2024年天然气装备行业分析报告

2024年天然气装备行业分析报告目录一、中国能源消费结构面临调整，天然气比重将上升 PAGEREFToc363388014\h4二、我国天然气开发利用现状及前景 PAGEREFToc363388015\h71、天然气供给现状：国内天然气供不应求，进口需求逐年提升 PAGEREFToc363388016\h72、天然气未来需求强劲 PAGEREFToc363388017\h83、非常规天然气开发潜力巨大 PAGEREFToc363388018\h11（1）致密气 PAGEREFToc363388019\h12（2）煤层气 PAGEREFToc363388020\h13（3）页岩气 PAGEREFToc363388021\h14（4）非常规天然气的开发利用 PAGEREFToc363388022\h18三、我国天然气设备行业将迎来高速增长期 PAGEREFToc363388023\h211、油价高企，推动油气设备景气上行 PAGEREFToc363388024\h21（1）国际油价历史走势分析 PAGEREFToc363388025\h21（2）油价走高，提振油气设备需求 PAGEREFToc363388026\h242、国内天然气价改的实施，将助力天然气设备产业的发展 PAGEREFToc363388027\h253、全球油气设备龙头国民油井华高（NOV）的成长经验 PAGEREFToc363388028\h27（1）NOV全球领先的油气钻采设备及服务企业 PAGEREFToc363388029\h27（2）NOV的成长经验之一：钻井设备与油田服务相结合 PAGEREFToc363388030\h28（3）NOV的成长经验之二：收购兼并完善产品链 PAGEREFToc363388031\h29（4）NOV不断的技术创新保持行业领导地位 PAGEREFToc363388032\h30（5）虽然业绩受石油价格波动影响，但呈弱周期性 PAGEREFToc363388033\h32四、中国天然气装备行业尚处成长期 PAGEREFToc363388034\h331、非常规气钻完井技术 PAGEREFToc363388035\h34（1）钻井工程技术 PAGEREFToc363388036\h35（2）完井工艺技术 PAGEREFToc363388037\h36（3）储层压裂改造工艺技术 PAGEREFToc363388038\h38（4）裂缝监测技术 PAGEREFToc363388039\h392、天然气开采装备 PAGEREFToc363388040\h41（1）受益产业之一：钻井设备 PAGEREFToc363388041\h42（2）受益产业之二：完井增产设备 PAGEREFToc363388042\h46（3）受益产业之三：液化天然气（LNG）储运及应用设备 PAGEREFToc363388043\h513、天然气设备行业相关上市公司 PAGEREFToc363388044\h53五、风险因素 PAGEREFToc363388045\h54一、中国能源消费结构面临调整，天然气比重将上升2024年末，已探明的世界石油可采储量为1.65×1012桶，其中中东地区7.95×1011桶，约占世界总量的1/2，而中国只占不足1%。世界天然气剩余可采储量为2.08×1014m3，主要分布在俄罗斯和中东地区，这两个地区的天然气储量占世界总量的近60%，而中国占比仅为1.5%；美国以4.1%的储量比例位居全球第五。世界煤炭剩余可采储量为8.61×1011吨，美国储量最多，约占全球总量的27.6%，其次是俄罗斯，约占18.2%，中国位居第三，约占13.3%。我国能源结构以煤炭为主，石油、天然气所占比例较小。对比世界各主要国家一次能源的消费结构，我国的煤炭消费比例达到70.4%，远高于世界平均水平30.3%。煤炭消费面临燃烧效率低，严重污染环境的问题。然而从我国资源利用长期趋势来看，由于我国煤炭资源丰富，同等热值下的价格相对低廉，未来煤炭依然是我国主要的一次能源。目前我国是全球第二大石油消费国。据中国石油集团经济技术研究院发布的《2024年国内外油气行业发展报告》，2024年中国油气对外依存度继续上升，未来油气供应面临严峻挑战。报告测算，2024年，我国石油净进口量达2.84亿吨，石油对外依存度达58%，比上年提高1.5个百分点。原油净进口量达2.69亿吨，原油对外依存度达56.6%，同比上升1.5个百分点。与此同时，2024年我国进口天然气428亿立方米。从2024年开始进口天然气，短短7年我国天然气对外依存度上升至29%。报告预计，2024年，我国油气需求将继续上升。石油和原油净进口量将分别达到3.05亿吨和2.89亿吨，对外依存度分别达59.4和58%，均逼近60%。天然气消费量将继续保持两位数增长，对外依存度将达32%。对进口石油依存度太高使得我国能源安全面临很大挑战，寻找石油的可替代能源成为当务之急。相比原油，我国天然气储量相对丰富，根据英国石油（BP）公司的统计，截至2024年底，我国原油储量为147亿桶，储采比为9.9，天然气储量为3.05万亿立方米，储采比为29.8，发展天然气产业具有坚实的基础。可以预见，未来天然气在我国一次能源消费中的比重将逐步提高。环保压力也使得发展天然气产业成为一种必然选择。“十五”期间，主要污染物排放总量是少数未达标的主要指标之一，政府面临较大环保压力。“十四五”期间，国家对能源需求实行总量控制，积极推进结构优化、节能减排、生态环境建设、清洁能源发展，推动能源行业转变发展方式、实现科学发展。天然气取代燃油后约可以减少90%的二氧化硫和80%的氮氧化物排放，取代煤炭的环境效应就更加明显。因此，大力发展天然气产业已是我国的必然选择。二、我国天然气开发利用现状及前景1、天然气供给现状：国内天然气供不应求，进口需求逐年提升我国进口天然气有液化天然气（LNG）和管道气两种运输形式。LNG主要进口国是卡塔尔和澳大利亚，管道气主要是中亚。我国天然气消费量近年来增长迅猛，其增速远超过国内天然气产量增速。2024年消费量首次超过生产量，此后国内天然气市场处于供不应求的局面，进口量逐年上升。2024年中国液化天然气（LNG）进口1468.35万吨，同比增长20.28%。其中从卡塔尔和澳大利亚两国进口的LNG分别为498.48和356.18万吨，合计854.66万吨，占到我国LNG总进口量的一半以上。我国的管道天然气的来源国主要是中亚。2024年管道天然气进口1580.07万吨，同比增长52.42%。2024年中国管道天然气进口量首次超过LNG进口量。中亚天然气管道是我国第一条跨国天然气管道，经新疆霍尔果斯口岸入境，年设计输气量为300亿～400亿立方米，境内与我国西气东输二线管道相连，可保证沿线4亿人口的生活燃料供应。从2024年2月份开始,中国进口中亚气占中国进口天然气的比例已超过一半。截止2024年2月底，中亚天然气管道累计向中国输气467.7亿立方米，折合3253.51万吨，货值157.15亿美元。未来进口管道天然气潜在的最大来源国为俄罗斯。据中俄两国政府间签订的天然气协议，我国将每年从俄罗斯进口680亿立方米天然气，其中300亿立方米从西线进口，380亿立方米从东线进口。中俄天然气近道正式投运后管道天然气在整个天然气进口中所占比例将得到极大提升。2、天然气未来需求强劲2024年世界人均天然气消费量为462.12立方米，而中国人均消费量仅为97.25立方米，远低于其他主要国家，仅略高于同样是人口大国的印度（49.23立方米/人）。同期加拿大天然气人均消费量达3039.78立方米，俄罗斯为2991.38立方米，美国为2214.62立方米。