页岩气行业研究

页岩气行业研究（内部资料）1、页岩气行业概况1.1行业简介1.2供需分析1.3开采流程1.4催化因素1.1.1页岩气简介简介：页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气，是一种清洁、高效的能源资源。分布：往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。与常规天然气相比，其分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。主要成分：主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有二氧化碳、氮和水气，以及微量的惰性气体，如氦和氩等。按经济价值分类31.1.2天然气与其他基础能源的对比（一）天然气与其他能源排放物对比（等热值）等热值下碳排放量对比绿色环保：天然气中几乎不含硫、粉尘及其他有害物质，对环境的污染比煤和石油小得多，其燃烧产生的SO2、NOX和温室气体极少。数据来源：公开资料

长城证券研究所41.1.3天然气与其他基础能源的对比（二）各能源单位热值价格比较单位价格便宜：目前国内情况来看，产生同样的热量，上海市场燃烧轻质柴油和煤气所花费的金额分别是天然气的2.08倍和1.13倍，深圳市场燃烧轻质柴油和液化石油气的金额分别是天然气的1.25倍和1.7倍。相对热值、效率高：与煤炭和石油相比，天然气的热值为8000-10000大卡/m3，远高于煤炭；并且天然气的热效率可达70%以上，不仅高于煤炭的40%-60%，而且也高于石油的65%左右。

数据来源：公开资料

长城证券研究所51.1.4我国能源消费结构我国一次能源消费长期是以煤为主要能源，保持在70%左右的份额，远高于世界平均消费比例30%的水平。石油和天然气在能源消费结构中占比偏低，尤其是天然气占比极低。数据来源：BP网络资料

长城证券研究所整理世界能源消费结构（2008）我国能源消费结构（2008）我国一次能源消费结构61.1.5全球主要国家和地区天然气消费占比截至2010年，世界天然气占一次能源消费比例为23.81%左右，美国达27.17%，欧洲主要国家都在20%以上，亚太地区合计为11.17%，而我国天然气占一次能源消费比例仅4.03%左右，远低于世界各国平均水平。数据来源：公开资料

长城证券研究所71.1.6世界常规天然气和页岩气资源分布常规天然气资源分布页岩气可采资源量分布目前，全球常规天然气探明储量6254.36万亿立方英尺，主要集中在中东和欧亚大陆地区，分别占总探明储量的41.44%和31.88%，而在这两个地区又集中于俄罗斯、伊朗和卡塔尔三个国家，分别占总探明储量的26.86%、15.85%和14.26%。全球页岩气可开采资源量超过200万亿立方英尺的国家共有9个，其中中国的技术可采资源量达到1275万亿立方英尺，位居第一；美国和阿根廷的可采量分别为862万亿立方英尺和774万亿立方英尺，位于第二和三位。数据来源：IEA81.1.7我国页岩气资源分布据测算，南方、北方、西北和青藏高原各自占页岩气可采资源总量的46.80%、8.90%、43.00%和1.30%；古生界、中生界和新生界各自占页岩气资源总量的66.70%、26.70%和6.60%。数据来源：长城证券研究所91、页岩气行业概况1.1行业简介1.2供需分析1.3开采流程1.4催化因素1.2.1国家能源安全考虑倒逼加大天然气开采石油对外依存度比较天然气对外依存度比较从世界范围来看，欧美地区近年来天然气使用率不断提升，导致石油对外依存度持续下降，特别是北美地区，由于页岩气开采量大增，2007年以来石油对外依存度下降较快，同时天然气对外依存度保持稳定。中国基础能源对外依存度过高将严重威胁国家的能源安全，其中天然气和

石油相比更加严重。石油对外依存度高,还可以从国际市场上购买，但天然气主要靠管道进口，而且受区域分布的影响，我国大部分管道天然气进口又局限在

周边几个国家，因此面临的风险可能会更大。数据来源：工信部BP111.2.2美国页岩气发展带来的积极变化美国天然气来源预测美国天然气进出口量预测（Tcf）美国页岩气大规模商业化开采技术的突破和成熟，使得页岩气占天然气总产量比例从上世纪90年代的微不足道，上升到2010年的22.6%，预计2035年将达46.5%，成为美国最主要的天然气来源。美国过去从加拿大大量进口管道天然气，未来将逐步实现管道天然气自给自足，减少天然气进口，美国能源信息局预计至2035年将基本停止进口LNG。数据来源：IEA121.2.3我国近年天然气的产量和消费量对比近年来，国内天然气需求量增速较快。2000年至2010年，国内天然气需求量由247亿立方米增长至1072亿立方米，平均增速在16%左右，尤其在2009年，出现了天然气供不应求的情况，各地均出现了“天然气荒”。2011年中国常规天然气产量达1020亿方，虽然首次突破千亿大关，但产量增幅为8.45%，已经连续两年（2010年增速为10.21%）低于过去十年中国天然气产量平均增幅13.07%。天然气出现供不应求我国天然气产量增长统计数据来源：wind公开资料131.2.4“十二五”时期天然气消费量将快速增长根据“十二五”规划，2015年我国天然气供应结构初步定为国产1700亿立方米，净进口900亿立方米，总消费量为2600亿立方米。而2010年我国天然气表观消费量为1072亿立方米，以此推算，未来五年我国天然气表观消费复合增长率为19.39%，超过“十五”和“十一五”期间的15.15%和16.48%。我国天然气消费量统计及预测数据来源：工信部公开资料141.2.5我国天然气消费结构变化2001年我国天然气消费结构2009年我国天然气消费结构我国的天然气利用领域主要包括城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工，并存在明显的地区差异化现象：在东部经济发达地区以城市燃气和发电为主、在西部地区主要以化学工业为主。近年来下游应用呈现化工占比逐渐下降，城市燃气、天然气发电占比逐渐提升的趋势。数据来源：公开资料

