油服及设备行业研究报告：页岩气行业步入成长阶段压裂设备需求提速-20190830-国元证券-25页.pdf

请务必阅读正文之后的免责条款部分 1/25 行业研究|能源 证券研究报告 能源行业研究报告能源行业研究报告 2019 年 08 月 30 日 页岩气行业步入成长阶段，压裂设备需求提速页岩气行业步入成长阶段，压裂设备需求提速 油服及设备行业研究报告油服及设备行业研究报告 报告要点：报告要点：北美页岩气开发的启示：早期的北美页岩气开发的启示：早期的 3-5 年成长阶段回报率较高。年成长阶段回报率较高。2005 年美国天然气价格上涨引发页岩气开采热潮，2005-2008 年页岩气行业处于成长阶段。虽然期间天然气价格出现下降，但是行业净利率在 13%-42%之间，原因是“井工厂”等技术的普及推动盈亏平衡点不断下降，在此阶段，相关公司的股价经历了长期的上涨。2009 年开始，行业进入洗牌阶段，收入增速下滑的同时出现亏损，相关公司股价随之走低。值得注意的是，优质区域的优先开发会导致后期行业风险加大。产量增长叠加盈利改善，国内页岩气行业即将进入成长阶段。产量增长叠加盈利改善，国内页岩气行业即将进入成长阶段。在中美贸易摩擦之际，能源安全议题升温，国内传统油气资源有限，储量丰富的非常规能源成为发力点，2019 年多项政策出台刺激页岩气产量增长。按照 1.2 元/方的气价，我们估计目前 6000 元/口井的钻完井成本可以实现 14%的 IRR。电驱压裂技术的推广将进一步降低成本。产量增长叠加盈利改善，国内页岩气行业即将进入成长阶段。页岩气产业发展带动下，压裂设备需求提速。页岩气产业发展带动下，压裂设备需求提速。按照国家能源局页岩气发展规划，我们预计到 2020 年，压裂车需求量达到 600 台，2030 年达到 1572 台，未来 3 年，每年有 200 台以上采购。国内压裂设备被石化机械、杰瑞股份、宝鸡石油机械等公司垄断，这类公司的订单量及业绩有望实现数年高速增长。投资建议：投资建议：杰瑞股份（杰瑞股份（002353）：）：2019 年上半年，公司钻完井设备订单增幅超过100%。从中报情况来看，油田技术服务类公司业绩改善明显，我们认为杰瑞股份技术服务板块今年会大幅反弹。预计杰瑞股份 2019-2021年归母净利润 12/16/20 亿元，维持“买入”评级。石化机械（石化机械（000852）：）：石化机械作为压裂设备主要的供应商之一，预计 2019 年压裂车订单会出现较高增速。公司业绩基数低，业绩潜在弹性巨大。预计石化机械 2019-2021 年归母净利润 0.77/1.63/2.54 亿元，公司亮点为反弹空间大，给予“增持”评级。风险提示：风险提示：页岩气产量增速不及预期，页岩气开采成本下降不及预期，电驱压裂设备推广缓慢，压裂设备行业竞争加剧，相关公司业绩增速不及预期等。推荐推荐|维持维持 过去一年市场行情资料来源：Wind 相关研究报告 国元证券行业研究报告-石油勘探开发产业链研究：工欲善其事，必先利其器 201904232019.04.24 报告作者 分析师 满在朋 执业证书编号 S0020519070001 电话 021-51097188-1851 邮箱 分析师 胡晓慧 执业证书编号 S0020517090003 电话 021-51097188-1906 邮箱 附表：重点公司盈利预测附表：重点公司盈利预测 公司代码公司代码 公司名称公司名称 投资评级投资评级 昨收盘昨收盘（元）（元）总市值总市值（百万元）（百万元）EPS PE 2018A 2019E 2020E 2018A 2019E 2020E 002353 杰瑞股份 买入 25.13 24070.87 0.64 1.30 1.71 39.27 19.78 15.06 000852 石化机械 增持 6.49 5046.66 0.02 0.10 0.21 287.17 30.42 19.44 资料来源：Wind，国元证券研究中心-20%-12%-4%4%12%20%6/269/2612/263/266/26所选行业指数沪深300 请务必阅读正文之后的免责条款部分 2/25 目 录 1.页岩气开发与压裂技术简介.4 2.北美页岩气开发的启示：把握行业数年成长阶段.5 2.12005 年气价上涨引发页岩气开采热潮.5 2.2 页岩气对美国能源格局具有战略意义.6 2.3 盈亏平衡点下降使行业维持数年高速增长.7 2.4 优质区域优先开发增加行业风险.9 2.5 美国页岩气行业已进入洗牌阶段.10 2.6.美国页岩气开发公司股价表现.10 3.国内页岩气行业即将进入成长阶段.11 3.1 能源安全议题在贸易摩擦之际升温.11 3.2 丰富的非常规油气资源成为发力点.12 3.3 前期发展更多依赖政策.13 3.4 目前基本实现盈亏平衡.15 4.页岩气开采带动压裂服务与设备行业.17 4.1 页岩气行业发展带动压裂设备和服务需求.17 4.2 全球压裂服务行业市场集中度高.18 4.3 全球压裂设备行市场集中度高.19 4.4 国内压裂设备需求同步增长，企业处于垄断竞争状态.20 5.公司推荐.21 5.1 杰瑞股份（002353）：高确定性业绩释放，民营压裂设备龙头.21 5.2 石化机械（000852）：业绩基数低，反弹空间大.22 6.