杰瑞股份：油服龙头海外增长亮眼，第二增长极落地可期

杰瑞股份：民营油气设备及服务龙头，订单及业绩趋势回暖 杰瑞股份为国内民营油气设备及服务龙头，以压裂设备为核心的装备制造为公司利润的主要来源。从财务表现看，2023年前三季度公司收入/归母净利润87.6/15.6亿元，同比+23.1%/+4.6%，毛利率34%、净利率18%，2023H1公司新增订单/存量订单60/90亿元，同比-16%/+6%。海外业务增长亮眼，2023H1公司海外收入占比46%，同比增长78%，主要出口地区包括中东及北美。公司业绩核心跟踪变量为宏观油价、中观行业资本开支及微观订单情况，结合公司国内外拓展情况，我们判断公司订单及业绩趋势回暖。 基本盘：主业稳健向上，受益一带一路合作、国内非常规油气开发 公司基本盘主要分为国内及中东市场，主业稳健向上，具体来看：①国内市场：受益国内非常规油气开采+压裂设备电动化趋势，2023年国内压裂设备市场83亿元，预计2023-2025年国内电驱压裂设备市场为15/20/23元，复合增速24%。公司国内柴驱压裂份额约35%，而电驱压裂份额达80%-90%以上，电动化趋势下公司市场地位强化、销售结构改善。②中东地区：受益“一带一路”油气合作深化。2022年12月习近平主席出席首届中阿国家峰会，就扩大原油、天然气领域合达成共识。公司与沙特阿美、阿布扎比国家石油公司、科威特国家石油公司等大客户长期合作，装备及油服市占率逐年提升。 增长极：北美市场电驱压裂拓展加速，第二增长极落地可期 北美为全球最大压裂设备市场，2023年底北美压裂设备保有量为1750万HHP，存量压裂设备占全球70%以上，十年寿命替换下迎来更新替换浪潮，以电驱、涡轮压裂等新技术替代传统柴驱成为一大方向。2023-2025年北美压裂设备市场规模216/298/286亿元，其中电驱+涡轮压裂设备市场分别为10/25/37亿元，远期市场规模达到127亿元。公司电驱、涡轮压裂设备全球竞争力远高于柴驱，核心零部件柱塞泵单机单泵7000HHP（水马力），领先竞争对手3-5年。2023年底公司落地首套北美电驱压裂设备订单，北美拓展迎来收获期。整体来看，我们认为北美业务可视为公司看涨期权，第二增长极落地可期。 盈利预测与投资评级：公司主业稳健向上，第二增长极北美市场落地加速，看好公司业绩兑现带来的估值弹性。我们预计2023-2025年公司归母净利润为25/30/35亿元，对应估值为11.9/9.9/8.5倍，维持“买入”评级。 风险提示：原油价格下行风险；下游资本开支不及预期；市场竞争加险； 国内页岩油气拓展进程缓慢；北美市场拓展不及预期；汇率变动风险。 1.杰瑞股份：民营油气设备及服务龙头，订单及业绩趋势回暖 1.1.民营油服设备龙头，压裂设备行业领军者 油服行业为油气开采提供设备和服务，行业景气度与油价具有相关性。油服行业即油田技术服务和装备，按照时点可进一步细分为：①油气开采前的勘探、钻完井等油气田服务和装备；②油气开采后的分离净化、储运等油气工程服务和装备。油价高低会影响油气开发收益，因此石油公司参考油价走势调整勘探和开采的资本开支。当油价升至原油开发成本以上，石油公司将提高勘探和开采强度，油服行业景气度上行。 图1：油服行业产业链 杰瑞股份为民营油气设备及服务龙头，海外业务持续突破。杰瑞股份成立于1999年，于2010年在深交所上市，是业内领先的油气田设备和技术工程服务提供商。公司拥有以烟台为总部的多个工业园区和制造基地，业务遍及70多个国家和地区。公司在完善上下游产业链的同时，积极面向出口链进行结构调整。2011年，公司买下加拿大的三个主要油田区块，产业链延伸至上游。2014年，推出全球首台阿波罗4500型涡轮压裂车，标志着中国页岩气商业进入发展阶段。2019年公司发布全球首套电驱压裂设备，为非常规能源特别是页岩气在复杂地理环境下的大规模开采利用助力。2021年，油气工程业务获科威特石油公司27亿元订单，涡轮压裂整套车组在北美获4亿元订单。 