公司是油服行业领军企业，通过整合重组实现石油机械一体化。公司前身系 1972 年成立 的江汉钻头厂，是江汉石油管理局的下属二级单位，最初主要生产各种规格的油用三牙 轮钻头、金刚石钻头。1998 年，公司在深交所改制上市，设立江汉石油钻头股份有限公 司，划归至中国石油化工集团公司(以下简称“石化集团”)，成为国有大型综合石油勘探 开发企业。2012 年，中石化对石油工程板块进行专业化重组，将公司控股股东江汉石油 管理局拆分为江汉石油管理局、中石化石油工程机械有限公司（(以下简称“机械公司”） 等。2014 年，公司控股股东由江汉石油管理局变更为石化集团。2015 年，公司购买机械 公司 100%的股份，合并后更名为中石化石油机械股份有限公司（以下简称“石化机械”） 并在深交所整体上市，实现了对石油机械一体化的产业布局。 公司立足油气装备，拓展氢能新赛道。自石化集团实现机械板块整体上市，公司从钻头 钻具生产商转变为石化集团石油工程装备研发与制造、专业技术服务中心，产品线扩展 至陆上及海洋钻完井、采油作业、油气集输等领域。2020 年，公司积极拓展新兴产业， 切入氢能装备领域，开展加氢站压缩机等关键装备技术研发。2023 年，公司获中石化集 团公司“中国石化氢能装备制造基地”命名授牌。

　　公司股权集中稳定，实控人为国资委。截至 2023 年半年报，第一大股东石化集团持有公 司 47.79%的股份，股权较为集中。石化集团是国家出资设立的国有公司、国家授权投资 的机构和国家控股公司，旗下的中国石化是中国最大的一体化能源化工公司之一，为公 司提供了强大的背景支撑。除石化集团外，公司前十大股东较为分散，持股比例均低于 4%。

　　管理团队具备高学历和技术背景，行业经验丰富。公司现任董事长王峻乔、副总经理王 庆群等核心管理层人员均为正高级工程师、硕士学历，曾在江汉石油管理局担任技术岗， 为深耕油服行业积累了深厚的技术与行业经验。

　　股权激励绑定核心利益，彰显公司长期发展信心。公司审议通过 2022 股权激励计划，董 事会确定 2023 年 3 月 23 日为首次授予日，激励计划拟授予的限制性股票数量不超过 1600 万股，占计划公告时总股本 94100.4 万股的 1.7%。其中，以 4.08 元/股的价格授予 183 名激励对象共计 1499.2 万股限制性股票，占授予总数的 93.7%；预留 100.8 万股，占 授予总数的 6.3%。

　　公司主导产品涵盖钻采装备、钻完井工具、集输装备三大领域。产品覆盖陆地和海洋油 气田，具体包括钻头钻具、钻井装备、固井装备、压裂装备、修井装备、特种作业装备、 提速工具、完井工具、油气钢管、天然气压缩机、井口及地面装备等。其中，油气钻采 装备、钻头钻具、井下工具，主要用于油气勘探开发工程作业；海洋工程装备主要用于 海洋油气资源勘探、开采、储运等工程作业；油气集输钢管主要用于输送石油、成品油、 天然气，也可用于城市管网建设；天然气压缩机主要用于地穴等储气库注气、试气试采 气回收、井口气收集处理等。

　　紧跟新能源发展步伐，拓展四大新兴产业。1）氢能装备产业：聚焦氢气压缩机、加氢站、 制氢装备、输氢钢管等关键产品攻关，致力打造中石化氢能产业关键装备的研发、制造 和服务基地。2）环保装备产业：聚焦压裂返排液、钻井泥浆、采油废水等废弃物，升级 完善现有油基泥浆处理等环保产品，完成含油钻屑热机械处理产品系列化开发，持续攻 关钻屑密闭正压输送成套设备；针对碳减排过程中二氧化碳捕集封存所需设备，加快推 进二氧化碳压缩机、配套管线和井下工具研制；规模化进入陆地、海洋油气环保装备和 服务市场。3）化工装备产业：依托中石化集团炼油化工优势，发展炼化压缩机、化工阀 门等炼化装备的制造和服务业务，形成炼油化工装备的集成配套能力。4）数字化产业： 建设智能控制平台，负责石油装备自动化、智能化技术研发及智能模块制造，增强智能 控制技术核心竞争力；依托 SOFE Link 物联网技术，搭建装备远程监控服务平台，实现产 品运行数据采集、状态监测、预测性维护、主动维护等在线监控服务，实现对设备的全 生命周期管理。

　　穿越疫情“黑天鹅”，业绩表现亮眼。公司营收由 2018 年的 49.19 亿元增长至 2022 年的 77.52 亿元，2018-2022 年 CAGR 达 12.04%；归母净利润由 2018 年的 0.14 亿元，增长至 2022 年的 0.52 亿元，2018-2022 年 CAGR 达 38.83%。除 2020 年外，公司营收及归母净 利润均实现正增长；2020 年营收 YOY -5.69%、归母净利润-71.45%，主要系新冠疫情下产 销受阻和油价下跌的“市场寒冬”所致；2021 年，随着国际油价上涨，国内油气产供储 销体系建设加快，公司盈利回暖，营收 YOY+11.88%、归母净利润 YOY+525.35%。 2023H1 公司营收 YOY+21.02%、归母净利润 YOY+67.03%，公司紧跟的页岩油和超深层油 气开发等重点项目驱动了上半年业绩增长。

