包茎可以生育吗:天然气产业开采制气设备行业分析

    1. 我国常规天然气未来气井开采量将大幅上升
    未来我国天然气的国内供应将主要来自四川、塔里木、鄂尔多斯、准格尔、渤海湾海域等地区；国外天然气供应将主要来自中亚、中东、亚太及俄罗斯等。
    表：2005年新一轮全国油气资源评价结果(单位：万亿M3)
    盆地         远景资源量   地质资源量   可采资源量
    塔里木         11.34          8.86        5.86
    鄂尔多斯       10.70          4.67        2.9
    四川            7.19          5.37        3.42
    东海            5.10          3.64        2.48
    柴达木          2.63          1.60        0.86
    莺歌海          2.28          1.31        0.81
    渤海湾          2.16          1.09        0.62
    琼东海          1.89          1.11        0.72
    松辽            1.80          1.40        0.76
    上述盆地合计   45.09         29.05       18.43
    其他盆地       10.80          5.98        3.60
    全国合计       55.89         35.03       22.03
    我国天然气资源份额基本被中石油、中石化、中海油垄断，从石油和天然气开采的项目投资比重上来看，中央项目、国有控股集团投资占绝对主导的地位。
    目前我国气井钻井占比还很低，今后井口数会大幅增加，今后中国石油天然气集团公司每年要钻天然气井3000口。
    由于天然气的供需缺口扩大，首先带动的为中游运输(国内/国外的管道和LNG),随着天然气价格的改革和国外进口气价格上升、资源税改革等一系列的因素的影响，开采端的利润率必然上升，这样进一步带动了天然气开采量的上升。
    从固定投资额石油和天然气产业的新建项目来看，近几年国家和地方对于天然气开采投资稳步上升，投资景气度很高。
    2. 非常规天然气蓄势待发
    全球非常规天然气的资源量大大超过常规天然气，目前美国非常规天然气产量已占总产量的50%以上，预计到2030年将达到72%。
    煤层气资源量为256万亿m3，中国为34万亿m3，预计到2030年中国可探明储量为2万亿m3，产量可达300亿m3/a。
    全球页岩气资源量为456亿m3，根据美国能源署预测，2035年中国页岩气产量将占天然气总产量的62%。
    表：全球非常规天然气储量     单位：万亿M3
                     致密气   煤层气   页岩气     总计
    中东/北非          23        0        72       95
    非洲撒哈拉地区     22        1         8       31
    前苏联             25      112        18      155
    亚洲               51       49       174      274
    中东/中国          10       34       100      144
    太平洋经合组织     20       13        65       99
    南亚                6        1         0        7
    其他亚洲国家       16        0         9       24
    北美               39       85       109      233
    拉丁美洲           37        1        60       98
    欧洲               12        8        16       35
    中欧/东欧           2        3         1        7
    西欧               10        4        14       29
    世界              210      256       456      921
    综合预计，在2035年，随着非常规天然气的快速发展，其占全部产量的比重将从2008年的12%稳定上升至2035年约18%，而在2010-2015年的短期内，天然气的产量(包括常规和非常规)都将保持较高水平。
    表：常规与非常规天然气比较
                页岩气                  煤层气                       天然气
成因类型   有机质热演化成因，生物成因   有机质热演化成因，生物成因   有机质热演化成因，生物成
                                                                     因，原油裂解成因
主要成分   甲烷为主，少量乙烷、丙烷等   甲烷为主                     甲烷为主，乙烷、丙烷等含量
                                                                     变化较大
成藏特点   自生、自储、自保             自生、自储、自保             生、储、盖合理组合
分布特点   受页岩分布控制、有广布性     受煤层分布控制，有广布性     受生、储、盖组合控制
储集方式   吸附气和游离气并存，吸附气   吸附气为主，占80%以上        游离气为主
