（一）公司简介：多元布局的 EPCI 总包龙头，立足国内放眼全球
海油工程是亚太地区最大的海洋油气工程 EPIC 总承包商之一，是国内唯一集海洋 油气开发工程设计、陆地建造、海上安装调试、以及液化天然气配套为一体的大型 工程总承包公司。历经二十余年建设与发展，公司凭借扎实的海洋工程专业技术以 及 EPIC 总承包作业经验，与国内外众多海上油气项目业主建立良好稳定战略合作 关系。
公司主营海洋油气总承包项目，近年业务多元化拓展逐步成熟。海油工程立足于传 统海洋油气开发项目，并在此基础上培育拓展 LNG 模块、深水工程、FPSO 等新业 务领域。公司 2021 年上半年海洋工程板块营业收入为 76.6 亿元（总承包/非总承包 收入 71.9/7.7 亿元），合计占总营收近 68%；非海洋工程业务营收为 37.4 亿元， 占总营收比重为 32%。
中国海洋石油集团控股，肩负保障国家能源安全重要使命。海油工程最初是由中海 油石油平台公司、海上工程公司、工程设计公司、南海西部公司、渤海公司多方共 同发起设立。截止至 2022 年三季度，中海油集团直接与间接合计持股比例达 55.3%， 是海油工程控股股东。2018 年起，中海油积极响应国家增储上产工作要求，出台并 落实《关于中国海油强化国内勘探开发未来“七年行动计划”》。
立足国内海洋油气市场，同步拓展境外海工装备业务。公司多年以来紧随中海油战 略规划，在渤海与南海海域共同开展作业。稳固的国内市场始终是海油工程主营业 务发展根基。此外，公司还在北美、中东与亚太三大海外市场构建区域中心平台， 业务范围覆盖钻井平台、FPSO模块、以及海上LNG液化模块等各类海工油气项目。
受益于国内增产上储计划，海油工程近年经营业绩稳步提升。依托中海油海洋油气 开发持续有力推进，海油工程近年承揽合作项目随之增多，经营业绩实现稳健增长。 2018 年至 2021 年，公司营业收入由 110 亿元提升至 198 亿元，CAGR 达 21.4%； 归母净利润由 0.8 亿元增长至 3.7 亿元，CAGR 达 66.6%。另外根据海油工程三季 报披露，公司前三季度累计营收为 195 亿元，同比增长 63%，金额已基本与上年全 年持平，归母净利润与归母净利率分别达 8.35 亿元与 4.29%，远超上年全年水平。
行业内领先的规模、技术、资产优势是海油工程实现一体化工程模式的重要基础。 海工油气装备通常体积较为庞大，其建造过程需大面积占用土地且进行水上安装的 作业难度较高。因此，油气田项目业主对于 EPIC 总承包商的陆地与海上工程综合 能力存在一定要求。 公司陆地建造场地成熟完备，可满足超大型海洋平台建造。公司在天津、青岛、珠 海等地均设有装备制造场，具备 3 万吨级超大型导管架与组块的海洋平台建造能力。 截止至 2022 年，归属于海油工程的建造场地总面积达 290.5 万平方米，合计最大钢 材加工产能近 60 万结构吨每年。公司各场地建造功能有效互补，可实现浅水与深水 油气装备领域的全面覆盖。
公司自有船队工程能力强大，海上施工专业化水平领先。海油工程现有船舶共计 19 艘，船队功能覆盖组块运输、水下铺管、浮吊起重，系泊安装等海洋工程重点作业 环节，公司目前海上安装与铺管能力在亚洲处于领先低位。另外从船舶资金投入角 度来看，海油工程船队累计投资金额高达 137 亿元，资产壁垒较高。
（二）发展历程：十余年多轮沉浮，新一轮周期王者归来
复盘海油工程发展历程——在高油价的景气阶段，公司业绩扩张趋势显著；在油价 回落阶段，尽管公司的业绩短期承压，但凭借国内项目的支撑和充足的资金实力， 公司仍能持续修炼内功，实现技术突破与降本增效。我们将公司 2009 年以来的发 展历程主要划分为三个阶段： （1）2009-2014 年：原油价格攀升并维持高位运行，公司海洋工程主营业务快速扩 张。上游开发需求复苏带动海油工程营收体量与利润率实现双重增长； （2）2015-2020 年；油价下跌后进入低位震荡，公司采取多元化业务拓展以及绑定 中海油“七年行动计划”等举措，积极为经营业绩寻求有力支撑。 （3）2021 年至今：油价顺周期再度来临，全球能源供给格局重塑。海油工程综合能 力在近年项目与技术积累下获得提升，公司头部优势将有望在本轮行业复苏过程中 充分显现。
（1）2009 年-2014 年：受益行业上行周期，营收与利润率持续扩张
