（报告出品方/作者：东北证券，刘军、韦松岭）

1. 国际领先的油气设备专用件制造商

1.1. 国际领先的油气设备专用件制造商，深海放量在即新设备即将投产

多家全球性油服企业核心供应商，填补我国深海油气开采水下装备制造领域空白。 迪威尔于 1996 年由目前公司实控人张利设立，起初主要从事的是贸易业务，1998 年开始进入机械加工制造业，生产各类阀门、法兰等零部件产品。2000 年开始承接 油气设备专用件业务，此后开始逐步聚焦于油气设备专用件的生产和销售。2011 年 公司开始进行深海设备专用件产品的研发试验，成为国内首家进入深海油气装备制 造领域的企业。目前公司已形成以陆上、压裂、深海和钻采设备专用件为主的四大 产品系列，是多家全球性油气技术服务企业在亚洲区的核心供应商，行业地位突出。

业务结构持续优化，深海业务放量在即多向模锻设备呼之欲出。得益于公司近年不 断延伸工艺环节增加产品附加值，同时产品竞争力较强盈利能力较高的压裂、深海 设备专用件产品销售占比不断提升，公司盈利能力持续增强。2021 年公司深海产品 再次取得重大进展，除了获得 FMC“深海连接器”订单实现业务从“零件”订单到 “部件”的升级，还入选了另一大客户全球深海 TOP25 核心供应商联盟，预计未来 几年公司深海业务占比将会迅速提升。同时，公司将于 2022 年和 2023 年相继投产 两件关键生产设备。其中 2022 年中左右投产的 70MN 自由锻造液压机能够将公司 现有生产能力提升一倍以上；多向模锻液压机则能够在当前业务基础上形成规模化 的高端阀门及管系零部件产品制造能力，再次有效扩大公司现有业务规模和范围， 预计在 2023 年中左右投产，是公司未来重要看点之一。

公司的实际控制人为张利先生和李跃玲女士。公司股东张利、李跃玲、张洪都曾就 职于中国石化集团南京化学工业有限公司，三人于 2009 年 9 月开始就职公司。目 前，张利担任公司董事长、总经理；李跃玲担任公司董事会秘书；张洪担任副总经 理，负责物资采购相关工作。张利先生和李跃玲女士为夫妻关系，二人合计控制公 司 37.08%的股份，是公司实际控制人。公司股东中，张洪与张利为兄弟关系，张洪 持有公司 3.36%股份；杨建民与杨舒系父女关系，分别持有公司 6.22%和 3.18%股 份；陆卫东与陆玮系叔侄关系，分别持有公司 5.2%和 1.7%股份。从股权结构上来看，公司属于民营家族企业，股权高度集中结构稳定，利于公司管理层高效治理。

油气行业结构可分为三层级，公司属于油气设备制造行业。油气行业经过上百年的 发展，专业化分工结构已基本完成，形成油气开采、油气技术服务、油气设备制造 的三层级分工体系。公司属于油气设备制造行业，主要通过协商谈判或投标方式获 得油气技术服务客户订单，然后按照订单要求实施定制化生产，最后产品直销给油 服公司。

油气田勘探开发的流程主要有：物探—钻井—录井—测井—固井—完井—采油—修 井—增采—运输—炼化加工等。以油气生产井口为界，从物探到完井形成井口的施 工作业过程为油气田服务，这个过程提供的钻井、录井、测井、固井、压裂、连续 油管等设备属于油气田设备；井口以上部分，生产井口形成后的分离净化、集运输送地面工程以及油田到城市或工厂的集运输送工程称为油气田工程服务，形成工程 本体的设备模块为油气工程设备。

公司产品主要是使用在固井、完井、采油、增采等环节所用油气田设备专用件。根 据公司业务种类划分，公司目前已形成井口装置及采油树专用件、深海设备专用件、 压裂设备专用件及钻采设备专用件为主的四大产品系列。从具体用途来看，井口装 置及采油树专用件、深海设备专用件主要使用在陆上及水下完井采油环节；压裂设 备专用件主要用于油气田增采压裂设备；钻采设备专用件则主要是用于固井、完井 等作业过程中防止井喷所需的防喷器。

产品技术水平方面，公司国内领先国际先进，是国内少数能够同时进入多家全球性 油服公司供应链体系的企业。公司长期坚持油气设备专用件领域的材料、制造工艺和检测技术等方面的自主研发，不断突破创新，技术水平已经在国内同行业处于领 先地位，达到了国际先进水平。根据石油行业 API 6A 和 17D 标准确定的 PSL （Production Specification Level）1、2、3、3G、4 五种产品规范级别要求，公司产 品主要以高等级的 PSL3-4 级为主，各项性能指标均能满足客户的使用要求。虽然 目前国内通过 API 认证的企业数量已有一定规模，但公司是少数能够同时进入 TechnipFMC、Schlumberger、Baker Hughes、Aker Solutions、Weir Group 等全球油气 技术服务公司供应体系的企业。

深海设备专用件填补我国深海油气开采装备制造空白，产品性能全球领先。公司是 国内首家进入深海设备制造领域的企业，深海产品性能超过 API6A 和 17D 等行业 标准，在全球范围内处于行业领先水平，是 FMC 等国际油服企业在亚太地区最重 要的专用件供应商之一。目前公司产品已应用于中国南海、墨西哥湾、巴西东部沿 海等区域近百个深海油气开采项目，其中多个项目的工作水深都超过 2500 米，墨西 哥湾 Tobago 油田项目设备作业水深 3000 米创世界纪录。（报告来源：未来智库）

1.2. 公司运营：营收利润整体上升

2016-2020 年公司营业收入和归母净利润整体上涨，营收 CAGR=37.04%，归母净 利润 2018-2020 GAGR=24.38%。2021 年前三季度受全球疫情影响，海外客户生产 制造能力受限，公司营收下降至 3.86 亿元，较 2020 年同期减少 31.64%；归母净利 润 0.28 亿元，较 2020 年同期下降 60.43%。从业务结构来看，2020 年公司实现营收 7.08 亿元，其中井口及采油树专用件贡献 40.34%，压裂、深海设备专用件分别贡献 28.17%和 25.46%，钻采设备收入贡献较小，为 4.62%。