长城证券研究所151.2.6我国与其他国家天然气消费结构对比北美大量自产天然气，欧洲临近天然气资源丰富的俄罗斯，日本全境临海容易使用进口LNG，三个地区天然气发电占比都在1/3上，并且还在不断增加。中国自产天然气供不应求，内陆地区不能方便的使用进口LNG，因此天然气主要用于工业和建筑，发电所用非常有限。数据来源：EIA发改委161.2.7美国天然气发电增长迅速美国新建电厂能源种类（GW）天然气电厂中技术路线分布（GW）在上世纪七八十年代，美国天然气供给不足，同时价格较高，且“能源使用法案(FuelUseAct)”不鼓励使用天然气和燃油发电，导致美国当时新建天然气电厂数量非常少。1987年美国“能源使用法案”到期，同时美国天然气开采量上升，价格下降，以及联合循环式和燃气轮机式天然气发电机技术的成熟，导致天然气电厂经济性大幅改善，美国天然气电厂蓬勃发展。在2000-2010年新建电厂中有81%为天然气电厂，已经成为主流趋势。数据来源：EIA

171.2.8天然气发电成本优势逐步显现根据美国能源信息署(EIA)2011年的预测，随着技术进步以及天然气产量上升，到2016年天然气电厂单位发电成本相比传统煤粉锅炉将具有绝对优势，美国将在全国范围内采用天然气替代煤炭来作为基础负荷发电机组。数据来源：EIAAnnualEnergyOutlook2011181.2.9“十二五”天然气管网规划2015年管网布局图我国天然气管网规划国内管道：初步形成以西气东输、川气东送、西气东输二线（西段）以及陕京线系统、忠武线等管道为骨干，兰银线、淮武线、冀宁线为联络的国家级基干管网。进口通道：铺设管道进口国外气源已经逐渐成为中国天然气输入的重要一环。目前主要的输入通道有三条：中亚天然气管道、缅甸天然气通道、俄罗斯天然气通道。

数据来源：工信部公开资料191.2.10沿海LNG进口接收站分布我国进口LNG主要是为了缓解国内天然气气源紧张的局面，目前东部和南部港口是主要的LNG进口地，主要辐射东南沿海。至2012年在我国沿海城市建立12个LNG进口接收站，总量3500万吨，相当于455亿标方天然气，等同二条西气东输管道的总量。数据来源：公开资料201.2.112011年我国天然气供应量分解2011年我国常规天然气供应量约为1312亿立方米，占总供应量的93.71%。其中国产常规气产量为1020亿立方米，占总供应量的72.86%；进口常规气量为300亿立方米，占总供应量的21.43%。非常规天然气45亿立方米，其中煤层气40亿方，煤制气5亿方。结合我国天然气产量增长的数据，以及2011年我国天然气大类供应结构可以发现，我国天然气供应正在呈现出国产常规气增速明显放缓、而未来新增供应将逐渐以进口LNG、中亚气和国产非常规气为主来满足新增消费需求的格局。数据来源：公开资料

长城证券研究所211、页岩气行业概况1.1行业简介1.2供需分析1.3开采流程1.4催化因素1.3.1天然气产业链的整体划分我们将整个天然气产业链按照从开采到最后终端用户的上下游顺序分为三部分：1、上游资源拥有者及勘探和开发；2、中游运输、存储等环节；3、下游油气输配和分销环节。231.3.2天然气勘探流程油气勘探开发处于整个产业链的前端，包括资源寻找、开发方案的设计和实施等环节。油气资源勘探开发技术建立在地球物理勘探的基础上，利用地震、地质等信息来分析勘探区的地层结构、寻找有利储层、指导钻井和油田开发工作。241.3.3油气开发环节具体流程（一）油田开发环节涵盖从钻井到采集油气资源全过程，主要分为完井和生产两大领域。完井过程：主要是指井筒建设、地层识别、井筒与地层连通等新井的建设过程，包括钻井、录井、固井、测井、射孔等环节；生产过程：指完井后的采油过程，包括地层改造（压裂、酸化）、井下作业采油作业和修井作业）等环节。251.3.4油气开发环节具体流程（二）钻井：利用机械设备，将地层钻成具有一定深度的圆柱形孔眼的工程。录井：记录、录取钻井过程中的各种相关信息。录井技术是油气勘探开发活动中最基本的技术，是发现、评估油气藏最及时、最直接的手段，具有获取地下信息及时、多样，分析解释快捷的特点。固井：通过套管将水泥浆注入井底，进入套管与井壁之间的环空内达到设计高度的操作。固井的目的是将套管固定在井内，把水和其他流体从井内替出。测井：目的是获得各种石油地质及工程技术资料，作为完井和开发油田的原始资料。测井是确定和评价油气层的重要手段，可直接为石油地质和工程技术人员提供各项资料和数据。井下作业：油田勘探开发过程中保证油水井正常生产的技术手段。井下作业内容主要有油水井维修、油水井大修、油层改造和试油等。261.3.5页岩气开采特点与常规天然气藏开发相比，页岩气藏的开发具有储层物性差、孔隙度和渗透率低、气流阻力大、采收率低但可开采时间长的特点。页岩气藏总孔隙度普遍小于10%，含气孔隙一般不到总孔隙的50%，渗透率在0.0001-0.001md之间，采收率为5%-60%，而常规天然气藏采收率通常在60%以上。页岩气田生产周期长，开采寿命可达30-50年，甚至更长。美国联邦地质调查局最新数据显示，美国沃思堡盆地Barnett页岩气田开采寿命达80-100年，较长的开采时间保证了页岩气的经济性好。页岩气藏开发的上述特点，导致一般需要实施储层压裂改造才能开采出来，这使得页岩气开发成本相对增加。为此，要获得较高的商业回报，就需要加快钻井速度，提高单井产能，延长开采期限来降低开采成本。这是商业化大规模开采页岩气的关键技术要求，也是页岩气开发技术难点所在。271.3.6美国页岩气大规模开采的关键技术突破（一）水平井：2002年以前，垂直井是美国页岩气开发主要的钻井方式。随着2002年Devon能源公司7口Barnett页岩气试验水平井取得了巨大成功，业界开始大力推广水平钻井。与直井相比，水平井在页岩气开发中具有无可比拟的优势：水平井钻完井成本为直井的1.5-2.5倍，但其日均产气量及最终产气量是垂直井的3-5倍，产气速率则提高10倍，最后综合产气成本仅为垂直井的25%-50%。

