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1、 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 證券研究報告|行業深度 2023 年 10 月 18 日 煤炭開采煤炭開采 十年順周期，能源安全下天然氣作業服務行業進入“黃金時代”十年順周期，能源安全下天然氣作業服務行業進入“黃金時代”進口依賴度與需求滲透率增長的矛盾，油氣“增儲上產”戰略意義凸顯。進口依賴度與需求滲透率增長的矛盾，油氣“增儲上產”戰略意義凸顯。2017 年國家能源局發布加快推進天然氣利用的意見，提出“逐步將天然氣培育成為我國現代清潔能源體系的主體能源之一，到 2030 年，力爭將天然氣在一次能源消費中的占比提高到 15%左右“。2022 年，我國天然氣在一次能源消費中的占

2、比僅為 8.5%，國內天然氣仍有較高的滲透率增長空間。但與高速增長的需求量不匹配的是我國天然氣高進口依賴度的矛盾，2022 年，我國天然氣對外依存度高達 41.8%，考慮到進口依賴度控制在 50%以內的目標，實現天然氣滲透率增長的同時，需要匹配的是我國天然氣自主率的大幅提升，油氣“增儲上產”戰略意義凸顯。政策持續推進，國有油氣公司實現目標需要“加速度”政策持續推進，國有油氣公司實現目標需要“加速度”。2019 年 5 月，國家能源局主持召開“大力提升油氣勘探開發力度工作推進會”，會上提出“石油企業要落實增儲上產主體責任，完成 20192025 七年行動方案”的工作要求，即“油氣增儲上產七年行動

3、計劃”。計劃提出之后，石油企業紛紛調整各自的油氣勘探開發部署計劃，持續加大上游工作推進力度，中國石油西南油氣田公司“十四五”天然氣錨定高質量上產 500 億方目標，2022 年，西南油氣田公司全年天然氣產量 376 億方，距離實現 500 億目標還有兩年半時間，增儲上產需要“加速度”。資源現狀壓力與“增儲上產”目標現矛盾。資源現狀壓力與“增儲上產”目標現矛盾。中國非常規氣占比較大，根據我國 2035 年天然氣產量構成預測，頁巖氣、致密氣及煤層氣產量預計增長迅速，非常規氣產量占比或將超過 50%。非常規氣主要困難在于探明率低，遞減效率快，且開采成本高（2017 年類致密氣開發綜合成本為 1.21

4、.5 元m3，頁巖氣為 0.91.2 元m3，煤層氣為 1.52.2 元m3）。因此為了解決資源現狀瓶頸，“增儲上產”需要實現兩步走，一是加快油氣資源勘探開發，技術與設備需同步發展助力天然氣產量快速貢獻；二是低壓低效井和零散氣的高效利用，隨著非常規氣占比增長，解決存量井低效率生產和利用問題，相較持續開發新油氣資源更有經濟意義。綜上，油氣生產設備、技術行業，服務低壓低效井、零散井回收等油氣作業服務行業迎來順周期的黃金時代。井上井上&井下聯合并舉，油氣田增產服務全面開花。井下聯合并舉，油氣田增產服務全面開花。井上方面，井上方面，主要通過零散井回收、凈化等方式助力油氣增產、環保高效。主要包含“油氣密

5、閉輸送、天然氣處理就地外銷”等幾個方面，逐步提高油氣產能利用率，降低碳排放，實現“增儲上產、環保高效”的目標。井下井下方面，方面，即對低壓低效井提供可以提高油氣采收率技術和設備，輔助油氣開采全生命周期管理。目前，我國油田主要采用注水開發方式，同時探索化學驅、氣驅、稠油開采等多種提高油氣田采收率技術，因技術的成熟程度、適用的油氣田地質條件、儲層和流體性質存在明顯不同，因此需要專業的油氣田增產服務輔助油氣開采商因地制宜、綜合能力要求很高，進而實現低成本高效率“增儲上產”。投資建議：投資建議：我們認為，在國家能源安全和增儲上產政策下，國內天然氣產量逐漸提升和天然氣開采成本增長、氣井衰減速度加快已構成

6、明顯矛盾，因此為了解決資源現狀瓶頸并“實現 2030 年天然氣在一次能源消費中的占比提高到 15%左右”、“油氣增儲上產七年行動計劃”等目標。天然氣開采行業需要實現兩步走，一是加快油氣資源勘探開發，技術與設備需同步發展助力天然氣產量快速貢獻；二是低壓低效井和零散氣的高效利用，隨著非常規氣占比增長，解決存量井低效率生產和利用問題，相較持續開發新油氣資源更有經濟意義。綜上，油氣生產設備、技術行業，服務低壓低效井、零散井回收等油氣作業服務行業迎來順周期的黃金時代。重點關注合作河南中能，全新開拓天然氣輔助排采技術服務、井重點關注合作河南中能，全新開拓天然氣輔助排采技術服務、井上深耕西南地區主要氣田的九

7、豐能源；主營天然氣液化、儲運及終端全產業鏈裝備制造和上深耕西南地區主要氣田的九豐能源；主營天然氣液化、儲運及終端全產業鏈裝備制造和一站式運維服務的富瑞特裝；全球領先油氣田成套裝備制造商的杰瑞股份；一站式運維服務的富瑞特裝；全球領先油氣田成套裝備制造商的杰瑞股份；A 股唯一一家股唯一一家專門從事煤層氣開發利用的上市公司藍焰控股；以及拓展“井口天然氣試采回收項目”和專門從事煤層氣開發利用的上市公司藍焰控股；以及拓展“井口天然氣試采回收項目”和“年產“年產 5 萬噸高性能油田助劑項目”的四川美豐。萬噸高性能油田助劑項目”的四川美豐。風險提示風險提示：天然氣需求不及預期，天然氣價格大幅波動，天然氣作業

8、服務市場需求不及預期。增持增持（維持維持）行業行業走勢走勢 作者作者 分析師分析師 張津銘張津銘 執業證書編號：S0680520070001 郵箱： 研究助理研究助理 劉力鈺劉力鈺 執業證書編號：S0680122080010 郵箱： 相關研究相關研究 1、煤炭開采：海外擾動不斷，煤市短暫調整后預期再度走強2023-10-15 2、煤炭開采：海外煤、油、氣價格共振上行，供應擾動下能源價格打開上行空間2023-10-15 3、煤炭開采：煤炭行業 Q3 業績前瞻：Q3 煤價觸底反彈，高股息資產獲青睞2023-10-10 重點標的重點標的 股票股票 股票股票 投資投資 EPS（元）（元）P E 代碼代

9、碼 名稱名稱 評級評級 2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2024E 2025E 605090.SH 九豐能源 買入 1.74 2.16 2.67 3.34 13.83 11.14 9.01 7.21 002353.SZ 杰瑞股份 增持 2.30 2.72 3.29 13.52 11.43 9.45 300228.SZ 富瑞特裝 000968.SZ 藍焰控股 000731.SZ 四川美豐 資料來源：Wind，國盛證券研究所（杰瑞股份、藍焰控股、四川美豐盈利預測來自 wind 一致性預期）-32%-16%0%16%2022-102023-022023-062

10、023-10煤炭開采滬深300 2023 年 10 月 18 日 P.2 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 內容目錄內容目錄 1.“雙碳”戰略持續推進，天然氣快速發展階段已至.4 1.1.天然氣在能源結構優化轉型中迎來重要發展機會.4 1.2.政策優勢凸顯，中國天然氣需求預期將迎來新階段.7 2.進口依賴度較高，能源安全戰略下，天然氣供應端矛盾已現.9 2.1.中國天然氣進口依賴度較高.9 2.2.俄烏戰爭加劇能源供應不穩定性.9 3.“增儲上產”全面推進，天然氣勘探生產迎來“全面開花”的新階段.13 3.1.“少氣”為中國基礎國情.13 3.2.“增儲上產”政策全面推進自產氣

11、勘探生產快速發展.15 3.3.增儲上產成效已現，中國天然氣產量逐漸增長.17 4.“增儲上產”中長期資源、技術瓶頸仍待突破，油氣田服務市場預期迎來新階段.19 4.1.中國非常規氣占比較大，探明率低，遞減效率快.19 4.2.非常規氣占比逐漸增強，助力油氣田增“采收率”服務幾何式增長.20 4.3.氣源品質持續下降，開發成本現壓力，老井增產上儲提上日程.21 4.4.上游資本開支逐漸增強，油氣田技術服務行業快速發展階段已至.21 4.5.井上&井下聯合并舉，油氣田增產服務全面開花.22 5.個股梳理及投資建議.23 5.1.個股梳理.23 5.1.1.九豐能源.23 5.1.2.四川美豐.2

12、3 5.1.3.富瑞特裝.24 5.1.4.杰瑞股份.24 5.1.5.藍焰控股.25 5.2.投資策略.25 風險提示.26 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：中國碳排放量趨勢變化及占比（單位：108 t）.5 圖表 2：2022 年全球各國碳排放量前二十（單位：108 t）.5 圖表 3：2022 年中國和世界一次能源結構對比（單位：EJ）.6 圖表 4：世界能源消費結構發展趨勢.6 圖表 5：國家及地方各級政府天然氣清潔能源相關政策.7 圖表 6：我國天然氣表觀消費量（億立方米）.8 圖表 7：我國天然氣產量、進口、消費及對外依存度（左軸：億立方米）.9 圖表 8：2021 年管道氣進口結構.