新加坡、马来西亚、巴西和美国是公司产品在海外的主要销售地。销往新加坡的产 品主要面向中东及北非陆上高压井口；在马来西亚的销售主要是 Schlumberger 面向 全球的深海设备订单；巴西主要是 Schlumberger、TechnipFMC、Aker Solutions 在巴 西海域的深海油气井开发；销往美国的产品则主要是北美陆上油气井设备专用件。

新加坡：新加坡是国际油服公司在亚太的主要生产基地，产品主要面向中东及 北非的陆上高压井口，近年受益于公司获得中东及北非高等级井口设备专用件 订单增多，对新加坡的销售收入逐年上升，占公司营收比重稳定。

马来西亚：马来西亚是 Schlumberger 深海设备加工子公司 OneSubsea 在亚太地 区的生产基地，其产品是 Schlumberger 面向全球的深海油气井开发。近年由于 公司从 Schlumberger 获得的深海设备专用件的订单增加，对马来西亚的销售收 入逐年上升占比增长迅速。

巴西：巴西是 Schlumberger、TechnipFMC、Aker Solutions 在南美深海设备的主 要生产基地，产品主要面向巴西海域的深海油气井开发。近年公司对巴西销售 收入增加也是由于公司获得的深海设备专用件订单增加。

美国：美国是国际油服公司在北美的油气设备主要生产基地，产品主要为普通 陆上井口和页岩气开发。近年受国际贸易关系影响公司对美国的销售收入总体 呈下降趋势。

公司费用控制良好，近年整体呈现下降趋势。2017-2021 年 Q3，公司管理费用、销 售费用、财务费用和研发费用合计占营业收入的比例分别为 20.64%、14.63%、13.87%、 16.97%和 17.09%，整体来看相对 2017 年呈下降趋势。

2. 陆上+深海+压裂专用件市场规模达 81.05 亿美元

2.1. 陆上井口及采油树专用件：主要销往中东及北非地区，受中东及北 非地区油气勘探开发资本支出影响较大

井口及采油树专用件主要外销往中东及北非地区，毛利率较低。2019 年公司井口及 采油树专用件有67.65%外销，其中有超过一半是直接销往或间接通过Schlumberger、 TechnipFMC、Baker Hughes 等公司在亚太地区的生产基地销往中东和北非地区。国 内客户销售金额和占比相对稳定。2019 年国内销售收入增长，也主要是因为通用电 气石油天然气压力控制(苏州)有限公司、伟灏工程机械（上海）有限公司等国内客户 采购公司毛坯件，再经后续精加工后分别出口至国外 Baker Hughes 或 Weir Group 的 其他工厂。

公司井口及采油树专用件外销产品毛利率远高于内销产品毛利率，主要是因为公司 内销、外销订单对应的产品等级不同，同时外销产品享受 13%退税优惠。在中东及 北非地区，公司井口及采油树专用件主要使用在高压力陆上油气井，因而客户对产 品承压能力等指标要求较高，产品相对具有较大附加值，同时叠加出口退税优惠因 此毛利率水平相对国内较高。国内很多产品的交付为毛坯件，生产工序少，整体毛 利率偏低，同时国内供应商较多市场竞争激烈。

中东地区石油产量全球占比最高。从产量结构来看，石油资源储备丰富的中东地区 以及石油开采技术成熟的北美地区是全球主要石油生产地。2020 年中东地区石油产 量为 27664 千桶/天，占全球总产量的 31.3%；北美地区石油产量为 23521 千桶/天， 占全球总产量的 26.61%，二者石油产量占全球比重超 55%。

中东地区已探明石油储量全球最高。根据 BP 公司数据，到 2020 年底全球已探明石 油储量为 17320 亿桶，较 2019 年减少 20 亿桶。全球 R/P（储量/产量）比值显示， 以当前的产量计算 2020 年的石油储量可以开发超过 50 年。从区域上来看，中东地 区是全球油气资源最丰富的地区，已探明石油储量占全球比重达 48.3%，是全球已 探明石油储量最多的地区，其次为中美和南美地区占比 18.7%，北美地区占比 14%。 具体来看，OPEC 国家已探明石油储量全球占比高达 70.2%，其中南美洲国家委内 瑞拉是石油储量最多的国家，占全球已探明石油储量的 17.5%，其次是中东地区沙 特阿拉伯占比 17.2%。

中东地区油气井以自喷井为主，对设备性能要求较高。中东地区地层的缝隙系统发 达，油气的渗透性很好，因而中东地区的油气井主要是以自喷井为主。据统计，中 东地区自喷井比例高达 83%，其中科威特、沙特阿拉伯、卡塔尔 100%都是自喷井， 伊拉克 99%为自喷井，开采难度很低。相比之下，美国的自喷井只占到 6%。自喷井 由于工作压力较高，因而对油气设备的质量要求较高，公司出口中东和北非为主的 陆上专用件产品需要满足耐高压、耐腐蚀、高温拉伸强度性能要求。2013 年公司通 过了沙特阿美石油公司的审核，开始逐步扩大中东及北非市场的销售规模。

中东地区油气勘探开发资本支出受油价波动影响相对较小。由于陆上井口的产量占 比高，开发和管理难度相对低，在油价大幅下跌的情况下可以通过控制陆上井口产 量，进而减少井口设备的投资，因此陆上井口设备的投资容易受到油价波动的不利 影响。但油气收入也是中东国家财政收入的主要来源，2019 年阿联酋、沙特阿拉伯 和伊拉克的石油出口收入分别占到国家财政收入的 50%、75%和 90%，因此中东地区国家为了保持财政收入稳定也会保持一定的设备投资规模，因而中东地区陆上井 口设备的投资受到油价的波动影响相对其他区域要小。

根据公司招股说明书以及 Spears & Associates 数据，2019 年全球陆上井口及采油 树设备市场规模 52.66 亿美元，较 2018 年增长 5%。

