018年占美国天然气产量的78%。预计2021年占比达到82%。

2.3、盈亏平衡点下降使行业维持数年高速增长

行业发展拐点来自于页岩气价格上涨使页岩气开采进入经济可行区间。2005年，天然气价格高企，利用水平井压裂技术开发Barnett页岩经济可行，页岩气被视为一项有利可图的风险投资，导致许多企业投身该行业。后来页岩气供给过剩，天然气价格走低，行业整体亏损，给运营商带来了压力。但是不断降低的盈亏平衡点使行业维持了数年的高速增长，这里的盈亏平衡点指的是行业盈亏平衡对应的天然气价格。美国2005、2008年天然气价格接近，但是2008年行业净利润明显超过2005年。

所有区块盈亏平衡点不断降低，促进产量持续增长。根据每口页岩气井的产量、初始投入成本、后续运营成本以及纳税情况，以10%的折现率计算出NPV为0对应的天然气价格作为盈亏平衡点。发现2005-2010年各个区块的盈亏平衡点不断降低。Barnett区块中80%的页岩气井在2005年盈亏平衡价格为12.46$/Mcf，2012年下降至9.69$/Mcf，其他区块的盈亏平衡价格也出现大幅下降，推动行业供给不断增加。

“井工厂”技术已推动钻完井成本不断降低。井工厂在2006年只占美国9大页岩气区块所有井数量的5%，到2013年，井工厂数量迅速扩张，占比达到60%。通过该技术，几口井共用同一设备，每口井分摊的成本大幅下降。一些页岩气开采企业使用井工厂钻井技术，在2014年将成本削减30%。对盈亏平衡点影响最大的因素为钻完井成本以及页岩气井的初始最大产量。

2.4、优质区域优先开发增加行业风险

页岩气行业的一个重要风险来自于优质区域的优先开发导致盈亏平衡点随时间上升。一个区块内不同页岩气井的产量不同，产量高以及产量低的井数呈现一定的分布规律。当一个新页岩气区块投入开发时，开发商首先会开采理论上最便宜的区域，一旦一个区块中最好的部分消失，就会导致盈亏平衡价格的上升。页岩气井是否含有NGL（天然气凝液）对盈亏平衡点也会有影响，NGL伴随页岩气产生，并且价格高，可以大幅改善经济效益，是在天然气价格处于低位的时期内，含液量丰富的区域会被优先开采。

2.5、美国页岩气行业已进入洗牌阶段

我们认为美国的页岩气经历了如下的发展阶段：

萌芽阶段：2005年之前，水平井和压裂技术还未大量普及，2004年，美国页岩气井仅有2900口，主要是由于页岩气开采成本高，气价处于低位。根据EIA数据，2000-2004年致密及页岩气产量平均增速仅为1%。

成长阶段：2005-2008年，根据EIA数据，2005-2008年致密及页岩气产量平均增速为13%，行业整体利润水平不断提升，行业净利率分别达到39%、13%、21%、42%。这段期间天然气现货价格维持在6.76-8.85美元/百万英热单位的高位水平。由于行业处于快速发展期，企业竞争压力小，尽管有大量企业进入，行业本身规模的快速增长使公司之间无需经过竞争市场份额也能实现收入快速增长。

洗牌阶段：2009年-至今，根据EIA数据，2009-2018年行业出现增速放缓趋势，2009年行业增速下滑至10%，2016年降至1%。行业利润水平出现下降，行业利润率从2009开始转为负数。由于行业增速放缓，公司竞争加剧，这段期间有部分公司破产或者被收购，最终退出市场。

从美国页岩气行业发展情况来看，行业成长阶段不过经历了4年时间，过早或者过晚介入都难以获得较好的回报水平。关键在于抓住行业突破盈亏平衡的拐点，获得高速增长阶段带来的数年高回报率。

2.6、美国页岩气开发公司股价表现

页岩气开发专业性公司股价估值受页岩气行业景气度影响。德文能源公司是美国最成功的页岩油气开发公司之一，非常规天然气（如页岩气，油砂，煤层气等）占德文能源天然气生产总量的60%以上。公司在2005-2008年之间经历了页岩气行业的成长阶段，股价维持长达数年增长，2009年之后由于页岩气供给过剩，股价逐年下跌。