2024年，我国经济增长虽然放缓，但是油气市场仍旧平稳增长，天然气消费量快速上升。据《2024年国内外油气行业发展报告》显示，2024年我国天然气消费量达到1,475亿立方米，同比增长12.9%，增速低于2024年；天然气占一次能源消费的比重由增至5.4%，用气人口超过2亿。虽然目前我国天然气消费滞后于世界平均水平，但随着近年来能源安全及环保意识的上升，预测未来在天然气的需求上还有很大的增长空间。国内天然气开采力度的加强、管道天然气进口和沿海液化天然气（LNG）进口的增加将共同支持天然气消费需求的快速增长。与美国相比，我国天然气主要作为工业燃料和化工原料使用，两者占比超过50%。美国的天然气消费中，发电占比高达47.8%，而我国仅为17%，这与我国的资源禀赋相符。在中国多煤少气的资源背景下，我国65%以上的发电量来自于燃料煤。随着我国城镇化深入发展，城镇人口规模不断扩大，对天然气的需求也将日益增加。到2024年，我国城市和县城天然气用气人口数量将达到2.5亿，约占总人口的18%。中国天然气未来10年主要消费区仍为西南、环渤海湾、长三角和东南沿海，而天然气的主要消费领域将集中在工业和居民用气。据测算，“十四五”期间天然气的市场格局将为：城市燃气32%、工业31%、发电21%、化工16%。其中发电用气所占比重仍低于国外市场成熟国家水平。随着天然气价格的上调，天然气在工业及发电领域的经济性略有下降。3、非常规天然气开发潜力巨大常规天然气是指通过常规的钻井方式开采出的地下储层中的天然气，其成因可以用传统的油气生成理论解释。常规天然气主要来自煤生气和油型气。根据新一轮油气资源评价和全国油气资源动态评价（2024年），我国常规天然气地质资源量为52万亿立方米，最终可采资源量约32万亿立方米。截至2024年底，累计探明地质储量9.13万亿立方米，剩余技术可采储量3.78万亿立方米，探明程度为17.5%。鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和南海海域是我国四大天然气产区，合计探明剩余技术可采储量和产量分别约占全国的78%、73%，是今后增储上产的重要地区。非常规天然气与常规天然气在地质特征、勘探开采技术要求以及经济性等方面都有较大区别。因此非常规天然气可以定义为：在气藏特征与成藏机理方面有别于常规气藏，采用传统开采技术通常不能获得经济产量的天然气聚集，包括煤层气、致密砂岩气、页岩气、天然气水合物等；非常规天然气的开采成本高，通常需要得到政府的优惠政策。非常规气在开发中有许多相似之处，如都需要打丛式井、水平井（甚至分枝状、阶梯状水平井），都需要压裂（特别是分段压裂）等。（1）致密气致密气是产自低渗透致密砂岩储集层中的非常规天然气，是最早被工业化开采的非常规天然气资源。一般认为渗透率小于0.1毫达西的砂岩地层天然气就是致密气。据估算，目前世界上可采的致密砂岩气储量为10.5万亿-24万亿立方米。开采技术最成熟的美国，其致密砂岩气可采储量约12.9万亿立方米，是常规天然气储量的3倍。有关资料显示，中国致密砂岩气藏总资源量约为12万亿立方米，广泛分布于鄂尔多斯、四川、松辽、渤海湾、柴达木、塔里木及准噶尔等10余个盆地。其中四川和鄂尔多斯盆地的致密砂岩气较为丰富。中国的致密气开发始于上世纪70年代，受技术、政策、市场等条件制约，长期以来开发进展缓慢。近十年来，随着“三低”（低渗透、低孔隙度、低丰度）油气藏开发技术的不断进步，致密砂岩气开发获得较快发展，中国陆续发现了一批大型致密气田，储量、产量不断增长。总体上来说，中国已基本掌握了致密砂岩气的开发配套系列技术，有些技术已达国际先进水平、甚至有自己的专利。我国致密气已在鄂尔多斯、四川盆地实现工业开发利用。2024年，我国致密气产量达到256亿立方米，占我国天然气总产量的1/4。业内专家认为，致密气在非常规气的开发利用中最具现实性。未来随着主要盆地内致密气实现大规模开发利用，产量将大规模增长，2024年有望达到500亿立方米左右。（2）煤层气煤层气是煤层在地质史漫长的煤化过程中所生成的以甲烷为主的非常规天然气资源,俗称煤矿瓦斯,是一种生成、储存于煤层并吸附于煤颗粒表面的气体。煤层气以游离状态、吸附状态和溶解状态三种形式赋存于煤层中,而其中以吸附态为主。要获得商业产量,首先必须使煤层气从煤的表面解吸,然后通过煤的基质和微孔隙进行扩散,最后从割理和裂缝中渗流到井底。煤层气的这种产出特点使得煤层气的开采有别于常规油气,主要方法是大规模的排水降压,以最大限度地降低井底压力,用油管抽水的同时利用套管产气,是石油开采和低压天然气井生产工艺的结合。而具体采用何种设备主要取决于井深、井底压力、水量、水气流速等因素。早在采煤业诞生之时人们就知道了煤层气，但直到1989年才实现商业化开发。目前，由于新技术的发展和针对煤层气开展的专项研究，美国的煤层气日产量达到44亿立方英尺。世界范围内煤层气的开发现也得到蓬勃发展，其中包括加拿大、澳大利亚、印度和中国。我国煤层气资源非常丰富。埋深2024米以浅煤层气地质资源量约36.8万亿立方米、可采资源量约10.8万亿立方米。经过近20年的技术攻关和开采试验，我国煤层气初步实现了地面工业化生产，初步建成了沁水南部和鄂尔多斯东缘两大生产基地。2024年我国煤层气产量为90亿立方米，其中地面开采煤层气15亿立方米；2024年煤层气产量已经达到115亿立方米，其中地面开采23亿立方米。我国煤层气虽然初步实现了商业性开采，但高效、低成本开发技术尚不成熟。产量规模虽然不小，但从我国实际情况来看产量还是偏低，尤其是地面抽排这一部分增长比较慢。资料显示，我国煤层气开发主要存在以下问题：探明率不高、开发利用量低、赋存地质条件复杂、开发后备基地严重不足、开发利用不集中等，每年煤矿开采过程中排空的煤层气约200亿立方米，相当于排放二氧化碳3.5亿吨。“十四五”期间将主要解决关键技术的突破及政策瓶颈、“气权矿权重置”等问题，依托沁水、鄂尔多斯东部两大基地奠定产业规模，将产业化基地扩大到3-4个盆地，使2024年产量达到300亿立方米左右，其中地面开采160亿立方米。（3）页岩气页岩气是一种特殊的非常规天然气，其主体位于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中，可以生成于有机成因的各种阶段。气体主要以游离相态（大约50%）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间，或以吸附状态（大约50%）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中。与常规储层气藏不同，页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集和保存天然气的储层和盖层。因此，有机质含量高的黑色页岩、高碳泥岩等常是最好的页岩气发育条件。页岩气的贮藏条件使得开采有一定的困难。页岩气具有自生自储、无气水界面、大面积连续成藏、超低孔渗等特征，一般无自然产能或低产，需要大型水力压裂和水平井技术才能进行经济开采，开采难度大、成本高，单井生产周期长。全球页岩气资源非常丰富，总资源量约456万亿立方米，相当于煤层气和致密气之和，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非以及拉美等地区。主要特点是：分布范围广，以海相地层为主；沉积厚度大，一般300-500米左右，单层厚度大于50米；有机质含量普遍在2%以上，成熟度(Ro)在1.4-3.0之间；开采寿命长，一般30-50年，有些可达80-100年。