2.2. 深海设备专用件：销往全球，受全球深水油气勘探开发资本支出影 响

深海设备专用件以外销为主，通过国际油服公司销往全球，毛利率较高，是未来重 点发展业务。公司深海设备专用件以外销为主，2017-2019 年外销占比在 90%左右。 出口主要客户为 TechnipFMC、Schlumberger、Baker Hughes、Aker Solutions 等大型 油气技术服务公司。随着人工智能和自动化技术水平的提高，深海油气开采的效率 大大提升，单位开采的成本显著下降，深海油气开发经济性优势逐步得到体现；另 外，深海油气开发项目的建设周期长，一般都在 3 年以上，油气公司着眼于长期的 产能规划，短期的油价波动一般不会对深海项目的建设投资造成重大影响，因此深 海设备投资受短期油气价格波动的影响相对较小。

2017-2019 年公司深海设备专用件内销毛利率分别为 25.07%、22.51%、20.51%，外 销毛利率分别为 32.69%、37.59%、41.54%，公司外销产品毛利率高于内销产品毛利 率。主要是因为公司外销产品主要客户为 Schlumberger、TechnipFMC、Aker Solutions 等大型油气技术服务公司，其订单产品要求高同时外销产品享受出口退税，因此其 毛利率水平相对较高。同时，公司部分国内客户在配合中海油做深海设备的研制， 中海油指定其向公司采购深海设备专用件，由于我国首个自主设计、建造安装的大 型深水项目在 2021 年 6 月才正式投产，因此在国内深海油气大规模商业化开发之 前，国内深海产品的毛利率会低于海外已经市场化应用的产品的毛利率。

目前油气开发趋势是从陆地到海洋，新发现的大油气田近 40%是深水油气。当前水 下油气探明率仅为 20%-30%，尚处于勘探初期，特别是超深水资源探明率不到 10%， 具有极大的勘探开发潜力，是当前全球重要的油气接替区。2019 年全球排名前 50 的超大项目中有 3/4 是深水项目，全球重大油气发现中 70%来自水深超过 1000 米的 深水区域，且呈逐年升高趋势。2019 年全球新发现储量在 1 亿桶以上的大油气田共 28 个，其中深水油气田就有 11 个。2019 年深水油气产量大约占全球油气总产量的 比重从 2008 年的 8.5%提升到了 12.06%。

深水油气单位成本持续下降，部分项目相对陆上项目已经具备性价比。自 2013 年 以来，全球深水油气项目单位成本降幅已经超过了 50%，目前部分海上成熟的油气 项目和浅水项目全生命周期成本已经和陆上油气开发成本相当，巴伦支海、圭亚那 和巴西海域等区域的部分深水项目开发成本基本可以控制在 40 美元/桶以下，在油 价高于 40 美元/桶时将具备开发效益。

促成水下油气项目成本下降的因素主要有：

（1）技术工艺进步。例如：自 2014 年以来，巴西国家石油公司通过采用盐层段安 全钻井及套管设计、控制压力钻井技术、大尺寸智能完井技术等深水盐下钻完井配 套技术，使深水盐下钻完井时间减少了 20%~80%，单井产量提升 25%。

（2）通过改进项目设计提高了运行效率。例如：自 2014 年以来，雪佛龙公司在墨 西哥湾通过简化项目设计减少基础设施投资、参照海上风力发电对项目采取标准化 设计等措施，将钻完井时间缩短了 40%以上，有效地降低了深水作业的成本。

（3）深水井口平均单位出油量是陆地井口的十几倍，摊薄了深水油气的单位成本。 例如：目前我国陆上单口油井日产量普遍小于 5 吨，而 2021 年 9 月在渤海发现的 垦利 10-2 油田单井日产原油可达 81.55 吨，世界上其他地区高质量深水井口单井日 产甚至可超万吨。

（4）2014 年以来国际油服市场供过于求，原材料采购成本和钻井服务成本大幅下 降。2014-2016 年国际原油价格大幅下降使得油气市场持续低迷，钻井平台利用率 持续下降，钻井日费从 2013-2014 年超过 50 万美元/天的价格降至 15 万美元/天。据 IEA 统计，由于油田服务成本和原材料价格的下降，2014~2017 年，占资本开支近 一半的深水油气钻完井的成本降低了 60%以上。

国际石油公司积极布局海洋油气勘探开发，海洋油气上游投资规模和产量有望进一 步增大。在能源市场复苏的大环境下，国际石油大公司纷纷看好深水领域，不断加 大勘探开发投资力度。目前，深水投资已占国际石油公司海上投资的 50%以上，深 水油气产量已成为其重要的组成部分。以英国石油公司（BP）为例，目前其深水油 气年产量已接近 5000 万吨油当量，占公司油气年产量的 30%左右。 根据公司招股说明书以及 Spears & Associates 数据，2019 年全球深海设备市场规 模 121.65 亿美元，较 2018 年上升 5%。

2.3. 压裂设备专用件：主要内销，受我国油气勘探开发资本支出影响较 大

压裂设备专用件：目前主要内销给杰瑞股份等企业，毛利率较高，是未来重点发展 业务。2018 年以前，公司压裂设备专用件收入规模相对较小，占比波动较大，主要 客户为 TechnipFMC 和 Weir Group。2019 年在国家能源局提出的“2019-2025 七年 行动计划”推动下，国内压裂设备需求增长，公司专用件国内销售占比达到 97%， 客户主要为杰瑞股份。2020 年公司对杰瑞股份销售规模继续增长，杰瑞成为公司第 二大客户，全年销售规模 1.7 亿元，占公司销售总额的 24.05%。因此，国内对压裂 设备的需求将直接影响到公司压裂设备专用件销售规模的增长。

由于页岩气压裂设备技术等级和产品质量要求都比较高，因而行业内压裂设备产品 的毛利率都相对较高，公司内销产品毛利率与外销产品毛利率基本处于同一水平。 2019 年 2 月公司与杰瑞股份签署框架合作协议，公司获得杰瑞股份订单快速增长， 同时公司也在积极扩大三一石油等客户的销售规模。预计未来几年压裂设备专用件 的销售收入还会继续保持增加，成为公司重要的收入来源。

压裂设备 70%用于压裂增产，国家能源安全战略促进压裂设备需求增长。我国陆上 油气田多为低渗透油气，油井质量普遍不高，同时经历多年开采，目前普遍面临产 量下降问题，压裂改造是提高单井产量和储量动用率的重要手段。我国原油天然气 对外依存度分别从 2010 年的 54%和 15%大幅上升至 2020 年的 73%和 43%，在能源 安全战略驱动下，我国增产上储力度持续增强，这将有效带动我国压裂设备需求上 涨。