风险提示.24 图表目录 图 1：不同类型天然气资源分布图.4 图 2：水平井压裂过程示意图.5 图 3：美国致密及页岩气产量增速在 2005 开始迅速提升.6 图 4：2005 年以来美国致密及页岩气成为国内天然气主要的供给来源来源.6 图 5：2005-2012 年美国页岩气行业整体收入及净利润情况.7 图 6：美国不同区块页岩气开采盈亏平衡价格.8 图 7：2005-2011 年美国页岩气供给曲线逐年向右侧移动.8 图 8：传统垂直井与井工厂定向钻井对比.9 图 9：2005-2012 年 Barnett 区块内所有页岩气井初期最高产量分布.9 图 10：页岩气开发公司德文能源股价表现（后复权）.10 图 11：2018 年全球主要国家原油对外依存度及净进口量.11 图 12：2018 年世界主要国家天然气对外依存度及净进口量.11 图 13：中国实际页岩气产量及增速.15 图 14：钻完井成本占初期投入成本的 80%以上.15 请务必阅读正文之后的免责条款部分 3/25 图 15：中石油和中石化天然气井口价格.16 图 16：压裂设备行业规模及增速情况.17 图 17：压裂技术服务行业规模及增速情况.17 图 18：2016 年全球水力压裂不同地区市场份额.18 图 19：2016 年全球压裂服务市场份额分布情况.19 图 20：主要压裂服务公司市场份额变化情况.19 图 21：2016 年全球压裂设备制造市场份额分布情况.19 图 22：页岩气开采量对应井数及压裂车需求.20 图 23：压裂设备制造市场格局.21 图 24：杰瑞股份收入构成（2018）.21 图 25：石化机械收入构成（2018）.23 表 1：全球非常规石油可采资源分布.12 表 2：全球非常规天然气可采资源分布.12 表 3：中美主要页岩区块岩石物性和地表条件对比.13 表 4：页岩气开发受到国家政策长期支持.14 表 5：页岩气开采 IRR 随钻完井成本和天然气井口价变化情况.16 表 6：电驱压裂设备与传统压裂设备对比.17 表 7：杰瑞股份盈利预测与估值.22 表 8：石化机械盈利预测与估值.23 请务必阅读正文之后的免责条款部分 4/25 1.页岩气开发与压裂技术简介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。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。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。图图 1：不同类型天然气资源分布图不同类型天然气资源分布图 资料来源：Economic Analysis of Shale Gas Wells in the United States，国元证券研究中心 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。请务必阅读正文之后的免责条款部分 5/25 （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。图图 2：水平井压裂过程示意图水平井压裂过程示意图 资料来源：EIA，元证券研究中心 2.北美页岩气开发的启示：把握行业数年成长阶段北美页岩气开发的启示：把握行业数年成长阶段 2.12005 年气价上涨引发页岩气开采热潮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。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。请务必阅读正文之后的免责条款部分 6/25 图图 3：美国致密及页岩气产量增速在美国致密及页岩气产量增速在 2005 开始迅速提升开始迅速提升 资料来源：国际货币基金组织，国元证券研究中心 2.2 页岩气对美国能源格局具有战略意义页岩气对美国能源格局具有战略意义 自从自从 2005 年在年在 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。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、Eagle Ford、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%。图图 4：2005 年以来美国致密及页岩气成为国内天然气主要的供给来源来源年以来美国致密及页岩气成为国内天然气主要的供给来源来源 资料来源：EIA，国元证券研究中心 -15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%012345678910199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018美国致密气/页岩气产量增速气价（单位：美元/百万英热单位）致密/页岩气产量增速美国亨利中心天然气现货价051015202530354045天然气产量（单位：万亿立方英尺）48州陆上48州海上其他致密/页岩气 请务必阅读正文之后的免责条款部分 7/25 2.3 盈亏平衡盈亏平衡点下降点下降使行业维持数年高速增长使行业维持数年高速增长 行业发展拐点来自于行业发展拐点来自于页岩气价格上涨使页岩气价格上涨使页岩气开采进入经济可行区间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。