           占20%-80% 
埋藏深度   200m及以上，最浅8.2m         风氧化带以下，一般大于300m   一般大于500m
资源潜力   不清                         37*10^12m^3                  44*10^12m^3
开采特点   排气降压解析开采             排水降压解析开采             自然压力开采
    从时间维度上来看，常规天然气-煤层气-页岩气-可燃冰是个顺序。从我国目前的实际情况来看，由于我国富煤贫油少气的资源结构，近几年，煤层气发展尤为迅速，煤制天然气次之。
    2.1 页岩气未来开采前景广阔
    全球页岩气资源量为456.24*10^12m^3，主要分布在北美、中亚和中国、拉美、中东和北非及前苏联。综合预计，在2035年，随着非常规天然气的快速发展，其占全部产量的比重将从2008年的12%稳定上升至2035年约18%，而在2010-2015年的短期内，天然气的产量(包括常规和非常规)都将保持较高水平。
    美国页岩气资源总量大约在14.2*10^12m^3—19.8*10^12m^3，可采资源量约为3.62*10^12m^3，截止2008年年底，美国探明页岩气储量为9289亿m3。
    1998年，美国页岩气产量占天然气总产量的1.6%，2005年，占比增至4.5%，2008年，美国页岩气总产量达572.226*10^8m^3，占天然气总量的比重大7.83%，预计2010年美国页岩气产量将占到天然气总产量的13%，参与开发页岩气的石油企业也从2005年的23加增加到2007年的64家。
    我国页岩气资源量约为100*10^12m^3，约为常规天然气资源量的2倍。页岩气在我国规模大，分布广、埋藏浅、开采周期长，一般天然气开采期为20到30年，而页岩气为50到80年。2010年，国土资源部确定了川南、黔北、渝东南、渝东北等7个国家页岩气先到试验区。
    近来，中石油、中石化、延长石油、中联煤等企业通过自主勘探和对外合作，在多个页岩气探井或老井页岩段中获得工业气流，压裂改造后均见到良好气流显示，日产气稳定在2000-10000m3左右。这些都证明中国存在页岩气商业开采的可能性。近年来，中国一直致力于页岩气开发技术研究，成立了国家能源页岩气研发(实验)中心，在大型油气田及煤层气开发国家科技重大专项中设立了页岩气开发技术研究项目，加大技术攻关力度，为页岩气大规模发展提供技术支撑。
    到2020年，我国页岩气资源战略调查和勘探开发的战略目标是在全国优选出50～80个有利目标区和20～30个勘探开发区，页岩气可采储量稳定增长，达到1万亿m3，页岩气产量快速增长，达到常规天然气产量的8%～12%，日前，由国家能源局牵头制定的页岩气“十二五”发展规划已经编制完成并有望于近期对外公布，规划提出，到2015 年中国页岩气产量为65 亿m3到2020 年争取达到800 亿m3。
    近日专业人士透露，国土资源部已将页岩气作为独立矿种上报国务院，正在等待批复；与此同时，页岩气第二批探矿权出让招标，有望在今年四季度启动。
    2.2 我国在致密气开发方面走在世界前列
    致密气是储存在岩石中的天然气，在一些国家和地区也被称为盆地中心气，必须先将岩石压裂或粉碎才能使其顺畅地流向生产井。
    我国在致密气开发方面走在世界前列，已经形成了非常规天然气成藏基础理论等关键主体技术，进入规模开发阶段；我国致密气资源量约为12万亿m3。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。
    2009年致密气产量达150亿m3，其中大部分来自鄂尔多斯和四川盆地。
    鄂尔多斯盆地致密砂岩气总资源量约为10万亿m3，探明约3万亿m3。其中，苏里格气田2.2万亿m3，大牛地气田3522亿m3，榆林气田1807.5亿m3米(致密气占50%)，乌审旗气田1012亿m3，神木气田940亿m3，米脂气田358.48亿m3。目前，这些气田正在扩大勘探。
    2.3 我国煤层气储量多、技术成熟
    全球深埋于2000米的煤层气资源约为240万亿m3，预计2020年之2030年，燃气在世界能源结构中的比重将赶上和超过煤炭和石油。美国是目前世界上煤层气商业化开发最成功的国家，从1983年到1995年的12年间，煤层气年产量从1.7亿m3猛增至250亿m3，2005年煤层气产量达到500亿m3。
    我国埋深2000米以内的煤层气地质资源量约36.8万亿m3，与天然气资源量大致相当，居世界第三位，累计探明煤气层地质储量1023亿m3，可采储量约为470亿m3，95%的煤层气资源分布在晋陕内蒙古、新疆、每年在采煤的同时排放的煤层气在130亿m3以上，合理抽放的量应可达到亿35 m3左右，出去现已经利用部分，每年仍有30亿m3左右的剩余量，加上地面钻井开采的煤层气50亿m3，可利用的总量达80亿m3，约折合标煤1000万吨，如用于发电，每年可发电近300亿千瓦时。煤层气可采资源量大于1000 m3的盆地有15个。
    我国大于5000亿m3的含煤层气盆地(群)共有14个，其中含气量在5000-10000亿m3的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地，含气量大于10000亿m3的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准格尔盆地、瞠东黔西盆地、二连盆地、土哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。
    我国煤层气在2004时尚未开发，2006年产量为0.3亿m3，2007为1.3亿m3，2010年产量翻两番，近3年钻井1700口，是前15年总和的6倍。预计至2015年，煤层气产量有望达到规划要求，在2020年，有望突破至350亿m3。
    从“十二五”开始，国家将总结和推广“十一五”以来成功经验，在查清煤层气资源量及赋存条件的基础上做到“两条腿走路”：