13、10 圖表 9：2021 年 LNG 進口結構.10 圖表 10：2022 年管道氣進口結構.10 圖表 11：2022 年 LNG 進口結構.10 圖表 12：2018-2022 年中國 LNG 進口情況（億立方米）.11 圖表 13：2018-2022 年中國管道天然氣進口情況（億立方米）.11 圖表 14：布倫特原油期貨結算價（美元/桶）.12 圖表 15：荷蘭 TTF 天然氣期貨結算價（歐元/兆瓦時）.12 圖表 16：東北亞 LNG 現貨到岸價（美元/百萬英熱）.12 3XkZkUlY8VkWqMsOsPbRcM7NtRnNmOtQjMoPqQkPrQuN6MnMpOMYmMnRwM

14、mQoN 2023 年 10 月 18 日 P.3 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 17：中國 LNG 到岸價（美元/百萬英熱）.12 圖表 18：天然氣分類.13 圖表 19：全球天然氣儲量分布情況（2022，萬億立方米）.14 圖表 20：中國天然氣資源現狀（萬億立方米）.14 圖表 21：我國主要能源礦產儲量.14 圖表 22：我國天然氣資源分布.15 圖表 23：國家及地方油氣“增儲上產政策”.15 圖表 24：20112021 年中國地質勘查投資變化趨勢（億元）.17 圖表 25：中國天然氣產量趨勢（億立方米）.17 圖表 26：2022 年中國天然氣前十大油

15、氣田（億立方米）.18 圖表 27：常規油氣和非常規油氣對比.19 圖表 28：2035 年天然氣產量構成預測.20 圖表 29：中國主要氣藏類型地質儲量和采收率數據表（108m3）.20 圖表 30：中國石油、中國石化、中海油服固定資產投資擴張率趨勢（%）.21 圖表 31：提高油氣田采收率技術特點對比.22 圖表 32：油氣開采及油氣服務行業主要上市公司梳理.26 2023 年 10 月 18 日 P.4 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 十年順周期，能源安全下天然氣作業服務行業進入“黃金時代”：十年順周期，能源安全下天然氣作業服務行業進入“黃金時代”：進口依賴度與需求滲透

16、率增長的矛盾，油氣“增儲上產”戰略意義凸顯。進口依賴度與需求滲透率增長的矛盾，油氣“增儲上產”戰略意義凸顯。2017 年國家能源局發布加快推進天然氣利用的意見，提出“逐步將天然氣培育成為我國現代清潔能源體系的主體能源之一，到 2030 年，力爭將天然氣在一次能源消費中的占比提高到 15%左右“。2022 年，我國天然氣在一次能源消費中的占比僅為 8.5%，國內天然氣仍有較高的滲透率增長空間。但與高速增長的需求量不匹配的是我國天然氣高進口依賴度的矛盾，2022 年，我國天然氣對外依存度高達 41.8%，考慮到進口依賴度控制在 50%以內的目標，實現天然氣滲透率增長的同時，需要匹配的是我國天然氣自

17、主率的大幅提升，油氣“增儲上產”戰略意義凸顯。政策持續推進，國有油氣公司實現目標需要“加速度”政策持續推進，國有油氣公司實現目標需要“加速度”2019 年 5 月，國家能源局主持召開“大力提升油氣勘探開發力度工作推進會”，會上提出“石油企業要落實增儲上產主體責任，完成 20192025 七年行動方案”的工作要求，即“油氣增儲上產七年行動計劃”。計劃提出之后，石油企業紛紛調整各自的油氣勘探開發部署計劃，持續加大上游工作推進力度，中國石油西南油氣田公司“十四五”天然氣錨定高質量上產 500 億方目標，2022 年，西南油氣田公司全年天然氣產量 376 億方，距離實現 500 億目標還有兩年半時間，

18、增儲上產需要“加速度”。資源現狀壓力與“增儲上產”目標現矛盾。資源現狀壓力與“增儲上產”目標現矛盾。中國非常規氣占比較大，根據我國 2035年天然氣產量構成預測，頁巖氣、致密氣及煤層氣產量預計增長迅速，非常規氣產量占比或將超過 50%。非常規氣主要困難在于探明率低，遞減效率快，且開采成本高（2017 年類致密氣開發綜合成本為 1.21.5 元m3，頁巖氣為 0.91.2 元m3，煤層氣為 1.52.2 元m3）。因此為了解決資源現狀瓶頸，“增儲上產”需要實現兩步走，一是加快油氣資源勘探開發，技術與設備需同步發展助力天然氣產量快速貢獻；二是低壓低效井和零散氣的高效利用，隨著非常規氣占比增長，解決

19、存量井低效率生產和利用問題，相較持續開發新油氣資源更有經濟意義。綜上，油氣生產設備、技術行業，服務低壓低效井、零散井回收等油氣作業服務行業迎來順周期的黃金時代。1.“雙碳”戰略持續推進，天然氣快速發展階段已至“雙碳”戰略持續推進，天然氣快速發展階段已至 1.1.天然氣在能源結構優化轉型中迎來重要發展機會天然氣在能源結構優化轉型中迎來重要發展機會 中國雙碳戰略的發展背景是應對全球氣候變化和可持續發展的重要中國雙碳戰略的發展背景是應對全球氣候變化和可持續發展的重要需求。需求。作為全球最大的碳排放量國家之一，2021 年、2022 年中國（不包括臺灣省、香港特別行政區）能源方面碳排放總量分別為 10

20、5.6108 t、105.50108 t，中國已成為世界上碳排放量最大的國家。中國雙碳戰略的目標主要包括兩個方面：碳達峰目標：碳達峰目標：中國將努力實現早日碳達峰，即將二氧化碳排放量控制在一個峰值之上，然后逐步降低。這意味著中國將盡快達到碳排放的最高點，然后通過控制和減排等措施來降低碳排放。碳中和目標：碳中和目標：中國將爭取在 2050 年前后實現碳中和，即使所有溫室氣體排放總量與吸收總量平衡，達到碳排放凈零增長的狀態。這需要通過推動清潔能源發展、能源結構轉型、改善能源利用效率、推廣低碳技術創新等手段來實現。2023 年 10 月 18 日 P.5 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁

21、聲明 圖表 1：中國碳排放量趨勢變化及占比（單位：108 t）資料來源：BP，國盛證券研究所 圖表 2：2022 年全球各國碳排放量前二十（單位：108 t）資料來源：BP，國盛證券研究所 能源是人類社會發展的重要物質基礎，也是能源是人類社會發展的重要物質基礎，也是“雙碳雙碳”戰略實現的重要根基。戰略實現的重要根基。2022 年中國（不包括臺灣省、香港特別行政區）一次能源消費總計 159.39EJ，分能源結構來看，2022年中國石油消費量 28.16EJ，占比 17.7%；天然氣消費量 13.53EJ，占比 8.5%；煤炭消費量 88.41EJ，占比 55.5%；核能和可再生能源消費量合計 2

22、9.3EJ，占比 18.4%。2022年全球能源消費結構中，石油、天然氣、煤炭、核能和可再生能源分別占比 31.6%、23.5%、26.7%和 18.2%?？梢?，中國一次能源結構中的石油消費與世界一次能源消費結構中石油消費的占比相比偏低，天然氣消費占一次能源消費比例明顯較低，煤炭消費占比明顯較高，核能和可再生能源消費占比基本一致。因此，我們認為能源消費結構的優化是影因此，我們認為能源消費結構的優化是影響碳排放量的重要因素之一響碳排放量的重要因素之一。2023 年 10 月 18 日 P.6 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 3：2022 年中國和世界一次能源結構對比（單位

23、：EJ）Oil Natural Gas Coal Nuclear energy Hydro electric Renew-ables Total 中國中國 28.16 13.53 88.41 3.76 12.23 13.30 159.39 占比占比 17.7%8.5%55.5%2.4%7.7%8.3%全球全球 190.69 141.89 161.47 24.13 40.68 45.18 604.04 占比占比 31.6%23.5%26.7%4.0%6.7%7.5%資料來源：BP，國盛證券研究所 天然氣在能源結構優化轉型中迎來重要發展機會。天然氣在能源結構優化轉型中迎來重要發展機會。天然氣更加清

24、潔高效。天然氣更加清潔高效。根據 IPCC（聯合國政府間氣候變化專門委員會）發布的國家溫室氣體清單指南 數據，天然氣燃燒產生單位熱值的二氧化碳排放量約為原油、無煙煤的 76.5%和 57.1%，因此，在實施雙碳戰略的過程中，天然氣可以作為煤炭替代能源，幫助降低能源消耗中的碳排放。天然氣在能源轉型中具有重要的銜接作用。天然氣在能源轉型中具有重要的銜接作用。隨著可再生能源如太陽能和風能的快速發展，天然氣可以作為可再生能源的備用能源，彌補其不穩定性和間歇性的特點。同時，天然氣也可以與可再生能源進行協同發展，如利用天然氣發電來平衡電網負荷，提供可靠的供電保障。同時，還可以推動天然氣與其他能源形式的混合

25、利用，如生物天然氣、合成天然氣等新型能源的開發應用。天然氣應用領域廣泛，包括工業燃料、城市燃氣、交通燃料等。天然氣應用領域廣泛，包括工業燃料、城市燃氣、交通燃料等。在實施雙碳戰略的過程中，天然氣的利用可以幫助替代傳統的高碳能源，并推動相關行業向低碳發展轉型。例如，通過替代柴油和汽油，天然氣在交通領域的應用可以顯著減少尾氣排放，改善空氣質量。圖表 4：世界能源消費結構發展趨勢 資料來源：世界能源轉型內涵、路徑及其對碳中和的意義，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.7 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 1.2.政策優勢政策優勢凸顯，中國天然氣需求預期將迎來新階段凸

