（报告出品方/作者：中泰证券，王可，郑雅梦）

1、油气田设备和技术工程服务龙头，业绩持续快速恢复

1.1、国内民营油气田设备和技术工程服务龙头，业务持续创新

公司为国内民营油气设备及服务龙头，业务不断实现创新突破。公司成 立于 1999 年，于 2007-2013 年积极布局国际市场，产品与业务延伸到印 度、美国、加拿大等国家，于 2010 年 2 月 5 日成功登陆深交所上市。 2014-2020 年，公司进行多元化发展，在压裂设备取得突破的同时，做 大环保产业；2021-2022 年，公司成立杰瑞新能源科技有限公司，形成 “油气”和“新能源”双主业发展战略，并且公司控股子公司德石股份 上市，有助于改善公司信息披露效率，提升整体估值水平。2023 年，公 司发行 GDR 并在瑞交所上市获得批准，GDR 有助于公司获取海外资金支 持，增强公司在海外的知名度。

1.2、油气行业景气回升，公司业绩持续增长

油气行业景气回升，公司业绩快速增长。2015-2017 年公司营收与归母 净利润处于较低水平，主要原因是 2015-2017 年油价处于低位，油公司勘探开发投资相比以往大幅缩减，油服设备市场景气度受挫，此后，油 气市场景气回升，公司业绩开始改善。2022 年受需求提振及俄乌冲突等 因素影响，国际原油价格从年初开始大幅攀升，WTI 原油期货价格均价 94.30 美元/桶，同比上涨 38.47%。2022 年前三季度，公司实现营业总 收入 71.13 亿元，同比增长 28.66%，归母净利润 14.95 亿元，同比增长 30.47%。根据公司 2022 年预告，2022 年公司归母净利润为 20.62~24.58 亿元，同比增长 30%~55%，主要原因为高油价与气价促进油气公司加大 勘探开发投资，油气设备与服务需求旺盛，公司充分受益。

盈利能力：公司整体毛利率和净利率稳步回升。2022 年上半年公司整体 毛利率34.37%，同比下降3.19pct，整体净利率21.83%，同比增加0.69pct。 从 2017 年以来，公司的整体毛利率和净利率呈现稳步回升态势。 公司费用率持续降低。2021 年以来，公司销售费用率、管理费用率和财 务费用率均呈现下降的趋势，体现公司精细化管理有所成效。2022 年前 三季度，公司财务费用率较同期减少 3.96pct，减少幅度较大，主要原 因是美元、卢布升值，导致汇兑收益较高。

公司油气业务占比最大，近期增长较快。分产品看，2022 年上半年油气 装备制造及技术服务收入占比最大，约占 86%，其次是维修改造及配件 销售与环保工程服务，三种产品毛利率水平分别为 34.57%、35.18%、24.94%。受益于油价攀升，公司油气装备制造及技术服务收入增加，2022 年上半年，公司油气装备制造及技术服务实现销售收入 39.35 亿元，同 比增长 37.17%。

应收账款及存货周转率呈增长趋势，运营效率不断提高。2022 年前三季 度，公司应收账款及存货分别为 52.98 亿元、53.61 亿元，周转率分别 为 1.48、0.89，同比分别减少 0.02、提高 0.29。自 2015 年以来，公司 应收账款及存货周转率总体上呈增长趋势，平均收账期缩短，坏账损失 减少，资产流动性加快，运营效率不断提高。 公司新增订单及在手订单双增长，为后续业绩持续增长提供动能。2021 年，公司新增订单与在手订单分别为 147.91 亿元和 88.60 亿元，分别同 比增长 51.73%和 91.20%；2022 年上半年公司新增订单与在手订单分别 为 71.51 亿元和 106.16 亿元，分别同比增长 35.89%和 93.90%。

