高性能产品打入垄断市场，迪威尔：深海油气设备专精特新小巨人

老范说评 / 2023-01-10 10:59 发布

迪威尔：深海油气设备专精特新小巨人

专注油气开采设备，深海产品占比不断提高

专精特新小巨人，知名深海油气设备厂商。迪威尔是全球知名的专业研发、生产和销售深海、压裂等油气钻采设备承压零部件的高新技术企业。

目前已形成以深海油气水下开采设备、页岩气压裂设备、陆地油气开采设备等专用承压件为主的系列产品，广泛应用于全球各大主要油气开采区的深海钻采、页岩气压裂、陆地井口、高压流体输送等油气设备领域。

公司建立了 CNAS 国家实验室，先后被认定为国家火炬计划重点高新技术企业、国家专精特新小巨人企业、省高成长型中小企业等。

深海产品生产要求高，22Q1-3 归母净利同比高增印证深海油气高景气。

油气田开采设备需要承受高压力、强腐蚀、高低温差等多种工况环境，装备专用件产品性能要同时满足高强度、低温韧性及性能均匀性，制造难度大。

特别是深海油气设备要求高安全性，使用寿命长，耐高压，耐低温，且核心部件厚度大、形状复杂，对生产工艺要求极高。

2021 年受疫情影响，国内压裂市场订单缩减及欧美等地区的大型油气公司都大幅度减少资本性支出，叠加原材料涨价，导致公司订单减少，营收净利均出现下降。

随着全球疫情好转，公司深海及压裂订单增加，22Q1-3 业绩重回高增轨道，营收和归母净利分别同比增长 80.87%和 254.05%，印证深海油气高景气。

21 年深海营收占比 27%，毛利率 32.67%。

迪威尔目前形成了井口及采油树专用件、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。高毛利深海产品从 17 年的占比 16%上升至 21 年的 27%，22H1 继续上升至 30%，并且毛利率在 21 年面临原材料涨价和疫情双重压力下依然保持了 32.67%的高毛利率。

22Q1-3 毛净利率回升，研发费用维持高位 22Q1-Q3 毛净利率回升，研发费用维持高位。

2021年公司毛净利率下降主要系：

1）国内压裂及欧美等地油气公司大幅度减少资本支出，订单减少；

2）市场订单减少导致竞争激烈，产品平均销价同比降低 10%左右；

3）原材料和能源成本大幅上涨。

22Q1-3 毛利率回升主要系高毛利深海产品占比提高。公司研发费费用率维持稳定，2019 年以来一直维持在 4% 以上；未来随着公司规模扩大，管理费用率有望持续下降。

油价中枢有望维持高位，资本支出周期性减弱刚性增强

全球原油需求预计 2040 年见顶，油价中枢有望维持高位。

据 OPEC 预计，2022 年全球原油需求将达 100.3mb/d，仅略高于 2019 年疫情前水平，并于 2040 年见顶。EIA 预测 2023 年 10 月前，全球原油供需将维持紧平衡状态，WTI 原油价格维持在 90USD/b 左右。

根据华泰证券研究所化工团队观点（《原油价格趋势向上，供需面皆有助力》，2022 年 10 月 9 日）：中长期而言，在总需求见顶预期下，产油国协同限产保价动力强，而长期在开采及转化（炼厂）端的资本开支不足导致了石油产业整体在全球经济萧条/衰退通道中的高盈利，使原油中枢价格维持在相较历史的高位水平，尽管进一步的需求衰退或将拖累油价上行，但我们认为高油价中枢得到持续验证。

资本支出周期性减弱刚性增强，未来增量主要来自于美国及拉美深海地区。

我们以雪佛龙、康菲石油、西方石油和埃克森美孚作为样本，发现在 2020 年以前，油企资本开支基本滞后油价 6-12 个月，2020 年以后周期性大幅减弱。

我们认为在全球碳中和的背景下，油企资本开支刚性有望增强，因为在未来高油价中枢的预期下，叠加传统油田产量年均衰减 5%，页岩油投产第一年之后就会衰减 50%以上的现实情况，全球石油企业需要增加资本开支来维持原本的产量。

据 OPEC 预计，全球上游石油企业 2020-2025 年的资本开支又将进入上行周期。2021-2027 年，非 OPEC 地区原油增量主要来自于美国和拉美地区，也就是来自于美国页岩油气和拉美深海油气。