美国能源情报署（EIA）评估了32个国家48个页岩气盆地，含70个页岩气层的资源情况。这些评估覆盖了所选择的国家最丰富的页岩气资源、可在短期内获得的储量。其中，技术可采资源量排名前5位的国家依次为：中国（约占19.3%）、美国（约占13%）、阿根廷、墨西哥和南非。美国是世界上率先开发页岩气的国家，已探索出水平井加多段压裂技术、清水压裂技术和同步压裂技术等先进的开采技术。在阿巴拉契亚盆地的页岩气可采储量可同世界第二大气田—俄罗斯乌连戈伊气田相比。美国天然气总资源量为71.97万亿立方米，而其中页岩气技术可采资源量为24.39万亿立方米，占美国天然气总资源量的34%。美国页岩气对其天然气产量增长起着很大的作用，估计2035年页岩气产量将达到美国天然气产量的46%。我国的页岩气储层分布广泛,主要有海相和陆相两种类型。海相是主体,主要分布在南方地区、华北地区和新疆塔里木盆地；而陆相主要分布在松辽、鄂尔多斯、渤海湾、吐哈、准噶尔等盆地及其周缘。这些地区具备页岩气成藏条件，资源潜力较大。尤其是海相页岩，分布面积广、厚度大、有机质含量高、成熟度适中。据估计，国内三大地区海相页岩气资源量约占总资源量的70%。据EIA预测，中国页岩气的可采资源达到1275万亿立方英尺，约合36万亿立方米。而根据国土资源部的普查，中国陆域页岩气地质资源潜力为134.42万亿立方米，可采资源潜力为25.08万亿立方米（不含青藏区），与常规天然气相当。（4）非常规天然气的开发利用全球非常规天然气资源丰富，达4000万亿立方米，是常规天然气资源量的8.3倍。过去十年，全球非常规气利用发展很快，产量快速上升，2024年非常规天然气产量占天然气产量的18%。美国是世界上非常规天然气资源开发最早、利用最成功的国家。从美国情况来看，在致密气、页岩气和煤层气这三种非常规天然气中，致密气目前产量最高，但页岩气的发展速度最快。美国能源信息署（EIA）预测，2035年页岩气将占美国天然气总产量的46%。美国已经成功实现了非常规天然气的大规模开发利用。2024年非常规天然气产量占天然气产量已超过50%，其中页岩气和致密气的产量分别达到1380亿立方米和1754亿立方米，助推美国成为世界第一大产气国，并改变了美国天然气价格和供应格局。2024年非常规天然气产量达到3940亿立方米，占美国天然气总产量的60%以上，其中页岩气产量1760亿立方米，占美国天然气总产量的27%。中国非常规天然气资源总量约是常规天然气总量的5.01倍，其中致密气约12万亿立方米，页岩气资源量100万亿立方米，可采储量26万亿立方米，与美国相当。而埋藏2024米以浅的煤层气资源总量为36.81万亿立方米，与陆上常规天然气相当，仅次于俄罗斯、加拿大位列世界第三位。但是，与美国等发达国家相比，我国非常规天然气的勘探研究大多还处于起步阶段。由于开发利用起步较晚，现阶段总体经济性较差。致密气虽已实现了规模开发利用，但资源品质总体偏差，目前可动用比例偏低。煤层气初步实现了商业性开采，但高效、低成本开发技术尚不成熟。页岩气刚刚开始工业性先导试验，因地质与工程条件较复杂，关键技术尚未突破。天然气水合物处于基础研究和资源调查阶段。根据《天然气发展“十四五”规划》，2024年国产天然气供应能力将达到1760亿立方米左右，其中常规天然气1385亿立方米（含致密气），煤层气300亿立方米（其中地面开采160亿立方米），页岩气65亿立方米，进口天然气量约935亿立方米。中国2024年天然气供应结构如下图，其中页岩气仅占2.4%。基于资源现状和技术成熟程度，未来5至10年是我国非常规天然气发展的关键期。通过加快非常规天然气资源开发利用，加上常规气和进口气，天然气在我国一次能源消费结构中的比重将由2024年的4.5%提高到2030年的15%左右，将为改善我国能源结构、保障能源安全做出重要贡献。三、我国天然气设备行业将迎来高速增长期1、油价高企，推动油气设备景气上行（1）国际油价历史走势分析石油价格对市场供求关系的变化极为敏感，供求平衡点的任何细小变化都会引起价格的大幅度波动，因而这种需求结构使价格经常处于不稳定之中。回顾油价波动的历史轨迹，大致可以总结几个规律：1.国际油价呈现明显的周期性。2.从2024年到现在，国际石油价格的波动幅度明显加大，而且变化频率明显加快。3.操纵价格的垄断行为愈演愈烈，国际投机资本大肆兴风作浪。4.大规模战争和严重政治事件导致石油价格在短期内大幅度波动，国家权力的介入增加了市场波动和风险。自1989年以来，油价总体而言呈上升趋势，在波动过程中，油价数次见顶。第一次在1990年10月。伊拉克1990年8月2日入侵科威特，原油产量开始减速，价格飙升。次年1月，美国等多国部队发动对伊拉克的军事进攻。同时，国际能源机构启动紧急计划，每天将250万桶储备原油投放市场，以沙特为首的OPEC也迅速增加产量，市场对油价持续上涨的预期迅速降温。第二次与2024年亚洲金融危机有关。OPEC低估了始于泰国爆发的亚洲金融危机对石油需求的影响。快速增长的亚洲经济嘎然而止，原油需求迅速下滑，将油价引入下行通道。第三次出现在2024年。在网络股泡沫破灭和“911事件”双重打击下，美国经济开始衰退，引发原油需求量减少。美国“911事件”爆发引发其后长达一年时间原油需求的负增长，触发油价的又一轮跳水。第四次发生在2024年8月。持续近三周的黎以战争达成停火协议，伊朗核问题等地缘政治局势暂时趋于缓和，一定程度上缓解了供给担忧。另外，美国经济连续数月减少原油需求，加上雪佛龙公司宣布发现特大油田等消息，使石油价格经历4个多月的调整。第五次发生在2024年7月份。受次贷危机影响，美国经济2024年第四季度出现负增长，而日本和欧元区经济2024年第二季度也出现负增长。全球经济增长速度放慢和高油价抑制消费等因素导致市场对原油的需求下降，再加上美元升值，国际原油期货交易市场的投机炒作风潮有所减退，油价大幅下跌。WTI原油期货在当年7月3日达到历史高点145.29美元/桶，随即开始暴跌，到2024年12月31号收盘价仅为44.6美元/桶。2024年开始，油价快速回升。2024年，由于地缘政治动荡，埃及、利比亚等危机通过石油供给影响油价，使油价经历了比较激烈的跌宕起伏的波动过程。2024年，国际油价走势呈“M”形，季度变化明显。年初欧盟发布对伊朗石油的禁运令，中东地区地缘政治矛盾不断演绎，一季度国际油价逐月攀升。5月，OPEC成员国表态保障原油供应，欧债危机成为市场关注的热点，原油价格冲高回落。7月1日欧盟对伊朗禁运令生效，美国出台第三轮量化宽松政策(QE3)，投机基金做多油价的热情再起。四季度，欧债危机仍未解决、美国大选、财政悬崖困局带来的市场担忧情绪令投机基金开始减仓，国际油价随之震荡下行。该年12月份，WTI原油均价为每桶88.25美元，布伦特原油均价为每桶109.2美元。2024年上半年的数据显示，今年油价走势仍有可能延续2024年的震荡格局；自2月份以来，布伦特原油期货价格一路直下，接近100美元/桶；而WTI原油价格则在88-100美元/桶之间上下波动。总体来看，2024年全球经济增长继续疲弱，成为掣肘油价的重要因素。未来全球经济增长、世界原油市场供求关系和地缘政治局势等还具有很大的不确定性，因而油价的走势也存在较大争议。（2）油价走高，提振油气设备需求油价上涨将直接提高石油公司的收入和利润，进而影响石油公司的资本开支计划.只要利润的上升幅度大于油井勘探开发成本的上升幅度，石油公司就有动力进行勘探开发。在油价不断攀升的背景下，油气装备会成为受益行业。高油价会吸引更多石油企业投入勘探开发，大大提升石油装备的需求景气；若油价低于60-80美元的成本位，开采活动将受到影响。