26、顯，中國天然氣需求預期將迎來新階段 中國天然氣行業具備快速發展的政策優勢，以快速釋放其需求的增量空間。中國天然氣行業具備快速發展的政策優勢，以快速釋放其需求的增量空間。2021 年 10月，中共中央、國務院發布關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見，國務院發布2030 年前碳達峰行動方案等文件，2022 年 4 月，國家發展和改革委員會、國家能源局發布“十四五”現代能源體系規劃等。此外，地方各級政府也相繼出臺了鼓勵使用天然氣等清潔能源的相關政策，主要包括“對新上工業項目優先使用天然氣等清潔能源”；“在重點用能領域（如居民用能、工商業用能等）實施“煤改氣”，用天然氣替代煤、重油

27、等高污染燃料“；“在交通燃料領域，推廣液化天然氣重型貨運車輛發展，開展沿海、內河液化天然氣動力船舶應用”；“加快構建以綠色能源為主體的新型電力系統的同時，因地制宜建設天然氣調峰電站等”。圖表 5：國家及地方各級政府天然氣清潔能源相關政策 發布時間發布時間 發布部門發布部門 政策政策 主要內容主要內容 2021.10 國務院 2030 年前碳達峰行動方案 合理調控油氣消費。有序引導天然氣消費，優化利用結構，優先保障民生用氣，大力推動天然氣與多種能源融合發展，因地制宜建設天然氣調峰電站，合理引導工業用氣和化工原料用氣。支持車船使用液化天然氣作為燃料。2022.04 中共中央國務院 關于加快建設全國

28、統一大市場的意見 建設全國統一的能源市場。穩妥推進天然氣市場化改革，加快建立統一的天然氣能量計量計價體系。2022.03 國家發展和改革委員會、國家能源局“十四五”現代能源體系規劃 到 2025 年，國內能源年綜合生產能力達到 46 億噸標準煤以上，原油年產量回升并穩定在 2 億噸水平，天然氣年產量達到 2300 億立方米以上；中游方面，全國油氣管網規模達到 21 萬公里左右；全國集約布局的儲氣能力達到 550 億至 600 億立方米，占天然氣消費量的比重約 13%。；下游終端方面，強化居民用氣保障力度，優化天然氣使用方向，新增天然氣優先保障居民生活需要和北方地區冬季清潔供暖。2023.01

29、國家能源局 2023 年能源監管工作要點 深化油氣管網設施公平開放監管。指導做好 LNG 接收站等設施高質量公平開放，服務天然氣保供穩價。加快出臺天然氣管網設施托運商準入規則，指導管網運營企業優化完善管網設施容量分配相關操作辦法。開展典型省市天然氣用氣結構專項核查。2022.12 北京市城市管理委員會 北京市“十四五”時期燃氣發展規劃 到 2025 年，天然氣年消費量控制在 200 億立方米以內，增速明顯降低；液化石油氣年消費量控制在 15 萬噸以內，資源保障主要依托市場資源調配解決。2023.05 福州市發改委 福州市管道天然氣價格聯動機制（征求意見稿）價格主管部門要對城鎮燃氣企業天然氣價格

30、政策執行情況進行監管，對價格違法行為，提交相關部門依法進行查處。資料來源：國務院，國家能源局，福州市發改委，北京市城市管理委員會，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.8 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 我國天然氣需求預期將迎來新階段。我國天然氣需求預期將迎來新階段。隨著能源轉型戰略逐漸深化，及行業利好政策不斷細化，我國天然氣需求呈現高速增長的趨勢。2010 年-2022 年天然氣表觀消費量復合增長率達 10.7%。2022 年，受國內天然氣價格高企，疊加宏觀大環境影響下國內需求疲軟等因素影響，全國天然氣表觀消費量為 3638 億立方米，同比下降 3%。圖表

31、6：我國天然氣表觀消費量（億立方米）資料來源：wind，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.9 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 2.進口依賴度較高，能源安全戰略下，天然氣供應端矛盾已現進口依賴度較高，能源安全戰略下，天然氣供應端矛盾已現 2.1.中國天然氣進口依賴度較高中國天然氣進口依賴度較高 天然氣進口依賴度較高，進口市場建設預期迎來新階段。天然氣進口依賴度較高，進口市場建設預期迎來新階段。受制于我國“富煤、缺油、少氣”的能源國情，國產天然氣規模長期不能滿足消費需求增長，需求缺口持續擴大，對外依存度持續攀升，從 2010 年的 15.5%快速上升至 202

32、1 年的 45%；2022 年，受海氣價格持續高企及進口 LNG 規模下降影響，我國天然氣對外依存度為 41.8%。我國天然氣主要通過海上液化天然氣（LNG）和管道天然氣（PNG）兩種方式進口，其中LNG 是目前我國主要的天然氣進口方式。根據 wind 數據，2022 年我國 LNG 進口量 6344萬噸，同比-19.6%，CAGR2019-2022=1.7%，占我國天然氣總進口量的 58%；2022 年我國管道氣 PNG 進口量 4581 萬噸，同比+8.0%，CAGR2019-2022=8.0%，占我國天然氣總進口量的 42%。圖表 7：我國天然氣產量、進口、消費及對外依存度（左軸：億立方

33、米）資料來源：wind，國盛證券研究所 2.2.俄烏戰爭加劇能源供應不穩定性俄烏戰爭加劇能源供應不穩定性 俄烏戰爭之后，我國天然氣進口結構面臨貿易重塑。俄烏戰爭之后，我國天然氣進口結構面臨貿易重塑。從供應來源角度，澳大利亞、卡塔爾和馬來西亞是中國 LNG 進口的三大來源國。澳大利亞的 LNG 進口量最大，但占比呈逐年下降，卡塔爾的 LNG 進口量逐年上升，成為中國第二大 LNG 進口來源國，馬來西亞的 LNG 進口量近年來有所波動，但 2022 年的進口量仍居第三位，俄羅斯進口 LNG 占比快速增長。管道氣進口方面，俄羅斯逐漸成為我國管道氣進口主力，土庫曼斯坦仍是我國管道氣進口主要來源。202

34、1 年我國管道氣進口國主要有土庫曼斯坦（316 億立方米，占比 59.2%）、俄羅斯（76 億立方米，占比 14.2%）、哈薩克斯坦（59 億立方米，占比 11.1%），LNG進口國主要有澳大利亞（429 億立方米，占比 39.5%）、卡塔爾（124 億立方米，占比 11.4%）、美國（124 億立方米，占比 11.4%）、馬來西亞（114 億立方米，占比 10.4%）、印度尼西亞（71 億立方米，占比 6.5%）。2022 年我國管道氣進口國主要有土庫曼斯坦（329 億立方米，占比 56.3%）、俄羅斯（147 億立方米，占比 25.1%）、哈薩克斯坦（44 億立方米，占比 7.5%），LN

35、G 2023 年 10 月 18 日 P.10 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 進口國主要有澳大利亞（302 億立方米，占比 34.5%）、卡塔爾（217 億立方米，占比 24.7%）、馬來西亞（102 億立方米，占比 11.6%）、俄羅斯（90 億立方米，占比 10.3%）、印度尼西亞（52 億立方米，占比 5.9%）。圖表 8：2021 年管道氣進口結構 圖表 9：2021 年 LNG 進口結構 資料來源：BP、國盛證券研究所 資料來源：20182022 年中國油氣進出口狀況分析，國盛證券研究所 圖表 10：2022 年管道氣進口結構 圖表 11：2022 年 LNG 進

36、口結構 資料來源：BP、國盛證券研究所 資料來源：20182022 年中國油氣進出口狀況分析，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.11 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 12：2018-2022 年中國 LNG 進口情況（億立方米）進口來源 2018 2019 2020 2021 2022 5 年間變異系數 2022 年所占比例 澳大利亞 323.7 383.2 399.2 429.2 301.6 13.0%34.5%卡塔爾 127.5 114.8 112.4 123.9 216.6 28.2%24.7%馬來西亞 79.6 95.0 83.1 113.6

37、 101.7 13.1%11.6%俄羅斯 10.1 34.6 69.7 62.4 89.8 52.4%10.3%印度尼西亞 67.5 62.4 70.7 70.5 51.7 11.0%5.9%巴布亞新幾內亞 34.0 40.2 41.3 43.7 34.8 9.7%4.0%美國 29.7 3.6 42.8 123.9 28.9 89.8%3.3%阿曼 6.9 15.0 14.7 22.4 13.2 34.1%1.5%尼日利亞 15.2 26.1 33.3 21.0 6.1 45.7%0.7%特立尼達和多巴哥 5.2 10.0 3.6 5.9 5.6 34.8%0.6%埃及 2.5 2.6 0.