高油价促使上游投入力度加大，海油工程订单承接量提升显著。原油价格是影响上 游油气项目开发积极性的主要因素之一。上一轮油价驱动的行业上行周期内，海油 工程连续多年新签订单保持稳定增长。订单规模由初期的 100 亿元水平持续扩展至 2014 年的 270 亿元高点。
公司建造场地工作量显著提升，后期产能利用率较为饱满。海油工程这一阶段内尚 未进行产能扩张，期间导管架与组块的陆地建造工作是由青岛及塘沽场地负责完成。 两座建造场合计年最大钢材加工产能为 33 万结构吨。公司 2012-2014 年海工业务 工作量维持较为饱满状态，产能利用率最高达 75%水平。
海油工程营收规模大幅扩张，利润率同时呈现高弹性增长。上轮行业上行时期业绩 表现来看，公司收入体量由 2009 年的 139 亿元增长至 2014 年的 220 亿元，累计 增幅达 58%，五年 CAGR 达 9.6%。另外，公司利润率水平在此期间同样实现快速 攀升，主营海洋工程业务毛利率由 12.5%提升至 32.5%，归母净利润率由 7.0%提升 至 19.4%。
（2）2015 年-2020 年：国际油价持续低迷，公司积极寻求业务拓展以及深度合作
2015-2017 年，油价低迷使得下游投资规模缩减，公司主动进行多元化业务发展。 随着原油价格大幅回落并进入低位震荡，公司主营海洋工程板块遭遇冲击，收入体 量萎缩严重，利润率快速下滑。海油工程在此期间凭借自身建造能力优势，以 LNG 处理模块业务作为公司业绩全新增长点，承揽了澳大利亚 Gorgon、Ichthys、俄罗 斯 Yamal 等优质海外项目，在传统海工业务受到严重影响的情况下通过高利润率非 海洋项目助力公司渡过困境。
2018-2020 年，公司紧密协同中海油“七年行动计划”，国际低油价行情之下实现 经营业绩逆势增长。2018 年后全球油气市场依旧面临持续下行压力，但我国已明确 提出关于能源安全稳定保障的工作要求，国内“三桶油”勘探开发投入力度与原油 价格震荡脱钩，保持稳健上行。海油工程依托与中海油良好战略合作关系，国内海 域油气项目承揽量快速提升，盈利水平得到一定修复。而公司海外项目仍受到项目 竞争激烈，叠加钢价持续攀升双重影响，毛利率仍然承压，从而拖累整体业绩表现。
（3）2021 年-至今：新一轮周期开启，海工龙头有望王者归来
油气行业资本开支与油价关联性较高，当下新一轮周期已拉开帷幕。海洋油气上游 开发投资规模与原油价格走势关系紧密，且存在约一年滞后空间。2009 至 2014 年 高油价期间，全球海洋油气投资规模由 1300 亿美元水平稳健扩展至近 1900 亿美元。 当前油气行业稳步复苏背景下，上游海洋油气田业主新开发项目增多将有力带动油 气田服务以及油气装备制造企业营收与利润实现显著增长。
上游开发需求传导显现，海油工程新签订单规模稳步提升。得益于 2020 年下半年 以来石油与天然气价格稳步复苏，公司订单承接量保持高位水平，增速保持 20%左 右的稳健增长。从新签订单的构成来看，由于近年海外业务毛利率尚未完全实现修 复，因此公司所承揽项目仍以国内市场为主。近期南美洲海洋油气开发以及欧洲 LNG 处理模块需求高涨，未来海外市场利润率水平将有望加速改善。
公司传统海工油气项目运行数量显著增多。根据海油工程三季报披露情况，公司当 前在运行项目共计 56 个，较 2021 年同期增多 7 个。其中海洋油气工程项目数量为 49 个，同比增多 8 个。此外，公司非海洋工程项目数量保持平稳，当前运行项目数 量为 7 个，与去年同期持平。
项目承接量提升带动公司产能利用率饱满，钢材加工量大幅度改善。根据海油工程 所披露工作量指标，应用于海上钻采平台的导管架与组块的建造数量近两年显著增 多，与之对应的结构钢材料加工量明显提升。截止至 2022 年三季度，公司已累计完 成 22 座导管架和 21 座组块的陆地建造工作，单体合计完工量已经同上年全年的 43 座持平。累计钢材加工量为 28.6 万结构吨，超 2021 年全年 24 万结构吨水平，同 比增速达到 89%。
海油工程导管架与组块海上安装工作进展有序。海上安装作业是公司 EPIC 流程中 陆地建造的后续工程环节。随着陆上建造完工数量实现增长，所对应的水上安装工 作量也将有所上升。海油工程 2022 年前三季度累计船天投入量达 1.93 万个，约为 上年全年 86.9%水平。