从近十年全球油气勘探及生产（E&P）投资与WTI价格关系可以看出，两者变化趋势几乎一致，但E&P投资的变化幅度要略小于油价的变化。全球油气勘探生产投资在经历了2024年的大幅下滑后，自2024年起恢复稳步增长，增长率保持在10%以上；2024年总投资达到6140亿美元，油价的不断攀升是2024年勘探和生产支出增加的主要推手。预计2024年全球投资将达到6780亿美元。石油钻机开工数也是判断油气设备景气度的重要指标。原油价格直接影响着石油钻采活动,近十年来的数据显示，布伦特原油价格的变化趋势与全球在用钻机数量变化基本一致。自2024年以来，钻机开工数整体呈上升趋势，与E&P的变化趋势基本一致。2024-2024年期间，受全球经济危机的影响，在用钻机数显著下降。2024年7月开始，随着原油价格强劲反弹，全球钻井在用钻机数量持续增多，2024年迅猛增长，2024年已恢复至2024年的水平。2024年全球在用钻机数创出历史新高，2月份全球在用钻机数达3900台，全球钻井活动景气度上升。2、国内天然气价改的实施，将助力天然气设备产业的发展目前我国天然气定价使用的是成本加成法，即天然气定价是从供给端按照成本加成并给与厂商合理利润来定价，而与相关替代品无关，这样就导致在能源价格不断上涨的过程中，天然气价格仍然保持在低位。天然气的出厂价和管输价格都受到中央政府管制、区域零售价格受到地方政府管制；在政府分段定价的基础上，天然气出厂价格加管输费形成直供天然气价格或天然气城市门站价格，天然气城市门站价格加城市配气费形成城市用户的天然气价格。目前我国天然气价格水平偏低，没有完全反映市场供求变化和资源稀缺程度，不利于天然气合理使用。特别是近年来进口中亚天然气价格更贵，却按国产气价格亏损销售，形成了“价格倒挂”，严重抑制了上游的供给，在一定程度上造成了国内天然气供不应求的局面，因此理顺天然气价格形成机制破在眉睫。2024年12月26日，广东省和广西省率先进行了天然气价格形成机制的试点，引入“市场净回值”法，即首先选择天然气主要消费市场和多气源汇集点作为市场中心（指上海），建立市场中心价格与可替代燃料价格变化挂钩的公式，作为国内天然气定价和调价的核心，然后反向回推，形成各省的最高门站价格和各气田出厂价格，实际门站价格由供应商与用户确定。该方案意在确定上海最高门站价及调价依据，反推各省最高门站价。在替代能源的选择上，将国内液化石油气和燃料油作为天然气定价参照的替代能源。现在的进口价已经远远超过现在国产天然气市价，高出1倍左右。广东、广西的试点就是要更多与市场接轨，也就是根据我国天然气产业链发展阶段，借鉴国际经验，解决国外进口高价天然气的国内销售及利用价格杠杆，引导天然气资源合理配置问题。天然气价格改革有望成国内天然气开发的催化剂，并助力相关设备产业的发展。未来天然气价格上升将影响尿素、氧化铝等工业用途的天然气经济性，降低加气站的盈利性，但是对于已经市场化的车用气价格影响相对较小。并且提价有利于上游加大天然气开采和LNG应用推广，长期来看，天然气开采装备、LNG装备仍受益，短期受提价影响需求增速可能放缓。3、全球油气设备龙头国民油井华高（NOV）的成长经验（1）NOV全球领先的油气钻采设备及服务企业美国国民油井华高（NOV）是一家全球领先的集油气钻采设备、集成系统、井下工具及供应链解决方案为一体的综合服务商,过去十年收入增长12倍，净利润增长33倍。公司历史可追溯到1841年，经营遍及六大洲，有超过1,160个业务点。其业务范围涵盖了上下游6大环节中的钻井、完井和生产3个环节。在油气钻探设备领域，NOV首屈一指，其产品在世界上享有顶级品牌知名度。（2）NOV的成长经验之一：钻井设备与油田服务相结合NOV目前有三个主营业务：钻井技术，石油服务与供给，分销输送，提供不同层次的产品及服务，以满足客户多方面的需求。（3）NOV的成长经验之二：收购兼并完善产品链1996年，国民油井（NationalOilwell）上市至今，公司一直维持盈利状态。2024年后开始大规模的并购。2024年年底至2024年，对石油需求的下降导致对公司的产品和服务的需求也降低，但一系列收购维持了公司稳定的收入和利润。据披露，国民油井2024年收入10亿美元，2024年12亿美元。分销服务19%的收入的下降被大型资本设备销售的增长所抵消，包括钻机、泥浆泵、起重机和SCR设备。净利润从2024年的5070万美元增至2024年的6890万美元。然而，积压订单从2024年年底的29100万美元降至2024年年底的8300万美元，因而2024年的收入更低。2024年，由于油气行业的稳定及公司持续其扩张政策，国民油井的销售和利润开始反弹。9月，国民油井从哈里伯顿公司买下了WheatleyGaso和Omega泵、活塞及活塞泵产品线。而对Baylor及其子公司的收购使国民油井获得制动系统设计和制造的能力。值得注意的是，国民油井又收购了其竞争对手IRIInternational，增加了在移动油井服务市场的份额。当年国民油井披露销售额和净利润分别为11.5亿美元、1310万美元。于此同时，公司的积压订单翻了一倍多，达到28200万美元。其中大客户采购订单包括PrideInternational订购的在中非石油勘探使用的三个移动式钻井平台和两个高性能修井机。国民油井在2024年的扩张策略涉及9项收购。包括收购MaritimeHydraulicsCanada，该公司设计并生产车载有线氮泵装备、连续油管注入头以及油田作业自动化的电脑控制系统。对IntegratedPowerSystems及TechPowerControlsCompany的收购则拓展了国民油井对SCR装备的供给能力。2024年1月，国民油井收购了HALCO油田泵及设备公司。尽管2024年的收入为15亿美元，两项关键的收购-Hydralift和Mono泵业-预期提振2024年的收入约4.25亿美元。国民油井通过合作协议及收购提高其分销服务份额。公司于2024年开始通过PetroCosm公司分销产品，并于NaborsIndustries续签了联盟，持续到2024年。在6月，国民油井收购了RyeSupplyCompany及其在西德州和新墨西哥州的8个配送中心。（4）NOV不断的技术创新保持行业领导地位NOV的成长一方面受益于油价的攀升，另一方面也是因其卓越的技术实力。国民油井华高1918年引进移动式CooperHoists修井机；1945年Bowen开发了第一台液压动力水龙头；1963年设计了第一个连续油管注入头；1981年第一台顶驱问世，1986年第一台盘刹问世；2024年推出不间断循环钻井系统，之后相继推出高移运性的理想钻机和快速钻机，等壁厚定子的螺杆钻具、智能钻杆等一系列新产品。形象地说，国民油井华高的产品包含了从井下的钻头开始到地面发电机之间的所有设备和工具，如井架、交流变频绞车、电子司钻、顶驱、排管系统、铁钻工、动力卡瓦、动力吊卡、动力锚道、马丁代克钻井仪表、Brandt全套固控设备、Shaffer防喷器、BJ井口工具。其产品技术先进，可靠性强，为市场广泛接受。譬如不论是打油井还是打气井，NOV顶驱均被业界推为效率最高、安全性最强的产品；在提高钻井能力与效率的同时，可将作业时间缩短25%。2024年2月SantaFeInternational订购了两个最先进的自升式钻井船。SantaFe和国民油井合作开发了新的水平-垂直（HTV）油管输送技术，精简了建造和拆除钻井平台的过程。7月，第一个全自动化的钻井平台投入使用。该设备是为PioneerDrillingCompany建造，由电力而机械力驱动，可以从远程进行计算机操控。该系统提供实时数据和图形显示，以供操作员分析。