    一是适合地面煤层气开发条件的地区，优先安排勘探开发，突破关键技术和政策瓶颈，解决“气权矿权重置”等问题，推广“晋城模式”，走先采气后采煤的路子，努力用5-10年的时间，地面抽采煤层气达到150-250亿m3以上；
    二是短期内无法采用地面煤层气开采的“三低一高”矿区，推广“淮南模式”，走煤矿区采煤采气一体化、煤与煤层气共采的路子，力争用5-10年时间，井下煤层气抽采量达到150-250亿m3，确保煤层气总产量达到300-500亿m3，利用率达60-80%。
    我国煤层气的气井分布有偏散小三大特点，偏为气源远离大型工业区，大城市居民区；散为气井大面积分布、不集中、气源未形成规模；小为单井产量不够大，储量有限，可开采期短。近煤层气田如果要实现大规模应用，必须要求规模化、稳定性好的大产量气源，才能应用于大型化工厂，发电厂等。目前煤层气远距离输送有远距离铺设天然气管道(如西气东输)和低温常压液化槽车运输两种途径。
    2.4 我国加速攻关非常规天然气开采技术
    关键技术攻关必不可少。致密砂岩气、煤层气、页岩气等资源的探明地质储量并非主要障碍，问题在于有多少经济可采储量和技术可采储量。为了获取比较高的收益率，除了市场价格因素以外，利用钻井、完井工程技术和油气井增产工艺，通过优选目的层段、加快钻井速度、提高单井产能、延长开采期限，是开采过程中的重要环节。美国经过多年攻关，探索出一套先进的开采技术，主要有羽状水平井技术、水平井加多段压裂技术、清水压裂技术，以及近期出现的最新压裂技术—同步压裂技术。这些先进技术的规模推广应用，大幅提高了单井产量。中国和美国气层形成原因并不一致，需要通过中国自己的情况进行判断，同时也对国产的相关设备等提出了更高的要求。
    2.5 页岩气大规模勘探开采
　　2011年7月，国土资源部举行了国内首次油气探矿权公开招标，此后披露的中标结果显示：中石化中标渝黔南川页岩气勘查区块探矿权，河南省煤层气开发利用有限公司(下称“河南省煤层气公司”)中标渝黔湘秀山页岩气勘查区块探矿权。
　　如今，首批中标的区块终于迎来了大规模开采的节点。据重庆市政府网站的消息显示，河南省煤层气公司已和重庆地质矿产研究院联手成立重庆豫顺新能源开发利用有限公司(下称“豫顺公司”)，对渝黔湘片区约5000亿立方米的页岩气进行勘探开发，有望在国内率先实现页岩气开发产业化。这也拉开了中国首次大规模页岩气勘探和开采工作的序幕。
　　据重庆市国土房管局负责人介绍，重庆市的页岩气资源潜力得天独厚，一直是全国页岩气资源战略调查先导试验区的主战场。但由于相比天然气，页岩气的开采难度更大，因而此前中国一直未大规模开采。　　
　　据悉，豫顺公司由河南省煤层气公司控股，占70%股份，重庆地质矿产研究院占30%股份，主要负责在秀山地区开展页岩气的勘探开发。　　
　　数据显示，中国拥有页岩气可采资源量约36万亿立方米，而重庆地区的页岩气资源量份额在全国独占鳌头。专家估计重庆及其周边地区(含川南、川东、黔北、鄂西)页岩气资源量就达10万亿立方米。其中，秀山2000多平方公里地块储量预计达5000亿立方米。
　　大力发展页岩气有利于缓解我国天然气紧缺的局面。近年来，我国天然气的消费量和对外依存度呈现出逐年增长的态势，预计到2015年我国天然气缺口将达1200亿立方米以上，只能依靠大量进口。而据IEA估算，我国页岩气可采资源量约36万亿立方米，与美国相当，有望复制美国从天然气进口国变为出口国的“页岩气神话”。
　　申报页岩气为独立矿种，旨在打破垄断，加速开发进程。根据法律，我国油气专营权属于三大国有石油公司和陕西延长公司。而美国85%的页岩气产量是由6000家中小企业开采的。将页岩气设为独立矿种后，其勘探开发就不再受中国油气专营权的约束。我们认为，更多民营资本的进入，将有利于页岩气开采的快速发展。同时明晰产权，亦使得页岩气避免重蹈煤层气由于产权不明导致开发缓慢的覆辙。
    3. 天然气开采相关设备—核心设备持续收益
    由于对石油天然气的需求持续增加，全球各石油公司石油开采力度加大。如中石油2006年新钻勘探开发井数达12082口，2007年新钻勘探开发井数达14262口，今后在很长时间内每年新钻井数将维持在上万口的水平。
    我国三大石油生产企业各自的开发投资亦呈逐年增加趋势。2006年，三家企业的勘探开发支出合计为1625.99亿元，同比增长29.46%；2007年达到2214.54亿元，同比增长36.28%；2008年达到2520.95亿元，同比增长13.84%。
    石油及天然气的开采过程可分为勘探、开发、生产等阶段，在不同阶段需采用如钻井、钻完井液、固井、完井增产等多项工艺流程，不同的工艺流程均需使用多种油田专用设备。
    油田专用设备(即石油钻采专用设备)涵盖的产品种类繁多，主要包括钻井设备(钻机、动力设备等)、采油设备(抽油机、抽油杆、油管、套管、井口装置等)、井下作业设备(修井机、固井压裂设备等)、油田专用车等。石油和天然气经常是在一起的伴生状态，石油天然气开采设备在钻井时候都是一样的，只是在压力级别的选择上有区别，油气井投产以后，气井井口装备比油井要简单得多，气井只需要连接进流程的管线，安装个压力表即可。随着近年来油田开发力度的加大，这些专用设备的需求量亦越来越大，基本上保持每年 10%左右的需求增长。
    气井一般采用油管生产方式，天然气流动到井口，通过井口装置和采气树而采至地面。采气树是在油管头上，由四通(或三通)、高压阀门、高压针型阀组成的一套总成，其作用是开关气井，控制气井产量和压力的大小，测量井口压力等，也是下井底压力机，实施气井动态监测的入口。
    从气井井口产出的天然气，首先要经针形阀门流，这是控制气井产量和压力大小的设施。由于气体节流要吸热，天然气流经针型阀时温度将大大降低，甚至产生冰堵，迫使气井提产，因此，井场需要设计、配套水套炉或者换热器，采用加热地方发对节流后的天然气进行保温，之后天然气被送入分离器进行分离。
    从井场分离器出来的天然气，经过温度计量和流量计量后，进入集气干线。分离出来的水则通过计量后进入污水池，处理达标后集中排放。
    此外，安全阀也是井场常用设备，在分离器、锅炉、管线等设施中都有安装安全阀，以防止设备超压，确保安全生产，对含硫气井，井场还配套有加注缓蚀剂的装置。