深海为全球开发新机遇，深海采油树订单印证高景气

近十年新发现海上油气占比 74%，海油盈亏平衡点持续下降

海上油气可分为浅海深海超深海，深海和超深海占比有望提高。根据 IEA 分类，0-400m 为浅海油气，400-2000m 为深海油气，2000m 以上则为超深海油气。

2016 年，海上原油产量占全球 30%左右，海上天然气占全球 20%左右，其中产量主要由浅海贡献，未来深海和超深海产量占比有望提高。

从投资区域看，国际大公司广泛进入的重点区域主要有巴西盐下油藏、苏里南圭亚那盆地、美国墨西哥湾等地区。此外，西非海域和我国的南海也将是未来深水油气勘探开发的热点地区。

近十年新发现海上油气占比 74%，深海超深海占 20 年 1-10 月新发现油气 50%以上。

随着陆上的油气勘探日趋成熟，新发现的油气藏规模越来越小。相比之下，深水、超深水资源潜力丰富，探明率较低，更容易发现大型油气藏。

据 IHS 统计，近 10 年全球新的油气发现有 74%的分布在海域，其中深水占 23%，超深水占 36%。

Rystad Energy 研究显示，截至 2020 年 10 月，全球已有 73 个重要油气新发现，陆上 36 个，海上 37 个。

以储量计，新发现海洋油气储量占比超 3/4，超深水区占 33%，深水区占 38%，浅水区占 29%。其中，新发现天然气可采储量约 37.5 亿桶，占发现储量的 46%。

海洋油气利用率探明率双低，海洋油企储采比拉开差距。

从开发利用情况来看，2017 年深水和超深水的石油累计产量仅占其技术可采储量的 12%和 2%；天然气累计产量仅占 5%和 0.4%，远低于陆上油气的 39%和 37%。

从探明程度上看，海洋石油和天然气尚处于勘探早期阶段，浅水、深水和超深水的石油探明率分别为 28.05%，13.84%和 7.69%，远低于陆上的 36.72%；天然气分别为 38.55%、27.85%和 7.55%，远低于陆上的 47.01%。

根据各油气企业年报，以海洋油气开采为主的巴西石油 2021 年原油储采比最高，达到 10.4 年，高于中海油、中石油和中石化的 8.9、6.8 和 5.8 年。

海油盈亏平衡点持续下降，经济性显现。

Rystad Energy 在其 2015 年 10 月的报告中指出，全球海油对应的 Brent 原油盈亏平衡价格范围为 59-63 美元/桶，得益于海上石油开采技术的发展以及海上钻井业务的合并带来的规模效应，海上油气开采成本大幅降低。

自 2014 年以来下降 40%，海上深水仍然是成本最低的供应来源之一。2018-2021 年间，近海深水的盈亏平衡价格下降了 30%，浅水领域的开采成本下降了 17%。

据 Rystad Energy 分析，2021 年深海原油盈亏平衡价格为 43 美元/桶（已低于北美页岩气盈亏平衡价格 44 美元/桶），浅海大陆架原油盈亏平衡价格为 48 美元/桶。

全球海洋油气勘探开发迎来新机遇。

随着陆上油气资源开采难度和成本的增加，世界油气勘探开采正逐渐转向海洋。深水、超深水海域，勘探程度低，油气资源储量丰富。

据中国石油网，自 2018 年来，南美北海岸、北美墨西哥湾等区域相继获得多处重大油气勘探突破，深水油气正逐渐成为未来油气产量新的增长点和石油公司上游投资的焦点。

据 GlobalData预计，2018-2025 年全球新增油气开发项目 615 个，在整个周期内共需资本支出约 1.7 万亿美元，有望生产原油超过 120.03 亿吨，天然气 24.56 万亿立方米。

在这些资本支出中，海域油气项目共支出 12,510 亿美元，占支出总额的 73.4%。其中，超深水、深水和浅水区的资本支出分别为 4,290 亿美元、3,250 亿美元和 4,970 亿美元。