　　从产品结构而言，石油机械、油气管道和钻头系列是公司营收的三大来源。其中，石油 机械是公司最核心的营收来源，2022 年占比达 45.91%，其毛利率保持在较高位置， 2018-2022 年约在 20%-25%之间。目前，石油机械业务市场价格空间有限，公司主要通过 降本增收实现业绩增长；油气管道营收贡献次之，2022 年占比达 32.82%，但毛利率相对 较小，2018-2022 年约在 5%-13%之间。目前，油气管道业务尚存广阔发展空间，我们预 期随着管道建设加速，公司油气管道业务将继续保持良好发展的态势；钻头系列占比相 对较低，2022 年占比达 11.75%，但毛利率最高，2018-2022 年约在 25%-30%之间。

　　从客户结构而言，公司营收以内销拉动为主。内销是公司主要收入来源，2018-2023H1 内销营收占比在 85%以上；内销营收整体增速较快，由 2018 年的 43.32 亿元增长至 2022 年的 66.51 亿元，年复合增速达 11.31%。近年来受中美贸易摩擦等多种因素影响，公司海 外业务占比较低，但从长期来看，外销毛利率略高于内销毛利率；2021 年受疫情影响， 公司外销营收及毛利率降幅较大，但随着对国际业务调整、海外市场开拓效率有所提升， 公司营收及毛利率有所修复，2023H1 外销毛利率达 17.58%。

　　期间费用把控较好，净利率有所回暖。2021 年来公司毛利率出现一定下滑，但净利率逐 年回暖，2023H1 达 1.75%；2018-2023H1 公司期间费用的利用效率有所提升，期间费用 率整体呈下降趋势，由 2018 年的 20.44%下降至 2022 年的 13.88%，2023H1 达 11.52%。

　　资本结构健康，偿债能力有所改善。从资本结构而言，公司资产负债率下降明显，由 2018 年的 75.51%下降至 2022 年的 69.28%，公司落实国企改革，加强“两金”管理，优 化了资产与负债结构。从偿债能力而言，2018-2022 年公司资产的流动性有所改善， 2023H1 流动比率/速动比率/现金比率分别达 1.22/0.71/0.12。

　　现金流量稳定，资产经营较为有效。2018-2019 年公司经营性现金流净额为负值，而净 利润为正，二者差异较大主要系公司新增订货大幅增加，产品生产交付进度不同，存货 占款增加所致。随着公司加大贷款回收力度，销售所获得现金增加，净现比逐步回升， 2022 年达 7.05。2018-2022 年，公司 ROE 和 ROA 整体呈现上涨趋势。ROE 在 2020 年下 降，主要系新冠疫情导致净利润同比下滑 32.13%；ROE 在 2022 年下降，主要系公司完成 非公开发行股票，股本增加至 94100.3689 万股。2023H1 公司 ROE、ROA 已回升至 2.15%/0.75%，随着募集资金投入的电动压裂装备一体化服务等项目逐渐产生效益，我们 预期公司资产回报能力将得到进一步提升。

　　石油按照油藏性质区分，可分为常规油和非常规油。其中，非常规油包含页岩油、油页 岩、页岩气、致密砂岩气、致密碳酸盐岩气、油砂、盆地中心气、可燃冰等。与常规能 源相比，页岩油具有自生自储、储层致密、自然产能低等特点，需要采用水平井和大规 模水力压裂等特殊技术措施才能获得工业产量，而页岩气具有开采寿命长和生产周期长 等优点，能够长期以稳定的速率产气。

　　页岩油气作为非常规能源，是我国未来接替能源战略方向，或将带动油服行业发展。据 IHS 预测，2023-2025 年陆上传统上游油气资本开支进入停滞状态，全球上游资本开支向 陆地非常规和海上开采倾斜，其中陆地非常规投资增速明显，预计 2023 年达到 1430 亿 美金，同比增速达到 31%。而在非常规能源中，页岩油气作为我国未来接替能源战略方向， 2021 年国家能源局将加强页岩油勘探开发列入“十四五”能源、油气发展规划，并提出 一系列措施推动页岩油绿色开发；2022 年度国家能源局在大力提升油气勘探开发力度工 作推进会议中提出，大力发展海洋油气和非常规油气，加快非常规油气的勘探开发。由 此可见，加速发展非常规油气和海上油气有望带动油企相关设备和技术服务的需求持续 增长。