另一个钻井平台于9月投入使用。这两个是自1980s早期以来，美国建造的第一批全新的钻井平台。2024年的收入达18亿美元，资本设备的销售额增加了一倍，至4.54亿美元。总产品和技术的销售额为110万美元，增加了64％。配送服务的销售增长了36％到7.08亿美元。（5）虽然业绩受石油价格波动影响，但呈弱周期性从2024年早起开始，油气价格的上涨就导致钻井活动水平的持续上升。于是，全球钻机数在2024年上升10.8%，2024年上升2.4%，2024年上升7%。公司的客户现金流持续增加，加上人们对于油气长期供求失衡的担忧及取代旧设备的需求，在2024-2024年间，资本设备采购的市场条件明显改善，导致这两年年底公司的存货量远低于2024年。然而，受2024年金融危机的影响，大宗商品价格显著下跌。2024年全球钻机数下降了30.9%，客户不愿意投资大型资本设备，公司当年的订单率大幅降低。2024年，金融危机结束，油价回升，各种钻井设备的订单率开始上升，尤其在持续打造深海舰队方面。2024年和2024年，大宗商品价格基本保持在支撑客户持续资本支出的水平上，2024年全球钻机数比2024年上升16.1%，2024年全球钻机数比2024年上升1.5%，公司2024年实现销售收入200.41亿美元，同比增长36.7%;净利润24.91亿美元,同比增长25%。四、中国天然气装备行业尚处成长期在天然气供需双重支撑下，预计未来天然气产业将得到迅速发展，而天然气勘探开发服务与设备行业、天然气储运设备、天然气液化及LNG应用等相关装备也将因此受益。天然气产业链可分为上游勘探开发生产、中游储运和下游应用三个环节，在产业链的每个环节均有相应设备发挥着重要作用，包括上游勘探开发所需钻头、钻机、套管、固井设备、压裂设备等；中游储存运输所需管道、液化设备、储罐、槽车、液化装备、加气站等以及下游应用所需天然气汽车、天然气船舶和工业天然气装备等。为保障加速增长的需求与能源安全，天然气的勘探开发，尤其是对技术较为成熟的煤层气开采将成为重点，页岩气勘探开发也开始进入实质阶段。水平井应用比例的提高，正在拉动相关油田服务技术和装备的应用，如定向钻井技术、旋转导向和地质导向工具、LWD、MWD、分段压裂技术、压裂车、连续油管、液氮泵送服务、完井技术等高端油田技术服务的需求。1、非常规气钻完井技术目前，我国大规模开发非常规天然气尤其是页岩气的关键技术体系尚未形成，缺乏核心技术和相关标准规范。页岩气储层孔隙度一般为4%～5%，渗透率小于10×10-3μm2。页岩气储层的特点决定其开发所采用的技术与常规天然气开发技术有所区别。页岩气井对设备、钻采技术要求都很高，比如，在压裂技术上，常规油气井的压力等级一般为30MPa，而页岩气井一般在100MPa左右；泥沙堵漏等问题也给施工带来一定难度。因此必须综合采用先进的勘探、钻井和开发技术，才能实现页岩气的商业开发。目前，国外石油企业已经积累了比较丰富的页岩气开采经验，在开采技术方面形成了比较成熟的勘探开发系列技术，包括三维地震综合采集与处理技术、多分支水平井技术、水平井加多段压裂技术、清水压裂技术和同步压裂技术等。（1）钻井工程技术页岩气钻井技术大概经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井钻井的发展过程。直井是美国2024年之前页岩气开发的主流钻井方式，其目的是获取页岩气地质、油藏资料，为后续钻井、压裂和采气等做技术准备;继2024年Devon公司在FortWorth盆地Barnett页岩气7口水平井的试钻成功，利用增加储层泄流面积、提高页岩气采收率等方式使得产气量显著提高，水平井、分支井、丛式井水平井等得以迅速发展，相继成为美国页岩气开发的主要钻井方式。水平井钻井技术经过近80年发展，目前已相当成熟完善，特别是井下动力钻具、地质导向工具、旋转导向钻井系统、随钻测量系统、控压钻井等新技术出现，使得在页岩气勘探开发领域水平井较直井更具优势:水平井成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终评价可采储量却是直井的3～4倍；水平井与页岩层中裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大，可明显改善储层流体的流动状况。统计结果表明，水平段长度为200m或更长时，比直井钻遇裂缝的机会多达几十倍；在直井收效甚微的地区，水平井开采效果良好。如在Barnett页岩气外围开采区内，水平井克服了Barnett组页岩上、下石灰岩层的限制，避免了Ellenburger组白云岩层的水侵，降低了压裂风险，增产效果明显，在外围生产区得到广泛运用；水平井减少了地面设施，开采延伸范围大，能够避免地面不利条件的干扰。（2）完井工艺技术根据以往施工经验，一口页岩气井的投产能否成功，完井工艺是关键。因为页岩气油藏的孔隙度和渗透率极低，必须采用特殊的固井、完井工艺技术才能完成投产。页岩气固井水泥浆已发展多种，目前较普遍使用的是泡沫水泥固井技术。与常规固井水泥浆相比，泡沫水泥浆的优势更加突出:高强度、低密度、低失水量、超稳定性等，优质高效的防窜气特性可解决低压、易漏、长封固段等固井难题，同时泡沫水泥浆侵入井壁深度较浅，可明显缓解固井所造成的储层污染。数据统计显示，采用泡沫水泥固井工艺比常规固井的产气量平均高30%。我国从20世纪80年代已开始泡沫水泥固井工艺技术研究，目前该项技术已取得了长足进步，在国内多个油田生产区块取得了实验性应用成功。经调研统计，页岩气井普遍采用以下三类完井方式：水力喷射射孔完井：根据伯努利能量转换原理，使流体通过喷射工具，油管中的高压流体能量被转化为动能，产生高速流体冲击岩石形成射孔通道，实际应用中通常使用低砂浓度携砂液来完成水力喷射任务。由于该工艺成熟、操作简单灵活，移动射孔管柱即可进行多层射孔施工，避免下封隔器或桥塞，大大缩短了完井工期。组合式桥塞完井：页岩气水平井最广泛使用的完井方式，其原理是利用组合式桥塞将套管井分隔成多井段，依次逐段进行射孔、压裂，操作流程概括为:下套管、固井、射孔、坐封桥塞、钻桥塞。该工艺的缺点是现场流程繁多、操作复杂、费时费力。机械式组合完井：国外近年发展起来的一种新型完井技术，其工作原理是利用膨胀封隔器和滑套系统组成一趟管柱进行固井和分段压裂。操作流程为:完井管串下入水平段、坐封悬挂器、注酸溶性水泥浆固井、泵入压裂液、井口投球控制滑套系统、水平段最末端第一级压裂、依次第二、三级等逐级压裂、防喷洗井、投产。该工艺主要适用于长水平段页岩气井的逐级压裂，其中哈里伯顿公司的DeltaStim完井技术为市场主导。（3）储层压裂改造工艺技术储层压裂改造工艺技术主要包括：清水压裂技术；同步压裂技术；重复压裂技术；多级压裂技术；泡沫压裂技术。（4）裂缝监测技术裂缝监测技术在页岩气储层压裂中占有很重要的地位。通过裂缝监测，可以预测裂缝方位，计算改造体积及其泄流面积,为后期的产量预测以及新井布井提供参考。目前，监测裂缝的方式主要包括常规化学示踪剂法、物理示踪剂法、微地震监测和测斜仪监测。其中,微地震监测应用较广泛,它分为同井监测和邻井监测，其原理主要是通过邻井放置多个检波器,记录在裂缝起裂和闭合过程中所发生的微地震事件，从而计算压裂改造所得到的改造体积及预测压裂后产量。近年来，我国的连续油管水力喷射加砂压裂技术发展较快，特别是在大庆油田、西南油气田、长庆油田等取得了优异的增产效果。国内不少油气压裂公司引进国外先进大型压裂设备，如HQ20240型压裂车、FBRC100ARC混砂车、HR10M连续油管作业等，促使水平井分段压裂技术得以推广应用。我国页岩气井压裂改造技术已取得很好的现场应用效果。