1.3、管理层充分持股，员工实施激励

实控人持股充分，员工持股激发团队积极性。公司实际控制人为孙伟杰、王坤晓、刘贞峰三人，截至2022年半年报三人合计持股为45.83%， 直接持股比例较为充分。此外，公司从 2015 年开始实施“奋斗者”系列 员工持股计划，截至 2022 年底，该系列股权激励已经实施 7 次；公司从 2021年开始实施“事业合伙人”员工持股计划，目前已实施第 2 期。两 类股权激励计划为核心员工累计发放 3283 万股。通过员工持股计划的激 励形式有利于激发管理团队的积极性，确保团队的稳定性，从而提高经营效率，因此我们看好公司业绩的长期发展。

2、全球油气勘探开发投资企稳，国内油气资本开支维持高位

2.1、原油市场从跌入最低谷到逐渐走向复苏

全球石油需求整体上呈现增长态势。2010-2021 年，受益于中国、美国 等国经济稳步增长，全球石油需求持续增加，年消费量从 2009 年的 39.60 亿吨增长至 2021 年的 42.46 亿吨，年复合增长 0.58%。2019 年以来，以 美联储为代表的各国央行停止缩表并降息，对油价形成较好支持。

2021 年油价快速回升，石油产量反弹。2020 年初在新冠疫情影响下燃 油需求创纪录下滑，同时 3 月的 OPEC+大会未能达成减产协议，此后沙 特等产油国大幅降低原油售价，供求失衡进一步将石油价格拖至历史低 位。此后，在 5 月至 6 月初期，受 OPEC 减产以及原油需求恢复的利好消 息支撑，月内油价延续上行走势，WTI 与布伦特两油再度回到 40 美元上 方。5 月初，OPEC+创纪录 970 万桶/日的减产正式落地，且各国减产执 行良好，6 月初，OPEC 又将这一减产规模延续至 7 月末，这为油价提供 了有力支撑。2021 年 4 月以来，随着油价快速回升，全球石油产量开始 反弹，2021 年全球石油产量约 42.21 亿吨，同比增长 1.2％。

2.2、2022年全球上游油气勘探开发投资预计为4330亿美元

随着油价上涨，油气公司投资意愿强，以及 OPEC+推出增产策略，预计 2022 年石油供给略大于需求。据国际能源服务机构 IHS Markit 预测， 未来一段时期内油价将在中高位徘徊，全球上游勘探开发投资将持续增 加，预计 2022 年的勘探开发投资为 4330 亿美元，同比增长 29%。以海 外四大油企为例，2021 年，埃克森美孚资本开支为 165.95 亿美元，同 比下降 6.01%；壳牌资本开支为 190.00 亿美元，同比增加 14.56%；BP 资本开支为 128.00 亿美元，同比下降 8.57%；康菲资本开支为 53.00 亿美元，同比增加 12.77%。

2.3、能源安全战略背景下，国内油气资本开支维持高位

受国内资源禀赋条件的限制，我国自 1993 年起原油对外依存度达到 6.7%， 成为石油净进口国；2011 年达到了 55.2%；2022 年上半年，原油对外依 存度上升至 71.05%，远超国际安全警戒线。国内油气投资维持高位。2022 年，中石油计划资本开支 2420 亿元，同 比下降 3.65%，其中勘探与生产开支 1812 亿元，同比增加 1.65%；中石 化计划资本开支 1980 亿元，同比增加 17.93%，其中勘探开发资本支出 815 亿元，同比增加 19.68%；中海油计划资本开支 900-1000 亿元，同比 稳中有升，其中勘探投资约 180-200 亿元，开发投资约 513-570 亿元。

3、页岩气开采对压裂设备需求倍增，杰瑞设备竞争力强

常规油气压力较大，开采时大多都会自喷，通过钻探的气井，直接流出 即可达到商业利用价值，压裂是在常规油气井开采一段时间后，压力不 足之时采取的增产措施。页岩气等非常规油气资源需要在初始开发阶段 使用压裂技术，在致密岩石中压出裂缝使油气渗入管道。近年来水平井 技术的大规模应用对压裂的需求不断增长，也使压裂开支在钻完井作业 总开支中的比重加速上升。页岩气开采技术主要包括水平井技术和多层分段压裂技术、清水压裂技 术、重复压裂技术及最新的同步压裂技术，这些技术正不断提高着页岩 气井的产量。正是这些先进技术的成功应用，促进了页岩气开发的快速 发展。页岩气开发过程中对压裂设备的需求对比常规油气有明显几倍的 增长，这使得页岩气的开采面临更大的技术难度和更高成本。