　　油服行业上游的勘探及生产对油服发展起决定作用。油服行业全称为油田技术服务和装 备行业，是指在油气田勘探、开发和生产的过程中，从事物探、钻井、测井、录井、固 井、完井、井下作业、工程和环保服务、开采油气、修井和增产等技术服务，以及相关 的装备、工具、液体和耗材制造等细分行业的统称。石油产业链分为勘探、开发、储运、 炼制、销售、化工等环节，油服行业位于上游，直接为石油勘探及生产提供服务。因此， 石油产业链上游的勘探及生产直接决定了油服行业的发展，而产业链下游对油服行业的 影响较弱。 油服行业分为五大板块：物探、钻完井、测录井、油田生产、油田工程建设。其中物探、 钻完井和测录井主要为寻找油气、证实油气存在以及获取钻井信息等提供相关设备及服 务；油气生产利用前期获取的信息进行油田开采；油田工程建设从事油气生产后续的平 台建造、管道铺设等总包工程以及生产环节中的安装、维护拆除工作。

　　油服行业中钻完井市场规模占比最高。2020 年，我国油田服务市场规模约为 1416 亿元， 其中钻完井服务市场规模为 755.9 亿元，占比为 53.38%；物探服务市场规模为 89.6 亿元， 占比为 6.33%；测录井市场规模为 71.5 亿元，占比为 5.05%；油田生产服务市场规模约为 177.4 亿元，占比为 12.53%；油田工程建设市场规模约为 321.6 亿元，占比为 22.71%。

　　钻完井中压裂设备成本占比最高。钻完井可分为钻井与完井：钻井成本包含有形成本和 无形成本，前者包括套管、尾管等费用，后者包括钻头、钻机租赁、钻井液、测录井服 务、燃料等费用；完井成本也包含有形成本和无形成本，前者包括尾管、油管、采油树、 封隔器等费用，后者包括各类压裂支撑剂、压裂液(包括化合物、瓜尔胶、水等)、大型压 裂设备租赁、作业服务、水处理等费用。钻井完井成本是页岩油勘探开发成本中最重要 的组成部分，约占页岩油勘探开发井口成本的 60%，其费用水平主要受钻机、套管和固井、 压裂设备、完井液、支撑剂五大因素影响。其中，水力压裂设备又占钻完井成本比例最 高，达 28%。

　　压裂技术指通过向地下注入清水、陶制颗粒、化学物等混合成的压裂液，以数十到上百 兆帕的压力，挤压岩层并将其“撬开”，将原油顺利抽到地面上来，增加油井的石油产量； 常规油气在开采一段时间后压力不足导致产量降低时会使用压裂技术增产，非常规油气 通常在初始阶段就需要使用压裂技术。页岩油气和常规油气开发生产主要的技术差异在 于水力压裂，因此我们认为最大受益环节或是压裂环节。

　　压裂设备是水力压裂技术的核心设备，通常 1 套压裂车组包含 6 台压裂泵车、2 台混砂 车、2 台仪表车和 1 台管汇车。其中，压裂车是压裂车组最重要的组成设备，同时兼顾高 压力、大排量、耐腐蚀性强、有较强的抗磨损性等特点；混砂车的主要作用是将一定比 例的混砂提供给压裂车；仪表车在具体压裂施工时远距离对压裂车和混砂车进行遥控， 对施工参数进行采集和显示；管汇车的作用为运输管汇。

　　21 世纪以来国际原油价格经历多轮涨跌。本世纪初，“911”事件、委内瑞拉石油工人罢 工及 2003 年伊拉克战争，导致原油供需失衡，油价大幅上涨；2008 年金融危机爆发， 油价出现大幅下滑；2015 年，美国页岩油产量激增、OPEC 拒绝减产等影响，进入低油 价时期；2020 年新冠疫情影响，原油价格骤然下跌，甚至出现“负油价”现象；2022 年 初，俄乌冲突导致俄油出口受阻，原油市场供应趋紧，油价快速回升，达到年度峰值127.98 美元/桶；2022 年下半年，能源和粮食价格上涨加重美国等国家通货膨胀，市场需 求疲软，油价一路承压回落至 80 美元/桶左右。

　　油价波动不会改变未来油气资源增储上产形势。理论上，当油价下跌时，油气公司盈利 水平降低，会削弱油气勘探开发投资意愿。油价受市场供需、国际政治、经济环境等各 种因素的影响，某些期间存在较大幅度的波动，但石油作为重要的基础化工原材料，长 期来看，油价将回归其合理价值。中国等其他国家将油气开采作为国家战略，油价波动 对国内油气公司的资本性支出规模影响较小；因此不会改变未来油气资源增储上产形势。 油气公司增加资本金开支和上游勘探开发力度，需求会直接传导至油服环节。2022 年， 全球油气勘探开发投资大幅增长，北美地区增量、增幅居各地区之首；油气勘探开发投 资约 4993 亿美元，较 2021 年增长 1410 亿美元，增幅 39.4%；其中，陆上勘探开发投资 增长 1200 亿美元，增幅超 49%。

　　勘探开发投资增长拉动全球油田设备与服务需求增长。根据 Spears& Association，2020 年由于新冠疫情影响，油服行业市场规模下降至 1873.90 亿美元，YOY-30%；2021 年世 界经济呈恢复性增长趋势，油服行业回暖，达 2016.67 亿美元；根据 Spears&Association 预测，2022 年油服行业发展趋势良好，市场规模达 2692.56 亿美元，2023 年全球油田设 备和服务市场规模或将达 3225.95 亿美元，YOY+19.81%。