同时，页岩油气是增产增储的重要领域，我国页岩油气储量排名世界前列但目前产 量很低。由于我国油气资源禀赋较差难以开采，未来油气增产增储很大程度上要依 靠非常规能源。从资源储量上来看，我国页岩油与页岩气储量都位居世界前列；但 从产量上来看，我国页岩油气开采仍存在困难。美国是世界页岩油页岩气开发的主 体，2020 年世界页岩气总产量 7688 亿立方米，较 2019 年增长 3.2%，其中美国产 量占比高达 95.33%是全球页岩气开发主体，中国 2020 年页岩气产量仅为 200 亿立 方米。页岩油方面，目前全球仅有美国进行大规模商业开发，我国的开发仍然处于 早期阶段。

中国页岩气产量持续增长，已成为我国天然气新增产量的重要组成部分。我国 2010 年才开始获得页岩气测试产量，近年生产规模持续增长，2020 年页岩气产量达到 200 亿立方米。2014~2019 年中国天然气产量增长 550 亿立方米，其中页岩气产量增长 贡献率为 28%，已经成为中国天然气产量增长的重要组成部分。中国石油勘探开发 研究院副院长邹才能认为，在目前的技术条件下，2025 年我国页岩气产量可达 300 亿立方米，2030 年有望达到 400 亿立方米，占到 2020-2030 新增天然气产量比重的 43%。

值得注意的是，美国是全球页岩气的主要开采地区，2017 年北美压裂市场复苏，对 于压裂设备专用件的需求迅速增加，2017 年公司压裂设备主要销售给 Weir Group。2018 年后北美压裂市场需求逐步放缓，叠加贸易摩擦下美国增加进口关税 Weir Group 订单也相应减少。因此如果此后几年北美地区油气勘探开发资本支出增加， 那么将直接有利于公司北美地区压裂设备订单的增长。

根据公司招股说明书以及 Spears & Associates 数据，2019 年全球压裂市场规模 149.89 亿美元，较 2018 年上升 6%，受益全球非常规油气在现有能源开发体系中的 占比不断提高，市场规模已连续 3 年增长，逐渐恢复到接近 2014 年的水平，预测 未来几年仍将保持较快增长。

2.4. 市场空间测算：陆上+深海+压裂专用件市场空间 81.05 亿美元

公司产品直接面向的细分市场主要为陆上井口设备、深海设备和压裂设备，专用件 产品是油气设备的重要组件之一，通常陆上井口设备、压裂设备和深海设备约 20%- 40%的价值来自于专用件产品，同时结合公司招股说明书在计算公司产品市占率时 采用的 25%的专用件价值量占比，我们测算 2019 年陆上井口及采油树设备专用件、 深海设备专用件、压裂设备专用件市场规模分别为 13.17、30.41 和 37.47 亿美元， 三项业务合计市场空间 81.05 亿美元。

3. 量增：全球油气资本开支改善+产业链向亚太加速转移

3.1. 勘探开发资本支出：短期宏观环境利好，中长期产业周期向上

3.1.1. 短期宏观环境利好油价上涨，带动全球油气资本开支增加

对于油气设备制造行业而言，油气公司的投资意愿和投资规模是行业景气度最直接 的表现。石油天然气行业是资金密集型行业，当期稳定的生产，需要前期大量的资 金投入开展勘探开发活动，寻找到可供生产的油气资源，建设生产能力。由于包括 公司在内的油气设备制造商的直接客户主要为油气技术服务公司，最终用户为油气 公司。因此，油气行业的发展情况，特别是油气公司资本性支出，也将直接影响油 气设备制造行业的发展。如果国际原油价格持续处于低位，油气公司将会大规模减 少油气勘探开发资本性支出，进而将影响到油气设备的市场需求。以世界排名前列 的石油生产国和消费国美国与加拿大为例，在 2009、2016 和 2020 年原油价格处于 低点时，油气勘探开发资本支出也都处于历史低位。

受全球疫情和地缘政治等因素影响油气价格大幅波动，2020 年油气行业资本支出下降至 2005 年的水平。2019 年底以来的全球疫情大流行以及全球石油行业市场份额 之争给能源行业带来了重大的损失，国际能源署预计本轮油价暴跌将使得全球能源 收入减少超一万亿美元，这也直接对 2020 年的油气勘探开发资本支出造成了严重 的负面影响。根据 World Oil 数据显示，2020 年全球油气勘探开发支出大降约 27%， 仅次于 2016 年 32%的降幅，是 35 年来下降第二大的年份。从数据上来看，2020 年 是现代历史上全球唯一一次所有区域的油气勘探开发资本支出都在以两位数的速 度下降，同时也是第二次全球所有地区都出现衰退（2020 年和 2015 年）。2020 年全 球油气勘探开发支出比 2016 年低点低 16%，比 2017-2018 年的峰值低 55%，已退 回到 2005 年的水平。

全球流动性宽松和疫情缓和预期驱动下原油价格回暖，油气勘探开发资本支出低点 已现。2020 年 2 季度以来，尽管全球疫情在欧美地区仍持续蔓延，但随着以我国为 代表的各地区企业开始逐渐复工复产，同时全球几大经济体也展开了规模空前的经 济刺激计划，疫情缓解预期叠加全球流动性宽松极大地刺激了原油、航油和燃油等 相关产品的需求，这也给油价上涨提供了强有力的支撑。截至 2022 年 1 月底，布伦 特原油价格已经从 2020 年 1 月的低点回升至 80 美元/桶上方。整体来看，尽管原油 价格在一些时间段内仍然会受地缘政治、经济环境等多种因素的影响，可能存在较大幅度的波动，但历史性的双重黑天鹅事件较难再次出现，我们认为油气行业的勘 探开发资本支出已经达到近年低点，预计未来一段时间内相对于 2020 年都会有较 为明显的改善。根据美国独立咨询公司 Evercore 预计，2021 年全球石油勘探和生产 总支出将增长 6.8%，2022、2023 年油服行业复苏将逐渐加速。