    据世界能源署预测，在2007年至2030年期间世界能源基础设施方面需要累计投资的总额将超过26万亿美元(以2007年美元价值计)，其中石油天然气领域基础设施的累计投资占比为24%，将达到6.3万亿美元，而石油领域基础设施累计投资总额的80%将用于石油天然气勘探开发。
    在油田专用设备制造方面，一般情况下，用于购买专用设备的支出约占勘探开发总支出的20%—30%，以我国三大石油生产企业2009 年的勘探开发支出计划2421.8 亿元的20%计算，2009 年国内的油田专用设备的市场容量约为480 亿元。
    截至 2009 年底，中国企业已在全球 31 个国家参与油气勘探开发合作，累计投资额超过 600 亿美元，其中2009年对外投资超过 200 亿美元。未来十年，仅中石油就将计划投入约 600 亿美元，实现海外油气权益产量每年 2 亿吨(相当于当前全中国原油年产量)。这些投资蕴含着巨大的海外市场空间，给国内一直实行国际化发展战略的油气田装备与技术服务企业提供了良好的发展机遇。
    据北京大学统计，我国整个油田服务行业中，国有企业占据 85%的份额，国外企业占据 5%的份额；民营企业占据市场 10%份额，企业超过 1200家，市场较为分散，大多数企业是以油田专用设备、专用工具等为主要产品的加工制造企业；与整个油服行业的竞争格局相似，国内三大石油公司体系内的工程公司等制造企业承接地面建设工程，能够制造常规地面设备，其承接的合同金额占 85%投资额，其中超过 50%设备不能自制，需要外购。其余 15%投资额由超过 50 家民营企业和外资企业直接承接，多数企业以提供某一领域的专用设备为主。
    石油设备竞争相对比较分散，2010年，油服为3000亿美元市场，四大寡头只占30%，其他为当地政府所有油田服务公司和专业性小公司占据。公司未来市场前景广阔。根据数据显示，全球市场设备市场始终维持在20%的份额，服务占80%。
    各类分离器是油气处理系统装备的核心设备，国内各油田现存联合站近 500 座，拥有各类分离设备 14,000 台，估计每年需要更新 1,000 台左右，则分离器更新需要投资 10 亿元左。
    压裂是最常用的储层改造和气井增产方法之一，碳酸盐岩气藏中，压裂一般是与酸化结合在一起实施的，即酸压工艺技术。相关设备为压裂车(撬)。其中压裂设备国产化程度很高，压裂设备国产率达70%，固井设备国产率达90%。
    表：主要开采设备投资占比、未来增长预测及利润率
开采主要设备             油田专用设备   未来市场预测                       利润率(%)
                         总投资占比(%)
固压设备(固井+压裂设备)        20       国内100亿、国外150亿                    30-40
钻头系列                        4                                               30-38
采钻设备(为综合录井仪、                 年复合增长率30%                            40
钻井仪表、防喷器和防喷
器控制装置、井口装置和
采油(气)树)
多向流量计               平均：每15口   未来十年存量市场13-17亿美元、增量市     50-60
                         井/台          场28-37亿美元(假设普及率12-50%)
分离器                                  国内：更新需求10亿元/年                 46-47
套管                                    全球平均年增速12%，2015年需求2260万吨   10-17
    4. 煤制气：煤化工领域投资热点
    煤制气是非石油路线生产替代石油产品的一个有效途径。煤制气的能源转化效率较高，比用煤生产甲醇等其他产品高约13%，比直接液化高约8%，比间接液化项目高约18%。煤制合成气在技术上不存在问题，目前世界上已有采用煤气化合成天然气的企业——美国大平原公司，这也是全球唯一煤制合成气企业。该企业于1972年筹建，1984年投产，生产能力为300万m3/日。
    煤制天然气与其他煤制能源相比，具备明显的竞争优势。首先，煤制天然气转化率高，单位热值投资成本最低，水耗最低，适合我国富煤缺水等西部区域煤炭资源的利用；其次，煤制天然气技术最为成熟，各大煤区主产区都讲煤制天然气作为煤化工的重点发展领域。
    目前国内规划的煤制气项目有近10个，合计产能接近200亿m3/年，新疆目前规划建设的煤制天然气项目近20个。煤制气成为继煤制油之后的煤化工领域投资热点。
    表：目前国内规划煤制气项目
    公司                      地区                产能(亿m3/年)
    神华集团                  内蒙古鄂尔多斯      20
    大唐发电                  内蒙古克什克腾旗    40
    大唐发电                  辽宁阜新            40
    内蒙古汇能煤化工有限公司  -                   16
    华银电力                  内蒙古鄂尔多斯      15
    新汶矿业集团              新疆伊犁            20
    中国海油与同煤集团        -                   210亿元
    表：新疆十二五煤制气项目
    项目                                   产能(亿m3)
    新疆庆华煤化有限公司一期               55
    新汶矿业集团(伊犁)                     20
    中电投伊南                             60
    中电投霍城                             60