2024年5月10日，中石化方深1井页岩层段压裂成功，同年9月10日，中石油威201井经过压裂后，井口测试日产气量1.08×104m3。目前，我国页岩气勘探开发成果多集中于三大石油公司。中石油在水平井分段压裂改造、微地震监测技术等方面取得了重要进展；中石化在关键完井工具研发、水平井钻井液、压裂液体系研发以及压裂装备研制等方面取得了进展；中海油则初步掌握了页岩气钻完井技术，初步具备了设计能力。另据了解，中石油在页岩气领域通过自主攻关，已初步形成成套页岩气开采技术，建成了两个国家级页岩气开采示范区。在这两个示范区内，中石油应用其低渗透油气藏水平井增产改造技术和油气藏储层改造技术，在页岩气直井压裂和水平井分段压裂上获得巨大成功。相比于美国80多年的页岩气开发历史，我国页岩气还处于起步阶段。截至2024年4月，我国共确定33个页岩气有利区，页岩气完井58口，其中水平井15口，其中大部分都处于四川盆地之内。截至2024年11月，中石油在最具开采价值地区的产量只略高于1,100万立方米。我国虽然初步掌握了水平井钻井、分段压裂等技术，但尚未形成页岩气开发关键技术体系，离规模化开发还有很长一段路要走。此外，和美国相比，我国地质条件复杂，四川和塔里木盆地页岩气埋藏大多在4000至6000米；地表环境较差，多山区或沙漠，施工成本和开发难度都很高。中国页岩贮藏点缺少水力压裂需要的水资源，也是一项艰巨的挑战。（在美国，开钻一口页岩气井需要3到4亿升的水；在中国，由于地理特性的不同，则需要4到5亿升的水。）2、天然气开采装备《天然气发展“十四五”规划》指出，要依托页岩气开发示范区项目，实现高效钻头、可钻式桥塞及分段压裂封隔器、3000型压裂车等关键装备的本地化制造，研究同步压裂和微地震裂缝监测等技术装备；开展新型压裂液、压裂液处理和再利用、储层伤害机理及保护、分段压裂、长井段射孔和体积改造等技术装备研制，掌握适用于我国页岩气开发的核心装备技术体系。依托重大项目建设，加快突破管道建设关键技术和关键设备，如燃气轮机压缩机等，大力提高自主化水平。管材要实现100%国产化。国内大型阀门和压缩机等关键设备技术接近世界先进水平，并在工程上应用。依托重大工程继续做好LNG装备自主化工作，加大科技研发投入，引进消化吸收相结合，重点突破大型LNG液化工艺等关键技术，抓紧海水气化器、海水消防泵等设备国产化工作，整体降低接收站建设成本。继续支持“国船国造、国货国运”，推动LNG造船和运输业发展。目前发改委和能源局已决定对我国页岩气开发相关的技术研发提供支持，加大投入支持装备的国产化。我国现有的页岩气单井实验开发中的绝大部分核心技术（水平井技术以及分段压裂技术等），仍然需要国际油服公司的技术支持。中美之间页岩气装备的差距，以时间来度量的话，在5-10年左右。大型燃气轮机和大功率天然气压缩机、大型LNG低温泵等关键设备主要依靠进口；天然气高效利用关键技术，如微型燃气轮机等与国际水平差距较大。因此国内企业存在较大的进口替代空间。（1）受益产业之一：钻井设备①煤层气钻机煤层气综合抽采是未来煤矿和煤层气综合开发的趋势。开采煤层前进行预抽，卸压邻近层瓦斯边采边抽、采空区煤层气抽采，可以有效减少煤矿事故的发生；此外，地面开采的煤层气甲烷浓度高，可以直接作为天然气的替代品进行使用，地面抽采的煤层气利用率高达78%，而井下抽采利用率仅为32.3%。“十一五”以来，地面煤层气钻采占整个煤层气产量比例逐年提高。钻机是煤层气地面开采的最重要的设备之一。煤层气井一般比较浅，钻井周期短。因此，要求煤层气钻机自动化程度高，泵排量低，表层开钻加压方便。国外煤层气开发已经进行了多年，其勘探开发设备已形成系列化，技术储备雄厚。煤层气钻机的生产主要集中在美国雪姆公司（Schramm）、美国Gefco、瑞典阿特拉斯（Atlas•Copco）和德国Bauer等公司。美国的雪姆钻机公司是专业车载钻机供应商，是美国煤层气成功开发的主要贡献者之一，其产品也是我国煤层气钻机的主要进口机型，代表性产品有T685WS钻机、T130XD钻机和T200XD钻机。其特点是配套设施完善，可实现钻井液、泡沫和空气等多种钻井方式，而且结合煤层气钻井的实际情况，对钻机进行了很多改进，如伸缩式井架、车载钻井泵等。美国的Gefco公司是一家专门致力于石油钻机研究与生产的公司，其生产的钻机对我国的煤层气开发起了很大作用。该公司的钻机可实现多种钻井工艺，包括空气钻井、泡沫钻井、清水钻井和常规钻井等，国内应用较多的是GEFCO-150K、SS-90K等型号钻机，其设备机动灵活、钻井效率高。瑞典阿特拉斯公司可提供钻具、空压机和增压机等钻机配套设备，国内应用较多的是其生产的RD20型车载钻机。RD20型车载钻机为全液压钻机，整体结构紧凑，可进行空气循环回转钻孔、潜孔钻和钻井液钻孔。其突出优点是机动性高、占地面积小。该钻机在我国煤层气资源丰富的沁水盆地应用广泛。德国Bauer公司的产品在煤层气领域为非主流产品。该公司生产的全液压多功能车载钻机适合大口径深井钻井（最大直径可达1200mm），可实现常规钻井液钻井和空气钻井。该类钻机主要有RB100、RB50、RB40等型号。连续油管钻机巨大潜力。相对于用螺纹连接的常规油管，连续油管是卷绕在卷筒上拉直后直接下井的长油管。与常规钻井技术相比，连续油管钻井技术的优势在于可以实现欠平衡钻井，且搬迁和起下钻作业简单、经济，井控更加容易，减少了卡钻事故，在煤层气钻井方面优势明显。欠平衡钻井技术和空气钻机将是煤层气钻采技术趋势。美国80年代末发明出裸眼洞穴完井技术，该技术无需压裂，减少了煤层气钻完井的投资以及压裂对储层的伤害，同时还增加了3-20倍的产量，该技术适用于低煤阶、高渗透的煤层气开采。另外美国针对煤层储层保护提出了欠平衡钻井技术，该技术降低了钻井液的浓度，减少对储层的压力，并设计出专门的空气钻机来完成钻井。我国的煤层气开发较晚，开发初期主要借用石油钻井的相关装备和工具，与煤层气钻井的特殊工况不配套，搬迁不便，导致钻井成本偏高。由于我国煤层气藏埋深较浅，钻井深度大多在1000m以浅，因此也采用水文钻机、煤田钻机。但是，水文钻机和煤田钻机的主体结构因没有钻井平台，无法安装防喷器、除砂除泥器等设备，其技术性能和可配套性都无法满足煤层气钻井的需要，而且因其钻进效率太低，直接影响了煤层气开发新工艺、新技术的推广应用。我国专业化的煤层气钻机长期缺失，90%以上的煤层气钻井都是使用水基钻井液完成，对储层伤害较大，相比之下美国90%以上的煤层气都是通过便携式空气钻井完成。目前，国内煤层气钻机主要生产商和产品有：石家庄煤矿机械有限责任公司的SMJ5510TZJ15/800Y车载钻机、新时代石油机械制造的ZJ15/90J2钻机、中国地质科学院勘探技术研究所的SDC1000钻机、江汉石油管理局第四机械厂的ZJ20/147OCZ煤层气钻机、南阳二机石油装备（集团）的ZJ20K系列橇装钻机和3000m模块化煤层气钻机、黄海机械等。虽然国内煤层气钻机已有一定的生产能力，但都主要处于初期试制和试用阶段，没有得到广泛应用。而且，国内的煤层气钻机仍然不能满足我国煤层气快速发展的需要，为了提高效率，主要煤层气产区的重点井、难点井仍然以进口设备为主。据不完全统计，截至2024年，我国从国外进口的用于煤层气地面勘探和开采的车载钻机为25台左右，同时，我国用于煤层气地面勘探和开采的还有小型石油钻机、水井钻机、岩心钻机等，2024年我国用于煤层气地面勘探开采的钻机大约为100台左右。②水平定向钻机我国水平定向钻机市场仍处于市场需求量快速增长的成长期，2024年全国销售量仅1,534台，而美国在经济快速发展的1996-2024年，平均每年销售量达到约2,670台，2024-2024年受网络经济泡沫危机影响，网络管线铺设需求量下降导致非开挖水平定向钻机的销量有所下降，但2024年以后每年仍保持在1,500-2,000台的水平。