深海设备制造难审核严，1-11 月累计深海采油树订单同比增长 30%

深海油气全生命周期时间长达 30 年，开发阶段投资密度大。

深海油气投资金额主要集中在开发成本，其中为期 5 年的前期开发成本占总成本的 8.52%，为期 5 年开发阶段的成本占比为 49.41%，为期 20 年的生产运营阶段成本占比为 42.07%，开发阶段的投资密度显著高于其他阶段，并且设备制造占总投资额的 26.11%。

勘探船是海上油气前期开发的重要设备。

在开采前必须先定位近海石油和天然气的位置。

地球物理公司通过能量源在海底反弹的声波，进行分析和勘探。在水中，能量源通常是一排不同大小的气室，充满压缩空气，被拖在勘探船后面，向水中释放出高压能量。

返回的声波被沿一系列电缆间隔开的水听器探测和记录。在整个过程中采用严格的环保措施，以确保海洋哺乳动物和其他海洋生物的健康和安全。

海上钻井设备可根据作业水深依次分为驳船、自升式平台、半潜式漂浮平台和钻井船。

一旦发现潜在的石油时，公司将用移动式海上钻井装置（MODU）钻探勘探井。当 MODU 打到油时，工程师密封油井，为生产钻机做准备。

一些 MODU 被改装成生产钻机，这意味着一旦发现石油，它们会从钻探石油转为捕获石油。大多数时候，石油公司会用一个更永久的石油生产钻井平台来取代 MODU，以收获石油。驳船、自升式平台、半潜式漂浮平台和钻井船是四种主要类型的 MODU。

不同环境对应不同生产平台，海底系统中井口设备至关重要。

深海油气生产平台是一个工程奇迹，可以在超深水和高压下钻探生产，按照适用环境分为固定式、顺应塔式和半潜式等平台。

其中，水下生产系统是开发深水油气田的关键装备，水下采油树所构成的井口设备是海洋油气水下生产系统的核心组成部分。

深海井口主要包括深海采油树、管汇、阀体等组成，相较陆上设备要求更高。

井口及采油树专用件是指在石油、天然气钻井开采过程中，用于控制气、液（油、水等）流体压力和方向的设备。

悬挂套管、油管，并密封油管与套管及各层套管环形空间的井口装置中的零部件包括采油树阀、悬挂器、套管头、油管头、四通、法兰等。

由于深海油气设备的安装操作难度高及使用环境恶劣，相较于陆上井口设备，深海油气井口设备对专用件的承压、抗腐蚀等各项性能指标和可靠性有着更高的要求。

深海油气装备制造难度大，客户审核严格。

每一个油气田开采的工况都不一样，随着油气开采技术的不断提升，开采的工况环境越来越复杂，特别是深海油气的开采，装备专用件会受到高压力、强腐蚀、低温度等因素影响，针对不同的工况环境影响因素，对装备专用件的技术性能要求差距较大，都需要设计专门的专用件的技术参数，满足不同工况的技术性能要求。

由于深海领域对于产品“零缺陷”的要求，制造难度极高，因此任何品类、级别的产品都需要经过客户严苛的审核。

Westwood 预计 22-26 年全球深海采油树订单同比 17-21 年增长 44%，我们预计 25 年深海设备市场空间有望达到 132 亿美元。

根据 Westwood，1-11 月累计深海采油树订单同比增长 30%，预计 22-26 年海底采油树需求为 1590 株，较 17-21 年增长 44%，得益于巴西石油对深海和埃克森美孚对圭亚那 Stabroek 的持续投资，拉丁美洲订单将占比 36%。

根据 Spears & Associates 的统计，2019 年深海设备市场容量为 120 亿美元左右。

假设主要设备厂商市占率不变，竞争格局没有变化，市场规模跟随三家深海业务总体营收变动，并且将截至 2022Q3 的同比增速作为 2022 年全年深海设备市场空间的同比增速，我们预计 2022 年全球深海设备市场空间有望维持 120 亿美元。

结合 TechSci Research 预计深海设备 CAGR>4%，Market Litmus 预计 CAGR=2%，考虑到深海油气的结构景气，我们预计 2022-2025 年深海设备 CAGR=3%，2025 年深海设备市场空间有望达到 132 亿美元。