    华电新疆发电有限公司                   60
    新疆开滦能源投资公司                   40
    昌吉盛新事业有限公司                   16
    国电平煤尼勒克化工有限公司             40
    华能新疆能源开发有限公司准东           40
    新疆龙宇能源有限责任公司奇台           40
    兖矿新疆能化有限公司准东               40
    特变电工新疆能源准东                   40
    新疆华庆煤化有限公司二期               55
    新疆富蕴广汇新能源有限公司             40
    中煤能源新疆没电话有限公司准东         40
    新疆华宏矿业投资有限责任公司           20
    徐矿新疆公司                           40
    哈密紫光矿业投资有限公司                8
    潞安新疆煤化工(集团)有限公司           40
    神东天隆集团有限公司新疆煤化工分公司   13
    合计                                  767
    表：煤制天然气成本具有竞争优势
    煤炭价格(元/吨)    煤制天然气(元/立方米)    煤制天然气项目地域
    170                  1.059                      新疆
    300                  1.591                      内蒙古
    400                  2.151                      山东
    利用煤气化生产合成天然气，每1000万立方米/天的生产能力需配置的空气分离设备的制氧能力约为240000m 3/h。大型成套空气分离设备在石油化工行业中的主要用途包括使用天然气或重质油生产合成氨，为乙烯等烯烃类石化产品生产提供工业气体、为石油开采提供氮气等。使用天然气或重质油生产合成氨，每30万吨合成氨的年生产能力需配置的空气分离设备的制氧能力约为 40000m 3/h。
    煤制天然气单系列的经济规模在8-10亿m3，相当于125-160万t/a甲醇当量规模，符合产业政策。煤制天然气技术成熟可靠，在装备上，甲烷化装置仅引进高压蒸汽过热器、循环气压缩机等个别设备，其余均为国产化设备，如甲烷化反应器等，符合国家技术引进政策和装备政策。
    (煤制天然气流程图)

    (空分流程方框图)

    大型空气分离设备主要应用于现代煤化工行业，从近期情况看，已获国家批准的处于建设或前期阶段的煤制天燃气等示范工程包括“大唐克旗 40 亿方煤制天然气项目”、“大唐阜新 40 亿方煤制天然气项目”、“鄂尔多斯汇能 16 亿方煤制天然气项目”等，上述项目预计将形成3000万立方米/日的煤制天燃气的生产能力。形成上述煤化工产品的生产能力，预计需要制氧能力约 200万m3/h 的大型空气分离设备，因此在我国现有煤化工示范工程项目建设期间，煤制气行业仍将对大型空气分离设备形成较大的市场需求。
    表：煤制SNG投资比例表
    项目                                                        占比
    工艺生产装置(包括空分、气化、变换、酸脱、甲烷化、硫回收)     35%
    公用工程                                                     17%
    辅助生产装置                                                  3%
    全厂系统                                                     12%
    厂内基础设施                                                  2%
    厂外系统                                                      8%
    其他费用                                                     24%
    总计                                                        100%
    5. 涉及上市公司
    5.1 包括煤层气在内的多种天然气气源大开发的过程中，受益上市公司有：
    天然气储运环节将最先受益：富瑞特装(300228)、中集安瑞科(000039)、蓝科高新(601798)等。
    煤层气开采企业：中国油气控股(702.HK)、绿龙煤气(GDG.L)、环能国际(1102.HK)、中国联盛(8270.HK)、准油股份(002207)、恒泰艾普(300157)、煤气化(000968，市场对晋煤集团资产注入有预期)；
    技术服务公司：天科股份(600378，煤层气浓缩技术)、安东油田服务(3337.HK，技术服务)、通源石油(复合射孔器材销售和服务)、准油股份(002207，技术服务)等；
    设备公司：杰瑞股份(002353，压裂车生产和相关技术服务)、江钻股份(000852)等。
    资源分销：煤气化(000968)、领先科技(000669)、东华能源(002221)、昆仑能源(HK0135)、广汇股份(600256)。
    5.2 重点上市公司简介
    5.2.1 杰瑞股份：压裂设备供应商
    杰瑞股份以油田、矿山进口专用设备及配件销售为起点，逐步渗透到设备维修和技术服务，并在设备维修的基础上逐步开发并掌握固井、压裂等油田设备的生产技术与工艺，目前已形成系列固井设备、压裂成套设备、液氮泵送设备、天然气压缩输送设备、岩屑回注设备等多系列的产品体系。