水平井与页岩层中裂缝（主要为垂直裂缝）相交机会大，明显改善储层流体的流动状况。统计表明水平段为200m或更长时，比直井钻遇裂缝的机会多几十倍。减少了地面开采的设施，地下延伸范围大，避免了某些地面条件的影响。数据来源：网络资料281.3.7美国页岩气大规模开采的关键技术突破（二）压裂技术：含气页岩储层的基质孔隙度和渗透率总体上非常低，除少数裂缝发育带可能具有较高的自然产能外，一般页岩气藏均需人工压裂改造后才具有商业价值。压裂增产技术的进步显著提高了页岩气的产量。20世纪80年代使用高能气体压裂以及氮气泡沫压裂，使得页岩气产量提高了

3-4倍。进入21世纪后，随着水力压裂、重复压裂及平行压裂等新技术的运用和推广，极大地改善了页岩气井的生产动态与增产作业效果，页岩气单井产量增长显著，极大地促进了页岩气的快速发展。数据来源：OILFIELDREVIEW291.3.8美国页岩气大规模开采的关键技术突破（二）水力压裂：由于页岩气产能较低，通常埋深大、地层压力高的页岩储层必须进行水力压裂改造才能够实现经济性开采。该技术与美国20世纪90年代实施的小型交联或泡沫压裂技术相比可以节约成本50%-60%，并能提高最终估计采收率，目前已成为美国页岩气井最主要的增产措施。水平井分段压裂：在水平井段采用分段压裂，能有效产生裂缝网络，尽可能提高最终采收率，同时节约成本。最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段，目前已增至7段甚至更多。该技术使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能，延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围，是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。重复压裂：当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有的支撑剂因时间关系损坏或质量下降，导致气体产量大幅下降时，重复压裂能重建储层到井眼的线性流，恢复或增加生产能力，可使最终采收率提高8%-10%，可采储量增加60%，是一种低成本增产方法。重复压裂后产量接近甚至超过初次压裂时期。

同步压裂：2006年，同步压裂技术开始在Barnett页岩气井中实施，作业者在相隔152-305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂。目前已发展成三口井同时压裂，甚至四口井同时压裂，采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。301.3.9美国页岩气大规模开采的关键技术突破（三）压裂检测技术：页岩气井实施压裂改造措施后，需要有效的方法来确定压裂作业效果，提高天然气采收率。推断压裂裂缝几何形态和产能的常规方法主要包括利用净压力分析进行裂缝模拟，试井以及生产动态分析等间接的井响应方法。利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术，可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络，评价压裂作业效果，实现页岩气藏管理的最佳化。数据来源：Schlumberger311、页岩气行业概况1.1行业简介1.2供需分析1.3开采流程1.4催化因素1.4.1催化因素一：技术进步降低成本页岩气开采最大问题在于，气体被紧密吸附在岩层中难以采出，单井出气量低，气井成本不能被快速收回，导致天然气单位成本过高。实现大规模商业开采不仅要钻井采气，降低开采成本实现较高的回报率也很关键。从美国经验看，技术持续进步是推动美国页岩气成本下降最终实现大规模商业开采的关键。美国页岩气领域每一次技术突破都带来页岩气井口数量大增。供给的增加反过来又逐渐产生规模效应，既降低了单位成本、又刺激了下游应用，从而最终提高了投资回报率，形成了良性的正反馈。

数据来源：PowellBarnettShaleNewsletter331.4.2催化因素二：政策支持降低风险工业化开采需政策支持。页岩气开采需国家在开采补贴、税收减免优惠、矿权管理等各方协调机制方面进一步细化明确，只有达到合适的收益风险配比范围，大规模的开采利用才有望到来。政策春风不断。继去年底页岩气被批准为我国第172个独立矿种后，今年两会期间温家宝总理在政府工作报告中明确提出“加快页岩气勘查、开发攻关”，随后不久，我国《页岩气发展规划（2011-2015年）》发布。《页岩气发展“十二五”规划》指出，“十二五”期间基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，初步掌握全国页岩气资源量及其分布，优选30-50个页岩气远景区和50-80个有利目标区。探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2000亿立方米。2015年页岩气产量65亿立方米。