图2：杰瑞股份发展历程 装备制造是公司主要利润来源，压裂设备板块表现亮眼。公司业务主要分为油气装备、油气服务、维修配件及环保设备四大板块，其中油气装备主要包括钻完井设备（压裂设备、固井装备、连续油管、泵送设备、发电机组等）、天然气设备等，其中压裂设备价值量及利润率较高，占公司油气装备制造业务比例约50%，总收入比例约20%。2022年公司收入占比为油气装备40%、油气服务31%、维修配件21%、环保设备7%，油气装备制造对收入及利润贡献最大，公司油气装备毛利率长期稳定于45%左右，高于油气技术服务毛利率15%-20%，以压裂设备为核心的钻完井设备是公司利润的主要来源。 图3：杰瑞股份分业务拆分 图4：杰瑞股份分业务毛利率 1.2.订单及业绩趋势回暖，海外业务步入收获期 根据油价对油服公司业绩的传导机制，可从宏观油价、中观油服政策、微观公司订单三个变量前瞻油服行业的景气度。原油供需方面，宏观经济的景气度影响原油消费需求，OPEC等主要产油区影响国际能源供给。此外美元作为石油的主要计价货币，短期影响油价表现。国家政策方面，各国基于能源安全、国际政治考虑，出台政策调控油气勘探和开采投资，影响油服行业景气度。 图5：油服公司业绩传导机制 公司业绩核心跟踪变量为宏观油价、中观行业资本开支及微观订单情况，结合公司国内外拓展情况，我们判断公司订单及业绩趋势回暖。公司历史上业绩具有一定波动性，主要分为三个阶段：（1）2011-2014年，国际油价站稳100美金以上，公司国内外订单持续增长，净利润CAGR达41%；（2）2015-2017年，国际油价跌至50美金/桶，公司订单及利润回落。（3）2018-2019年，国内油气政策大力支持增储上产，三桶油资本开支连续两年增长20%以上，公司国内订单及业绩呈现快速修复；（4）2020年至今，受益于压裂设备电驱化及海外市场拓展，公司订单及业绩持续增长。2023年前三季度公司实现营收87.56亿元，同比增长23%，归母净利润15.64亿元，同比增长5%，利润增速低于应收，主要系业务结构及汇率波动。2023H1公司新增订单同比略有下滑，主要因下游客户招标延后至下半年、环保板块及油气工程服务板块订单有所下滑根据公司公告，公司全面中标中石油2023年四季度电驱压裂设备采购项目，北美市场成功销售首套电驱压裂成套装备，带动公司订单及业绩回暖。 图6：2023年前三季度公司收入/归母净利润87.6/15.6 图7：2023H1公司新增订单/存量订单60/90亿元，同比 公司盈利能力较强，2023年前三季度毛利率34%、净利率18%。整体来看，公司影响利润率的因素主要为规模效应及销售结构。从销售结构看，公司装备制造利润率较高，贡献主要利润来源。从规模效应看，公司期间费用率随收入规模呈下降趋势，2018-2023年前三季度，公司期间费用率从15.2%下降至2022年的9.8%，同比下降5.5个百分点，其中销售费用、管理费用率分别下降4pct、2pct，研发费用率稳定于3.5%左右。 图8：公司盈利能力较强 ，2023年前三季度毛利率 图9：公司管理费用及销售费用率随着规模下降，研发 海外业务增长亮眼，2023年上半年公司海外收入占比46%，同比增长78%。2023H1公司国内营业收入29.04亿元，同比下滑8%；海外收入25.17亿元，同比增长78%，占总收入比例达到46%。公司海外战略布局取得显著成效，全球性战略客户开发持续取得突破，海外业务收入占比达到46.43%，收入同比大幅增长77.63%。2023H1国外业务毛利率35.94%，同比提升7.63pct，已超过国内业务毛利率35.46%。 图10：2023H1公司海外收入占比46%，仍保持提升趋 图11：2023H1公司海外业务增长亮眼，海外/国内收入同比 图12：2023H1公司海外/国内业务毛利率分别为35.9%/35.5%，海外利润率超过国内 2.