    压裂设备预计今年实现80%的增长，近几年国内压裂设备每年的需求都在10套车橇组以上，国内生产的压裂设备迅速替代了进口，国产压裂设备占据了95%的国内市场份额，并进入了国际市场。
    公司2015年的营业收入目标为，油服20个亿，装备制造25个亿。配件销售及维修改造、油田专用设备制造、油田工程技术，服务三板块收入比例1:4:5。
    未来看点：新建石油天然气设备、工具等产品线；开拓工程技术服务线；快速系列化、规模化、国际化已有产品或服务；合资合作、收购兼并，充分运用资本运作手段延展产品和服务的产业链条。
    未来方向：天然气勘探开发；深水；增产和提高采收率；三大油国外地区。   
　　有别于常规油气资源的垄断性经营，在国土资源部的主导下，页岩气开采按照市场化规则运作，国土资源部创新页岩气矿业权管理制度，首次中标结果显示合理市场运作的端倪，第二轮年内启动。另一方面，我国页岩气勘探工作正在加速推进，政策优惠正在研究制定，中国具备发展页岩气的优势条件，设备制造与服务商十二五中后期将迎来大发展机遇。
　　北美页岩气市场方兴未艾。美国页岩气储量丰富，可开采百年，页岩气对能源相关产业发展带来积极影响，美国页岩气的技术创新和商业化主要由中小公司推动，美国在开采技术上已实现全球领先，开始向全球输出。另一方面，专业化分工与协作结合，政府对页岩气开发进行了有力支持，逐步加强对环境的监管。总体上我们认为美国页岩气市场将保持快速发展态势，杰瑞股份的设备出口与技术合作均有较好的机会。国内煤层气正在进入商业化开采阶段。国内煤层气行业稳步发展，煤层气勘探开发快速推进。煤层气产能规模扩大，产销量同步上升。两大产业化基地产业化程度显著提高。煤层气长输管道建设初步发展，液化与压缩项目均已建成。总体上我们认为煤层气产业具有较好的发展前景，对设备与服务需求有明显拉动效应，公司也有望取得更多煤层气压裂作业项目。
　　一方面北美对压裂车的需求将持续增长，另一方面目前国内压裂作业能力不足，相关公司纷纷储备能力。公司参与了中国第一口页岩气水平井大规模分段压裂施工，逐步树立公司的品牌效应，预计十二五期间公司压裂车销量将受到国外和国内页岩气和煤层气的双向拉动而保持快速增长。
　　预计全球油服行业泵送市场规模为270亿美元，盈利丰厚。近来公司在中东市场竞标取得突破；通过合资，公司径向钻井在国内开展业务将具有技术优势；即使考虑到下半年的不确定因素，渤海漏油事件对公司2011年业绩影响有限。
    5.2.2 恒泰艾普：进军非常规油气资源技术服务领域
　　通过投资进军非常规油气资源勘探开发领域：在保守情况下预计此次投资标的中裕煤层气可开采5个主要矿区煤层气剩余可采储量为121.82亿方，通过此次投资，公司将进入非常规油气资源技术服务领域。
　　勘探开发技术是非常规油气资源开发的难点：中国煤层气、页岩气、致密砂岩气等非常规油气资源储量远远超过常规天然气，在油气价格高企的背景下，各大能源公司都逐步重视非常规油气资源的开发，目前相关勘探开发技术是主要难点，公司在非常规油气资源勘探开发领域有一定的技术储备(储层综合预测、天然气检测和裂缝预测技术)，即使与国际龙头相比也不落下风，由于非常规油气资源开发技服务市场在国内属于竞争性市场，与常规油气勘探开技术服务领域相比，给予了公司更好的发展空间。
　　项目经济效益良好：预计在未来15年中裕煤层矿区煤层气资源能带来109.6-274.1亿元的净利润，若本次投资成功并且达产，将增加公司(35%的收益分配权益)38.4-95.9亿元净利润，对于公司EPS的增厚将非常显著。
　　公司将在收购后的企业中扮演重要角色：收购完成后，新企业的总经理和财务副经理以及3名董事(总计8名)由公司委派，公司负责提供技术方案和管理日常运营，扮演了重要角色。
    5.2.3 神开股份：页岩气开发兴起，推动公司产品需求
　　页岩气开发的兴起有利于行业快速健康发展
　　公司综合录井仪、随钻测斜仪设备将在页岩气开发(水平井技术)中起重要作用
　　国土资源部6月27日首次举办油气探矿权公开招标活动。本次招标共计出让4个页岩气探矿权区块，分别为渝黔南川页岩气勘查、贵州绥阳页岩气勘查、贵州凤冈页岩气勘查、渝黔湘秀山页岩气勘查，面积共约1.1万平方公里。由于此次属于中国首次招标开发页岩气，因此现阶段不对外开放，其邀请单位仅为中石油、中石化、中海油、陕西延长石油、中联煤层气、以及河南煤层气开发利用公司。期间，上述6家公司不仅对招标活动表现出积极态度，还均对招标区块进行了投标，这充分体现出页岩气开发即将在我国拉开发展大幕。
　　竞争性出让制度，体现出我国探索油气资源管理制度的创新尝试。本次页岩气探矿权出让招标，不仅有利于加快我国页岩气勘探开发的步伐形成新的能源供应，还有利于建立页岩气探矿权竞争性出让制度。随着竞争机制的引入，将提高页岩气的社会化利用效益，以及为政府资源管理构建科学合理、公开公正的矿业权管理制度。同时，国资委6月28日发布新闻稿称，延长石油集团日前打成我国第一口陆相页岩气井，并已成功压裂产气，这标志着延长石油页岩气勘探开发取得了重大突破，拓宽了我国页岩气勘探开发的新领域。
　　水平井技术的使用推动公司相关产品需求。页岩气开发对技术要求很高，根据美国多年探索发现，水平井技术的产气量是垂直井的2-5倍，其中综合录井仪、随钻测斜仪又是水平井技术所需要的重要设备。公司综合录井仪，其市场占有率处于行业龙头地位，搜集分析数据的速度仅为30秒，同时还可检测到样品气内百万分之五含量的物质。另一产品无线随钻测斜仪，是随钻测量系统的组成部分之一，它可在钻井液浸入地层前或浸入很浅时测得数据，实时分析地层特性，大大提高地层评价的准确性。伴随着水平井技术的开发使用，我们认为将推动公司相关产品需求，为公司业绩增长开辟新领域。
    5.2.4 江钻股份：投资进入金刚石钻头领域　　
　　原油价格高位运行，需求增长保证钻头产品需求。2010年下半年以来国际原油价格处于高位运行状态，国内外原油需求持续增加，增加了钻采的需求。公司的牙轮钻头具备价格优势，受益于下游需求。
　　投资进入金刚石钻头领域。公司拟收购美国PDCL公司40%的股权，收购完成后，公司与PDCL控股方Hijet公司各持有40%和60%的股份；并与Hijet公司共同出资设立武汉金刚石钻头有限责任公司，其中公司持有60%股权，Hijet公司持有40%股权。两项投资预计共投资1000万元，主要目的是吸收PDCL公司现金的金刚石钻头技术，调整钻头品种结构，构建牙轮钻头与金刚石钻头共进的格局。