由此预测，2024-2024年我国水平定向钻机市场需求仍将快速增长，平均每年市场需求量可达2,500台左右，并且未来很长一段时间仍将保持每年市场。③井控设备——防喷器国外的防喷器主要以Hydril、Cameron和Shaffer公司的产品为代表，通径65.0-762.0mm，压力等级3.45-172.50MPa，品种规格齐全，防喷器所能实现的功能也多，在陆上和水下都得到了广泛应用。国内在进行煤层气钻井时，煤田钻机或部分进口液压钻机(雪姆130钻机）一般没有安装防喷器，主要原因是该类型钻机的钻台面无法安装防喷器。由于防喷器是直接借用的油气钻井防喷器，体积大、压力级别高，不易搬迁运输，在一定程度上增加了钻井成本。我国适应煤层气开发的小型、轻便防喷器还较少，有待于进一步研究和开发。④井控设备——旋转控制头欠平衡钻井技术在煤层气领域的应用，促进了其关键井口设备旋转控制头的发展。目前，国外旋转控制头产品很齐全，既有应用于高压油气井的产品，也有应用于煤层气井等非常规能源方面的低压小型旋转控制头，主要厂商有美国的威德福、哈里伯顿、Shaffer和Washington公司，英国的Grant公司和加拿大的高山公司等，其中Washington公司和Grant公司的产品已经应用于我国的煤层气开发，但价格很高。我国现有旋转控制头大多是以威德福公司的Williams系列产品为原型研制开发的，且主要是适用于常规油气钻井的较高压力级别产品，在密封的可靠性和密封件寿命上与国外先进产品相比还存在一定差距。应用于煤层气井的低压系列产品目前还处于试制阶段，有待于进一步优化完善。Washington公司系列旋转控制头的进口价格约70万元，而开发低压旋转控制头的成本仅20多万元。因此，开发低压旋转控制头可大大降低钻井成本。（2）受益产业之二：完井增产设备根据我国页岩气“十四五”规划，到2024年我国页岩气目标产量为65亿立方米。要想实现这一产量目标，未来几年内我国新增页岩气钻井数量每年都要保持在100口以上，这必然会带动大量的设备投资需求。随着页岩气招标顺利进行和勘探评价工作逐步推进，相关行业设备企业有望从中受益。目前我国已钻完的页岩气气井只有63口，不到美国的0.07％，且多数属于实验性质。气井造价高昂，在我国南方打一口2500米的页岩气井需要投入8000万元-9000万元人民币，打一口3000米深的气井需要投入１亿元人民币左右。而美国巴奈特页岩气水平井成本仅为1700万元-2300万元人民币。2024年我国需要打2万口井，存在至少4000亿元人民币的资金缺口。页岩气开采成本和技术水平息息相关。我国页岩气评价和勘探开发大部分技术和手段都能够国产化，但在压裂等核心技术方面仍存在技术难点，需要加强国际合作。压裂技术在页岩气开采成本中占比达到40％左右。若国内2024年之前新钻水平井1000口，则对应压裂能力为100万水马力，压裂车的市场总需求约100亿-200亿元。压裂设备：压裂是指开采过程中利用水力作用，使油气层形成裂缝的一种方法。油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂(如石英砂等)充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)。压裂设备主要是压裂车组，通常包含压裂泵车、混砂车、仪表车和管汇车。2024年以前，国内的压裂成套设备80%来自国外进口，2024年以后，国产压裂设备取得突破，目前已经全面替代国外进口产品，并已经批量出口国外。目前中石油旗下设有专门的压裂设备、连续油管设备的生产企业，中石化旗下的江汉油田四机厂是国内最大的压裂设备生产企业之一。其余的市场竞争者包括：杰瑞股份，胜利高原，兰州通用机械，中油科昊，宏华集团等。目前对于2500水马力的压裂设备，基本上由杰瑞和四机厂垄断。根据杰瑞2024年的年报，杰瑞压裂设备的市占率达到40%，和四机厂相当。压裂设备的关键零部件包括柱塞泵，变速箱，发动机，底盘等。核心技术是集成系统的控制技术，主要功能是同步控制多台发动机，变速箱和混砂撬。在2024年3月举办的“第十三届中国国际石油石化技术装备展览会”上，我国首台3000马力压裂车亮相，其成套压裂装备由中国石化石油工程机械公司承担研制。据介绍，该设备最大输出功率3000马力，最高工作压力140MPa，是目前国际上最大型号的车载压裂装备。3000型压裂车主要解决了功率的问题，因为页岩气的勘探开发需要大规模的压裂作业，中国的页岩气产区地表和路况条件相对较差，大功率压裂车组能够确保在有限的井场区域内，使用较少的装备和足够的功率，完成大型压裂施工作业。3000型压裂车连续运转的可靠性强，适应页岩气大规模的压裂。其压裂技术为世界首创，核心技术达到了世界领先水平，预计两年内将规模化投产。目前杰瑞股份3100型压裂泵车也已获得工业试验成功，最大输出功率高达3100马力，未来有望成为全球最大功率的压裂车。连续油管设备：连续油管（Coiledtubing）是用低碳合金钢制作的管材，有很好的绕性，又称绕性油管，一卷连续油管长几千米，可以代替常规油管进行很多作业。90年代以来，连续油管压裂技术和连续油管钻井技术，在工艺技术上和实际的应用中得到了较快的发展。连续油管作业设备具有带压欠平衡作业、连续起下、快速高效、对地层低伤害的特点，并且设备体积小，作业周期快，成本低，已被广泛地应用于油气田修井、钻井、完井、测井等作业，在油气田勘探与开发中发挥着越来越重要的作用。从北美地区来看，连续油管的需求往往和压裂以及非常规油气开发息息相关。连续油管设备需求在最近20年得到了快速发展，保有量扩大了大约300%。虽然对连续油管的需求在2024年有所停滞，但是整体增长的势头仍然延续。国内的连续油管设备制造企业主要有：杰瑞股份，中石油钻井工程研究院江汉机械研究所。烟台杰瑞的连续油管作业设备的性能和业绩超过其他竞争对手，处于第一梯队。（3）受益产业之三：液化天然气（LNG）储运及应用设备国内天然气储运可以根据其物理形态大致分为气态天然气的管道运输、压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）。LNG是天然气经压缩、冷却，在-160°下液化而成。它以液态的形式存在，体积仅为气态的1/600，相比管道运输方式投资更小，运输更为方便灵活，不受路径限制，可以通过陆上运输或海上运输完成点对点运输，并且在中转地便于储存、转卖。与压缩天然气（CNG）相比，LNG压缩比更高，储存效率高，建站不受管网限制，出现泄露会立刻挥发，不易引起自然爆炸，因此安全性也更高。根据其特性，LNG适合进行长距离运输，作为汽车燃料也更适合于重卡、城际客车、公交等需要进行长距离续航的车辆。CNG、LNG产业链相对较长，天然气被开采出来后便进入储运链条，经过净化液化处理被装入专用储罐，通过LNG槽车或LNG船从陆地和海洋两条线运输至卫星站、接气站后再进行气化，以供下游各类需求终端。相关设备包括运输管道、天然气液化设备和CNG、LNG运输、储存和供应设备、分布式能源设备等。LNG相关装备进入高成长期。我国自2024年开始进口LNG，2024年之前仅有3座接收站投入营运,2024年底已经竣工7座LNG接收站，年接收LNG能力合计达1980万吨/年,到2024年我国LNG接收能力将达到4930万吨/年。加气站2024年前也将保持强劲增长。截至2024年5月初，在不到1年的时间内，中国新增加气站446座，总量达到2784座，其中LNG加气站占22.8%。根据建设规划，到2024年我国将建成3000-5000座LNG加气站，届时一年加气站建设量达到1500座，相当于12年的4倍。有关LNG装备的发展空间、经济性分析、进口替代等问题请参考能源装备系列专题报告。3、天然气设备行业相关上市公司通过分析我们认为，虽然油价波动对行业景气周期有影响，但中国天然气装备仍处于成长期。目前无论是行业规模、产品系列、技术实力、服务占比都无法和美国龙头公司相提并论。以油气开发及服务公司杰瑞股份与美国国民油井相比较，2024年国民油井的销售规模是200亿美元，是杰瑞股份的53倍。以LNG装备龙头富瑞特装与CHART相比较，2024年CHART销售收入10亿美元是富瑞的5.2倍。并且很多细分领域国内企业占有率仍比较低，如：LNG压缩机、LNG液化装备、海洋工程、大型LNG发动机、压裂泵等还是进口，因此未来3-5年,中国作为全球最大的能源消费国，天然气装备行业还有很大的成长空间。五、风险因素油价大幅下跌带来勘探及生产投资减少的风险;技术突破及政策进度低于预期的风险；天然气价格上涨对LNG装备经济性有一定负面影响。