3.国内页岩气行业即将进入成长阶段

3.1、能源安全议题在贸易摩擦之际升温

国内原油对外依存度高达70%，净进口量排名第一，能源安全问题突出。2018年，世界主要国家中，欧洲、印度、中国的对外依存度在60%-100%之间，净进口量方面，中国位于最右侧区域，4.62亿吨。目前中国位于对外依存度和净进口量的双高区域。2018年,世界主要国家中，印度和欧洲的对外依存度在50%以上。净进口量方面，欧洲位于右侧区域，为309亿立方米。总的来说中国情况稍好，对外依存度不高。中国天然气安全问题没有石油严重，但是产量增速低于需求量增速，图中中国有向右上方移动的趋势。中国大量原油需求通过进口满足，在贸易摩擦不断的国际形势下，原油供应不稳定性增加。调整能源结构，降低对外依存度的诉求格外强烈。

3.2、丰富的非常规油气资源成为发力点

中国主要油田已经进入开发中后期，持续挖掘常规油气资源潜力不大。中国石油总探明储量占全世界的比重较小，为1.50%，天然气探明储量占全世界的2.80%。石油资源主要集中在委内瑞拉、沙特阿拉伯、加拿大、伊朗、伊拉克等美洲和中东国家。天然气资源主要集中于俄罗斯、伊朗、卡塔尔等国家。国内主要油田已经进入开发中后期，储采比不断下滑。储采比是指上年底油田的剩余可采储量与上年采出量之比。

中国非常规油气资源储量居世界前列。非常规石油可采资源排序前10位的国家分别是美国、俄罗斯、加拿大、委内瑞拉、巴西、中国、白俄罗斯、沙特、法国和墨西哥，这些国家储量占全球总量的82%。非常规天然气可采资源方面，美国、中国、加拿大和澳大利亚四个国家储量占全球总量的57%。非常规天然气中页岩气占比最大，为71%，其次为煤层气，占22%，致密气占7%。美国和中国同为油气消耗大国，并且本国常规油气产量有限，2008年开始，美国石油对外依存度开始明显下降，探明储量和产量迅速增加，原因在于非常规油气资源大规模商业开采。中国拥有全球14%的页岩气资源，储备非常丰富。

中国的页岩气在地质条件上与美国相比存在一定的劣势，开采成本较高。中美页岩气比较突出的差别在于地貌和深度，丘陵的地貌特征为页岩气开发的效率带来一定阻力，同时较大的埋藏深度会增加钻井深度，提升钻井成本，整体的经济性能不及美国。当前，美国页岩气单井成本1000-3000万元，中国页岩气井单井成本5000-7000万元，对应盈亏平衡点气价在1.5元/方附近。国内的垂直钻井、水平钻井、完井服务和压裂成本占比均高于美国。钻完井及压裂成本是影响国内页岩气行业发展的关键变量之一。

3.3、前期发展更多依赖政策

政策推动石油企业提升油气勘探开发力度，完成2019-2025七年行动方案工作要求。2019年5月24日，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。指出石油企业要落实增储上产主体责任，不折不扣完成2019-2025七年行动方案工作要求。7月21日，国家能源局组织召开大力提升油气勘探开发力度工作座谈会，邀请了中国科学院和中国工程院院士分别做了四川盆地国家天然气战略生产基地专项规划和我国页岩油发展前景的专题报告。

补贴标准升级换代，促进页岩气供给。2019年6月11日，财政部印发《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》的补充通知。通知规定，非常规天然气开采利用补贴标准升级换代。另外，可再生能源发展专项资金实施期限为2019年至2023年。通知规定，煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用不再沿用2018年0.3元/立方米的补贴标准。自2019年起，按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金。同时，对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。早在2013年，页岩气开发就已经纳入国家战略性新兴产业，政策上多年给予补贴、减税支持。国内页岩气初期开发成本高达8000万-1亿元/口井，如果没有政策的持续补贴，页岩气开采难以进入经济可行区间，在政策的引导下，学习效应和技术不断完善实现了后续的成本下降。目前成本已经降至6000万元/口井甚至更低。

国家能源局制定了页岩气发展目标要求到2030年达到1000亿立方米产量。2016年国家能源局关于印发页岩气发展规划（2016-2020年），提出了发展目标为，在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。“十四五”及“十五五”期间，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效开发，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。重点建产区包括涪陵、长宁、威远、昭通、富顺-永川勘探开发区。2018年页岩气产量为109亿方，要达2020年目标，2019-2020产量平均年复合增长至率需达到66%。

3.4、目前基本实现盈亏平衡

钻完井成本是制约页岩气开采发展的关键因素。页岩气开采的主要成本为钻完井成本，占初期资金投入比重为82%，其他成本还包括资源取得、勘探、地面设施成本，后期运营的成本主要为租赁、运营费用、矿产资源补偿费、销售管理费用，以及各种税收。后期成本相对较低，更为重要的是收入水平，取决于单井产量、天然气井口价格和政府补贴。国内天然气价在1.2-1.6元/方，平均钻完井成本在5000-6000万元的范围。成本的下降，对IRR的提升作用非常明显。我们假设单井期初产量为7万方/天，根据不同的钻完井成本以及天然气价格计算单井页岩气开采的IRR。1.2元/方的气价，当钻完井成本降低至6000万元后，IRR可以达到14%，接近目前的实际情况。