3.1.2. 中长期产业周期向上，油气厂商仍有增产动力

从长期来看，市场的供需关系仍然是油气价格波动的最主要因素，在全球油气需求 增长和库存下降、以及近年对行业的投资减少导致闲置产能不足和扩产能力受限的 背景下，预计世界各国石油公司在未来几年还将继续加大勘探开发活动的支出。

碳中和不改油气需求增长趋势，石油和天然气仍将是未来全球的主要消费能源。除 了疫情缓解带来需求恢复，从长期来看，尽管当前欧美发达国家在大力推进可再生 能源替代石油和天然气等传统能源，但原油作为基础能源及化工原料，其需求依然 旺盛。从增长幅度来看，虽然可再生能源的增幅要远大于石油和天然气，但 BP 公 司预计到 2040 年石油和天然气仍将占到全球一次能源消费量的 50%以上。同时， EIA 数据显示，虽然当前全球原油需求增长受全球疫情等因素影响有所回调，但产 销依然旺盛。预计 2020 年到 2050 年，全球原油产量仍有每年平均 0.6%的增长。

当前市场的原油供需缺口和高油价会驱动油气企业加大资本投入。2020 年以来，受 全球疫情以及地缘政治等因素影响，国际原油价格出现大幅波动，全年油价呈现整 体下降趋势，2020 年 WTI 期货和布伦特原油期货平均价格较 2019 年同比下降都超 过了 30%。受低油价和全球疫情下低需求的影响，2020 年全球石油需求和石油供应 量同比降幅双双创下历史之最。但随着全球经济从疫情中逐渐恢复，原油需求也呈 现出恢复式增长，全球石油产需缺口也逐渐显现。根据 OPEC 和 EIA 数据显示，到 2021 年 3 季度全球石油供需缺口达到 0.81 百万桶/天，全球原油价格也回升至 80 美 元/桶上方，当前原油市场的供需缺口以及较高水平的油价也会驱动产油国加大资本 投入进行增产。

分主要产油地区来看：原油是许多 OPEC 国家重要财政来源，长期减产会对国家财 政能力产生不利影响，随着油气市场回暖 OPEC 也会逐渐加大资本投入恢复生产。 此前，受全球疫情导致原油需求骤降的影响，OPEC 及其盟国出于“限产保价”等 因素自 2020 年 5 月开始实施 970 万桶/日、占全球供应量的 10%的减产协议，同时 其余产油国也积极配合逐步减少库存，全球原油产销开始逐渐趋于平衡。随着全球 经济从疫情中恢复，OPEC 及其盟国也需要巨额财政支撑经济复苏，开始逐渐降低 减产力度，OPEC 原油产量逐渐增长，目前 OPEC 及其盟国已经开始按以每月 40 万 桶/天的步伐恢复产量，旨在最终将产量恢复至减产前的水平。截至 2022 年 2 月， OPEC 及其盟国的减产配额仍然高达 300 万桶/天，按照目前的增产步伐，意味着也 还需要接近 8 个月才能将配额降至零。

美国石油产量恢复缓慢，商业原油库存已连续多月低于五年均值，多项景气度指标 表明 2022 年产量会高于 2021 年。美国石油产量在 2020 年下半年大幅下降，并在 2020 年底开始恢复，但恢复速度缓慢。因此，美国 2020 年的石油产量将低于 2019 年的产量，2021 年的产量低于 2020 年的产量，这也导致了全美商业原油库存自 2021 年中以来持续低于五年均值。随着美国油气行业逐渐走出全球疫情带来的历史性困 境，油气勘探开发业务全面回暖。从油服行业的各项景气度指标来看，美国地区 2022 年的石油产量会大于 2021 年。具体来看，美国活跃钻机数自 2019 年 900-1000 台的 水平下降至 2020 年小于 300 台的低点后，自 2020 年四季度开始已经持续增长到 2022 年 1 月 600 台左右的水平；同时活跃压裂车队数量、新钻井数也稳步增加，炼 油厂开工率也基本恢复到疫情前的水平。（报告来源：未来智库）

预计世界各国石油公司将继续加大未来勘探开发活动的支出，公司未来发展空间巨 大。长期来看，全球的原油需求仍然很强劲，油气仍将是未来最主要的能源。可以 预见，在全球油气能源需求日益增长和全球常规油气储量日益降低的背景下，未来 国际原油价格将回归合理价位。EIA 预测 2020-2050 年全球原油产量和价格中枢将 逐步上移，到 2050 年剔除通胀因素后全球原油价格可能在 110 美元/桶左右。长期 来看未来世界各国石油公司仍有充足动力继续加大勘探开发活动的支出，而公司客 户对公司产品的需求量也将随着积极的拓张发展计划而增长，公司目前业务规模还 较小，综合市占率仅在 1-2%左右未来发展空间巨大。

3.2. 受益欧美油气设备专用件供应链加速向亚太地区转移

2014 年以来低迷的国际原油价格以及全球疫情使得国际油服企业纷纷采取优化资 源配置等措施降低成本。2014 年以来受低迷的国际原油价格以及全球疫情的影响， 国际油服企业的业绩面临极大的冲击，这也使得国际油服企业降低生产成本的诉求 越来越迫切。Schlumberger、Baker Hughes 等厂商不断通过裁员、优化资产配置、剖 离非优势的资产项目来降低成本。由于亚太地区具备相对低价的人力资源以及逐渐 完善的配套生产能力，使得跨国油气技术服务公司开始加速对包括中国企业在内的 供应商开放专用件市场，扩大专用件的采购规模。同时，近年 Schlumberger、FMC、 Aker 等全球性油服公司纷纷在亚太地区设立生产工厂，通过缩短专用件的运输距离 和产品交期来进一步降低成本。

近年欧美地区专用件供应商的竞争优势逐步弱化，国内领先的专用件制造商已经具 备较强的市场竞争力。在美国、意大利和法国等地的专用件供应商因业务起步早、 工艺积累水平较高、距离客户制造工厂近等，在中高端产品市场具备较强的竞争优 势。但随着欧美国家多年来工业投资的减少，导致欧美国家的相关企业生产设备陈 旧、人员老化，生产规模在逐步缩小。同时，随着我国工业基础不断增强以及各类 技术人才的不断储备，国内企业正依托较低的人力成本、良好的技术水平、配套生 产优势和较高的产品性价比迅速抢占全球市场。