2024年有线网络行业分析报告2024年3月目录一、国网整合的预期未变 31、新闻出版广电总局“三定”方案落定 32、中广网络即将成立的预期仍在 33、目前省级广电已经成为事实的市场主体 4二、有线电视用户的价值评估 51、现金流折现的方法估算用户价值 52、有线电视运营商的理论价值 63、2020年初至今上市公司的市值 8三、整合中的用户价值重估 101、江苏模式”中的用户价值重估 102、中广网络整合中的用户价值重估 113、电广传媒收购省外有线用户资源 13四、湖北广电的整合之路 141、楚天网络借壳上市 142、重组中的价值评估 153、湖北广电的二次资产注入 16五、有线运营商的WACC计算 171、吉视传媒的WACC值 17一、国网整合的预期未变1、新闻出版广电总局“三定”方案落定新闻出版广电总局的“三定”方案已经落定，取消了一系列行政审批项目，同时对一些行政审批权限下放到省级单位，比如取消了有线网络公司股权性融资审批，将设置卫星电视地面接收设施审批职责下放省级新闻出版广电行政部门。未来工作的重点：加强科技创新和融合业务的发展，推进新闻出版广播影视与科技融合，对广播电视节目传输覆盖、监测和安全播出进行监管，推进广电网与电信网、互联网三网融合。从三定方案中，我们可以看出广电的发展的方向：行政管理的有限度的放松，比如有线网络股权融资审批取消；行政审批向省级广电下放，比如卫星电视接收审批下放；文化和科技、三网融合成为发展的主要方向。2、中广网络即将成立的预期仍在在2024年年初，国务院下发《推进三网融合的总体方案》（国发5号文）决定推进三网融合之际，就专门针对中广网络网络公司进行了明确的规划，决定培育市场主体，组建国家级有线电视网络公司(中国广播电视网络公司)。国家广电成立的初衷是在“三网融合”中，整合全国的有线网络（第四张网络），从而与电信运营商进行竞争。随着国家广电成立的不断的推迟，注入资金规模大幅度缩水，特别是2023年1月原负责中国广播电视网络公司组建的广电总局副局长张海涛出任虚职——中国广播电视协会会长，中国广播电视网络公司的成立蒙上阴影。我们认为每一次的推迟成立，中广网络的职能就会缩水一次，我们认为相当长时间内中广网络难以成为市场运营主体、竞争的主体。维持原方案的方向预期，将先由部分省份为单位自报资产情况，随后以资产规模大小通过对总公司认股的形式，完成中广网络网络公司主体公司的搭建，即“先挂牌，再整合”的股份制转企方案。按照该方案，明确了国家出资的份额和挂牌的步骤，为中央财政先期投入进行公司主体搭建，其中包括总公司基本框架的组建费用和播控平台、网间结算等业务总平台的搭建费用。3、目前省级广电已经成为事实的市场主体随着我国文化体制改革的推进，文化市场领域逐渐出现市场运营的主体——省级文化运营单位，在有线网络领域，省网整合的进一步深入，省级有线网络已经成为有线网络的市场的运营主体。在IPTV的发展中也是类似，百视通和CNTV主导的IPTV让位于省级广电主导，CNTV或者百视通参与的发展模式，省级运营单位成为市场的主体，省级运营单位及地方政府的利益诉求将影响相关业务的发展模式。这种与地方政府密切的关系（资产、人事等关系），势必会影响地方政府对有线网络的支持力度和偏好。二、有线电视用户的价值评估1、现金流折现的方法估算用户价值考虑到目前有线电视的用户主要分为数字用户和模拟用户，开展的增值业务主要有互动视频点播（高清视频点播）和有线宽带业务，收费的模式基本上采取包月或者包年的收费模式。有线电视用户的收入相对稳定，我们假设其为永续的现金流，我们采用WACC为折现率进行折现，估算有线电视运营商的用户的理论价值（即上市有线电视运营商的理论市值）。我们以广电网络为例，无风险利率选取中国3年期国债收益率3.06%，按照我们的计算，广电网络的WACC为12.3%。同行业的公司的WACC值与公司的负债结构关系较大。2、有线电视运营商的理论价值广电网络2022年有线电视用户到达578.64万户，数字用户421.58万户，副终端为56.15万户，每月每户10元；付费节目用户154.02万户，主要有两档包月套餐99元和128元，我们按照年付100元/户计算，考虑到有线网络加大了优惠促销力度，付费用户和宽带资费要低于标准价格，2023年广电网络公司的理论价值150亿元。天威视讯2022年有线电视用户达到109万户，高清互动电视用户达到24万户，付费节目用户达到4.6万户，宽带用户达到33万户。高清互动年付套餐分为500元、600元和700元三档，我们保守全部按照年付500元/户计算，付费节目年付按照500元/户、宽带用户年付800元/户计算，天威视讯2023年的理论市值为68亿元。由于歌华有线的模拟用户和数字用户的收费标准一样，每月18元每户，其市值主要来来自于有线电视用户数的增长和高清互动电视收费用户增长，有线电视的用户的增长有限，目前主要关注在高清互动电视，目前主要采取免费推广的形式，绝大部分为免费的，考虑到歌华有线推出Si-TV的高清电视包，我们估计收费标准与天威视讯差不多300元/年，按照我们的40%左右的渗透率计算，2023年歌华有线的理论价值为145亿元。3、2020年初至今上市公司的市值我们选取有线电视上市公司2024年12月31日-2023年9月20日的市值。歌华有线的市值范围为60-140亿元，市值波动范围主要集中在80-120亿元，我们以中值100亿元作为公司表现的市值价值。与我们的145亿元的理论市值，尚有空间45%，而且我们认为数字电视没有提价预期，高清互动电视目前主要是采取的免费推广，SiTV的渗透率提高，公司估值有较大的弹性。天威视讯的市值范围为30-70亿元，主要波动范围在40-70亿元，我们选取中值55亿元作为其市场的市值。没有考虑资产整合预期，天威视讯的理论市值为68亿元。公司目前尚有24%的空间。公司有线宽带增长乏力，高清互动电视是公司业绩主要增长点。广电网络的市值范围30-70亿元，主要波动范围为40-60亿元，中值为50亿元。公司的理论市值150亿元，上升空间200%。公司的价值主要来源于公司的庞大的有线电视用户数，2023年有线用户数595万户，同时尚有模拟用户142万户.同时公司的数字电视的包年收视费为240/300元两档，价值较高，进一步的数字化将进一步提升公司的价值。三、整合中的用户价值重估1、江苏模式”中的用户价值重估江苏有线由江苏省内17家发起人单位共同发起设立，广电系统内有12家股东，占股比71.2%，其他系统是国有股东，占28.8%，公司注册资本是68亿元，