    5.2.5 富瑞特装：掘金LNG大市场，设备龙头加速成长
　　全球LNG消费迎来大发展阶段作为全球最具市场潜力的清洁化石能源，LNG正迎来大消费阶段，未来LNG需求将以2倍于天然气整体的速度快速增长。在LNG需求大幅增长的推动下，全球掀起LNG投资热潮。Douglas-Westwood公司认为，2011-2015年全球LNG设施资本投资额将超过930亿美元，年均约在190亿美元，环太平洋地区将是拉动全球LNG投资增长的最核心力量。
　　LNG汽车需求爆发在即相比于柴油、石油等传统能源汽车，LNG汽车具备无可比拟的环保和成本优势，非常切合政府的政策导向。目前，LNG汽车发展的三大条件(气源供应充足、加气站密度和数量提升、供气系统及汽车制造商技术进步)已成熟，国内LNG汽车迎来爆发性增长期。预计未来三年国内LNG重卡和客车需求CAGR超过140%，到2020年，国内天然气汽车年产量120万辆，其中LNG重卡和客车10万辆，LNG乘用车20万辆，而2010年末LNG汽车保有量不足1万辆。
　　新利润增长点：液化装置和LNG船用供气系统我国天然气资源储量丰富，但80%以上气井为中小型，中小型天然气液化装置的需求很大。目前我国天然气液化年产能达到260万吨，预计到2015、2020年将分别达到500万吨和900万吨。保守估计，2015、2020年中小型天然气液化装置市场规模在12.5和22.5亿元。为实现IMO关于2030年全球船舶减排30%的目标，LNG燃料船是一项耗资成本低、安全环保的最佳途径。Wrtsil公司估计，2015年全球LNG燃料船数量将由当前的100艘增长至800-1000艘，年均增加160艘以上，到2020年LNG燃料船所占比例有望达到10-15%。
　　全产业链供应商，竞争优势显著 富瑞是国内LNG设备市场的先行者，提供天然气液化、LNG 的储存、运输、应用、服务一站式解决方案，产品涉及到整条LNG产业链。目前，公司在LNG加气站、LNG汽车供气系统市场处在绝对领先地位。据统计，2010年公司LNG加气站、重卡和客车供气系统的市场占有率分别达到70%、85%和75%。领先的技术实力和全产业链优势将使富瑞充分受益于LNG市场的发展。
    5.2.6 蓝科高新：石油石化装备的开拓者
　　大型板壳式换热器是公司在管壳式换热器与板式换热器基础上开发出的一种具有发明专利的新型换热器，是目前国际上先进、高效、节能型换热设备，具有广阔的运用前景。
　　在当前水资源、能源紧张的情况下，板式空冷器作为空冷器技术升级换代的理想产品，在炼油、化工、电力、核能及冶金等能耗、水耗较大的行业有着良好的应用前景。
　　加大油气资源的勘探开发力度，继续有序建设大型炼油化工一体化装置，提升油气钻采和炼油化工设备制造及技术服务水平，将是今后相当一段时期内我国坚定不移的产业发展战略。　　
    5.2.7 通源石油：进入煤层气领域　　
　　公司是一家专注于油田增产技术的集研发、产品推广和作业服务为一体的油田增产服务企业。公司依托自主研发的油气增产新兴技术，立足于油田服务领域，向油田客户提供复合射孔器销售、复合射孔作业服务、复合射孔专项技术服务、爆燃压裂作业服务及油田其他服务。
　　新技术服务推广提升毛利率。报告期内，公司主营业务收入增长16.64%，毛利增长25.21%，综合毛利率达到53.9%，同比增长3.69个百分点。公司利润及毛利率提升的主要原因是上市后公司以新技术推广为核心，优化产品结构，提高市场盈利能力，目前公司新一代复合射孔新技术-“多级复合射孔”在大庆已进入规模应用；另外公司加大了青海、吉林、塔里木等潜力市场的开发，公司市场战略推进的投入已初见成效，为未来主营业务收入规模和盈利能力奠定了坚实的基础。
　　把握市场机遇，进入煤层气领域。报告期内，公司射孔作业服务进入煤层气开发项目，标志着公司业务进入市场潜力巨大的非常规油气资源开发领域；同时，标志着公司的作业服务具备了跨领域的服务能力。煤层气作为非常规油气资源，是国家未来着力发展的，且潜在市场巨大。目前，公司射孔作业服务队伍已经开始施工，年内计划完成50口井左右的作业量。由于公司煤层气领域作业服务的开拓处于初步阶段，不会对2011年业绩产生较大影响。
　　北美市场进入实质性开发。公司与美国本土油田进行复合射孔作业服务进入到实质运行阶段。目前，公司正在根据美国交通运输部规定办理相关产品的EX编码登记工作，北美市场也是公司未来重点的发展方向。
    5.2.8 煤气化：将在无烟煤的蓝色火焰中升华
　　晋煤集团托管煤气化集团后，市场对晋煤集团通过煤气化实现煤炭板块上市预期较高，为此我们重点对晋集团煤炭业务进行了梳理，帮助投资者更好的理解晋煤集团的基本面，不作为投资决策依据。
　　2010年晋煤集团原煤产量是煤气化的14.9倍。晋煤集团2010年原煤产量4932万吨，煤气化产量预计330万吨。而十二五末晋焦集团的产量将是煤气化现有规模的30倍以上。
　　晋煤集团资源储量是煤气化的13.6倍。晋煤集团现有煤炭资源储量146.88亿吨，煤气化预计资源储量10.8亿吨。
　　我们估算晋煤集团市值是煤气化12.2倍。晋煤集团和兰花科创同处山西晋城，主营产品均为无烟煤及尿素，具有可比性，根据兰花科创测算晋煤集团当前的动态市值为1921亿元，煤气化当前市值157亿。
　　晋煤集团煤炭成块率最高。晋煤集团煤炭成块率高达28%，高于同业水平。无烟煤成块率主要由煤质、开采工艺、和井上下管理水平决定，而煤质是自然因素，无法改变。　　
　　公司焦炭及煤气业务景气见底。山西焦炭业整合及气化山西将使焦炭行业好转。
　　龙泉矿项目将引发质变。龙泉矿是1/3焦煤矿，一期规划500万吨，预计2012年投产。
    5.2.9 东华能源：关注未来成长空间　　
　　3季度为行业淡季，油价高位致公司毛利率下降。3季度是液化气行业的淡季，主要因北方取暖需求减少。进口液化气成本紧跟国际油价，年内持续的高原油价格令公司进口成本高企，而国内液化气价格走势远落后于油价，压制进口气国内销售价格。公司3季度毛利率环比2季度下降2.6个百分点。
　　随着4季度冬季取暖需求旺季的到来，公司毛利率有望明显回升。