　　中国油气对外依存度高，国家能源安全高度重视。2017 年中国成为世界第一原油进口国， 2018 年中国超过日本成为世界第一天然气进口国。2022 年，中国原油和天然气对外依存 度分别达到 71.36%、41.2%，因此构建油气安全保障体系成为当务之急。2019 年，国家能 源局召开两次会议，指出要进一步提升油气勘探开发力度，提议 2019-2025 七年行动方 案，国内很多油气企业都制定了未来七年战略行动计划，如中石油《2019-2025 年国内 勘探与生产加快发展规划方案》、中海油《关于中国海油强化国内勘探开发未来“七年行 动计划”》。

　　国内油气行业加大勘探开发力度，勘探规模达到历史新高。2022 年国内油气勘探开发投 资约 3700 亿元，同比+19%。勘探投资超过 840 亿元，创历史新高；多个油气田加快产能 建设，开发投资约 2860 亿元，同比+23%。根据《“十四五”现代能源体系规划》，国内会 加大油气勘探开发，通过扩大非常规资源勘探开发，力争 2022 年原油产量回升到 2 亿吨 水平并较长时期稳产，到 2025 年，天然气年产量达到 2300 亿立方米以上。 “三桶油”积极响应“十四五”规划。根据“三桶油”的 2022 年年度报告，2022 年中 国石油资本性开支为 2743.07 亿元，同比+9.2%，其中勘探开发支出 2215.92 亿元，同比 +24.31%；计划 2023 年资本开支 2435 亿元，其中勘探开发投资 1955 亿元。2022 年，中 国石化资本支出 1891 亿元，同比+12.63%，其中勘探及开发支出 833 亿米博体育元，同比+22.32%； 计划 2023 年资本支出 1658 亿元，其中勘探及开发资本支出 744 亿元。中国海油勘探及 生产的资本性支出为 1027.53 亿元，同比+13.63%；计划 2023 年资本支出 1000-1100 亿 元。

　　全球页岩油气资源分布广泛，中国技术可采储量名列前茅。全球页岩油技术可采资源总 量约 2512 亿吨，从地区分布来看，资源主要集中在北美、南美、北非和俄罗斯，亚洲和 大洋洲页岩油次之；从层系分布来看，78%页岩油发育在海相沉积的页岩层系中，陆相沉 积页岩层系主要发育在亚洲地区。目前中国页岩油技术可采储量排名全球第三，约 320 亿桶。全球页岩气资源广泛分布，据 EIA 统计页岩气资源储量超过 400 万亿立方英尺的 国家主要有中国、美国、阿根廷和南非，技术开采储量排名前三主要是中国（1115tcf）、 阿根廷（802tcf）和阿尔及利亚（707tcf）。

　　世界页岩油气资源丰富，但由于页岩基质渗透率很低(一般小于 1mD)，其勘探开发困难。 页岩气井钻井完成后，只有少数天然裂缝特别发育的井可直接投入生产，90%以上的井需 要经过酸化、压裂等储层改造才能获得比较理想的产量；页岩油的开发难度较大，需要 开展水平井钻探及分段压裂提高产能，而常规石油一般通过直井钻探就可获得自然产能。 因此，压裂技术与水平井技术的进步是提高页岩油气产量的核心。 针对中国陆相页岩油，通过多年技术攻关，我国形成了页岩油地球物理“甜点”识别与 预测技术、水平井和大规模体积压裂技术（页岩油勘探开发核心技术），此外还启动了中 低成熟度页岩油原位转化攻关，有效指导和推动了准噶尔盆地吉木萨尔、渤海湾盆地沧 东凹陷孔二段、鄂尔多斯盆地长 7 段、三塘湖盆地二叠系等陆相页岩油的勘探突破与规 模建产。

　　岩油气作为我国油气发展的重要战略资源，十余年来，中国政府持续加大政策扶持力度， 充分利用页岩气财政补贴政策，调动企业积极性，保障页岩气产业持续健康发展。

　　中国石油和化学工业联合会副会长孙伟善表示，在 2025 年前，力争实现中国页岩油生产 能力达到 500 万吨/年；2026 年-2030 年进一步升级和优化技术，使中国页岩油产量达到 1000 万吨/年以上。根据国家能源局规划目标，2030 年实现页岩气产量 800-1000 亿立方 米。我们预期，中国页岩油气产能规划将为压裂技术提出高要求，有望继续带动压裂设 备市场增长。