深海油气集中在拉美等地，过去国外长期垄断深海设备。

巴西近海、美国墨西哥湾、安哥拉和尼日利亚近海是备受关注的世界四大深海油区，几乎集中了世界全部深海探井和新发现的储量。

巴西深水油气盐下开采技术难度大，单井成本高，但由于单井产量高，桶油成本是全球深水作业区中最低的，平均操作成本在 10 美元/桶左右，盈亏平衡点在 40 美元/桶左右，导致低油价对巴西深水项目影响不大。

深海设备市场市场集中度高，全球前五大油气技术服务公司占据了 75%以上的市场份额。

国内设备厂商有所突破，迪威尔国内领先。

国内油气专用件市场的参与者之前是国内大型石油公司下属的油气设备机械零部件生产单位，其产品主要为集团内的设备制造商提供配套；近十年来，随着以公司为代表的民营、合资企业，在油气行业大发展的背景下快速发展，借助灵活的机制、市场化的管理及技术研发投入，取得了高速的发展，积极参与国内市场竞争，部分企业已经成为国内领先的油气技术服务公司的重要供应商，如道森股份、迪威尔等。

但在深海领域，参与者主要是美国、意大利和法国等地规模较小的非上市公司，国内主要参与者为长期投入深海油气设备研发的迪威尔和深海锻件厂商海锅股份，迪威尔销售规模国内领先。

产业链延伸叠加技术领先，深海油气项目专用件订单屡获突破

高性能产品打入垄断市场，深海油气项目专用件订单屡获突破

特钢微合金化配方专利结合应用材料与制造工艺一体化技术打造产品最佳性能。

特钢的微合金化主要体现在对特钢标准规范中主要合金元素的含量区间更精确的控制，以及对标准规范未作出规定的 20 余种微量合金元素的含量区间进行设计。

迪威尔在客户要求标准的基础上，结合长期在油气设备专用件领域的研发和生产制造经验，形成了自身的材料合金化和微合金化配方，拥有独立的知识产权，是公司的专有技术。

秉承“材料与制造工艺一体化”的思路，公司在行业内率先研发及应用材料与制造工艺一体化技术，实现针对不同材料特性，采用不同的生产制造工艺，以达到产品的最佳性能指标。

抓住产业转移趋势，打入垄断市场，深海油气项目专用件订单屡获突破。

全球深海油气水下开采设备或系统技术主要被 TechnipFMC、Aker Solutions、Schlumberger 和 Baker Hughes 垄断，四家公司 2018 年的市场份额达到 81%。

凭借长期的研发投入，超过行业标准的低温冲击韧性、大壁厚均匀性等综合产品性能，迪威尔抓住疫情和冲突下产业链转移趋势，成为上述四家公司在亚太区域最重要的供应商，为国内率先打入深海油气领域的设备公司。

迪威尔提供的深海承压零部件已应用于全球数十个深海油气开发项目，墨西哥湾 Tobago、Whale、Trion 油田、巴西 Carcara 油田等项目的工作水深都超过 2500 米。

22H1 累计承接了 175 个深海油气项目的专用件产品订单，去年同期仅 15 个订单，实现从试订单到批量订单的突破。

产业链延伸，堆焊与多向模锻升级工艺

产业链延伸，募投项目增强批量化生产能力。

迪威尔深耕细分领域，一方面，不断延伸业务链，从锻造工厂、投资热处理，延伸精加工、堆焊、组装等业务环节，通过承接客户的制造转移，不断提升核心制造能力；另一方面，通过募投项目，建设智能化生产线，增强公司批量化生产能力，与目前的小批量定制化生产形成业务互补，充分利用已有的生产管理经验、客户资源、行业知名度及技术储备，形成强大的制造能力，提升行业竞争地位。

堆焊增强竞争力，由自由锻升级至多向模缎。

堆焊通过焊接沉积一层或多层具有所需性能的材料，获得具有耐磨性，耐热性和耐腐蚀性的覆层。迪威尔镍基合金堆焊项目已开始正式订单作业，初步形成整体堆焊技术及深加工制造能力。

传统大锻件主要以自由锻压的成形方式为主，金属材料浪费较多，对材料连续性有所破坏，降低了产品性能。

模锻技术可实现一次挤压完成复杂外形中空件的成形，大幅度节约材料，并显著提高产品力学性能，但产品普遍尺寸较小。

公司向太原一重订购的世界上最大的 350MN 多向双动复合挤压成形液压机可用于特殊工况如深海、压裂等装备关键部件的成形制造，是核心技术储备。

估值与风险提示

盈利预测

核心假设：

1）深海结构高景气下，国内厂商已有所突破，国产替代有望持续。迪威尔 22H1 深海相关订单量同比大增，平均交货周期 3-6 个月，我们预计未来公司深海订单有望持续增长。