图图 5：2005-2012 年美国页岩气行业整体收入及净利润情况年美国页岩气行业整体收入及净利润情况 资料来源：Economic Analysis of Shale Gas Wells in the United States，国元证券研究中心 所有区块盈亏平衡所有区块盈亏平衡点点不断降低不断降低，促进产量持续增长促进产量持续增长。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。-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%-10-50510152020052006200720082009201020112012净利率总收入及净利润（单位：百万美元）收入净利润净利率 请务必阅读正文之后的免责条款部分 8/25 图图 6：美国不同区块页岩气开采盈亏平衡价格：美国不同区块页岩气开采盈亏平衡价格 资料来源：Economic Analysis of Shale Gas Wells in the United States，国元证券研究中心 图图 7：2005-2011 年年美国页岩气供给曲线逐年向右侧移动美国页岩气供给曲线逐年向右侧移动 资料来源：Economic Analysis of Shale Gas Wells in the United States，国元证券研究中心 “井工厂井工厂”技术技术已已推动推动钻完井成本不断降低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05101520253020052006200720082009201020112012页岩气盈亏平衡点（单位：美元/千立方英尺）BarnettFayettevilleWoodfordBakkenMarcellusHaynesvilleEagle Ford 请务必阅读正文之后的免责条款部分 9/25 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。图图 8：传统垂直井与井工厂定向钻井对比：传统垂直井与井工厂定向钻井对比 资料来源：INSIGHT_E，国元证券研究中心 2.4 优质优质区域区域优先开发增加行业风险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页岩气行业的一个重要风险来自于优质优质区域区域的优先开发导致盈亏的优先开发导致盈亏平衡点随时间上升平衡点随时间上升。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。图图 9：2005-2012 年年 Barnett 区块内所有页岩气井初期最高产量分布区块内所有页岩气井初期最高产量分布 资料来源：Economic Analysis of Shale Gas Wells in the United States，国元证券研究中心 请务必阅读正文之后的免责条款部分 10/25 2.5 美国页岩气行业已进入洗牌阶段美国页岩气行业已进入洗牌阶段 我们认为我们认为美国的页岩气经历了如下的发展阶段：美国的页岩气经历了如下的发展阶段：萌芽阶段萌芽阶段：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%。成长成长阶段：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行业成长阶段不过经历了 4 年时间年时间，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。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美国页岩气开发公司股价表现股价表现 页岩气开发专业性公司页岩气开发专业性公司股价估值股价估值受页岩气行业受页岩气行业景气度景气度影响。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。图图 10：页岩气开发公司德文能源股价表现（后复权）：页岩气开发公司德文能源股价表现（后复权）资料来源：wind，国元证券研究中心 0501001502002503002004-01-012004-09-012005-05-012006-01-012006-09-012007-05-012008-01-012008-09-012009-05-012010-01-012010-09-012011-05-012012-01-012012-09-012013-05-012014-01-012014-09-012015-05-012016-01-012016-09-012017-05-012018-01-012018-09-012019-05-01收盘价（单位：元/股）戴文能源(DEVON ENERGY)DVN.N 请务必阅读正文之后的免责条款部分 11/25 3.国内页岩气行业国内页岩气行业即将进入即将进入成长成长阶段阶段 3.1 能源安全能源安全议题在贸易摩擦之际升温议题在贸易摩擦之际升温 国内原油对外依存度高达国内原油对外依存度高达 70%，净进口量排名第一，净进口量排名第一，能源安全问题突出能源安全问题突出。