　　2022 年国内页岩气产量达到 240 亿立方米，根据国家能源局《页岩气发展规划（2016- 2020 年）》目标，2030 年实现页岩气产量 800-1000 亿立方米，我们取最大值 1000 亿立 方米，则 2022-2030 年页岩气产量 CAGR 为 19.53%。因此，未来页岩气的开发力度需增 强，有望带动压裂设备需求大幅增长。 2030 年国内电驱压裂设备市场空间或将达 675.7 亿元。根据长宁页岩气田 2021-2022 年 产能建设工程，该区域已部署生产井 405 口，年产 56 亿立方米页岩气，因此一口井年产 页岩气约 1382.72 万立方米；中国的页岩气矿藏平均井深 3000 米左右，假设一个压裂机 组 20 台 2500 型压裂车，约 5 万水马力，平均数周或一个月压裂 1 口井，对应平均一年 压裂 10 口井。2030 年，为了达到页岩气开采规划，需要常规压裂机组 724 组，对应 2500 型压裂车 14480 台，所需常规压裂设备市场空间为 2027.2 亿元。由于公司一台 8000 型电驱压裂橇相当于 3 台传统柴驱压裂车，若以电驱压裂设备达到页岩气开采规划， 则需要约 4827 台电驱压裂设备，对应电驱压裂设备市场空间约为 675.7 亿元。

　　全球油服行业经过 150 多年的发展，形成了充分市场化的竞争格局。以斯伦贝谢、哈里 伯顿和贝克休斯为代表的国际油服巨头普遍起步较早，实力雄厚，占据大部分市场，在 各个细小领域都也占据了比较大的优势。以测井和钻井服务为例，三大油服巨头在全球 测井服务领域占据约 73%的市场份额、在定向钻井服务领域占据 68%的市场份额（2017 年）。

　　国内市场由国有石油公司下属的油服企业主导。中国油服行业主要有三类参与者：国有 油服企业、民营油服企业及国际油服企业。2020 年国内油服行业的市场份额主要被国有 石油公司下属的油服企业所占据，达到市场份额的 85%，代表性企业有东方物探、中石油 五大钻探公司、石化油服、石化机械、中海油服海油工程等；民营油服企业占据 10%的市 场份额，代表性企业有安东油田服务、中曼石油、杰瑞股份等；外资油服企业占比较小， 约 5%。

　　海外油服企业在经历几轮周期后通过内生发展及外延并购向全产业链延伸，目前基本涵 盖包括物探、钻完井、测录井及油田生产等作业环节，已具备一体化油田技术服务能力； 国有及民营企业虽未完成产业一体化，但凭借在常规钻完井服务领域的技术进步，实力 逐渐崛起。

　　就压裂设备这一细分市场而言，美国是全球最大的压裂设备市场，占全球压裂市场比例 达 71%%。据 PacWest 数据，美国存量压裂设备全球占比是中国的数倍，其更新替换需求 较大，北美压裂设备市场前景广阔。美国压裂市场竞争格局较为分散，HAL、SLB、FTSI 是美国压裂市场前三大公司，市占率分别为 14%/11%/7%，剩余的压裂服务商如 PTEN、 FRAC 等均较为分散，市占率大部分在 5%以下。

　　由于同样技术指标下国内产品性价比和售后服务明显优于进口产品，中国压裂设备已实 现国产化。国内市场压裂设备行业主要被杰瑞股份、石化机械、宝石机械、三一石油等 占据，2019 年国内压裂设备市场公司占据近半份额。其中，公司市占率达 47%，远高于 杰瑞股份与宝石机械。

　　公司与杰瑞股份在国内压裂设备市场占有率排前二，短期内较难被超越。与公司、杰瑞 股份两家长达数十年的技术沉淀与丰富的井场施工业绩相比，新进入者的压裂设备整体 缺乏竞争优势，尽管三一重工可能通过灵活的付款方式分享部分民营市场，宝石机械受 益中国石油内部采购优先权，但短期内均很难做到与前两者的成套设备媲美。

　　我们对比杰瑞股份与公司的财务状况，2018-2023H1 杰瑞股份的总营收与海外营收明显 高于公司，其海外营收占比、外销毛利率也处于领先地位；对标杰瑞而言，公司未来提 升空间较大。

　　公司及直属单位拥有专业的管理团队，行业直觉敏锐。公司下设二级子公司 7 个，其中 6 个全资子公司、1 个控股子公司，主要直属单位包含四机公司、钢管分公司、三机分公司、四机赛瓦、世纪派创、直属研究院等。公司及分子公司对于行业发展趋势、产品和 技术的发展方向、市场变化情况等方面有着较强认知，同时在研发、生产管理、客户开 拓等方面积累了丰富的理论和实践经验，对油气设备领域具有高度的敏感性和前瞻性。

　　2022 年公司以非公开发行方式募集资金约 1 亿元用于投资电动压裂装备一体化服务、螺 旋焊管机组升级更新改造工程、油气田增压采收压缩机产线智能化升级改造项目，实施 单位分别为四机公司、钢管分公司与三机分公司。