当前世界上仅有美国、中国、加拿大三个国家实现了页岩气的商业化开 采。根据 EIA 在 2013 年全球页岩气资源评估中的数据显示，美国、中国、 加拿大页岩气技术可采储量世界排名分别为第一、第二、第五，技术可 采储量分别为32.88万亿立方米、31.57万亿立方米、16.23万亿立方米。

3.1、美国页岩气开发改变世界能源格局，将迎来压裂设备更新周期

美国是世界上页岩气勘探开发时间最长、程度最高、研究工作开展最多 的国家，开发历史长达百余年，也是迄今为止唯一实现页岩气大规模商 业化开发的国家。2021 年，美国页岩气日均产量约 747 亿立方英尺，占 当时天然气产量的 80%，而在 2010 年，该比率仅为 32%。页岩气产量爆 发式增长，使美国能源使用成本明显下降，这一突破被称为美国页岩气 革命。

非常规燃料免税政策助力美国页岩气商业性开采快速发展。美国页岩气 勘探开发历史可追溯 1821 年，当年美国第一口商业页岩气 井在纽约州 阿帕拉契亚盆地泥盆系诞生，比北美第一口油井早 38 年。1976 年美国 能源部启动东部页岩气项目，到上世纪 80 年代页岩气开采 技术取得进 展，典型特征就是水平井技术被运用于页岩气开发，这是美 国乃至全球 页岩气发展史上具有里程碑意义的事件。然而，直到 1980 年非常规燃料 免税政策实施以后，美国页岩气广泛的商业性开采才得到快速发展。2000 年以后，得益于高气价、页岩储层描述技术以及钻井和完井技术的进步， 页岩气成为有价值的勘探开采对象。2021 年，美国页岩气产量达到 7721 亿立方米，同比增长 4.30%。

美国页岩气革命成功具备四大因素：资源禀赋、压裂技术、政策支持、 管网设施。 1）较为独特的资源禀赋优势。据 EIA 数据，截至 2021 年底，美国的 页岩气证实储量为 393.8 万亿立方英尺，约占当年美国天然气总证实 储量的 63%。美国页岩气具有埋藏深度适中（大约在 180-2000 米）、 单层厚度大（30-50 米）、总厚度超过 500 米、基质渗透率高（大于 100mD）、成熟度适中（Ro 在 1.4%-3.5%）、有机碳含量大（大于 2%）、 页岩脆性好（硅含量大于 35%）等特点。而且，美国页岩气富集区多 集中在平原地区，地广人稀且远离沿海等经济发达及人口聚集地，有 利于修建公路和机动运输、打钻等系列开采活动的实施及大面积占地， 从而为商业化开发奠定良好的基础。此外，美国拥有较为丰富的水资 源，从而为页岩气开采技术的顺利应用提供很大的便利。

2）压裂技术等带来的成本优势突出。经过多年探索，美国研发出一 套先进的页岩气开采技术，主要有水平钻井和压裂技术，其中压裂技术分为清水压裂、分段压裂、重复压裂和同步压裂。以水力压裂为例， 与常规压裂不同，水力压裂利用页岩较高的脆性，使用清水压裂，不 加或加入少量的支撑剂，能够产生密集的裂缝网络，极大的提高了地 层的渗流能力，因此页岩气井才能具有商业价值的产量。这些技术能 够有效提高单井产能，延长开采期限，叠加产量提高带来的规模效应， 从而使得页岩气开采成本得以控制。此外，科学合理的选矿提高了页 岩气的开采效率，规模化的推广普及最终使得美国页岩气产量大幅提升。