基本盘：主业向上，受益一带一路合作、国内非常规油气开发 2.1.国内市场：受益非常规油气开发+电动化趋势，增长稳健 油价稳定于50美元/桶成本线以上，“三桶油”具备加大资本开支动力。复盘“三桶油”盈利情况，当油价大于50美元/桶时，“三桶油”即可实现盈利，具有加大勘探开发意向。“三桶油”年初根据油价基本面制定当年资本开支计划，年内根据实际情况调整，资本开支基本滞后于油价约一年年周期。中海油已首先公布2024年资本支出预算总额为1250-1,350亿元，较上年1000-1100亿元增长14%-35%。 图13：复盘“三桶油”业绩：当油价稳定于50美元/桶以上时，“三桶油”可实现盈利 图14：2012-2023年“三桶油”资本开支 能源事关国家安全，页岩油气成为未来增储上产主力。2022年原油、天然气自给率分别仅为29%、60%，能源的对外依赖度依然处于较高水平。出于保证能源安全的需要，我国增储上产力度将持续增强。我国页岩油气储量分别位居世界第三、第一，已探明页岩油、页岩气储量分别为44亿吨、32亿立方米。我国常规油气资源禀赋受限，且中西部地区常规油气的增长将被东部的自然衰减抵消，我们判断未来我国油气资源增储上产主要依靠非常规油气资源。 图15：2022年我国原油自给率为29% 图16：2022年我国天然气自给率60% 图17：2017年中国已探明页岩油储量44亿吨，位居世界 图18：2015年中国已探明页岩气储量32万亿立方米， 2023年国内页岩气产量约为250亿立方米，占天然气总产量仅11%，发展潜力大。 国内页岩油气开采仍处于初期阶段，具有较大开采潜力。据国家能源局，2023年我国页岩油气开采量分别300万吨、250亿立方米，按照我国已探明页岩油气储量44亿吨、32亿立方米，可供开采一千年以上。但2022年国内页岩气产量仅相当于美国同年页岩气产量的3%。此外，根据国家统计局数据，2022年国内天然气产量20.01千亿立方米，页岩气占比仅11%；而2022年美国天然气产量为9786千亿立方米，其中页岩气占比已达81%。国内页岩气开发目前主要仍处于早期阶段，发展潜力较大。 图19：2023年国内页岩气产量约为250亿立方米，占 图20：2022年国内页岩气产量仅为美国同期3%，页岩气 国内页岩油气开采技术、成本有望得到改善。中国页岩油气开采仍处于早期，主要由于开采技术及成本两个原因。从技术来看，中国页岩油气资源的地质条件较为复杂，北美页岩油气资源集中在地质条件较为理想的地区，如巴肯山、巴肯盆地等，这些地区的页岩层厚度较大，质量较高，相对容易开采。而中国页岩层地质条件复杂，页岩层较深、厚度较薄，存在页岩油气资源分布不集中、地质构造复杂、断块、褶皱等现象，增加了勘探和开采的难度。从成本来看，中国页岩油气开采成本通常高于传统油气开采成本，大致在每桶50美金以上，主要由于传统油气通常处于较浅地层，开采技术简单，成本较低，一般有较高的产量及较短的投资回收期；而页岩油气通常需求水平钻井、水力压裂等高端技术，开采技术相对复杂。尽管存在这些挑战，国内政府和企业仍在加大技术研发和投入，提高页岩油气的开采效率和利用率，随着技术的不断进步和经验的积累，页岩油气开采技术和成本也有望得到改善。 图21：中国页岩油气主要分布在四川盆地、鄂尔多斯盆地等地区 受益国内非常规油气开发趋势，杰瑞股份压裂设备板块深度受益。压裂技术作用是使岩石破裂，使天然气和石油流到地表上，主要应用于常规油气增产和页岩气钻完井阶段。对于常规油气资源，油气井储量随开采时间的增加而逐渐减少，通过压裂作业重新开启裂缝，可以增强油气流动性，使老井恢复高产。相对于常规油气，页岩油气藏的储层一般呈低孔、低渗透率特征，最终采收率大幅依赖于压裂效率。分段压裂技术是页岩油气开采关键技术之一，可一次性完成对多个储层的压裂，使开采成本大幅降低，大大提高储层中页岩油气的开采量。换句话说，非常规油气开采将增加压裂设备使用。 图22：压裂设备