　　我们预期分子公司依托各自身的业务优势，有望提高募投项目实施效率及项目完工效果： 1）电动压裂装备一体化服务：实施主体四机公司具有提供成套压裂装备制造和研发能力， 联合华中科技大学、中国中车、江汉石油工程公司等多家合作单位，解决了深层页岩气 开发的电动压裂装备井场大功率供配电等技术难题。四机公司拟通过电动压裂装备一体 化服务项目，购置及自主研发三套电动压裂机组，并以此向客户开展电驱压裂服务业务。 2）螺旋焊管机组升级更新改造工程：钢管分公司作为石化集团唯一的油气焊管专业制造 单位，经过四十多年的市场耕耘和技术积累，具备了品牌、质量、一体化三大竞争优势， 在川气东送、西气东输等国家重点工程项目中都有突出的业绩，市场竞争优势明显。 3）油气田增压采收压缩机产线智能化升级改造：项目实施主体三机分公司具有雄厚的技 术积累和强大的研发能力，是往复式天然气压缩机、移动式车载压缩机、气体钻井增压 机等天然气装备研究、开发、制造、销售和保运服务为一体的专业化生产厂家，也是国 内往复式天然气系列压缩机产量最高的厂家。

　　募投达产将为公司带来良好的经济效益。截至 2022 年期末，电动压裂装备一体化服务、 螺旋焊管机组升级更新改造一期工程已达到预计可使用状态，分别实现年度效益达 696.4/12.6 万元；工程螺旋焊管自动化新产线投入试生产，加工效率、产品质量等大幅提 升，直缝焊管年产量突破 20 万吨。随着募投项目持续完工达产，公司有望实现良好的经 济效益，根据公司的预测，螺旋焊管机组升级更新改造二期工程完工后将新增年收入/年 均净利润 6269 /1511 万元，油气田增压采收压缩机产线智能化升级改造项目实施后将平 均新增年收入/净利润达 15000/ 2299 万元。

　　公司研发实力领先，产品门类齐全。公司是中石化集团唯一的油气装备研发、制造与专 业技术服务中心。公司钻头钻具、井下作业工具、固井压裂装备、修井装备处于国际先 进水平，压缩机、钢管等油气集输装备为国内领先水平，钻井装备处于国内第一方阵， 公司形成了钻采装备钻完井工具、集输装备三大类 11 项优势系列产品，建成了钻头钻具、 钻机、固井压裂设备、钢管、氢能装备等 17 条生产线hp 泵试验中心、油气 钻探重点实验室等 7 个专业实验室，压裂装备创新成果 2 次亮相国家科技创新成就展， 固井装备功率和混浆能力世界最大。

　　电驱压裂设备明显优于柴驱压裂设备，符合未来油气田绿色开采趋势。传统的压裂装备 主要以柴油发动机连接液力变矩器驱动泵送装置，或柴油发动机驱动液压系统，通过流 体传动直接驱动泵送装置及机械执行功能单元，其驱动形式表现存在传动链较长、传动 效率低、排放高、噪声大、控制系统复杂、设备作业质量不高等缺点，而电驱压裂装备 作为绿色、清洁、高效的油气开采装备，主要通过变频电机直接驱动泵送装置及机械执 行功能单元，完成压裂液体的高质量混配及泵送，具有传动效率高、排放低、噪声低、 控制简单米博体育精度高、作业可靠性高等优点，电驱压裂装备技术符合未来国家油气田绿色开 采发展趋势。

　　自 2018 年研发首创多相驱动、一机双泵的 5000 型全电动压裂装备以来，公司在电动压 裂设备领域取得诸多成果，自主研制的全球最大功率电驱压裂橇在江苏油田花页 4 平台 进行首次页岩油压裂施工，使苏北盆地页岩油勘探开发进入快车道。我们预测 2023 年国 内页岩气开采所需电驱压裂设备市场空间约为 675.7 亿元，随着电动压裂装备一体化服务 项目达产，公司有望从中受益。

　　营销体系较为完善，服务能力国内领先。公司在国内市场覆盖全国各油气生产区域，产 品出口美国、俄罗斯、中东、南美等 40 多个国家和地区，获中国名牌产品、中国驰名商 标、全国用户满意产品、中国石化优秀品牌等称号。在国内主要油气区块建立百余个销 售服务维修站点，在北美、中东等热点国际市场设立海外代表处，组建了一流的营销专 业服务团队，拥有稳定增长的国内外客户群，具有共享中石化品牌和市场平台的优势。 公司积极开拓市场，手握多个订单。公司组建与胜利油田联合研发基地、胜利服务中心， 掌握页岩油新兴市场开发主动权。2022 年，公司着力拓展国际热点市场，依托沙特阿美 认证优势积极运作中东、东亚等管道项目，成功获取批量钢管订单，同时持续扩大科威 特国家石油公司钻头钻具销售和北美高端泵壳业务规模，全年新增订货达 5.37 亿元。

　　2023H1，公司获得胜利油田 45 台修井机、中海油压裂船和水下井头及螺杆钻具等大额订 单，上半年实现新增订货 54.6 亿元，YOY+24%，国际业务新增订货 6 亿元，YOY+94%。 2018-2023H1，公司合同负债均在 1240 亿元以上，公司在手订单充足。