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。图图 11：2018 年年全球主要国家原油对外依存度及净进口量全球主要国家原油对外依存度及净进口量 资料来源：BP，国元证券研究中心 图图 12：2018 年年世界主要国家天然气对外依存度及净进口量世界主要国家天然气对外依存度及净进口量 资料来源：BP，国元证券研究中心 中国美国印度欧洲加拿大沙特俄罗斯0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%0100200300400500原油对外依存度原油净进口量（单位：百万吨）中国美国印度欧洲俄罗斯巴西0%10%20%30%40%50%60%050100150200250300350天然气对外依存度天然气净井口量（单位：十亿立方米）请务必阅读正文之后的免责条款部分 12/25 3.2 丰富的丰富的非常规非常规油气油气资源成为资源成为发力点发力点 中国中国主要油田已经进入开发中后期，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。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。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。表表 1：全球非常规石油可采资源分布：全球非常规石油可采资源分布 国家国家 非常规石油可采资源（亿吨）非常规石油可采资源（亿吨）全球占比全球占比 类型类型 美国 926 21%油页岩、重油、致密油 俄罗斯 892 20%油页岩、油砂和致密油 加拿大 397 9%油砂、致密油 委内瑞拉 353 8%重油 中国 212 5%油页岩和致密油 资料来源：中国石油勘探开发研究院，国元证券研究中心 表表 2：全球非常规天然气可采资源分布：全球非常规天然气可采资源分布 国家国家 非常规天然气可采资源（万亿立方米）非常规天然气可采资源（万亿立方米）全球占比全球占比 类型类型 美国 40 17%页岩气 中国 31 14%页岩气、煤层气、致密气 俄罗斯 29 13%页岩气、煤层气 加拿大 16 7%煤层气、页岩气 澳大利亚 16 6%资料来源：中国石油勘探开发研究院，国元证券研究中心 中国的页岩气在地质条件上与美国相比存在一定的劣势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-请务必阅读正文之后的免责条款部分 13/25 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。表表 3：中美主要页岩区块岩石物性和地表条件对比：中美主要页岩区块岩石物性和地表条件对比 中国四川盆地中国四川盆地 北美页岩北美页岩 五峰组-龙马溪组 筇竹寺组 Barrnett 页岩 Marcellus 页岩 Haynesville 页岩 孔隙度/%3 月 10 日 0.4-3 4 月 5 日 10 8 月 9 日 渗透率/毫达西 0.00001-0.0009 0.00001-0.0009 0.001 0.001 0.001 含气量/%1.7-4.5 0.55-1.2 4.2-9.9 1.7-2.8 2.8-9.3 厚度/米 26-100 40-100 30-180 15-60 70-100 脆性/%30-85 32-80 40-79.7 30-60 35-65 埋深/米 900-4500 1500-5000 1980-2590 1220-2590 3200-3900 压力系数 1-2.3 1 0.99-1.01 0.9-1.4 1.6-2 有机碳含量/%1.5-6 0.8-6 4.5 3 月 12 日 0.5-4 热成熟度/%1.5-3 2.5-4.5 0.5-2.1 1.2-3.5 1.2-3 地貌特征 丘陵 丘陵 平原 平原 平原 水源特征 一般 一般 发达 发达 发达 管网特征 不发达 不发达 发达 发达 发达 资料来源：石油勘探与开发，国元证券研究中心 3.3 前期发展更多依赖政策前期发展更多依赖政策 政策推动政策推动石油企业石油企业提升油气勘探开发力度，提升油气勘探开发力度，完成完成 2019-2025 七年行动方案工作要求。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我国页岩油发展前景的专题报告。补贴补贴标准升级换代标准升级换代，促进页岩气供给促进页岩气供给。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 请务必阅读正文之后的免责条款部分 14/25 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。表表 4：页岩气开发受到国家政策长期支持：页岩气开发受到国家政策长期支持 时间时间 发布机构发布机构 政策名称政策名称 内容内容 2012 年 11 月 1 日 财政部、国家能源局 关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知 在 20122015 年期间，对开采企业给予 0.4 元/立方米的补贴。2013 年 10 月 22 日 国家能源局 页岩气产业政策 页岩气开发纳入国家战略性新兴产业，加大对页岩气勘探开发等的财政扶持力度。