38、9 18.1 4.8 108.9%0.6%赤道幾內亞 8.5 7.4 1.8 6.4 4.7 40.6%0.5%文萊 2.8 8.2 9.8 8.7 4.4 39.5%0.5%秘魯 0.9 8.8 14.3 2.7 3.0 83.1%0.3%法國 4.6 3.5 1.0 0.9 1.8 61.8%0.2%阿聯酋 0.0 1.7 4.1 9.8 1.7 99.9%0.2%新加坡 2.2 1.0 1.0 1.9 1.4 31.7%0.2%喀麥隆 2.4 7.4 5.3 7.4 1.0 55.3%0.1%比利時 2.7 0.9 1.0 0.9 1.0 54.1%0.1%阿爾及利亞 0.9 0.9 1

39、.7 3.4 0.9 61.3%0.1%荷蘭 3.7 0.0 1.9 0.9 0.8 85.5%0.1%挪威 2.6 1.0 0.0 0.0 0.0 142.5%0.0%安哥拉 7.1 1.8 7.0 7.8 0.0 67.7%0.0%英國 0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 200.0%0.0%其他國家 0.0 1.0 0.1 1.9 0.1-93.7%0.0%總量 741.2 830.6 920.4 1087.3 875.5 12.9%100.0%資料來源：20182022 年中國油氣進出口狀況分析，國盛證券研究所 圖表 13：2018-2022 年中國管道天然氣進口情況（億立方米）進

40、口來源 2018 2019 2020 2021 2022 2022 同比 緬甸 30.6 47.2 41.9 39.1 39.8 1.6%哈薩克斯坦 58.8 70.8 73.5 59.2 43.7-26.1%土庫曼斯坦 349.6 332.1 285.7 315.5 328.9 4.3%烏茲別克斯坦 66.2 51.0 34.5 42.8 24.9-41.8%俄羅斯 0.0 0.1 40.9 75.8 146.7 93.4%合計 505.2 501.1 476.5 532.4 584.0 9.7%資料來源：20182022 年中國油氣進出口狀況分析，BP，國盛證券研究所（注：其中 2021-

41、2022 年數據來源為BP）2023 年 10 月 18 日 P.12 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 2022 年俄烏戰爭推升全球能源價格進入非理性階段年俄烏戰爭推升全球能源價格進入非理性階段。2022 年布倫特原油期貨均價為99.04 美元/桶，同比增長 39.6%；東北亞 LNG 現貨到岸均價為 34.2 美元/百萬英熱單位，荷蘭 TTF 天然氣期貨結算價均價為 131.7 歐元/兆瓦時，同比增長 179.3%；國內LNG 均價為 33.98 元/噸，同比上漲 81.9%，創造了歷史最高紀錄。進口依賴度較高，進口氣價的大幅波動會放大中國能源成本的風險敞口，影響中下游行進

42、口依賴度較高，進口氣價的大幅波動會放大中國能源成本的風險敞口，影響中下游行業利潤，同時被動減少天然氣需求量，故提高天然氣自主率，“增儲上產”戰略重要性業利潤，同時被動減少天然氣需求量，故提高天然氣自主率，“增儲上產”戰略重要性意義凸顯。意義凸顯。圖表 14：布倫特原油期貨結算價（美元/桶）圖表 15：荷蘭 TTF 天然氣期貨結算價（歐元/兆瓦時）資料來源：wind，國盛證券研究所 資料來源：彭博，國盛證券研究所 圖表 16：東北亞 LNG 現貨到岸價（美元/百萬英熱）圖表 17：中國 LNG 到岸價（美元/百萬英熱）資料來源：彭博，國盛證券研究所 資料來源：wind，國盛證券研究所 2023

43、年 10 月 18 日 P.13 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 3.“增儲上產”全面推進，天然氣勘探生產迎來“全面開花”“增儲上產”全面推進，天然氣勘探生產迎來“全面開花”的新階段的新階段 3.1.“少氣”為中國基礎國情“少氣”為中國基礎國情 天然氣主要分為常規氣和非常規氣。天然氣主要分為常規氣和非常規氣。常規氣一般指的是存在于傳統油氣田中的天然氣，它主要以天然氣形式存在于孔隙和裂縫中，常規氣采集相對較容易；非常規氣則指的是存在于致密巖層、煤層和頁巖等非常規儲層中的天然氣，這些儲藏層對氣體的滲透性較低，需要通過水平鉆井和壓裂技術來釋放氣體，非常規氣的開采相對復雜。油田天然氣

44、：油田中的天然氣稱為油田天然氣，它與石油儲層中的石油結合存在。在勘探和開采石油時，會同時獲得油田天然氣。非油田天然氣：非油田天然氣是獨立于石油儲層的天然氣資源。這些天然氣的形成過程與石油無關，通常儲存在地下盆地或煤層中。生物天然氣：生物天然氣也被稱為沼氣或生物甲烷，它是由有機廢物如糞便、農作物殘渣、食物廢料等通過生物發酵產生的天然氣。頁巖氣：頁巖氣是從頁巖巖石中釋放出來的天然氣。通過水力壓裂技術（水力破碎巖石）和水平鉆井，可以釋放出嵌藏在頁巖中的天然氣。酸性氣田氣：酸性氣田氣主要由二氧化碳（CO2）組成，含有高濃度的硫化氫（H2S）等酸性成分。這種氣體需要進行特殊處理才能使用。海底天然氣：海底

45、天然氣是指位于海底沉積物中的天然氣資源。這些天然氣通常通過海洋鉆井平臺開采。圖表 18：天然氣分類 分類依據分類依據 類型類型 種類種類 特征特征 儲層類型儲層類型 致密型 致密砂巖 致密砂巖油氣 儲層為致密砂巖，油氣為近源生儲 致密碳酸鹽巖 致密碳酸鹽巖油氣 儲層為致密碳酸鹽巖，油氣為近源生儲 頁巖 頁巖氣 儲層為頁巖，油氣為自生自儲 煤層 煤層氣 儲層為煤層，天然氣為自生自儲 相態相態 氣態 致密氣、煤層氣、頁巖氣 非常規天然氣 液態 致密油、重油 非常規油 固態 油砂 非常規油氣 油氣分布或油氣分布或圈閉類型圈閉類型 連續型 煤層氣、頁巖氣、氣水合物 油氣藏呈連續分布，多屬于自生自儲類型

46、，儲層物性差 準連續型 致密油氣 油氣藏呈準連續分布，儲層為致密砂巖或碳酸鹽巖，主要為近源儲集型 不連續型 大部分油砂、稠油 油氣藏非連續分布，儲層為常規儲層，部分致密層亦屬此類，油氣多為遠源儲集型 資料來源：精準油田開發，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.14 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 中國天然氣資源基礎一般，“少氣”為基礎國情。中國天然氣資源基礎一般，“少氣”為基礎國情。據bp 世界能源統計年鑒 2023，中國天然氣剩余探明技術可采儲量為 8.4 萬億立方米，僅占全球探明技術可采儲量的4.5%。根據中國石油第四次油氣資源評價，我國常規天然氣地質資

47、源量為 78*1012 m3，陸上占 52%，海域占 48%，探明率整體較低。致密氣地質資源量為 78*1012m3（致密氣評價范圍不包括濟陽、東濮、南襄、蘇北等），頁巖氣地質資源量為 80.21*1012m3，煤層氣地質資源量為 29.82*1012m3，天然氣水合物地質資源量為 153.06*1012m3。我國常規天然氣富氣盆地主要分布在中部（克通盆地和前陸盆地）、西部（四川、鄂爾多斯和塔里木等盆地）和海域（鶯歌海、瓊東南等盆地）。圖表 19：全球天然氣儲量分布情況（2022，萬億立方米）圖表 20：中國天然氣資源現狀（萬億立方米）資料來源：BP，國盛證券研究所 資料來源：2022 年中國

48、油氣勘探形勢及 2023 年展望，國盛證券研究所 圖表 21：我國主要能源礦產儲量 序號序號 礦產礦產 單位單位 儲量儲量 1 煤炭 億噸 2078.9 2 石油 億噸 36.9 3 天然氣 億立方米 63392.7 4 煤層氣 億立方米 3659.7 5 頁巖氣 億立方米 5440.6 資料來源：中國礦產資源報告（2022），國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.15 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 3.2.“增儲上產”政策全面推進自產氣勘探生產快速發展“增儲上產”政策全面推進自產氣勘探生產快速發展“增儲上產”政策全面推進?！霸鰞ι袭a”政策全面推進。天然氣作

49、為清潔能源的后起之秀，大力勘探、開發天然氣資源，成為保障國家能源安全、實現“雙碳”目標的重要途徑。同時，2023 年是中國“十四五”計劃的第三年，在全球能源供應、貿易擾動不確定性增強，及國家能源安全戰略的驅動下，中國將進一步提升油氣勘探開發力度，推動油氣增儲上產，國家和地方政府持續推進利好政策，不斷提升油氣資源供應的質量和安全保障能力。圖表 23：國家及地方油氣“增儲上產政策”文件文件 時間時間 機構機構 相關內容相關內容 自治區天然氣（煤層氣）勘探開發激勵政策 2023 年 7 月 新疆自治區發改委、財政廳 對在疆注冊且進行天然氣、煤層氣（頁巖氣、致密氣）勘探開發的企業增產氣量進行差異化獎勵

50、。2023 年能源工作指導意見 2023 年 4 月 國家能源局 堅持把能源保供穩價放在首位，強化憂患意識和底線思維，加強國內能源資源勘探開發和增儲上產，原油穩產增產，天然氣較快上產，積極推動瑪湖、富滿、巴彥及渤海等原油產能項目上產，加快建設陜北、川南、博孜大北等重要天然氣產能項目，抓緊抓實“五油三氣”重點盆地及海域的油氣增產上產，推動老油氣田保持產量穩定，力爭在陸地深層、頁巖油氣勘探開發等方面取得新突破。關于加快推進能源數字化智能化發展的若干意見 2023 年 3 月 國家能源局 以數字化智能化技術助力油氣綠色低碳開發利用，加快油氣勘探開發專業軟件研發，推進智能鉆完井、智能化壓裂系統部署及遠