产品交期和准时性是油服公司仅次于产品质量的重要考量指标，将生产工厂转移到 亚太地区有利于缩短产品交期并进一步降低成本。油气勘探开发需要经历多个环节， 每个环节都需要不同种类设备，国际大型油气技术服务公司在全球范围内遴选合格 供应商进行采购，然后将零部件运到地区工厂进行总装。由于油气设备专用件供应 商遍布全球，如果单个供应商延迟交货，将可能影响整个油气勘探开发的进度，造 成巨大的潜在损失，因此油服公司对于产品的交期和准时性是仅次于产品质量的第 二考虑因素。国际油服企业将生产组装工厂转移到亚太地区除了可以充分利用当地 低价劳动力之外，还能够缩短专用件与总装厂的运输距离，进一步缩短交期和运输 成本。

从公司出口地区比例变化和在亚洲地区的收入占比来看，也能看出国际油服企业设 备专用件供应链加速向亚太转移的趋势。2017-2019 年公司产品出口到亚洲以外的 地区比例逐渐减少，其中出口到美国地区的比重从 2017 年的 23.19%下降至 2019 年 的 9.24%，产品出口到马来西亚的比重则从 2017 年的 15.34%增长到了 23.47%。公 司在亚洲地区的收入也持续增长，2017-2019 年年均复合增速为 48.98%，远高与亚 洲以外地区的 26.73%。

全球疫情加速海外产业链转移。2020 年以来在全球疫情的冲击下，海外客户的制造 能力受到极大影响，开采设备及关键重大配套零部件逐渐释放和转移给中国的优质 供应商完成，加速了产业链的变迁进程。整体来看，得益于我国率先从全球疫情中 恢复，大多数制造业企业都有将供应链向中国转移的趋势，同时由于公司多年来一 直参与国际竞争，且技术工艺行业领先，我们认为公司接收的转移订单不太可能随 着全球疫情缓解再次回流海外。

4. “价”升：业务结构优化+产业链延伸+运营环境改善

4.1. 产品结构优化，高附加值产品占比提升

公司毛利率净利率整体提升，2021Q3 毛利率较 2016 年提升 5.64 个百分点，净利率 较 2016 年提升 23.66 个百分点。近年公司毛利率净利率整体上升，在 2019 年时达 到最高水平，分别为 29.99%、13.54%。2020 年下半年由于人民币对美元汇率大幅 度升值，公司产生汇兑损失、在手出口订单销售减少，全年毛利率降低约 2 个百分 点；2021Q3 年毛利率再次下降 7.3 个百分点则主要是原材料价格大幅上涨和公司销 售规模减少所致。

业务结构优化，高毛利的深海、压裂产品销售占比快速提升。公司设备专用件主要 与国外厂商竞争，由于其使用环境恶劣，对产品性能要求极高，生产难度较大因而 毛利率较高。分产品来看，一般公司深海、压裂设备专用件毛利率比井口及采油树 专用件和钻采设备专用件高出 10%~20%。近年随着公司加大产品的研发投入，不断 向深海、压裂等高端产品市场转型升级，深海设备专用件和压裂设备专用件的营收 占比快速上升，2020 年深海及压裂设备专用件占比超 50%，对公司毛利贡献超 60%。

2020 年单件产品平均售价较 2017 年上涨了 111.21%。得益于深海、压裂高端产品 的占比上升，2020 年公司产品平均售价从 2017 年的 4986.36 元/件大幅上涨至 2020 年的 10531.59 元/件，上涨 5545.23 元，增幅达到 111.21%，公司产品附加值和盈利 能力得到明显提高。

2021 年深海业务从“零件”订单到“部件”订单突破，单件产品价格获得极大提升。 2021 年上半年公司获得 FMC 应用于巴西海域水下 3000 米工况的“深海连接器”批 量订单，在陆续交付使用后获得认可，并签订长期供货协议，从我们的产业调研信 息来看“深海连接器”单件产品价格较公司原来深海产品均价有大幅提升。同时， 2021 年公司还入选了另一海外大客户全球深海 TOP25 核心供应商联盟，也是首个 加入该联盟的核心专用件供应商，进一步巩固公司核心供应商地位。我们预计随着 公司设备投产生产能力提升，公司获取深海订单能力得到进一步增强，深海设备领 域业务将为公司贡献更大收入，对未来公司综合毛利率净利率的提升将有更大贡献。

公司下游 CR5 超 70%，竞争对手主要为美国、意大利和法国区域的老牌企业，FMC 订单的突破对于公司的全球竞争意义重大。油气技术服务行业集中度较高，前五名 企业占据了全球 70%以上的市场份额，特别是在深海设备领域，2018 年 FMC 占据 了 45%的市场份额。国内油气设备制造商生产的专用件产品相对公司产品较低端， 与公司存在较为明显的质量、市场差异，因而公司竞争对手主要在美国、意大利和 法国等地，包括美国的 Ellwood Group、意大利的 Metalcam Group、Siderforgerossi Group 和法国的 Manoir Industries 等。这些制造商虽然并非上市公司或大型企业，但 因业务起步早、经验技术积累较多、同时距离油气技术服务公司工厂较近，在公司 客户供应链中也有一定相对优势，与公司形成直接竞争。公司深海连接器产品得到 深海设备龙头 FMC 的认可对于公司后续订单承接和其他客户的产品拓展意义重大。

4.2. 产业链延伸：纵向扩工艺，横向扩品类

公司产品工艺流程主要有 7 个：（1）原材料研发与选用：公司根据客户产品的特殊 要求进行原材料研发和定制；（2）锻造成型：将原材料升温加热后按规定要求完成 锻压成型，然后按设计图纸对毛坯件的形状进行机械粗加工；（3）热处理：通过性 能热处理改变工件内部的显微组织从而改善工件的内在质量；（4）机械加工：通过机械精密加工使专用件达到设备组装所需的尺寸精度；（5）表面处理：对产品表面 进行堆焊等表面处理，然后再进行精加工；（6）组装试压：对产品进行装配和试压， 确保公司的产品强度和密封性能符合产品设计要求；（7）全流程检测：依托自建的 CNAS 实验室对产品生产实施全流程检测，包括原材料检测、锻后检测、粗加工后 检测、热处理后检测、精加工后检测。