342、产业链投资机会及上市公司介绍2.1产业链投资机会上游勘探最先受益：根据《页岩气发展“十二五”规划》要求，在“十二五”时期我国页岩气开发的重点在前期资源储量的调查评价和勘探，大规模的开采预计在“十三五”时期展开。未来几年最先受益的将是相关勘探设备制造商。如恒泰艾普等企业。由于开采设备绝多数核心技术均掌握在美国等外资企业手中，若能通过与掌握关键技术的外企合作进入这一领域，也有望迅速占领部分市场空间。

中游运输环节保持快速增长。在页岩气还没有大规模开采时，常规天然气的运输分销将伴随下游需求的释放而增长。LNG接收站建设，尤其是LNG运输车、船具有一定的技术壁垒，相关公司如富瑞特装、中集集团控股的中集安瑞科、蓝科高新等在各自领域会有较大发展空间。

具垄断优势的上游资源和下游管网拥有者将持续受益。国内常规天然气资源基本被三大油把控，但由于页岩气开采将不再局限于三大油，未来划分页岩气资源蛋糕的竞争将持续上演。页岩气第二轮招标将在年内展开，招标企业的资质和准入门槛将会进一步放开。

进口LNG和管道气快速增长，在满足民用需求后将更多投放到价格更高的工业领域，量价齐升利好分销商。同时管网建设因其具有天然垄断性，盈利保障性强，早已成为各家争夺的焦点。近期备受关注的中石化联合新奥能源对中国燃气的收购还在进行中。中油金鸿通过注入燃气资产成功借壳领先科技，其经营模式就是通过收购兼并城市管网公司来实现快速扩张的。362.2上游-天然气资源类公司和业务概述

估值与业绩预测LTM股价表现372.3上游-油气勘探环节公司及业务介绍

382.4上游-油气开发环节公司及业务介绍

392.4.1上游-恒泰艾普（300157)公司实行“软件销售+技术服务”的业务模式，既研发、销售油气勘探开发软件，又利用相关软件技术为石油公司的勘探开发工作提供地震数据处理、综合解释和油藏开发方案设计等服务。公司在传统业务方面拥有较强的软件开发能力和项目服务水平，同时向非常规油气开发领域进军有望为公司带来新的业绩增长点。公司自主开发的4大类20套油气勘探开发技术和软件产品覆盖了勘探开发的主要环节，且针对某些特殊地质条件拥有领先技术优势。公司于近日公告收购河南中裕煤层气公司42.42%股权，计划向下游煤层气资源开发领域拓展业务。我们认为，随着公司在油气勘探开发产业链的覆盖范围不断扩大，未来将在我国非常规油气产业大发展中显著受益。主营业务及毛利率情况主要财务指标

200920102011Q3净资产收益率27.27%8.09%3.99%总资产报酬率24.60%8.13%3.12%资产负债率5.19%1.78%1.2%已获利息倍数-29.63X-数据来源：wind长城证券研究所402.4.2上游-通源石油（300164)公司是一家专注于油田增产技术，集研发、产品推广和作业服务为一体的油田增产服务企业，主要提供复合射孔器的销售和作业服务、爆燃压裂作业服务及钻井、测井和修井等其他技术服务，是国内复合射孔和爆燃压裂两大核心油田增产服务领域的龙头企业。复合射孔技术：复合射孔可以让油井单井产能提高1倍以上，在国内射孔总体规模54亿中所占比例仅为13.5%，发展潜力大。公司产品在高端射孔市场占有率接近80%，有较高的技术和准入壁垒，未来能获得超过行业的增长。爆燃压裂技术作为公司自主研发的一项油田增产技术，与传统压裂方法相比，在有效解决油层近井带污染、改善地层渗流能力的同时，具有工艺简单、作业周期短等特点，并且成本大幅度降低。主营业务及毛利率情况主要财务指标

200920102011净资产收益率30.53%20.67%7.33%总资产报酬率20.35%16.50%7.49%资产负债率34.52%42.36%16.84%已获利息倍数25.97X62.9X-数据来源：wind长城证券研究所412.4.3上游-杰瑞股份（002353)公司介绍：公司是中国固井设备、压裂设备、连续油管的主要生产厂商，依靠自身的设备优势进一步提供服务，形成了专用设备制造+工程技术服务+配件维修的综合业务模式。未来在维修、专用设备制造、技术服务方面的的收入占比将调整为1:4:5.公司从最初的主营国外采油、矿山设备的代理开始逐步转型到现在的油田开采专用设备制造，未来还将继续加大投入向油田服务方面延伸，不断进入技术壁垒更高、盈利空间更大的领域。公司结合市场竞争特征，确立了走高端产品路线的战略。装备制造和油服业务领域都是直接切入北美第一梯队比较成熟的市场，占领细分市场做强做大公司凭借充裕的资金不断规模化原产品、研发新产品、拓展新市场，加之灵活完善的激励机制，不断推动公司从制造向服务的转型。在页岩气十二五规划推出后，公司产品将继续受益于行业快速发展的历史机遇，我们对公司未来增长保持乐观。主营业务及毛利率情况财务状况