51、程控制作業，推動數字技術與能源產業發展深度融合，加強傳統能源與數字化智能化技術相融合的新型基礎設施建設，有效提升能源圖表 22：我國天然氣資源分布 資料來源：2022 年中國油氣勘探形勢及 2023 年展望，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.16 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 數字化智能化發展水平，促進能源數字經濟和綠色低碳循環經濟發展，構建清潔低碳、安全高效的能源體系。關于加快油氣勘探開發與新能源融合發展行動方案（2023-2025 年）2023 年 2 月 國家能源局 隨著油氣上產提速和油氣資本開支的持續增長，油氣裝備及油氣田技術服務的總體需求將呈持

52、續擴大態勢，行業景氣度有望進一步提升。十四五”現代能源體系規劃 2022 年 1 月 國家發改委 增強油氣供應能力，加大國內油氣勘探開發，堅持常非并舉、海陸并重，強化重點盆地和海域油氣基礎地質調查和勘探，夯實資源接續基礎。積極擴大非常規資源勘探開發，加快頁巖油、頁巖氣、煤層氣開發力度。天然氣產量快速增長，力爭 2025 年達到 2300 億立方米以上。關于加快推進天然氣儲備能力建設的實施意見 2020 年 4 月 國家發改委 鼓勵現有 LNG 接收站擴大儲罐規模。優化儲氣設施建設用地審批和規劃許可、環評安評等相關審批流程，提高審批效率。增儲上產“七年行動計劃”2019 年 5 月 國家能源局

53、石油企業要落實增儲上產主體責任，隨后國內石油企業加大勘探開發資金和科技投入力度，上游勘探成果密集顯現。資料來源：杰瑞股份 2022 年年度報告，國家發改委，國家能源局，新疆自治區發改委，新疆財政廳，中國石油石化，國盛證券研究所 政策效果明顯，中國油氣勘探資金投入明顯回暖。政策效果明顯，中國油氣勘探資金投入明顯回暖。2021 年，中國地質勘查投資 972.87億元，較上年增長 11.6%。其中，油氣地質勘查投資 799.06 億元，增長 12.5%；非油氣礦產地質勘查投資 173.81 億元，增長 7.5%，較疫情前的 2019 年增長 1.0%，自 2013年以來首次實現正增長。能源安全戰略不

54、斷深入，油氣田勘探成果顯著。能源安全戰略不斷深入，油氣田勘探成果顯著。根據中國礦產資源報告 2022，在鄂爾多斯、準噶爾、塔里木、四川和渤海灣等大型含油氣盆地新層系、新類型、新區勘探獲多項重大突破。常規氣方面，常規氣方面，鄂爾多斯盆地中東部首次在盆地鹽下高壓氣藏獲高產突破；準噶爾盆地東部阜康凹陷東環帶多口探井獲高產，展現出阜康凹陷多層系立體勘探潛力；塔里木盆地多口井獲高產油氣流，富滿地區發現 3 條新富油氣斷裂帶，實現塔北塔中整體含油連片；四川盆地川中古隆起勘探大規模展開，有望形成萬億立方米規模大氣區；渤海海域墾利 10-2 油氣田建成我國海上首個淺層巖性億噸級大油田；河套盆地興隆構造帶新落實

55、億噸級優質高效規模增儲上產區。非常規氣方面，非常規氣方面，四川盆地集中評價瀘州區塊頁巖氣，新增探明地質儲量 5138 億立方米、預測地質儲量 7695 億立方米，形成國內首個萬億立方米深層頁巖氣儲量區；鄂爾多斯盆地慶城長 7 油層新增探明地質儲量 5.5 億噸；松遼盆地大慶古龍非常規油勘探取得重要新進展，新增預測地質儲量 12.68 億噸。2023 年 10 月 18 日 P.17 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 3.3.增儲上產成效已現，中國天然氣產量逐漸增長增儲上產成效已現，中國天然氣產量逐漸增長 隨著增儲上產政策逐漸推進，中國天然氣產量年增量已連續 6 年超過 100

56、億立方米，資源供應“壓艙石”地位進一步鞏固。2022 年常規天然氣、頁巖氣、煤層氣及煤制氣等各類天然氣產量合計 2201 億立方米，比上年增加 125 億立方米，增幅達 6.0%，有力托底市場消費需求。從各氣田產量看，長慶油田產量最高達到 507 億立方米；西南油氣田產量達到 376 億立方米，塔里木油田產量達到 323 億立方米，分列全國產量第 2 位和第 3位。圖表 25：中國天然氣產量趨勢（億立方米）資料來源：國家統計局，國盛證券研究所 圖表 24：20112021 年中國地質勘查投資變化趨勢（億元）資料來源：中國礦產資源報告（2022），國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日

57、 P.18 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 26：2022 年中國天然氣前十大油氣田（億立方米）集團集團 油田油田 天然氣產量（億立方米）天然氣產量（億立方米）占比占比 中石油 長慶油田 507 23.0%中石油 西南油氣田 376 17.1%中石油 塔里木油田 323 14.7%中海油 南海西部油田 88 4.0%中石化 西南石油局 84 3.8%延長集團 延長石油 76 3.4%中石化 江漢油田 73 3.3%中海油 南海東部油田 68 3.1%中石化 中原油田 60 2.7%中石油 青海油田 60 2.7%資料來源：立方石油，國盛證券研究所 2023 年 10 月

58、 18 日 P.19 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 4.“增儲上產”中長期資源、技術瓶頸仍待突破，油氣田服務“增儲上產”中長期資源、技術瓶頸仍待突破，油氣田服務市場預期迎來新階段市場預期迎來新階段 4.1.中國非常規氣占比較大，探明率低，遞減效率快中國非常規氣占比較大，探明率低，遞減效率快 中國非常規氣占比較大，其規氣探明率低，且產量遞減效率快，是中長期實現“增儲上中國非常規氣占比較大，其規氣探明率低，且產量遞減效率快，是中長期實現“增儲上產”的突破重點。產”的突破重點。常規天然氣進入勘探早中期階段，處于持續高位增長時期，開發上產潛力較大；頁巖氣、煤層氣處于發展早期階段，勘

59、探開發潛力大，在油氣增儲上產中扮演越來越重要的角色。非常規油氣特低滲、致密儲層中油氣產量取決于井筒和壓裂技術，且初始產量較大，但產量遞減較快，而我國非常規氣產量占比約 40%，隨著近幾年隨著近幾年及未來大量油氣田的逐步開采，這部分氣田都將逐步進入衰減周期，因此非常規氣“增及未來大量油氣田的逐步開采，這部分氣田都將逐步進入衰減周期，因此非常規氣“增儲上產“是未來行業高質量發展重心。儲上產“是未來行業高質量發展重心。截至 2021 年底，全國天然氣資源平均探明率為 19.5%，其中頁巖氣均分布在四川盆地及周緣海相地層（該地區平均探明率為 7.1%）；煤層氣平均探明率為 3.3%。圖表 27：常規油

60、氣和非常規油氣對比 差異比較差異比較 常規油氣常規油氣 非常規油氣非常規油氣 源儲關系 來源多樣性（原生或次生）；相隔相離 原生（或自生）來源；緊鄰、互層或夾層 儲層巖性 碳酸鹽巖、碎屑巖或其他 通常為致密碳酸鹽巖、致密砂巖、頁巖 儲層物性 儲層基質滲透率一般1mD 以毫米孔為主要富集空間 儲層基質滲透率很低（1mD）以微米和納米孔為富集空間 圈閉 構造或地層巖性圈閉 無明顯的圈閉和蓋層 液體關系 有明確的油氣水界面 無明確的油氣水界面 富集分布 局部分布、受限于圈閉邊界 局部高點范圍內的高度富集 區域性分布、具有擴散性邊界 大范圍內低密度含油氣 地層壓力 正常、超壓、負壓均存在 通常具有異常

61、地層壓力 烴類 API 20 20 烴類流動性 經歷一次和二次運移 無一次和二次運移 成藏環境 浮力作用下流體分異 顆粒表面吸附 開發環境 遵從重力和浮力原理；達西流動 不遵從牛頓和浮力原理；擴散作用 儲量與采出率 資源量大、采收率較好 資源量巨大、采收率很低 生產井特征 油氣井、水井、干井均存在 真正的干井很少 產物特征 一般有自由水伴生采出 產自由水很少（煤層氣除外）產量特征 初始產量大且產量遞減速率慢 初始產量較大，但產量遞減較快 資料來源：精準油田開發，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.20 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 4.2.非常規氣占比逐漸

62、增強，助力油氣田增“采收率”服務幾何式增長非常規氣占比逐漸增強，助力油氣田增“采收率”服務幾何式增長 非常規氣產量占比或逐漸增強，或將長期穩產的壓力。非常規氣產量占比或逐漸增強，或將長期穩產的壓力。根據我國 2035 年天然氣產量構成預測，頁巖氣、致密氣及煤層氣產量預計增長迅速。常規氣預期以深層、超深層碳酸鹽巖為主，還有較大潛力；非常規氣資源豐富，產量占比或將超過 50%。圖表 28：2035 年天然氣產量構成預測 資料來源：中國石油石化，國盛證券研究所 氣田采收率壓力不容小覷。氣田采收率壓力不容小覷。截至截至 2022 年年 12 月，全國已發現氣田月，全國已發現氣田 516 個，累計投入開