　　财务费用大幅提升。截至3季度末，公司存货比年初增加150%，达到15.20亿的规模；此外，公司为准备投资新项目，货币现金增加105%至7.40亿元。
　　随着公司经营规模扩大，非公开增发完成之前，其对资金的需求迅速上升，资产负债率升至82.0%，导致财务费用大幅增加。
　　非公开增发打开业绩空间。公司将非公开增发8000万股融资8亿元月于收购大股东宁波地下液化气储库100%股权，及投资120万吨(一期60万吨)丙烷脱氢制丙烯项目(56%比例控股)。我们认为，随着国内丙烷下游化工市场的启动，公司有望从提供进口渠道和投资项目两个方面分享市场的发展，公司业绩成长空间得以打开。 m
　　风险因素：化工项目建设进度低于预期；进口丙烷价格高企，令项目效益下降；经营规模扩大，存货增多带来的经营风险及存货减值风险。
    5.2.9 广汇股份：立足新疆，走向中亚的高成长，综合性能源企业
　　广汇拥有精准而长远的战略眼光，将成为中国能源困局的开拓者之一。经过7年时间的战略布局，广汇不断通过探索和进取，全方位进入能源产业，并高位退出房地产业：控制上游资源以及深加工(煤炭、煤化工、中亚国家的石油天然气、)，开展中游物流通道建设(公路、铁路、能源综合物流基地)，大力开发下游市场(推广LNG 汽车、加注站、优化LNG 销售半径等)，基本形成以煤炭石油天然气为基础的多元化能源产业格局。从国家能源战略的角度定位，未来广汇完全有可能成长为世界级的能源企业。
　　广汇的发展离不开新疆的崛起，在中央大力支持新疆发展的背景下，广汇面临重大发展机遇。如果说一个企业的成功需要“天时、地利、人和”，则广汇现在所面临的有利发展条件是：天时——中央大力支持新疆发展；地利——广汇已经拥有充足的、低成本、高质量的资源储备；人和——“认真、用心、激情”，广汇拥有较强执行力的优秀管理团队。新疆最大的优势在于资源，广汇所处的能源产业竞争格局远没有其他行业(如电子通信行业)那么激烈，管理团队的执行力则是发挥和利用其优势的最重要因素。 m
　　根据我们对公司核心业务的分析与预测，广汇可能将进入高速的、可持续的发展阶段，以目前公司拥有的资源储备和开发进度，这个时间可能会持续5~10年甚至更长，而2012年是广汇能源崛起、验证转型的元年，以目前的发展思路和进取精神，我们暂时无法确定公司发展的顶点。但是我们可以较为确定的是公司石油、煤炭、煤化工、LNG 产业链四大产业并举的战略正在不断实施，看到了能源产业的地基已初步形成，一个伟大的企业正渐行渐近。因此，公司的发展模式值得我们持续跟踪和研究。
　  5.2.10 天科股份：变压吸附进军煤层气，碳捕捉技术已见雏形
　　公司概况--变压吸附垄断寡头节能减排技术先锋
　　天科股份以西南化工研究设计院(原化工部西南化工研究设计院)为主要发起单位，拥有国内及国际上领先的变压吸附气体分离(PSA)、碳捕捉、催化剂和以碳一化学为主的工程技术，公司同时涉及垃圾填埋处理行业，并有能力将变压吸附技术应用于低浓度煤层气利用和页岩气开发上。变压吸附技术和碳捕捉技术将是未来节能减排的核心技术。
　　“十二五”期间，中国将把大幅度降低能源消耗强度、二氧化碳排放强度和主要污染物的排放总量作为重要的约束性指标，并将采取各种措施力促节能减排。天科股份无论在变压吸附气体分离、碳捕捉和碳一化学，还是在垃圾填埋技术上，都是与国家节能减排政策息息相关。
　　天科股份将利用变压气体分离(PSA)技术，与通用电气(GE)携手开发煤层气发电的整体解决方案，同时逐步开展在碳捕捉(CCS)与垃圾填埋领域的应用，加快脱硫剂的研发和推广，未来公司将成为节能减排技术垄断寡头和全球领先的解决方案提供商。
　　与GE的合作，标志着天科股份从技术输出型企业走向解决方案提供商这一根本性的改变，而碳捕捉技术则打开了未来的发展空间。 m
　　碳交易的技术准备、制度制定、试点开展，直接关系到中国未来的发展空间，碳减排、碳捕捉、碳交易受制于人，则中国的发展将受制于人。碳捕捉作为低碳经济必不可少的环节，其技术水平代表了一个国家的实力，将是未来3~5年国际政治经济博弈的重要砝码，成为国家必须大力发展的领域。天科股份在碳捕捉方面的技术储备初具规模，占据了国内技术的制高点，则为公司提供了广阔的发展空间。天科股份作为化工技术在能源综合利用、低碳经济方面的技术垄断寡头，公司转变思路成为解决方案提供商，拥有的碳捕捉技术占据了国内的制高点，未来的发展前景明确而远大。
    5.2.11 辽宁成大：油业务进展顺利　　
　　广发定增影响巨大。因未参与广发定增，公司持股广发比例由24.93%降至21.12%，按相关会计准则，增发带来的权益净资产增厚增加净利润13.4亿元、EPS0.98元。
　　分别占前3季度和第3季度损益的65.7%和87.6%。扣除广发定增，公司前3季度和第3季度业绩分别为0.52元和0.14元，同比减少21%和48%，但仍好于预期。
　　广发3季度业绩低于预期。广发前3季度净利润15.6亿元、3季度2.17亿元，同比分别降43%和80%。贡献EPS0.29元和0.04元，贡献度分别为56%和28%。
　　生物疫苗增速超预期。今年以来继续保持良好的态势，初步测算，前3季度成大生物净利润超4.5亿元，同比增长30%，贡献净利润2.8亿元、EPS0.21元；3季度净利润超2亿元，同比增长38%，权益净利润1.25亿元、EPS0.09元，贡献度达64%，显著好于预期。预期成大生物全年净利润约6亿元，同比增长30%。
　　能源开发：桦甸项目1、4组炉调试生产顺利，年内完成5万吨油产量无悬念；明年上半年可望完全达产、年产量15万吨；新疆项目开工的前期准备工作如期推进，维持对2013年正式投产的判断。
　　维持增持评级。调整公司2011-2013年EPS预期至1.70/0.85/1.28元，同比增速85%/-50%/50%。对应动态PE为9倍/17倍/11倍。相比于广发价值低估明显、目前的估值也尚未开始反映油业务预期。维持增持评级和21.08元目标价。广发业绩风险已基本释放完毕，成大生物快速增长预期明确，桦甸项目竣工达产、新疆项目正式启动，都将是公司的催化剂。    
  6. 风险提示
    宏观经济增速下降能源需求下降的风险，技术水平进步太慢难以实现进口替代的风险，天然气价格改革的不确定风险。