200920102011净资产收益率70.14%14.11%17.71%总资产报酬率45.30%21.12%17.50%资产负债率34.07%6.10%14.97%已获利息倍数52.03X--数据来源：wind长城证券研究所422.4.4上游-江钻股份（000852)公司介绍：公司作为亚洲最大、世界第三的石油钻头制造商，是国内唯一能生产轮钻头和金刚石钻头的厂商。主导产品牙轮钻头国内市场占有率占60%以上，国际市场占有率10%。公司牙轮钻在国内3000米以上的深井占有率达到80%。钻头主要分牙轮钻头和金刚石钻头两种，江钻股份是国内唯一一家同时具备生产这两种钻头能力的企业。公司正在谋求从油田设备向油田服务扩展，同时未来江汉石油管理局将把其优质资产择机注入公司，成为中石化石油钻采机械制造基地。在行业大环境向好的背景下，公司有意突破单一产品销售的经营模式，向产品销售+油田服务的模式发展，作为江汉石油管理局的唯一上市平台，公司有望得到大股东的大力支持。根据中石化对江汉石油管理局的发展定位，后者将在江钻股份股改实施完成后一年内，将其拥有的机械制造行业的优质资产注入江钻股份，把江钻股份建成中石化石油钻采机械制造基地。江汉石油管理局所属的石油机械相关资产有：四机厂、三机厂和沙市钢管厂；其中，四机厂主要生产固井压裂设备、高压管汇件、柱塞泵等，是江汉油田最大的机械制造企业，是较为优质的资产，而三机厂从事压缩机业务，盈利能力较弱。从营业收入规模来看，2009年四机厂营业收入约25亿元、三机厂约20亿。主营业务及毛利率情况财务状况

200920102011净资产收益率11.73%10.84%10.08%总资产报酬率9.20%9.26%8.47%资产负债率36.72%32.43%38.85%已获利息倍数14.54X11.10X11.64X数据来源：wind长城证券研究所432.4.5上游-惠博普（002254)公司主要从事油气田开发地面系统装备的工艺技术研发、系统设计、成套装备提供及工程技术服务业务，属于油气田装备与技术服务业。核心是分离技术，多年来专注于油气水高效分离技术的研发。依托技术优势，公司已从单一设备供应商发展成为具有工艺系统一体化综合解决能力的成套系统装备与技术服务商。除了分离系统和开采系统以及技术服务，油田环保将是空间巨大的一块市场。例如污泥处理，仅延长油田一年就有24万吨污泥，处理费用约600元/吨。未来国家可能加强油气开采储运的安全生产和环境保护的要求和执行力度，为公司环保业务带来政策性机遇，需求将呈现逐步放大趋势。而公司的储罐清洗和污泥处理设备均已获得市场认可，未来市场前景广阔。主营业务及毛利率情况主要财务指标

200920102011H净资产收益率27.54%29.05%12.78%总资产报酬率20.22%19.83%10.28%资产负债率40.93%40.70%12.66%已获利息倍数32.28X22.56X-数据来源：wind长城证券研究所442.4.6上游-中海油服（601808）中海油服是国内近海市场最具规模的综合型油气田服务供应商，钻井、油技、船舶和物流勘探等业务都占有垄断性地位。由于我国的原油依存度不断攀高，需要增加原油自产，必须加大国内油气田的开发力度，海洋油气田的开发将是重要的一环。我国的海洋油气开发浅海已经初具规模，深海正式启动，开发速度将加快，公司在十二五期间在深水业务上将有良好的发展前景。另外随着中海油进军陆上非常规天然气的开采，公司也开始涉足陆地煤层气服务市场。从2010年底开始，中海油收购了中联煤层气50%股权，海外获得了澳大利亚昆士兰煤层气的探矿权。随着中海油煤层气开采业务的铺开，公司在这一服务市场也将有较大的发展空间。主营业务及毛利率情况主要财务指标

200920102011净资产收益率14.89%17.16%14.85%总资产报酬率7.70%8.69%8.09%资产负债率63.39%59.76%56.22%已获利息倍数5.91X9.42X13.25X数据来源：wind长城证券研究所452.5中游—储运设备环节主要公司462.5.1中游-富瑞特装（300228)公司介绍：公司主营业务为金属压力容器的设计、生产和销售，产品可划分为以LNG应用设备为主的低温储运及应用设备、以海水淡化设备为主的换热设备和用于分离空气的气体分离设备三大类，其中LNG低温储运及应用设备为公司主要产品。LNG液化装置业务壁垒高，将成为未来发展重心：液化装置主要作用是将管道运输而来或煤层气开采出的天然气液化后进行存储运输，该过程需要将天然气液化降温至零下162摄氏度，具有较高的进入壁垒。公司在该领域拥有较强技术优势，未来液化装置将成为公司发展的重点方向。国内船用供气系统少数制造商，募投产能将保证该业务未来稳定增长：公司在该领域拥有较强研发水平，于2009年2月向挪威汉姆沃斯公司交付了世界首批两台228M3船用LNG燃料供气系统。车用供气系统业务公司拥有技术优势，将继续领跑行业：公司目前与广通汽车、厦门金龙、陕西重汽等整车生产企业，潍柴培新、济南复强动力等发动机制造企业及安徽安凯等大中型汽车底盘生产企业达成战略合作协议，未来将共同进行技术开发，以保持其业内领先技术水平。主营业务及毛利率情况财务状况