63、個，累計投入開發氣田發氣田 450 個，目前經濟技術條件下，主力氣田采收率介于個，目前經濟技術條件下，主力氣田采收率介于 20%80%，平均采收，平均采收率僅為率僅為 30.5%。其中，中國水驅氣藏探明地質儲量。其中，中國水驅氣藏探明地質儲量 5.91012m3，占常規氣地質儲量，占常規氣地質儲量的的 60%，目前采出程度為，目前采出程度為 21.6%；致密氣、頁巖氣兩類非常規氣探明地質儲量；致密氣、頁巖氣兩類非常規氣探明地質儲量 8.31012m3，占非常規氣地質儲量的占非常規氣地質儲量的 90%以上，目前采出程度不足以上，目前采出程度不足 10%。同時，隨著四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆

64、地等大型含油氣盆地勘探程度不斷加大和天然氣資源探明程度不斷增加，發現新后備優質資源的難度不斷上升，疊加考慮到未來增產、開發氣田多為非常規氣，采收率平均下降且衰減速度增長。圖表 29：中國主要氣藏類型地質儲量和采收率數據表（108m3）氣藏類型氣藏類型 典型氣藏典型氣藏 探明地質儲探明地質儲量或核實地量或核實地質儲量質儲量 累計產氣量累計產氣量 地質儲量采出地質儲量采出程度程度 預測現有經濟預測現有經濟技術條件最終技術條件最終采收率采收率 水驅氣藏 克拉 2 氣田中高滲透率碎屑巖氣藏 2369 1336 56.4%71.0%安岳氣田龍王廟組碳酸鹽巖氣凌 2653 719 27.1%58.0%澀北

65、氣田多層疏松砂巖氣發 2879 911 31.6%48.0%非常規氣 蘇里格氣田致密砂巖氣藏 21678 3075 14.2%35.0%長寧氣田海相頁巖氣藏 4447 252 5.7%22.0%資料來源：天然氣提高采收率理論基礎、技術方法與發展方向，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.21 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 綜上，提高氣田開發水平，提高復雜氣藏特別是致密氣、頁巖氣采收率，同步發展提高綜上，提高氣田開發水平，提高復雜氣藏特別是致密氣、頁巖氣采收率，同步發展提高致密儲層氣藏采收率配套技術是能源安全戰略下，天然氣增儲上產的重要任務。致密儲層氣藏采收率

66、配套技術是能源安全戰略下，天然氣增儲上產的重要任務。4.3.氣源品質持續下降，開發成本現壓力，老井增產上儲提上日程氣源品質持續下降，開發成本現壓力，老井增產上儲提上日程 氣源品質持續下降，開發成本現壓力。氣源品質持續下降，開發成本現壓力。根據中國天然氣勘探開發增儲上產潛力及其政策建議數據，1）全國剩余天然氣資源中超過 80%屬于低滲、深層、深水以及高含硫氣田；2）年新增探明儲量中低滲特低滲儲量占70%以上；中低豐度儲量占比超過60%；中深層儲量占比超過 40%；采收率持續下降，由 2003 年的 64%下降至 2017 年的 56%，下降了約 8 個百分點；3）天然氣開發成本普遍偏高，頁巖氣、

67、煤層氣及部分致密氣開發的經濟性依然較差。據不完全統計，2017 年類致密氣開發綜合成本為（1.21.5 元）m3，頁巖氣為（0.91.2 元）m3，煤層氣為（1.52.2 元）m3。老井綜合服務，增產上儲提上日程。老井綜合服務，增產上儲提上日程。隨著低成本天然氣井開發殆盡，新開采的氣井（多為非常規井）普遍存在難采、成本高的問題，老井的經濟性得到凸顯，老井的穩產增產提上日程，圍繞老井、低效井提供全生命周期的增壓增產及運營服務，助力國家能源安圍繞老井、低效井提供全生命周期的增壓增產及運營服務，助力國家能源安全戰略的相關能源開采綜合服務商及設備、技術服務龍頭或將迎來廣闊新機遇。全戰略的相關能源開采綜

68、合服務商及設備、技術服務龍頭或將迎來廣闊新機遇。4.4.上游資本開支逐漸增強，油氣田技術服務行業快速發展階段已至上游資本開支逐漸增強，油氣田技術服務行業快速發展階段已至 上游資本開支逐漸增強，有利于油氣田技術服務行業的快速發展。上游資本開支逐漸增強，有利于油氣田技術服務行業的快速發展。油氣裝備及油氣田技術服務行業的上游主要為石油天然氣開采，中國石油天然氣開采領域的壟斷性較強，主要被“三桶油”公司壟斷，因此，下游服務、設備行業的議價能力也受到了一定程度上限制。即隨著油氣需求量的增加，“三桶油”等上游資本開支呈上升趨勢，油氣裝備及油氣田技術服務行業也將快速發展。2022 年，中國石油、中國石化、中

69、海油服固定資產投資擴張率分別為 10.6%、5.3%、1.7%，繼 2020 年后扭虧為正，增速逐漸增長。圖表 30：中國石油、中國石化、中海油服固定資產投資擴張率趨勢（%）資料來源：wind，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.22 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 4.5.井上井上&井下聯合并舉，油氣田增產服務全面開花井下聯合并舉，油氣田增產服務全面開花 井上方面，主要通過零散井回收、凈化等方式助力油氣增產、環保高效。井上方面，主要通過零散井回收、凈化等方式助力油氣增產、環保高效。零散井主要因為偏遠區塊、其生產氣源較難直接進國家管網，導致部分油氣井存在天然

70、氣無序排放現象，安全安環保風險大，且有效產能利用率較低，密閉生產影響油氣產量。因此零散氣回收、凈化市場應運而生，其主要包含“油氣密閉輸送、天然氣處理就地外銷”等幾個方面，逐步提高油氣產能利用率，降低碳排放，實現“增儲上產、環保高效”的目標。油氣密閉輸送：油氣密閉輸送：主要包括油氣密閉混輸，以及針對有摻水、就地分水回注的站庫，采用高效分離撬、一體化水處理、模塊化閥組等，以實現油氣就地分離和天然氣的進系統生產。天然氣處理就地外銷：天然氣處理就地外銷：針對距離市政燃氣管網近的井口，采取天然氣液化、凈化等工藝，以滿足進管網銷售要求；針對偏遠區塊周邊無已建燃氣管網，且氣量相對較小的井口，采用移動收氣裝置

71、及 LNG 槽車等拉運銷售；針對偏遠區塊周邊無已建燃氣管網，且氣量相對較大或集中的區域，可通過管輸至中心井場后，通過 CNG 或 LNG 槽車外銷。井下方面，即對低壓低效井提供可以提高油氣采收率技術和設備，輔助油氣開采全生命井下方面，即對低壓低效井提供可以提高油氣采收率技術和設備，輔助油氣開采全生命周期管理。周期管理。目前，我國油田主要采用注水開發方式，同時探索化學驅、氣驅、稠油開采等多種提高油氣田采收率技術，因技術的成熟程度、適用的油氣田地質條件、儲層和流因技術的成熟程度、適用的油氣田地質條件、儲層和流體性體性質存在明顯不同，因此需要專業的油氣田增產服務輔助油氣開采商因地制宜、綜合質存在明顯

72、不同，因此需要專業的油氣田增產服務輔助油氣開采商因地制宜、綜合能力要求很高，進而實現低成本高效率“增儲上產”。能力要求很高，進而實現低成本高效率“增儲上產”。水驅技術：通過注入水來增加油氣藏壓力，從而推動原油/氣向井口移動。氣驅技術：通過注入氣體（氮氣、烴類氣體、二氧化碳等）來增加油氣藏中的壓力，推動原油/氣向井口移動。聚驅技術：通過注入聚合物來改變油氣藏的流動特性，從而增加原油/氣的采收率。圖表 31：提高油氣田采收率技術特點對比 技術路線技術路線 主要流程主要流程 適用場景適用場景 相對優勢相對優勢 相對局限相對局限 水驅技術 通過注入水來增加油氣藏壓力，從而推動原油/氣向井口移動 具有一

73、定滲透率和較高孔隙度的油氣藏 成本相對較低，操作簡單，并且對環境影響較小 在高溫油藏或含有高鹽度水的油氣藏中效果不佳 氣驅技術 通過注入氣體（氮氣、烴類氣體、二氧化碳等）來增加油氣藏中的壓力，推動原油/氣向井口移動 低滲透率和較高黏度的油氣藏 提高采收率，減少水的使用量，同時還可以利用氣體資源 成本較高，操作復雜，而且對環境的影響也比較大 聚驅技術 通過注入聚合物來改變油氣藏的流動特性，從而增加原油/氣的采收率 低滲透率和較高黏度的油氣藏 能夠改善油藏的流動性，提高采收率，并且可以在較短的時間內實現投產 成本較高，而且在一些油氣藏中可能會出現聚合物降解和沉積的問題 資料來源：油田采油中的水驅、