　　氢能逐步成为全球能源转型的重要载体。氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的 二次能源，能帮助可再生能源大规模消纳，实现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储能， 加速推进工业、建筑、交通等领域的低碳化。如今，氢能正逐步成为中国乃至全球能源 转型发展的重要载体之一，是实现双碳目标的重要抓手，被寄予厚望。按生产来源划分， 氢能源可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。其中，绿氢是唯一具有全链路零碳 排放的核心优势的氢气。

　　氢能源与其他新能源相比有诸多优势。从稳定性而言，氢能源无地域、无时间限制，而 光伏和风电有间歇性且波动大，需要考虑波峰波谷阶段；从储能性而言，氢能源有气液 固三种储存形式且长期储存不影响质量和使用能力，而其他新能源储存形式单一，且限 制性大；从可获得性而言，其他新能源主要依靠风、太阳、水自然资源转化获取，相较 于氢能获取来源少。

　　化石燃料制氢是目前主要制氢方法。氢能是一种二次能源，地球上几乎没有现成的氢， 因此必须将含氢物质加工后方能得到氢气。人工制氢方法主要包括化石燃料制氢、电解 水制氢、光解水制氢以及微生物制氢等，其中化石燃料制氢原料主要包括煤、石油、天 然气等。目前化石燃料制氢方法较为成熟，并且具备产量高、成本较低的优点，但制氢 过程都有温室气体排放；电解水是一种制取纯氢的最简单的方法，但是其消耗的电能太 高导致不够经济，因而其发展受到很大限制；光解水被视为最理想的制氢途径，但目前 技术尚不成熟。

　　氢能上中下游产业链分别为制氢、储运氢、加氢等。氢能源产业链上游为制氢，包含电 解水制氢、煤制氢、天然气制氢等；中游为储存运输环节，主要储运技术包括气态储运、 液态储运、固态储运以及有机液态储运等，涵盖储氢装置、氢气运输等；下游为加氢及 氢的综合应用，涉及到加氢站建设及设备，以及交通、工业、建筑等领域的应用。

　　中国石化在制氢与加氢环节均有布局。产业链上游，氢气制取领域代表企业包括中国石 化、中国石油等，氢气纯化领域包括创元科技、昊华科技等，氢气液化领域包括深冷股 份、中泰股份等；产业链中游，气态储运领域代表企业包括中集安瑞科、中材科技等， 液态储运领域包括富瑞特装、航天晨光等，固态储运领域包括有研集团等，有机液氢储 运领域包括武汉氢阳；产业链下游，加氢站建设领域代表企业包括中国石化、中国石油 等，压缩机领域包括开山股份、冰轮环境等;氢燃料电池车领域包括上汽集团、福田汽车 等。

　　美国、欧洲、日本和中国等是全球氢能产业主要的经济体。其中，美国受石油危机影响， 早在 20 世纪 70 年代率先布局氢能，占据先发优势；欧洲起步晚于美国， 但发展速度较 快，氢能和燃料电池产业链已趋于完善，氢能产业的思想市场已经较为成熟；日本氢能 产业战略布局清晰果断，综合竞争力全球领先，其基础设施建设和规模化应用最为成熟， 形成较完备的氢能制取、储运等供应链体系；中国氢能产业热度高涨，是世界上少数拥 有氢弹和掌握可控核聚变技术的国家， 是全球唯一一个具备完善工业体系的国家， 氢能 发展的前期产业化基础配套能力已经具备。日本、 美国在全球氢能产业中具有绝对领先 的技术优势， 垄断了大量核心技术专利，当前中美日之间国际关系的不确定性很大，增 加了对技术壁垒的影响。

　　从加氢站拥有量而言，2020 年日本、德国、中国占据全球前三，分别拥有 142 座、100 座、69 座加氢站。中国加氢站数量虽然位列第三，但与德国、日本仍有较大差距。2020 年日、德、中合计拥有加氢站达 311 座，全球占比 56%，彰显了三国在氢能与燃料电池技 术领域的快速发展及绝对领先地位。

　　中国是最大的制氢国，预计 2050 年市场规模达世界第一。据《全球氢能产业发展的现状 与趋势》预测，2030 年中国、美国、日本、德国将处于氢能应用的第一阵营；日本、美 国、韩国、德国在氢能开发技术市场上为第一阵营；中国的制氢量将长期保持第一， 蓝 氢和绿氢将持续保持较高增速；加氢站数量方面，中国、日本、德国、韩国、美国将保 持第一阵营；2050 年，中国产能和市场规模将是世界第一，美国、澳大利亚、俄罗斯的 氢产能也将位居前列，日本、美国、韩国技术优势相对明显。目前，中国是世界上最大 的制氢国，年制氢产量约 3300 万吨，在氢能供给上具有巨大潜力。

　　中国制氢行业参与者众多，市场份额较为分散。其中，中国石化每年氢产量超过 350 万 吨，市场份额约 14%左右，国家能源集团年生产超过 400 万吨的氢气，市场份额约 16%， 两者合计占比约 30%。按注册资本划分，注册资本大于 100 亿元的企业有中国石油、国家 能源集团、中国石化、宝武集团、河钢集团；注册资本在 10-100 亿元的企业有宝丰能源、 美锦能源等；注册资本在 10 亿以下的企业包含华昌化工、凯美特气等企业。