200920102011H净资产收益率28.62%26.77%14.71%总资产报酬率11.69%11.26%5.10%资产负债率65.16%71.59%50.40%已获利息倍数9.25X6.69X7.08X数据来源：wind长城证券研究所472.5.2中游-蓝科高新（601798)主营产品实力雄厚：作为行业技术的归口单位，公司在核心产品换热器设备、球罐及压力容器、油气水分离设备上具有深厚的技术积累，尤其是在板式换热器和空冷器等细分行业市场占有率均处首位，且多个产品为国内独家生产，竞争优势明显。高壁垒保持高毛利：我国石油石化企业在招标时通常重点考察企业的技术实力、相关资质、过往业绩和产品价格等信息。公司凭借自身技术优势形成了较高的技术壁垒、准入壁垒和业绩壁垒，确保了公司能够维持37%以上的高毛利水平。募投项目提升自制比例，增强盈利水平：公司募投项目进展顺利，预计今年年中试投产，明年达到设计产能60%左右。募投项目将成倍提升公司机加工和焊接件的加工能力，提升自制产品比重，增强公司对产品的成本控制力和整体盈利能力。主营业务及毛利率情况财务状况

200920102011Q3净资产收益率27.18%19.69%8.82%总资产报酬率14.26%11.27%6.77%资产负债率55.09%56.54%32.41%已获利息倍数20.76X9.62X8.2X数据来源：wind长城证券研究所482.5.3中游-玉龙股份（601028)公司介绍：公司是产品多样化的大型民营焊接钢管生产商。其中用于油气输送的螺旋埋弧焊管和直缝埋弧焊管是业绩增长的主要推动力。公司当前油气输送用管产量占比约36%，随着新疆生产线的逐步投产，油气管产量占比预计在2013年超过50%。另外公司提供工程用管整包服务，为自来水、污水处理、电厂、热电工程、石化和厂矿等工程提供所需的不同口径大小、防腐条件和壁厚的整套钢管。这种服务模式，更好的对接“产”与“销”，获得了产业链供应管理能力的增值。公司提前布局新疆区域，这一区域临近西气东输主干线市场，在运输成本方面占据优势。2011年底13万吨螺旋埋弧焊管投产，贡献产量约2万吨；2012年四季度12万吨直缝埋弧焊管将投产。新疆分公司的运行成本较本部较低，而且享受“三免五减半”的优惠税收待遇。公司在新疆新增投产产能的盈利能力远远好于原有品种。主营业务及毛利率情况财务状况

200920102011H净资产收益率28.46%22.32%7.81%总资产报酬率15.67%14.84%5.89%资产负债率55.09%51.39%52.94%已获利息倍数20.67X15.76X8.22X数据来源：wind长城证券研究所492.6下游—管网环节主要公司502.6.1下游-领先科技（000669)公司介绍：今年2月，新能国际（新能国际是拟借壳领先科技的中油金鸿的大股东）完成股权转让后，成为公司第一大股东。陈义和先生持有新能国际90%股权，成为公司实际控制人。中油金鸿运营模式独特且唯一：公司通过支干线长输管道项目带动城市燃气网络建设、通过收购兼并城市燃气管网公司来实现快速扩张，最终整合中游天然气长输管道与周边下游城市燃气市场，打造区域板块干网，这种运营模式是A股燃气公司中唯一的。成长性好、扩张空间大：中下游一体化的运营模式，可充分发挥产业链优势，实现稳步扩张；公司目前正在投资兴建的多条长输管道，给了未来收购兼并城市燃气管网公司的空间；而即使不考虑新的收购，20余在建城市燃气项目也能充分保障未来3-5年的供气量增长。主营业务及毛利率情况财务状况

200920102011净资产收益率0.22%-24.96%-0.70%总资产报酬率0.60%-21.03%-0.47%资产负债率23.84%26.75%25.91%已获利息倍数5.32X--数据来源：wind长城证券研究所512.6.2下游-陕天然气（002267)公司介绍：公司是陕西省内唯一的天然气长输管道运营商。预计未来2年内，随着靖西三线和关中、陕南支线的投运，现有和在建长输管网将全面覆盖陕西全境，在省内形成互联互通的完整网络系统。公司在气源保障上具有所在地天然气储量丰富、地理位置处全国管网核心区域、政府股东背景增添谈判话语权的三重优势。同时公司正着力拓展渭南煤层气、川气、延长石油等新气源，形成多元化、全方位的气源保障。2011年末，陕西政府组建燃气集团，并将公司控股权转让至燃气集团，意在打造天然气上中下游全业务的大型能源集团。公司手握天然气业务链上核心的长输管网资源，在燃气集团未来的发展中将扮演至关重要的角色。主营业务及毛利率情况财务状况

200920102011H净资产收益率16.98%17.33%10.98%总资产报酬率14.66%13.95%8.49%资产负债率27.36%37.94%37.71%已获利息倍数22.90X28.90X23.31X数据来源：wind长城证券研究所522.6.3下游-广汇股份（600256）公司极具资源禀赋、机制灵活，在上游拥有充足的煤炭、天然气、稠油等资源。目前在哈密已获得的煤炭资源储量达17.6亿吨。此外，为了迅速提高煤炭运力，建设新疆淖毛湖铁路，煤炭外卖给甘肃电厂，预计未来5年内扩大至6000万吨每年。天然气方面，与哈萨克斯坦TBM公司就该国斋桑所拥有的天然气、原油资源合作，已探明储量为1亿吨稠油及64亿方天然气。公司占90%权益的新疆年处理能力5亿方LNG工厂将于年底前竣工投产；同时公司还拥有上游哈国TBM公司49%权益。公司最大看点除资源外，就是分布式能源的盈利模式，LNG汽车应用兼具经济性与环保性，不但适用于城市公交车，也适用于出租车和大型货运车辆、工程机械等。目前疆内在跑的重卡总数是2199辆，今年预计新增1300辆，建成LNG和L-CNG汽车加注站79座，上半年加注站累计加气量3112万立方米，未来2-3年达到2万辆，疆外市场也可能。主营业务及毛利率情况主要财务指标