74、氣驅和聚驅技術比較研究，國盛證券研究所 2023 年 10 月 18 日 P.23 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 5.個股梳理及投資建議個股梳理及投資建議 5.1.個股梳理個股梳理 5.1.1.九豐能源九豐能源 公司傳統業務主營 LNG、LPG 貿易，已經形成較為完整的清潔能源產業鏈業務體系，擁有完整的“碼頭倉儲、加工生產、物流配送、終端銷售”從產到銷一體化業務鏈服務，致力于發展成為國內領先的大型清潔能源綜合服務集團。公司新業務“能源服務”有望開拓公司二次成長曲線：公司新業務“能源服務”有望開拓公司二次成長曲線：零散氣回收業務：零散氣回收業務：2023 年上半年，公司井口天

75、然氣回收利用配套服務作業量約 19萬噸，單噸服務收益保持基本穩定，發揮業績“穩定器”作用。成長性來看，川西名山首期 20 萬噸液化天然氣清潔能源基地能服項目投建，已完成項目立項備案，后續將繼續推進環評、審批等前期準備工作，力爭早日建設、投產。隨著新項目持隨著新項目持續落地，我們預計公司井口天然氣回收利用作業量有望早日實現“翻倍”。續落地，我們預計公司井口天然氣回收利用作業量有望早日實現“翻倍”。低壓低效天然氣井增產業務：低壓低效天然氣井增產業務：2023 年 8 月，公司完成對河南中能能源技術有限公司重組并取得其 70%股權，河南中能及其關聯企業主要從事天然氣輔助排采及低壓低效天然氣井增產服務

76、，業務涵蓋西北、川渝、貴州等區域，其通過自研自產相關設備為中石油、中石化、中海油提供混輸增壓、循環氣舉、制氮氣舉、放空氣回收回注、移動 LNG 等能源作業及運營服務，目前在運營超過 80 口天然氣井（近 60 個作業平臺）。國家增產上儲戰略推進下，我們預國家增產上儲戰略推進下，我們預計公司氣井全生命周期的增壓增產計公司氣井全生命周期的增壓增產服務業務迎來“黃金階段”。服務業務迎來“黃金階段”。能源服務業務持續推進，有望迎來“量價齊升”。能源服務業務持續推進，有望迎來“量價齊升”?！傲俊保骸傲俊保褐饕獊碜杂诠尽熬稀睒I務新項目落地，和“井下”業務市場空間巨大，國家戰略要求下，項目進展有望加速；

77、“價”：“價”：主要表現為毛利率的持續提升，2023 年上半年，公司能源作業服務毛利率為 20%左右，主要是在井上能源作業服務板塊?？紤]到井下作業服務的毛利率高于井上作業服務，且投資回收期更短，我們認為未來能源服務業務的毛利率在今年下半年和明年會進一步提高。風險提示：井上、井下項目進展不及預期，公司風險提示：井上、井下項目進展不及預期，公司 LNG 業務波動較大業務波動較大。5.1.2.四川美豐四川美豐 公司傳統業務為生產、銷售和貿易農用尿素化肥類產品等，同時經營車用尿素產業及天然氣領域業務。公司繼續推進天然氣業務產業鏈延申：公司繼續推進天然氣業務產業鏈延申：1）2023 年 1 月，公司擬通

78、過控股子公司四川雙瑞能源（公司持有四川雙瑞能源有限公司股份 51%）投資建設“井口天然氣試采回收項目”“井口天然氣試采回收項目”。此項目擬建設 5 套井口天然氣試采回收裝置，站場建設采氣流程各 1 套，對應配套新建 3 套日處理 20 萬方和 2 套日處理 10 萬方天然氣回收裝置。新業務有有利于增強公司原料天然氣的保供能力，促進公司持續健康發展，同時井場所處區位臨近成都、德陽、綿陽和樂山傳統車用市場，運距優勢明顯，有望通過銷售 LNG 增厚公司業績。2）2023 年 1 月 6 日，公司決定通過綿陽和澤化工有限公司投資建設“年產年產 5 萬噸高性萬噸高性能油田助劑項目”能油田助劑項目”，此項

79、目可生產 6 大類 20 余種高性能油田助劑產品，形成年產 5 萬噸高性能油田助劑產能規模，是公司在精細化工產業領域邁出的重要步伐，有利于推動公司精細化工板塊提檔升級，截至 2023 年半年報，公司項目進展已完成 90%，有望 2023年底前實現產量貢獻。2023 年 10 月 18 日 P.24 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 風險提示：在建項目不及預期，公司化工業務波動較大風險提示：在建項目不及預期，公司化工業務波動較大。5.1.3.富瑞特裝富瑞特裝 公司專業從事天然氣液化和 LNG 儲存、運輸、終端應用全產業鏈裝備制造及提供一站式整體技術解決方案及運維服務、重型裝備制造

80、。逐漸發揮“逐漸發揮“偏遠井口氣資源偏遠井口氣資源”一體化服務優勢：”一體化服務優勢：公司控股子公司富瑞能服緊抓國家中西富瑞能服緊抓國家中西部地區大力開發利用偏遠井口氣資源的機遇，部地區大力開發利用偏遠井口氣資源的機遇，2022 年在中西部地區新建多個偏遠井口年在中西部地區新建多個偏遠井口LNG 小型液化工廠小型液化工廠，為中石油中石化的多家油田提供完善的 LNG 液化加工服務和代理銷售，通過自身過硬的 LNG 液化工廠裝備制造經驗和完善的能源服務模式，打造“先進制造業現代服務業”緊密結合的兩業融合創新商業模式，實現業務轉型升級。2022 年，年，富瑞能服獲評國家“高新技術企業”。富瑞能服獲評

81、國家“高新技術企業”。截至 2022 年底公司已承接 LNG 液化項目 12 個，實現 LNG 日液化處理量 175 萬方的能力，2022 年公司年公司 LNG 銷售及服務業務實現營收銷售及服務業務實現營收 5.9 億元，同比億元，同比+150%。此外，公司與四川德陽中江縣人民政府達成戰略合作，共同開發當地 LNG 資源，建設“天然氣應用產業化項目”。公司生產的公司生產的 2-20 萬方小型液化裝置非常適合偏遠井口氣和零散放空天萬方小型液化裝置非常適合偏遠井口氣和零散放空天然氣氣井的液然氣氣井的液化生產，市場潛力很大化生產，市場潛力很大，公司采取靈活的產品銷售模式，除了直接銷售產品以外，還可以

82、提供液化裝置租賃、天然氣回收加工服務、代運營管理等服務模式，從而充分發揮公司裝備制造和工廠運營的優勢，為客戶提供整體天然氣回收解決方案，也提升了自身的收益水平。風險提示：公司風險提示：公司 LNG 業務進展不及預期，業務進展不及預期，LNG 重卡業務波動較大重卡業務波動較大。5.1.4.杰瑞股份杰瑞股份 公司主要業務是高端裝備制造、應用于油氣工程及油氣田技術服務、環境治理、新能源領域。在天然氣市場，公司主要銷售設備和服務：在天然氣市場，公司主要銷售設備和服務：設備端：壓縮機組廣泛應用于地下儲氣庫注氣和采氣、天然氣外輸增壓、天然氣處理和加工、燃料氣增壓、酸氣注氣、生物質燃氣、煤層氣集輸、CNG

83、母站、標準站、子站，LNG 液化工廠、制冷劑壓縮以及化工等領域。服務端：包括智慧油田解決方案、地質及油藏研究服務、鉆完井一體化技術服務、油氣田增產技術服務、采油技術服務油氣田增產技術服務、采油技術服務、油氣田運維管理服務等。服務模式：1）為客戶提供鉆完井一體化服務，包括鉆井、固井、完井、壓裂、連續油管作業等一系列油氣田技術服務；2）為客戶提供油氣工程服務，如油氣田地面工程、天然氣液化工程、油氣分離凈化工程等。公司是油氣設備龍頭，公司天然氣設備業務持續保持進口主機國內成橇市場占有率第一，公司是油氣設備龍頭，公司天然氣設備業務持續保持進口主機國內成橇市場占有率第一，在油氣工程板塊，公司在油氣工程板

84、塊，公司 LNG 行業連續兩年市場占有率排名第一。行業連續兩年市場占有率排名第一。我們認為，在國家能我們認為，在國家能源安全戰略的驅動下，大力提升油氣勘探開發力度，推動油氣增儲上產，不斷提升油氣源安全戰略的驅動下，大力提升油氣勘探開發力度，推動油氣增儲上產，不斷提升油氣資源供應的質量和安全保障能力是必然趨勢，疊加油氣價位于相對高位，油氣公司資本資源供應的質量和安全保障能力是必然趨勢，疊加油氣價位于相對高位，油氣公司資本開支較高，油氣開采必備的鉆完井設備的新增需求以及更新換代需求迎來新階段。開支較高，油氣開采必備的鉆完井設備的新增需求以及更新換代需求迎來新階段。風險提示：公司設備銷售不及預期，公

85、司訂單增速不及預風險提示：公司設備銷售不及預期，公司訂單增速不及預期期。2023 年 10 月 18 日 P.25 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 5.1.5.藍焰控股藍焰控股 公司主要業務為煤層氣勘查、開發與利用及煤礦瓦斯治理，是目前我國唯一一家專門從是目前我國唯一一家專門從事煤層氣開發利用的事煤層氣開發利用的 A 股上市公司，是全國最早的煤層氣地面開發企業之一。股上市公司，是全國最早的煤層氣地面開發企業之一。主要產品為煤層氣（煤礦瓦斯），通過管輸、壓縮、液化三種方式銷往山西及周邊地區，用于工業和民用領域?！霸鰞ι袭a”非常規氣勘探開采迎來黃金階段，公司有望受益于自身煤層氣資