3）美国政府全面的政策支持优势。早在 20 世纪 30 年代，美国联邦 政府就出台了规范天然气行业的法案《天然气法》，上世纪 50-80 年 代初是美国能源战略的保守主义时期，先后颁布一些列法规政策限制 石油出口，正是这一时期，美国页岩气完成了从发现到工业化生产的 转变。此后，美国政府又先后出台《能源政策法》、《能源意外获利 法》、《气候变化行动计划》等，其中《能源意外获利法》规定了非 常规能源开发税收补贴政策。此外，美国还专门设立非常规油气资源 研究基金。美国对国内能源多元化的推进以及对非常规油气行业的扶 持推动了页岩气的快速发展。

4）完善的基础设备建设优势。美国成熟的天然气工业使其拥有完善的 输配一体化天然气管网，可为 48 个州输送/输出天然气，且天然气生 产和运输相分离，并实施管网第三方准入措施。这为美国页岩气的开 发利用提供了先天优势。此外，美国在页岩气储气、运输、压缩和纯 化等各个领域也拥有世界领先的基础设施。

3.2、中国页岩气在探索中前进，产量稳定增加，压裂设备需求旺盛

我国页岩气开采已经有 10 多年历史。2005 年我国开始了页岩气的相关 勘探，历经了从页岩气地质条件研究、“甜点区”评选与评价井钻探及 勘探开发前期准备，到海相页岩气工业化开采试验、海陆过渡相与陆相 页岩气勘探评价两大发展阶段，评价优选了四川盆地及邻区，鄂尔多斯盆地为中国页岩气勘探开发有利区，锁定了涪陵、长宁、威远、昭通、 富顺-永川等一批页岩气开发优质气田。2018 年，陆相页岩油勘探关键 技术研究取得重要进展，有效指导和推动了准噶尔盆地吉木萨尔、渤海 湾盆地沧东凹陷等陆相页岩油的勘探突破及规模建产；3800 米以浅页岩 气压裂工艺日趋成熟，低成本压裂工艺试验获阶段成效。

我国页岩气产量稳定增长，四川页岩气资源较多。2021 年，中国页岩气 产量为 230 亿立方米，同比增长 14.77%，占天然气产量比重 11.21%，同 比增加 0.59pct。我国页岩气可采资源量主要分布在四川、松辽、渤海 湾、江汉、准噶尔、塔里木等地区。目前，全国仅有四川和重庆实现了 页岩气规模化商业开采。 中浅层海相页岩气可实现稳产开发。从四川盆地页岩气资源的开发情况 来看，埋深 2500～3500m 中浅层海相超压页岩气区实现稳产，年产规模 200×108 m 3；同时，涪陵、长宁、威远、昭通等区块估算埋深 3500m 以上， 可探明页岩气有利区 700km2，新增储量 5000×108 m 3以上，综合分析可稳 产 20 年以上。

借鉴美国页岩气发展的历史，我国政府也出台了多项关于页岩气行业的 政策。从税收减免上来看，《页岩气开发利用补贴政策》，政策提出 2012-2015 年，中央财政按 0.4 元/立方米的标准对页岩气开采企业给予 补贴。2015 年，财政部与国家能源局将补贴政策延长至 2020 年，但补 贴标准调整为前三年 0.3 元/立方米、后两年 0.2 元/立方米。2022 年，财政部与 税务总局将页岩气资源税减征 30%的税收优惠政策执行期限延长至 2023 年底。从产量规划上来看，《天然气“十三五”规划》中提出 2020 年力 争实现页岩气产量 300 亿立方米，较 2015 年增长 255 亿立方米，同时规 划还指出到 2030 年我国将实现页岩气产量 800-1000 亿立方米。但是， 在页岩气下游定价市场化方面，相关政策还存在一定缺失，因此这方面 的配套政策仍需进一步完善。

预计 2030 年我国页岩气产量 800-1000 亿立方米。规划达到“十四五” 及“十五五”期间，我国页岩气产业加快发展，海相、陆相及海陆过渡 相页岩气开发均获得突破，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效 开发；根据《页岩气发展规划（2016-2020 年）》，2030 年我国将实现 页岩气产量 800-1000 亿立方米。 对比美国成熟的页岩气开发技术，中国还处于探索成长阶段。1）美国页岩气地层主要分布在上古生界和中生界，以海相地层为主， 地质构造相对稳定，分布较为集中，海相地层的特征使页岩气开采具 有充足的水源。国内页岩气多为陆相或者海陆交互地层，地势多分布 于山地、丘陵，地质构造相对活跃，页岩气开采技术难度较高，且页 岩气资源分布较为分散，而陆相地层水源获取较为困难。