200920102011H净资产收益率16.40%19.45%14.22%总资产报酬率11.25%9.17%5.70%资产负债率52.46%60.14%54.84%已获利息倍数8.31X11.41X19.13X数据来源：wind长城证券研究所533.5九尊能源简介（430100)公司介绍：公司从事非常规天然气的勘探开采技术服务，业务集中在煤层气领域。公司具有技术优势，与中石油等大国企的附属单位相比，具有领先的资源评价、储层压裂改造、排采技术和勘探突破能力；与其他民营企业相比，公司全链条服务，是可以对外提供煤层气勘探开采集成服务的少数单位之一。高壁垒维持市场地位：公司技术服务可替代性差、系统全面服务难度大、人才培养周期长且客户较为看重技术服务商的历史业绩。公司凭借自身技术、团队、业绩形成了较高的技术壁垒、人才壁垒和业绩壁垒，确保公司尽享先发优势和维护现有市场地位。积极布局页岩气领域，未来发展空间广阔：目前我国刚开始勘探页岩气，公司已经开始为客户提供页岩气资源评价和其它技术服务，随着页岩气产业的发展，该领域的勘探开采技术服务将成为公司新的业绩增长点。主营业务及毛利率情况财务状况

200920102011净资产收益率3.12%24.78%56.82%总资产报酬率1.84%15.53%39.78%资产负债率40.94%48.97%34.52%已获利息倍数---数据来源：wind长城证券研究所54附1：煤层气储量分布

我国煤层气埋藏深度分布煤层气地区分布图我国埋藏深度2000米以浅的煤层气地质储量约为36.81万亿立方米，与陆上常规天然气资源量38万亿立方米基本相当，3000米以浅的煤层气资源量55.2万亿立方米，埋深2000米以浅可靠资源量约为4.8万亿立方米。从资源分布上看，我国煤层气资源主要分布在华北和西北地区，其中华北地区、西北地区储量最高，分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%。55附2：煤层气产量增长趋势2011年，全国煤层气（煤矿瓦斯）抽采量115亿立方米，利用量53亿立方米，同比分别增加36.7%和51.4%。其中，井下瓦斯抽采量92亿立方米，利用量35亿立方米，同比增加22.7%和52.2%；地面煤层气产量23亿立方米，利用量18亿立方米，同比增加54.7%和47.5%。56附3：煤层气大规模开采制约因素最大瓶颈在矿权管理

国土资源部虽然下发了《关于加强煤炭和煤层气资源综合勘查开采管理的通知》，旨在解决煤层气与煤炭矿权重叠问题，并提出了解决原则和方法。但实际上解决矿权重叠问题仍存在着诸多困难，一是原有的煤炭企业拥有煤炭采矿权，专业的煤层气抽采企业则很难再介入获取煤层气的矿权；二是煤炭企业在煤炭规划区进行新井建设必须经过拥有煤层气登记矿业权的非煤企业同意，从而对煤炭开采也增加了一道新的非正常门槛。地质复杂是又一障碍我国煤层气多为低渗透、低压力、低饱和度。国内公司在初期引进了许多有丰富开采经验的美国公司，试图借助美国成熟的技术开发国内煤层气。但由于复杂的地质条件，开发难以照搬美国经验。政策扶持力度需加大

瓦斯发电机组规模小、布局分散，致使部分地区瓦斯发电上网难，加价扶持政策落实不到位。煤层气法律法规和标准规范尚不健全。煤层气（煤矿瓦）开发利用经济效益差，现有补贴标准偏低。高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井开采成本高、安全投入大，需要国家在税费等方面出台扶持政策。57附4：煤层气“十二五”规划目标煤层气勘探：以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为重点，加快实施山西柿庄南、柳林、陕西韩城等勘探项目，为产业化基地建设提供资源保障。到2015年，新增煤层气探明地质储量1万亿立方米。地面开发：建成煤层气产业化基地，已有产区稳产增产，新建产区增加储量、扩大产能，配套完善基础设施，实现产量快速增长。到2015年，煤层气产量达到160亿立方米。井下抽采：全面推进煤矿瓦斯先抽后采、抽采达标，重点实施煤矿瓦斯抽采利用规模化矿区和瓦斯治理示范矿井建设，保障煤矿安全生产。2015年，煤矿瓦斯抽采量达到140亿立方米。煤层气输送与利用：以管道输送为主，就近利用，余气外输。优先用于居民用气、公共服务设施、汽车燃料等，鼓励用于建材、冶金等工业燃料。在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘及豫北地区建设13条输气管道，总长度2054千米，设计年输气能力120亿立方米。科技攻关：加强关键技术装备研发，开展煤层气模块化专用钻机、多分支水平井钻完井、水平井随钻测量与地质导向、连续油管成套装备、清洁压裂液、氮气泡沫压裂、水平井压裂、高效低耗排采、低压集输等地面开发技术与重大装备研发。58附5：页岩气“十二五”规划目标“十二五”期间实现规划目标为：（１）基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，初步掌握全国页岩气资源量及其分布，优选30-50个页岩气远景区和50-80个有利目标区。（２）探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2000亿立方米。2015年页岩气产量65亿立方米。（3）形成适合我国地质条件的页岩气地质调查与资源评价技术方法，页岩气勘探开发关键技术及配套装备。（4）形成我国页岩气调查与评价、资源储量、试验分析与测试、勘探开发、环境保护等多个领域的技术标准和规范。2020年远景展望在基本摸清页岩气资源情况、勘探开发技术取得突破基础上，“十三五”期间，进一步加大投入，大幅度提高19个勘探开发区的储量和产量规模。同时，大力推进两湖、苏浙皖、鄂尔多斯、南华北、松辽、准噶尔、吐哈、塔里木、渤海湾等勘探开发，建成新的页岩气勘探开发区。力争2020年产量达到600-1000亿立方米。59中联公司（运营企业）中联公司是经国务院国函﹝1996﹞23号文批准，由原煤炭工业部、地质矿产部、中国石油天然气总公司共同出资组建的从事煤层气资源勘探、开发、输送、销售和利用的国家专业公司，在国家计划中实行单列，并享有对外合作进行煤层气勘探、开发、生产的专营权，在吸引外商直接投资等方面享有国家规定的自主决策权。1999年中央党政机关非金融类企业脱钩工作小组明确将国土资源部持有的中联公司股份等额无偿划转给中煤建设集团公司（2003年划转中国中煤能源集团公司）和中国石油天然气集团公司（2006年转让给中国石油天然气股份有限公司），中煤集团和中石油股份公司各持有中联公司50%股份。