电驱压裂车的推出将降低钻完井成本，提升页岩气开采收益率。国内压裂市场目前以2500型压裂车为主，而电驱压裂设备可使用5000-7000水马力柱塞泵，远高于传统压裂设备输出功率，单机可替代2-2.5量2500型传统压裂车，满足页岩突破压力高的需求，进行高压长时间作业。同时经济性能也大幅提升，可以节省20%-40%的易损件费用、50%的人力成本、40%运输模块和井场占地面积、30%-40%的设备租金、50%左右的能耗费用。

4.页岩气开采带动压裂服务与设备行业

4.1、页岩气行业发展带动压裂设备和服务需求

压裂设备与服务行业平均增速较高。2006-2016年压裂设备行业的平均增速为21%，压裂服务行业平均增速为19%。随着页岩气井数爆发，压裂作为一种不断推广的技术在油服市场中的占比不断增加。页岩气带动了上游行业的发展。

目前世界的压裂作业主要集中于美国和加拿大市场。2016年全球压裂市场规模327亿元。其中美国占比68%，加拿大占比20%，其他市场占比都较小。主要原因是美国和加拿大非常规石油和天然气储量丰富，处于积极开采状态。从储量上来看，俄罗斯和中国非常规油气资源也很丰富，均占世界前五，压裂市场发展的潜力也较大。

4.2、全球压裂服务行业市场集中度高

全球压裂服务市场市场集中度高，近年来集中度不断下降。2016年占比份额最大的公司为哈里伯顿，市场份额为41%，其次为斯伦贝谢，市场份额23%，处于第三位的公司为贝克休斯，市场份额13%。市场前三家公司为国际上知名的综合性油气技术服务公司，在技术服务市场占据大部分市场份额。FTS是北美最大的水力压裂服务供应商之一，拥有5%市场份额。Trican公司是一家加拿大的油田服务公司，提供专业化的设备、服务和技术，在加拿大。Calfrac服务有限公司是一家专门的油田服务供应商，其服务包括水力压裂、油管、固井和其他油井增产服务，其压裂服务占全球市场份额达到4%。

2016年尽管压裂市场中全球四大综合性油田技术服务公司合计占有60%的份额，但前三名公司市场份额远远领先于其他企业。前3家公司合计市场份额由2005年的74%以上下降至56%，主要原因可能是2005-2014年之间，除了2009年，压裂服务市场规模都处于一个不断增长的阶段，从而引了大量新进入者的参与，前三家企业的份额有所下滑，在2009、2015年油价处于低谷期间，行业收缩，部分小企业退出市场，集中度提升。

4.3、全球压裂设备行市场集中度高

压裂车及零配件制造领域市场集中度高。压裂零配件包括压裂泵、卡车制造和翻新、备用及替换零件。2016年NOV市场份额达到24%，为行业龙头，份额处于第二位的公司为Weir公司，市场份额为14%。SERVA公司市场份额为7%，其与中国石化机械成立合资公司四机赛瓦，是国内主要的压裂车制造商之一。GDI和SSSS公司市场份额均为6%。NOV和Weir具有相对领先的市场份额，剩余公司市场份额比较分散，行业前两名公司具有更好的竞争优势以及定价能力。压裂设备传动系统一般从外采购。

4.4、国内压裂设备需求同步增长，企业处于垄断竞争状态

按照国家能源局页岩气发展规划，在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。目前以2500型压裂车为主，按照一组20台压裂车一年开采3个10个井的平台的效率计算，到2020年对压裂车需求达到600台，2030年达到1572台，而目前市场上只有300多台存量。预计未来3年气价稳定的前提下，每年有200台以上采购。

目前国内压裂车生产企业包括杰瑞股份、石化机械、宝石机械、四川宏华，行业具有很高技术壁垒，处于寡头垄断的市场格局。杰瑞股份的市场份额在2016年达到45%，但是由于宝石机械背靠中石油，具有渠道优势，从去年中标的订单情况来看，杰瑞市场份额下降到40%附近。目前杰瑞股份、石化机械拥有产能400台/年，宝石机械为100-200台/年。当压裂车需求集中爆发时，宝石机械可能面临产能瓶颈。竞争对手中除了石化机械，其余产能有限，技术没有杰瑞成熟，预计杰瑞市场份额不会大幅下滑。

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（报告来源：国元证券）

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