2）我国页岩气与水资源分布不均，开发成本高。页岩气开发需要大量 用水，以美国为例，在巴涅特、费耶特维尔、海恩斯维尔和马塞勒斯 四大页岩气产区中，单井压裂用水从 1 万到 1.5 万立方米不等，是开 采常规天然气的 10 倍。但我国页岩气与水资源分布不均，世界资源研 究所公布的研究报告显示，中国页岩油气资源中有 3/5 以上位于水资 源匮乏的地区，面临较高的水资源压力或干旱环境。尤其中国西北地 区等页岩气富集区缺水，导致在水力压裂时往往不能够提供足够的水 资源，这在很大程度上限制了中国页岩油气资源开发。

我国页岩气目 前仍处于前期的探索阶段，开发时间较短，地质、地表条件复杂，相 关技术不成熟，关键设备依赖进口，我国页岩气开发的成本较高，单 井投入一般在 5000-7000 万元，而美国 8 个主要页岩气区带的单井开 发成本多在 300-900 万美元，具有良好的投资回报率。从最终的产气 成本来看，美国页岩气生产成本约为 1.5 元/立方米，而我国目前页岩 气生产成本约为 2.5-4.5 元/立方米，远高于我国常规气田的生产成本。

3）质量上，由于我国页岩气开发难度较美国更大，进一步提高了对我 国压裂设备质量上的要求。中国页岩气资源多分布在山区，地表条件复杂，黏土和矿物含量更高，岩石内空气阻力更大。另外，油藏埋深 在 3500 米以下，需要 2500 型及以上的压裂车以大功率长时间稳定输 出。 距规划目标仍有差距，国内压裂设备迎来增长新契机。根据《页岩气发 展规划（2016-2020 年）》，2020 年力争实现页岩气产量 300 亿立方米， 产量目标是 2018 年产量的近 3 倍。要想达到 2020 年的规划目标，在未 来，页岩气的开发力度将会逐步加大，从而直接带动页岩气开采核心设 备的增长。

以长宁和涪陵页岩气的产量和投产井数量为例，一年一口井平均页岩气 产量为 1846 万立方米。 1) 长宁页岩气：2019 年 5 月 29 日，根据中国石油西南油气田公司公 告，长宁页岩气区块已投产 148 口井，日产量达到 1006 万方，则 一年一口井平均页岩气产量为 2481 万立方米。 2) 涪陵页岩气：2019 年 9 月 16 日，根据中国石化涪陵页岩气公司公 告，涪陵页岩气田气井投产总数达到 402 口，日产量达到 1775.5 万方，则一年一口井平均页岩气产量为 1612 万立方米。 根据市场平均效率，国内压裂 2000-3000 米水平井国内会分 20-30 段（美 国可以分 100 段），一套压裂车组 5 万水马力（20 台传统 2500HP 压裂 设备或 10 台 5000HP 电驱压裂设备）每天平均压裂 2.5 段，再算上压裂 前期准备和完成后段收尾，每年一套压裂车组可以完成 15-17 口水平井。 未来随着服务技术的提升，有望达到 20 口井水平。

长期来看，受益于页岩气大开发，我国压裂设备增量市场空间超 900 亿 元。2018 年 108 亿立方米页岩气产量，需要大约 688 台压裂设备，对应 市场空间 110 亿元；当完成每年页岩气产量 300 亿立方米的目标时，需 要大约 1912 台压裂设备，对应市场空间 306 亿元，对应增量压裂设备 1224 台（市场空间 196 亿元）；当完成每年页岩气产量 1000 亿立方米 的目标时，需要大约 6373 台压裂设备，对应市场空间 1020 亿元，对应 增量压裂设备 5685 台（市场空间 910 亿元）。