2015 年 4 月 17 日 财政部、国家能源局 关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知 20162018 年，补贴标准每立方米下降 0.1 元；20192020 年，补贴标准在此基础上再下降 0.1元。2016 年 9 月 14 日 国家能源局 关于印发页岩气发展规划（2016-2020年）的通知 发展目标为 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。2018 年 3 月 29 日 财政部 关于对页岩气减征资源税的通知 自 2018 年 4 月 1 日至 2021 年 3 月 31 日，对页岩气资源税（按 6%的规定税率）减征 30%。2019 年 6 月 11 日 财政部 可再生能源发展专项资金管理暂行办法的补充通知 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，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”。资料来源：中国国家能源局，财政部，国元证券研究中心 国家能源局国家能源局制定了页岩气发展目标要求到制定了页岩气发展目标要求到 2030 年达到年达到 1000 亿立方米产量亿立方米产量。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%。请务必阅读正文之后的免责条款部分 15/25 图图 13：中国实际页岩气产量及增速：中国实际页岩气产量及增速 资料来源：自然资源部，国元证券研究中心 3.4 目前基本实现盈亏平衡目前基本实现盈亏平衡 钻完井成本钻完井成本是制约是制约页岩气开采页岩气开采发展的关键因素发展的关键因素。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。图图 14：钻完井成本占初期投入成本的：钻完井成本占初期投入成本的 80%以上以上 资料来源：Journal of Natural Gas Science and Engineering，国元证券研究中心 4579901090%10%20%30%40%50%60%70%80%90%0204060801001202015201620172018页岩气产量增速页岩气产量（单位：亿立方米.年）页岩气产量（亿立方米/年）增速132776000520资源取得成本勘探成本钻完井成本地面设施成本 请务必阅读正文之后的免责条款部分 16/25 图图 15：中石油和中石化天然气井口价格中石油和中石化天然气井口价格 资料来源：公司公告，国元证券研究中心 表表 5：页岩气开采：页岩气开采 IRR 随钻完井成本和天然气井口价变化情况随钻完井成本和天然气井口价变化情况 钻完井成本（单位：万元）钻完井成本（单位：万元）30003000 35003500 40004000 45004500 50005000 55005500 60006000 天然气价格（单位：元/方）0.80.8 24%19%16%13%11%10%8%0.90.9 27%22%18%15%13%11%10%1 1 30%25%21%17%15%13%11%1.21.2 37%30%25%22%19%16%14%1.31.3 40%33%28%24%20%18%16%1.41.4 44%36%30%26%22%20%17%1.51.5 47%39%33%28%24%21%19%1.61.6 50%42%35%30%26%23%20%资料来源：Journal of Natural Gas Science and Engineering，国元证券研究中心 电驱压裂车的推出将降低钻完井成本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。02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002001-032002-032003-032003-092004-032004-092005-032005-092006-032006-092007-032007-092008-032008-092009-032009-092010-032010-092011-062012-062013-062014-062015-062016-062017-062018-062019-06井口价格（单位：元/千立方米）中国石油天然气平均实现价格中国石化天然气平均实现价格 请务必阅读正文之后的免责条款部分 17/25 表表 6：电驱压裂设备与传统压裂设备对比：电驱压裂设备与传统压裂设备对比 系统对比系统对比 传统卡车泵传统卡车泵 宏华宏华 60006000 型电驱系统型电驱系统 系统对比系统对比 传统卡车泵传统卡车泵 主要负荷 15 辆车 8（2PCR+3VFD+3 组合泵）主要负荷 16 辆车 泵机组 15 6 泵机组-3 燃料 柴油 NG/CNG/LNG/电网 燃料 柴油 能效 38.90%40%-80%能效 138.90%噪音（最大功率）110dB 85dB 噪音（最大功率）60dB 氮氧化物排放 52.5 kg/hr 柴油 43.3 Kg/hr NG 氮氧化物排放 52.6 kg/hr 柴油 操作人员 1 总控 1