国务院国资委于2008年3月决定对中联公司股权进行调整，2008年5月以《关于中联煤层气有限责任公司股权调整框架协议有关意见的回复》（国资委规划﹝2008﹞405号）批准中联公司股权调整方案，2009年4月7日以《关于中联煤层气有限责任公司国有股权协议转让有关问题的批复》（国资产权﹝2009﹞235号）同意将中石油股份公司所持中联公司50%国有股权协议转让给中煤集团，同时，中联公司部分区块和资产有偿转让给中石油。

目前，交割工作已经结束，保留在中联公司的区块共27个，总面积为20,151km2，其中，对外合作区块14个，总面积15915km2。60中石油煤层气有限责任公司（运营企业）中石油煤层气有限责任公司(简称“中石油煤层气公司”）是中国石油天然气股份有限公司独资设立的专门从事煤层气业务的有限责任公司，成立于2008年9月，其业务范围包括：煤层气资源的勘探、开发；对外合作进行煤层气勘探、开发；煤层气田范围内的浅层气勘探、开发；煤层气勘探、开发的工程施工；设备租赁；技术服务、技术咨询、信息咨询；勘探开发技术培训；销售机械电器设备。61河南省煤层气开发利用有限公司（运营企业）河南省煤层气开发利用有限公司是我国首家省级专业从事煤层气抽采利用和瓦斯综合治理的国有大型省管能源企业，是国土资源部煤层气矿权管理联系点企业，与中石油、中石化一起被国务院授予煤层气对外合作专营权，主要从事煤层气等非常规天然气开发利用，提供煤矿瓦斯治理技术研发和专业、高效、优质服务，目前已形成煤层气开发利用、安全技术研发与服务、煤炭生产、装备制造等四大支柱产业板块，具有广阔的发展前景。宏华集团是专业从事石油钻机、海洋工程及石油勘探开发装备的研究、设计、制造、总装成套的大型设备制造及钻井工程服务企业，是中国最大的石油钻机成套出口企业和全球最大的陆地石油钻机制造商之一。62新疆广汇集团（运营企业）新疆广汇集团创建于1989年5月2日。拥有总资产571亿元，集“能源开发、汽车服务、房产置业”三大产业为一体的跨国大型民营企业集团。能源[9]开发产业涉及能量资源调查、勘探、计划、设计，到施工建设、开采加工全过程的能源开发，已逐步成为广汇集团新的主导产业。集团以上市公司广汇股份为清洁能源产业的承载平台，充分利用国内外两种资源，已形成以LNG、煤炭、石油为核心产品，能源物流为支撑的天然气液化、煤化工、石油天然气勘探开发三大能源业务；通过对能源领域大力度的投资，目前广汇旗下的上市公司广汇股份已经成功转型为以清洁能源为主的上市企业，在沪市已有不凡表现。内部结构资源获取及勘探成果——煤炭：集团现有哈密、阿勒泰两大煤区，伊吾、白石湖、黑顶山、淖东、阿勒安道五大煤田，勘探储量累计超过129.7亿吨；正在建设白石湖1600万吨、黑顶山500万吨、淖东3000万吨、阿勒安道1200万吨四大煤矿。资源获取及勘探成果——石油、天然气：2008年9月，广汇集团与哈萨克斯坦TBM公司合作，共同经营石油和天然气资源的勘探、开发、生产等。2009年4月，在境外投资57.06亿元建设“斋桑油气综合开发项目”，开发东哈州斋桑油气区块。该气块位于哈萨克斯坦的东哈萨克州，紧邻我区吉木乃县，合同区面积8326平方公里。根据国际储量评估公司（NSAI）的评估结果，斋桑油气区块原油地质资源量11.878亿吨，天然气地质资源量964亿方。最新勘探工作表明，斋桑沼泽地、浅层湖区及靠近吉木乃县的玛斯卡亚区域潜力很大，潜力高于评价预期。63宏华集团（服务企业）宏华集团是专业从事石油钻机、海洋工程及石油勘探开发装备的研究、设计、制造、总装成套的大型设备制造及钻井工程服务企业，是中国最大的石