压裂设备业内领先，持续获得北美市场认可。公司是最早进入美国压裂 装备市场的中国企业，2011 年已向美国提供全套大型压裂施工装备，公 司深耕北美高端油气市场多年，在美国拥有研发、生产、仓储及售后服 务基地，是我国目前唯一向北美提供全套页岩气压裂设备的供应商。自 2019 年以来，已在北美实现 5 套涡轮压裂整套车组的销售，累计订单金 额超 6 亿元。公司的涡轮压裂设备持续获得国际高端市场的认可，标志 着公司在该领域处于业内领先地位。

3.3、杰瑞常规压裂设备引领市场发展，电驱压裂设备全球第一

压裂设备国产化趋势明显。上世纪，哈里伯顿（世界最大的石油和能源 业的产品制造和服务提供商之一，产品覆盖油田工程大部分领域，拥有 先进技术及设备）和 S&S 公司（全球最大的油气田及其他工业领域专用 设备制造供应商之一，产品涉及完井、修井、钻井、连续油管、固井、 液氮及动力系统和电控系统）等国际知名油服公司进入我国市场，随着 国内技术不断发展，进口压裂设备的技术优势已经被抹平，价格上又高 于国产压裂设备，再加上进口压裂设备的一些工艺主要面对的是原产地 情况，例如美国当地的油田通常道路平坦，施工作业中压力低，所以当 地生产的设备也大多以 2000 型为主；但我国的裂压工程通常施工压力高 ，而且道路状况不好，所以海外进口的设备适用性不强，在近年来国产设备发展迅速的冲击下已经逐步退出了中国市场，目 前进口产品市场占有率已不足 10%。

常规压裂设备：四机厂和杰瑞引领压裂设备发展。目前我国常规压裂设 备生产企业有四机厂、杰瑞股份、中油科昊、南阳二机、北方重工、三 一重工、山东科瑞、宝石机械等；主要市场由四机厂、杰瑞股份（两大 寡头）、宝石机械（中国石油机械子公司）三家占有。与四机厂、杰瑞 两大寡头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四机厂和杰瑞的成套设备媲美，中油科昊 则作为市场跟随着分享低端市场。

美国最早提出电驱压裂的技术，国内四机厂最早开始研发电驱压裂，目 前只有杰瑞和宏华有成熟产品。 1) 美国 USWS 于 2014 年最早推出电驱压裂设备，拥有自主专利的 CLEAN FLEET 技术；北美首个纯电驱车队 EWS 则从 2017 年开始快 速发展。但由于海外公司的电驱压裂技术进步较慢，均采用经市场 考验的成熟压裂泵，如 GD2500、SPM2500 等，而没有采用更大功率 的单泵模式，限制了电驱压裂设备的渗透率提升。 2) 四机厂较早开始研发电驱压裂技术，2018 年 1 月，四机厂发布公 告，永济电机公司与其联合研制的页岩气采掘用 4500 水马力电驱 动压裂泵系统，在涪陵中石化油气田成功完成开采压裂施工。应用 试验结果表明：产品各项性能指标完全满足应用考核要求。但是截 至目前，相应产品没有实现销售。

3) 宏华是国内最早研发电驱钻机的企业，通过研发大功率、深井电驱 钻井设备，成功掌握了电驱技术，加上其他辅助系统，成功研发了 电驱压裂设备。宏华通过这几年的完善改进，用配套泥浆泵的方式， 2018 年开始实现 6000 水马力泥浆泵电驱压裂设备的销售，目前已 经在宏华的油服队伍中运行使用。

4) 杰瑞较早开始研发电驱压裂技术。2018 年，杰瑞推出电驱压裂橇 产品，研制成功全球单泵功率最大的 7000QP 系列大功率压裂柱塞 泵。2019 年 4 月，杰瑞发布全球首个电驱压裂成套装备及页岩气开发解决方案，包含了电驱压裂设备、电驱混砂设备、电驱混配设 备、智能免破袋连续输砂装置、供电解决方案、大通径管汇解决方 案；通过该套电驱压裂成套装备，能有效降低 80%的冲蚀磨损，使 用寿命提升 6 倍以上，维保周期提升 3 倍，大幅降低页岩气的开发 成本，提升页岩气开采效率。2019 年 9 月，杰瑞在美国 OTC 展会 上，杰瑞发布了 10000 水马力电驱压裂半挂车、双千型酸化压裂半 挂车等。