　　能源企业竞相布局氢能产业。根据中商产业研究院统计，2021 年国家能源集团、中国石 化、美锦能源是 2021 年中国氢能企业前三名，其中公司的控股股东石化集团位列中国氢 能企业第二。中国石化实施氢能中长期发展战略，提出加快打造中国第一氢能公司、力 争成为世界领先氢能公司的发展目标。截至 2022 年，中国石化是国内最大的氢气生产企 业，年生产氢气约 390 万吨。

　　国家政策持续赋能氢能产业。目前，我国出台了较为密集的氢能产业政策，覆盖产业链 制储运加用的各个环节。2022 年 3 月，《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》中明 确了氢能作为国家未来能源体系重要组成部分的地位，系统部署了氢能在交通、建筑、 工业等领域的重点任务和研发进度，并明确指出到 2035 年可再生能源制氢在终端能源消 费中比重明显提高，形成氢能多元化应用生态。根据中国氢能联盟预计， 2030 年中国氢 气需求量将在终端能源体系中占比 5%，2050 年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达 到 10%，产业链年产值约 12 万亿元。

　　下游助推氢能产业发展。氢能产业链涉及从上游的制氢输氢储氢加氢，再到下游用氢发 电、供热、交通等各种应用场景，燃料电池技术是其中的核心技术环节，燃料电池技术 革新推动氢能产业发展。据中国汽车工业协会统计，2023 年 1-7 月我国燃料电池汽车产 销量分别达 2733 辆、2679 辆，同比增长分别达 30.52%、64.05%。

　　2030 年全球氢气产量有望突破 1.5 亿吨。根据国际能源署统计，2021 年全球氢气总产量 达 9423 万吨，YOY+5.49%，占全球终端能源比重约 2.5%；2022 年全球氢气总产量约为9813 万吨；预计 2022-2030 氢气产量 CAGR 约 7.88%，2030 年全球氢气产量有望达 1.80 亿吨。

　　“双碳”目标下我国氢能发展步入快车道。2021 年中国氢气产量达 3300 万吨，YOY+ 32%；据中商产业研究院预测，2023 年我国氢气产量将达 4332 万吨。据中国氢能联盟预 测，在碳达峰情景下，2030 年我国氢能需求量将达 3715 万吨，在终端能源消费中占比 约为 5%；在碳中和情景下，2060 年氢能需求量将达 13030 万吨，在终端能源消费中占比 约为 20%。

　　从上游制氢环节来看，目前化石能源制氢是主要制造氢的方式，2020 年占比达 67%。据 中商产业研究院预测，未来可再生能源电解制氢将成为工业制氢的主要方式，2050 年份 额预计达到 70%。

　　从中游储氢环节来看，我国储氢材料市场整体稳步发展，2021 年我国储氢材料市场规模 达 8.59 亿元，YOY+12.73%，预计 2023 年储氢材料市场规模将上涨至 9.01 亿元。 从下游加氢环节来看，截至 2022 年年底，全球加氢站数量共计 814 座。其中，我国已建 成加氢站 358 座，占比达 43.98%，位列世界第一。

　　中国石化具备氢能先发布局优势。目前，“三桶油”的新能源布局在机构框架上较为明晰， 已经全面开启氢能布局。其中，中国石化最早成立新能源公司，2021 年 12 月 9 日便成立 了中国石化雄安新能源公司；中国石油略晚于中国石化，于 2021 年 12 月 29 日成立中石 油深圳新能源研究院有限公司；中国海油于 2022 年 4 月 13 日成立中海石油（中国）有 限公司北京新能源分公司。 2022 年成立的石化机械氢能装备分公司服务于中国石化“打造第一氢能公司”的部署， 这标志着公司氢能装备产业发展迈入快车道。公司背靠的中国石化实力雄厚，在其加快 氢能布局的趋势下，我们预期公司有望在氢能领域乘风而上。

　　公司加强与科研院合作交流，积极拓展氢能装备产业。公司依托超高压结构技术、超高 硬材料技术、超高能控制技术、超高精制造技术为核心的科技创新体系，大力加强氢能 装备基础应用研究，系统构建研发体系，掌握多项关键核心技术，取得相关专利 50 余项。 截至 2023 年上半年，公司研制的 35MPa 加氢站成套装备、90MPa 液驱氢气压缩机撬获 得中国石油石化装备行业新技术新产品、新材料优秀创新成果奖。

　　紧跟石化集团洁净能源战略，在制氢、输氢、加氢领域均有布局。公司在制氢、输氢、 加氢等专业领域为用户提供关键装备产品、技术与服务。1）制氢方面：目前已有 PEM 制 氢产品，公司将持续研发制氢相关产品并积极寻求扩充制氢装备的方式；2）输氢方面： 公司已开发出 3 个钢级的输氢用钢管，并争取中石化“西氢东送”纯氧输送管道项目的 主力供应商；3）加氢方面：公司最先布局加氢站，2023 年在武汉建成 3 座加氢站，其中 1 座被列为示范站。

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