2）公司扩产规划明确，订购的世界上最大的 350MN 多向复合挤压机即将到货，此项目将原本 4 万件每年的产能提高至 12 万件。随着产能的逐步爬坡，规模效应将持续显现。

3）公司生产使用的主要原材料为特钢，成本占比较高，2021 年公司油气设备原材料成本占比 61.97%。

在公司 3-6 个月的交货周期内，原材料价格的波动将会影响订单毛利率水平。

从历史上看，特钢价格与普钢价格走势基本相同。根据华泰证券研究所原材料团队观点（《行业盈利处于低谷，静待供需改善》，2022 年 11 月 1 日）：在弱需求的情形下，供给端的反应及时度及力度将决定钢价反弹的速度和空间，但大幅反弹或不是基准情形。

在此情形下，我们预计特钢价格也不会大幅反弹，未来公司各业务毛利率有望改善。

井口及采油树专用件：陆上井口及采油树专用件市场空间较大。受益于中东地区油气开采景气度在中高油价中枢下逐步修复，以及公司扩产落地后接单能力的提高。预计井口及采油树专用件业务有望持续稳健增长，预计陆上专用设备 22-24 年营收同比增速为 20%/18%/15%；考虑到随着板块收入增长、规模效应将逐步体现，预计毛利率为 14.5%/15%/15.5%。

深海设备专用件：深海油气储采比高、成本下降显著，属于结构性高景气板块。公司作为国际大型油服公司重要的深海设备专用件供应商，受益于深海装备产业链向亚太区的转移，在下游客户的渗透率正持续提升，我们预计深海设备专用件板块 2022 年营收将大幅增长，其后仍维持较快增长速度。

22-24 年营收同比增速为 192%/80%/40%；考虑到公司积极进行产业链延伸；2021年受特钢等原材料价格大幅波动叠加疫情、限电一定程度对公司正常生产造成一定影响，板块毛利率较往年有所下行。

截至 2022 年上半年毛利率已经恢复至 40%，我们预计全年板块毛利率将保持 40%。

其后，考虑到随着板块收入增长、规模效应将逐步体现，毛利率有望逐步提高。预计 2022-2024 年，板块毛利率分别为 40%/40.5%/41%。

压裂设备专用件：随着中国页岩油气开采以及全球新型压裂的渗透率不断提高，压裂泵市场有望实现高速增长，对应的压裂设备专用件需求仍持续加大。

受益新客户拓展初见成效，我们预计压裂设备专用件业务 2022 年营收将大幅增长，其后仍维持较快增长。

预计 22-24 年营收增速分别为 148%/40%/30%；2021 年受特钢等原材料价格大幅波动叠加疫情、限电一定程度对公司正常生产造成一定影响，板块毛利率较往年有所下行。

截至 2022 年上半年毛利率已经恢复至 26%，我们预计全年板块毛利率将达 28%。

考虑到随着板块收入增长、规模效应将逐步体现，毛利率有望逐步提高。预计 2022-2024 年分别为 28%/29%/30%。

钻采设备专用件：随着研发和设备投入的加大，公司生产的防喷器品质将进一步提升，有望渗透入更高端的供应链体系。2022 年在下游部分大客户的拓展已初见成效，预计营收增速将达 80%，23-24 年营收增速分别为 15%/10%；考虑到随着收入增长、规模效应将逐步体现，毛利率有望逐步提高。预计 2022-2024 年，毛利率分别为 18%/18.5%/19%。

费用率：我们预计随着公司持续的研发投入，积极进行产业链延伸，产品竞争力有望持续上升，22-24 年公司销售费用率分别为 3.1%/2.4%/2.3%；管理费用率随着规模效应稳定下降，预计 22-24 年分别为 5.2%/4.1%/4%；持续的重研发投入将研发费用率维持高位，预计 22-24 年研发费用率为 5%/4.8%/4.8%；我们预计 22-24 年公司财务费用率分别为 1.92%/2.46%/2.46%。