4、进军锂电负极材料，开启“油气+新能源”双主业发展模式

4.1、下游景气度较高，助力负极材料需求扩张

负极材料是锂电核心材料之一，新能源汽车是主要下游。负极材料是锂 电池核心材料之一，对性能起至关重要的作用。据 EVTank，锂电池包括 动力电池、消费电池和储能电池三大类，2022 年出货量分别为 684.2GWh、 159.3GWh、114.2GWh，占比分别为 71%、17%、12%。占比最高的动力电 池下游主要为新能源汽车；消费电池的主要下游包括手机、便携式电脑、 可穿戴电子设备等；储能电池的主要下游为电力系统。

新能源汽车景气度较高，助力负极材料需求增长。据中汽协数据， 2017-2021 年新能源汽车销量 CAGR 达 35.28%，成为锂电池产业发展的主 驱动力。据高工锂电（GGII），2016-2022 年中国负极材料出货量复合 增长率为 50%，2022 年出货量达 137 万吨，同比增长 90%，预计 2023 年 达 185 万吨；2016-2021 年市场规模每年同比增速超 13%，预计 2022~2023 年市场规模分别达到 180 亿元、210 亿元。

全球负极格局较分散，我国负极市场相对集中。根据高工锂电（GGII） 数据，目前全球锂电池负极材料行业主要集中在中国和日本，2021 年全 球 CR3 为 38.2%。中国是负极材料的主要产出国，2021 年中国负极材料 出货量占全球的 75.8%。从全球竞争格局来看，2021 年全球前十大负极 材料厂家，中国有贝特瑞、杉杉股份、璞泰来、凯金能源、中科电气、翔丰华、尚太科技等，其中日本有日立化成、三菱化学。从国内竞争格 局来看，我国负极材料市场相对集中，CR3 达 56%。其中，贝特瑞、璞泰 来和杉杉股份处于头部地位，2021 年占比分别为 26%、15%、15%。

各家企业产品价格与毛利率有所分化。从产品价格看，璞泰来、杉杉股 份负极产品处于中高端价格带，2021 年负极产品价格约 4~5.5 万元/吨， 中科电气、尚太科技负极产品处于中低端价格带，2021 年负极产品价格 约 2~3.5 万元/吨。2022 年上半年，行业内主要企业的负极产品毛利率 均值约 20~25%，其中部分公司表现高于行业平均水平，负极产品毛利率 超 40%。

4.2、进军锂电负极材料，发展“油气+新能源”双主业战略

投建大型锂电负极材料生产基地，开启“油气+新能源”双轮战略驱动。 2021 年 9 月，公司与甘肃天水政府签署协议，拟投资 25 亿元于年产 10 万吨锂离子电池负极材料一体化项目，预计于 2025 年前投完。2021 年 11 月，子公司杰瑞新能源正式成立。2021 年 12 月，杰瑞新能源投资 2.5 亿元与厦门嘉矽成立合资公司，合计规划产能硅碳纯品 400 吨、氧化亚 硅纯品 1400 吨、硅基复合负极 18000 吨。上述项目建成后，公司将拥有 国内大型锂电池负极材料生产基地，开启“油气+新能源”的双主业发展 模式。

新业务有望贡献收入增量。2022年3月，公司年产 10万吨锂电池负极 材料项目正式开工，参考业内企业投产进度，我们预计 2023-2024 年公 司负极材料出货量分别 3 万吨、10 万吨。2022年负极材料总体处于供不 应求状态，拉动产品价格持续上涨，预计未来随着产能扩张，价格有下 降趋势，我们预计 2023-2024 年锂电负极材料价格分别为 3.2 万元/吨、 2.8万元/吨，则 2023-2024 年公司负极材料收入贡献预计分别为 9.6 亿 元、28 亿元。

（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】「链接」