86、源稟賦和“增儲上產”非常規氣勘探開采迎來黃金階段，公司有望受益于自身煤層氣資源稟賦和行業高速發展：行業高速發展：地域優勢：公司煤層氣開發區塊主要位于沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣，是國家規劃煤層氣產業發展的重點地區。山西省煤層氣勘探程度、探明儲量均居全國首位，山西境內埋深 2000 米以淺的煤層氣地質資源量約有 8.31 萬億立方米，占全國總量近三成，開發潛力巨大；銷售優勢：山西省天然氣（煤層氣）管網已形成規模，全省天然氣（煤層氣）管道長度達 8900 公里，覆蓋率超全國天然氣管網密度平均水平；資源優勢：公司不斷推進煤層氣產業發展步伐，先后在晉城、長治、晉中、太原、呂梁等地進行煤層氣地面抽采利用，

87、在武鄉南、和順橫嶺等資源區塊推進深部煤層氣勘探試驗。截至 2022 年底，公司已獲取煤層氣礦業權 23 宗，合計面積 2653 平方千米，累計探明地質儲量 434 億立方米。公司有望借助地域優公司有望借助地域優勢實現煤層氣產量快速增長，同時借助華新燃氣集團全產業鏈平臺勢實現煤層氣產量快速增長，同時借助華新燃氣集團全產業鏈平臺優勢，加快管網互聯互通，拓寬銷售渠道，提升市場占有率。優勢，加快管網互聯互通，拓寬銷售渠道，提升市場占有率。風險提示：公司煤層氣開采不及預期，公司新增產能不及預期風險提示：公司煤層氣開采不及預期，公司新增產能不及預期。5.2.投資策略投資策略 我們認為，在國家能源安全和增儲

88、上產政策下，國內天然氣產量逐漸提升和天然氣開采我們認為，在國家能源安全和增儲上產政策下，國內天然氣產量逐漸提升和天然氣開采成本增長、氣井衰減速度加快已構成明顯矛盾，因此為了解決資源現狀瓶頸并“實現成本增長、氣井衰減速度加快已構成明顯矛盾，因此為了解決資源現狀瓶頸并“實現2030 年天然氣在一次能源消費中的占比提高到年天然氣在一次能源消費中的占比提高到 15%左右”、“油氣增儲上產七年行動左右”、“油氣增儲上產七年行動計劃”等目標。天然氣開采行業需要實現兩步走，一是加快油氣資源勘探開發，技術與計劃”等目標。天然氣開采行業需要實現兩步走，一是加快油氣資源勘探開發，技術與設備需同步發展助力天然氣產量

89、快速貢獻；二是低壓低效井和零散氣的高效利用，隨著設備需同步發展助力天然氣產量快速貢獻；二是低壓低效井和零散氣的高效利用，隨著非常規氣占比增長，解決存量井低效率生產和利用問題，相較持續開發新油氣資源更有非常規氣占比增長，解決存量井低效率生產和利用問題，相較持續開發新油氣資源更有經濟意義。綜上，油氣生產設備、技術行業，服務低壓低效井、零散井回收等油氣作業經濟意義。綜上，油氣生產設備、技術行業，服務低壓低效井、零散井回收等油氣作業服務行業迎來順周期的黃金時代。服務行業迎來順周期的黃金時代。重點關注合作河南中能，全新開拓天然氣輔助排采技術服務、井上深耕西南地區主要氣重點關注合作河南中能，全新開拓天然氣

90、輔助排采技術服務、井上深耕西南地區主要氣田的九豐能源；主營天然氣液化、儲運及終端全產業鏈裝備制造和一站式運維田的九豐能源；主營天然氣液化、儲運及終端全產業鏈裝備制造和一站式運維服務的富服務的富瑞特裝；全球領先油氣田成套裝備制造商的杰瑞股份；瑞特裝；全球領先油氣田成套裝備制造商的杰瑞股份；A 股唯一一家專門從事煤層氣開股唯一一家專門從事煤層氣開發利用的上市公司藍焰控股；以及拓展“井口天然氣試采回收項目”和“年產發利用的上市公司藍焰控股；以及拓展“井口天然氣試采回收項目”和“年產 5 萬噸高萬噸高性能油田助劑項目”的四川美豐。性能油田助劑項目”的四川美豐。2023 年 10 月 18 日 P.26

91、 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 32：油氣開采及油氣服務行業主要上市公司梳理 公司公司 代碼代碼 油氣開采及油氣服務相關的主營項目油氣開采及油氣服務相關的主營項目 九豐能源 605090.SH 開拓井下能源作業服務，為低壓低效的天然氣井提供全生命周期的增壓增產及運營服務。四川美豐 000731.SZ 拓展“井口天然氣試采回收項目”和“年產 5 萬噸高性能油田助劑項目”，實現主營業務拓展及產業鏈延伸。杰瑞股份 002353.SZ 全球領先油氣田成套裝備制造商，主營油田專用設備制造，及設備維修改造、配件銷售和海上油田鉆采平臺工程作業服務等。富瑞特裝 300228.SZ 國

92、內領先的車船用 LNG 供氣系統供應商，主營天然氣液化、儲運及終端全產業鏈裝備制造和一站式運維服務。藍焰控股 000968.SZ 公司主要業務為煤層氣勘查、開發與利用及煤礦瓦斯治理，是目前我國唯一一家專門從事煤層氣開發利用的 A 股上市公司，是全國最早的煤層氣地面開發企業之一。資料來源：wind，國盛證券研究所 風險提示風險提示 天然氣需求不及預期。天然氣需求不及預期。受宏觀經濟下滑影響，天然氣需求下滑，天然氣市場出現嚴重供過于求現象，造成天然氣價格大幅下跌，天然氣生產進口受到影響。天然氣價格大幅波動。天然氣價格大幅波動。受海外天然氣需求下滑，及海外能源政策、能源貿易沖突的影響，天然氣價格或超

93、預期波動，影響天然氣進口和生產。天然氣作業服務天然氣作業服務市場需求不及預期。市場需求不及預期。受國家政策波動、以及上游油氣開采行業資本開支等影響，天然氣作業服務市場增速及空間有限不及預期。2023 年 10 月 18 日 P.27 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 免責聲明免責聲明 國盛證券有限責任公司（以下簡稱“本公司”）具有中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格。本報告僅供本公司的客戶使用。本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。本報告的信息均來源于本公司認為可信的公開資料，但本公司及其研究

94、人員對該等信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的資料、意見及預測僅反映本公司于發布本報告當日的判斷，可能會隨時調整。在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及推測不一致的報告。本公司不保證本報告所含信息及資料保持在最新狀態，對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本公司力求報告內容客觀、公正，但本報告所載的資料、工具、意見、信息及推測只提供給客戶作參考之用，不構成任何投資、法律、會計或稅務的最終操作建議,本公司不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保。本報告中所指的投資及服務可能不適合個別客戶，不構成客戶私人咨詢建議。投資者應當充分考慮

95、自身特定狀況，并完整理解和使用本報告內容，不應視本報告為做出投資決策的唯一因素。投資者應注意，在法律許可的情況下，本公司及其本公司的關聯機構可能會持有本報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。本報告版權歸“國盛證券有限責任公司”所有。未經事先本公司書面授權，任何機構或個人不得對本報告進行任何形式的發布、復制。任何機構或個人如引用、刊發本報告，需注明出處為“國盛證券研究所”，且不得對本報告進行有悖原意的刪節或修改。分析師聲明分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明：我們具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專

96、業勝任能力，本報告所表述的任何觀點均精準地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法，結論不受任何第三方的授意或影響。我們所得報酬的任何部分無論是在過去、現在及將來均不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。投資評級說明投資評級說明 投資建議的評級標準投資建議的評級標準 評級評級 說明說明 評級標準為報告發布日后的 6 個月內公司股價（或行業指數）相對同期基準指數的相對市場表現。其中 A 股市場以滬深 300 指數為基準；新三板市場以三板成指（針對協議轉讓標的）或三板做市指數（針對做市轉讓標的）為基準；香港市場以摩根士丹利中國指數為基準，美股市場以標普 500 指數或納斯達克綜合指數為基

97、準。股票評級 買入 相對同期基準指數漲幅在 15%以上 增持 相對同期基準指數漲幅在 5%15%之間 持有 相對同期基準指數漲幅在-5%+5%之間 減持 相對同期基準指數跌幅在 5%以上 行業評級 增持 相對同期基準指數漲幅在 10%以上 中性 相對同期基準指數漲幅在-10%+10%之間 減持 相對同期基準指數跌幅在 10%以上 國盛證券研究所國盛證券研究所 北京北京 上海上海 地址：北京市東城區永定門西濱河路 8 號院 7 樓中海地產廣場東塔 7 層 郵編：100077 郵箱： 地址：上海市浦明路 868 號保利 One56 1 號樓 10 層 郵編：200120 電話：021-38124100 郵箱： 南昌南昌 深圳深圳 地址：南昌市紅谷灘新區鳳凰中大道 1115 號北京銀行大廈 郵編：330038 傳真：0791-86281485 郵箱： 地址：深圳市福田區福華三路 100 號鼎和大廈 24 樓 郵編：518033 郵箱：