纵向延伸产业链，布局堆焊、组装试压，筹划涂层等工艺制造环节提升产品附加值。 在十余年的发展过程中，公司以锻造工序为起点向不断延伸和完善产业链布局，相 继投资了锻造工厂、热处理、机械加工、表面处理、无损检测等制造环节，目前公 司已经开始进入组装试压环节，同时开始筹划表面涂层处理环节。不断延伸的业务 链也增强了公司的核心制造能力，同时减少了需要外协加工或者采购的比重，提升 了公司产品价值量。从公司产品来看，已实现从锻件成功发展至精加工与部件的变 迁，目前正从部件发展到总成件。

横向扩大产品覆盖范围，加大高附加值产品开发力度。公司持续加大深海及压裂产 品的研发投入，继续开发深海、压裂设备专用件产品并不断改进生产工艺。

4.3. 运营环境改善：原材料价格下降、人民币贬值利好公司利润增长

原材料价格下降减少公司直接材料成本提升公司盈利水平。2017-2020 年直接材料 占公司主营业务成本比重约为 60%左右，公司产品使用的主要原材料是特钢。若公 司在承接订单后原材料价格上升，会导致主营业务成本中直接材料金额相对订单签 订时增加，进而导致公司毛利率水平下降影响公司利润。自 2020 年二季度以来，受 疫情影响导致公司上游原材料供需错配，公司所需原材料价格大幅上升，对公司盈 利能力造成较大影响。随着全球经济逐渐走出疫情影响，叠加公司已经开始调整后 续订单报价水平，预计 2022 年原材料价格下降将使公司盈利得到提升。

美国加息中国逆周期调节将导致人民币贬值，利好公司利润增长。公司出口产品主 要以美元进行结算，近年公司外销收入占比在 60-70%左右。美元贬值人民币升值会 给公司带来汇兑损失从而增加财务费用，同时还会使公司订单销售金额（人民币） 减少导致公司毛利率降低。例如，2020 年下半年美元兑人民币汇率大幅贬值，给公 司造成全年汇兑损失 1400 多万元，导致公司整体盈利减少，同时公司在手出口订单 实现销售减少，进一步导致公司毛利率降低。在当前美国存在多次加息预期，中国 进行逆周期调节实行宽货币政策背景下，预计美元升值人民币贬值将助力公司整体 盈利提升。

5. 70MN 自由锻到创新性的 350MN 多向模锻：从量到质的跃迁

公司计划于 2022 年中和 2023 年中左右分别投产 70MN 自由锻设备和创新性的 350MN 多向模锻设备，两件关键设备将使公司现有生产能力获得从量到质的提升。 为增强深海大件订单获取的能力，公司投资新建了 70MN 自由锻设备以及配套精加 工设备，预计于 2022 年中开始投入使用，届时公司锻造能力将较目前使用 35MN 自由锻设备提升 2 倍以上。例如，公司原先使用 35MN 自由锻设备完成一个深海大 件产品毛坯件锻造需要 1 个星期左右，使用 70MN 则可以将工期缩短至 3 天左右， 极大提升了公司订单完成能力和接单能力。同时，公司自 2013 年开始筹划的多向 模锻设备预计将于 2023 年中左右投产，多向模锻相对自由锻能够实现复杂产品一 次成形，具备成本、效率和质量优势，将给公司从产能到产品质量带来巨大的提升。

5.1. 多向模锻相对自由锻优势明显，但大设备制造难度高

多向模锻基本工作原理是：模具闭合后，几个冲头自不同方向同时或先后对毛坯进行穿孔和挤压，从而在一次加热和压力机的一次行程中完成复杂产品成形，特别是 带内空腔或凹凸外形产品的成形。和其它锻造方式相比，多向模锻具备以下特点：

（1）可成形中空且侧壁带有凸台和多方向枝芽的复杂锻件；（2）锻件流线完整，抗 应力腐蚀好，疲劳强度高；（3）坯料在三向压应力条件下挤压成形，可提高材料热 塑性，允许很大的一次性变形。（4）锻件形状尺寸更接近零件，机械加工量少，材 料利用率高。相比自由锻金属材料利用率通常在 70-80%左右，多向模锻材料利用率 能达到 90-100%，同时能够一次成形，具备快速高效、制胚成本低、保持金属性能 完整的优点。跟据我们产业调研了解，对于部分大口径的阀类产品，使用多向模锻 相对自由锻可以提高物理性能 70%，同时可以节约 40%-70%的原材料使用，产品 综合成本降低 15%以上。

多向模锻设备的设计制造难点在于受力独立性和结构独立性间存在冲突，而目前的 机架结构都不能很好的解决这一核心问题。多向模锻液压机的承载机架主要采用整 体机架结构和独立水平机架结构两种形式，整体机架结构是利用一个框架同时承受 垂直方向和水平方向压力的结构形式，但存在由于立柱根部受到合力作用导致对机 架的承载能力要求极高的问题。独立水平机架结构是通过增加一个水平机架来独立 承受水平方向压力，但由于工作区域重叠，会严重削弱垂直机架，并影响水平机架 的上下对称性，使水平机架处于严重的偏心受力状态。由于目前的多向模锻液压机 机架结构都不能很好的解决这一核心问题，因此当今世界上吨位最大多向模锻液压 机仍是美国 Cameron 公司于上世纪 50 年代初设计制造的 300MN 级多向模锻液压 机。

5.2. 多向模锻在油气设备专用件行业大有可为

目前油气行业锻件主要采用自由锻方式成型，存在材料耗用高、加工效率低等缺点。 目前，行业内生产高压力等级的阀门和管系零部件产品主要通过自由锻造液压机成 型，然后再通过后续大量的精加工完成制造。由于自由锻在锻造时是通过冲击力或 压力对金属坯料施加外力使之产生塑性变形，在锻造过程中除了上、下砧铁接触金 属的部分受到约束外，金属坯料均能超其他方向自由流动形变，因而无法精确控制 变形的发展，在之后的精加工环节中需要对性能不足以及多余的部分进行切锯而产 生大量余料。因而自由锻造成型存在材料耗用高、加工效率低等缺点。

在进行深海设备专用件制造时，自由锻材料耗用高的缺点更为突出。公司在生产过 程中所使用的特钢可分为模铸锭、电渣锭、连铸坯三种，其中模铸锭是用于较大规 格尺寸的深海设备专用件的生产。由于模铸锭特钢在生产浇注过程中，钢锭两端形 成帽头帽尾密实度较差，而深海产品对原材料的质量要求提高，会使精加工环节锯 切产生的帽头帽尾量增加，根据钢锭的冶炼水平及尺寸规格，通常模铸锭产生的帽 头帽尾的比例平均在 15%左右，而分别用于制造压裂设备专用件和高压井口阀体的 电渣锭、连铸坯产生的帽头帽尾平均仅为 5%左右。

近年随着深海产品销售规模增大，公司余料占比和余料加工费持续上涨。近年随着 公司大件深海产品开始增多，公司为确保大件深海产品的制造质量，在下料过程中 要求尽量截取模铸锭材质更均匀的部分，因而公司产生的余料规模和余料加工费也 持续上涨。同时，许多超大件产品的模铸锭在一次下料后剩余部分无法再利用，导 致材料利用率降低，公司制造过程中剩余的帽头帽尾数量占当年全部钢材耗用数量 比重逐年增长。

多向模锻设备在油气设备专用件领域的使用主要受装备制造能力以及订单特征的 制约。多向模锻工艺的推广使用可以追溯到上世纪 60 年代，但超过 100MN 的设备 无法在油气行业大规模使用的最大制约还是装备制造能力不足，由于大型多向模锻 设备机架结构的设计难点仍未解决，因而目前在油气行业使用的多为几 MN 到几十 MN 的中小型多向模锻设备，主要用于加工中小型锻件，大锻件主要还是通过自由 锻的方式成型。

此外，油气设备专用件订单小批量、多品种的特点进一步限制了多 向模锻设备的使用。从公司 2017-2019 年订单情况来看，油气设备专用件产品的订 单具有小批量、多品种的特征，这也使得在生产制作过程中需要频繁更换工作令号。 2017-2019 年公司单笔订单平均产品件数约为 18 件，且单笔订单平均工作令号有 3 个，相当于公司每生产 6 个产品就需要更改工作令号。而多向模锻在制造锻件时需 要使用可分阴模，因而如果用于专用件制造则需要频繁更换模具。

随着我国工业基础的提升以及公司业务结构转化使得公司多向模锻设备的使用具 备效益：

（1）数字化、自动化技术的发展使得设备研发制造手段大幅提高。由于大型多向模 锻制造工艺复杂，同时对精确度等指标的高要求使得用传统手工画图等方式难度极 大。得益于近年计算机技术的发展，使得通过数值模拟就可实现工艺以及工艺动作 过程的全套路径，进而大幅降低了设备的工艺开发和制造成本。

（2）装备制造技术水平的迅速提高降低了大型多向模锻设备制造难度。多向模锻 工艺在 20 世纪 60 年代就已得到推广，但受限于装备制造水平低，起初只用于加工 高合金钢、钛合金和镍合金等锻造温度范围狭窄、多次加热会使得材料火耗增加的 昂贵材料。而近年装备整体制造能力提高也使得大型设备的制造成为可能。例如太 原重工可以实现 1000 吨钢水一次浇铸，自重 4000 吨的 350MN 多向模锻设备仅需 几次浇筑即可完成。

（3）模具更换技术的提高使得换模速度大幅提升，同时公司单件产品价值量的提 升也使得公司频繁换模生产具备经济效益。以六七十年代的装备技术水平来看，更 换一次模具需要 1 到 2 天，而目前公司更换一次模具仅需 10 分钟左右。换模速度 的提升也使得公司可以实现使用多向模锻对小批量多品种的产品进行生产，同时随 着公司高附加值深海产品占比提升，也使得频繁换模生产具备经济效益。（报告来源：未来智库）

（4）高压、深海等高端闸阀需求持续扩大，多向模锻用于高性能零部件近净成形制 造普遍被行业看好。随着深海等难开发油气以及非常规油气的开发规模不断扩大， 油气领域对高端闸阀需求业不断提升，多向模锻这一领先工艺也开始普遍被行业看 好。通常来看，一个油井管配套 20 个闸阀左右，目前主要依靠意大利等欧美国家 生产，根据 McIlvaine 统计全球石油天然气领域工业阀门市场规模在 1200 亿元左 右，中国每年进口高端阀门规模超 300 亿，公司多向模锻设备大有可为。

5.3. 公司 350MN 多向模锻设备预计将于 2023 年中投产

多年研发制造终有所成，公司 350MN 多向模锻液压机将创多项世界第一。公司于 多年前就开始由公司副总工程师郭玉玺牵头筹划制造 350MN 多向模锻液压机，郭 玉玺曾先后主持了四十多个重大锻压、挤压、冲压设备和生产线的设计开发，被原 机械工业部选为“中国机械工业科技专家”。目前世界上超 100MN 的多向模锻液压 机屈指可数，英美两国最多拥有 5 台左右，俄罗斯、德国和中国也仅分别拥有 1-2 台左右。公司的 350MN 多向模锻液压机相比普通模锻产品尺寸显著增大，投产后将实现总成形能力 350MN 世界第一；垂直、水平缸同时具有双动和下穿孔功能世 界首创；行程位置精度≤±0.5mm、平衡控制精度 0.25mm/m 和同步控制精度≤± 0.5mm 世界第一。

350MN 多向模锻液压机可用于特殊工况如深海、压裂等装备关键零部件的成形制 造，在批量化制造上将具有更大技术以及成本优势，同时也将有效增强公司产品质 量，进一步提高公司的市场竞争力和市场占有率。2017-2019 年公司的井口及采油 树专用件、深海设备专用件和压裂设备专用件的全球市场占有率仅分别为 0.79%、 1.10%和 1.39%，未来发展空间巨大。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。未来智库 – 官方网站