经营指标显著改善，营收加速增长，毛利率持续提升。2022Q2-Q3，海油工程季度 营业收入增速分别达到 68.5%/72.9%，收入增速创 2013 年以来新高。季度盈利水 平在原油价格上涨行情中持续修复，特别 2022 年三季度，公司毛利率达到 12.61%， 环比大幅度改善 3.5%，同比改善 0.6%。
（一）海工装备：受益油气开支结构性复苏，深海油气开发空间广阔
海洋工程装备是为海洋资源开发提供技术支持的综合性和战略性装备，在海洋开发 过程中扮演举足轻重的作用。海工装备通常可分为海洋石油天然气资源开发装备、 其他海洋资源开发装备和海洋浮体结构物三大类。其中应用于海上油气开发的工程 装备是当前海工装备的主体板块。海洋资源开发具有技术难度高、作业流程复杂的 特征；与之对应，海工装备板块细分品类众多、且根据水深不同、作业类型不同均 有详细划分。
海洋油气开发由勘探、开发以及生产三个环节组成，开发投资大，时间长，投资回 报周期长。根据美国海上能源协会 NOIA 对墨西哥湾油气项目生命周期各阶段价值 测算，海洋油气的投资主要集中在开发部分，占比 62.97%；其中海洋油气设备生产、 购买和完井成本最高，其成本主要包括钻具平台、生产平台、海底生产系统、海工 辅助船等。海洋油气开发施工时间较长，分为前期开发和主要开发两部分，时长约10 年。同时，海洋油气投资回报的周期也较长，一般持续近 20 年。 本轮资本开支特征：陆地开支恢复滞缓，海洋油气投资加速增长。根据 RYSTAD ENERGY 统计与预测，2022 年全球海洋油气资本开支有望达到 1700 亿美元，相比 上年增长 30.8%，远超陆地油气的 14.3%增速，并较疫情前 2017 至 2019 年行业平 均投资规模提升约 7.6%。而以往恢复更快的陆地油气资本开支，2022 年较疫情前 均值仍有一定的差距，表现出恢复滞缓的特征。我们认为，陆地油气投资恢复滞缓 原因或为主要产油国对长期需求悲观、自身资产负债表修复需求以及部分陆地产油 国资源品质下滑等多因素影响。
头部油服公司 2023-2024 年在手订单保持高增长，海洋油气开发景气周期确立。进 入 2021 年一季度后，FMC 在手订单金额同比增速提升显著；其中涨幅较为明显的 是 23-24 年在手订单数量，同时订单数量保持连续 5 个季度高增长。截至 2022 年 三季度，23-24 年在手订单数量增速均超过 160%，复苏趋势显著。全球龙头 23-24 年订单饱满，预示着明后年全球海洋油气开发有望继续保持较高的景气度。
上游景气度已传导至海工装备行业，海工平台利用率与日费创 8 年来新高。受益全 球海洋油气扩产加速，先前处于温停状态的海上钻井装备已陆续投入使用。根据 IHS 统计数据，2022 年 9 月全球钻井船与半潜式钻井平台利用率分别已达 80%与 59%， 后续仍存在较为充分持续提升空间。另外，钻机装备日费回暖式态同样表现强劲。 当前钻井船与半潜式平台日费价格为 41.5/36.2 万美元，较 2018 至 2020 年日费均 价分别提升 103%与 123%。
钻井装备交付：下游高景气带动钻井平台订单显著增加，未来两年交付量高于历史 均值。根据 RYSTAD ENERGY 统计，应用于浅水油气开发的自升式钻井平台今年 已完成交付 3 座，并将在 2023 至 2032 年期间累计交付 36 座。中深水作业的浮式 钻井平台已交付 2 座，根据 RYSTAD ENERGY 预测，自升式钻井平台 2023 至 2024 两年时间内共将交付 18 座，年均 9 座，远高于 2017-2021 年交付量的均值。
生产装备交付：FPSO 景气度显著改善，2023 年新投入数显著提升。FPSO 的深海 生产作业过程的中的关键装备。根据 RYSTAD ENRGY 统计未来海上油田新开发项 目规划以及新投入 FPSO 数量预测，2023 至 2025 年全球新交付 FPSO 数量将达到 34 艘，较 19-22 年合计交付量增长 50%以上。
（二）储量、成本、地域分布三因素共同驱动海洋油气开发加速
（1）资源禀赋：海洋油气资源储量丰富，开发潜力大于陆地。根据 IHS 数据，近十 年全球新发现的油气中，海上包括浅水、深水、超深水资源合计平均储量为 5.66 亿 桶油当量，占比为 74%，远高于陆地的 26%。
（2）开发成本：海洋油气开发成本已经具备较强竞争力。根据 2021 年 RYSTAD ENERGY 报告，深海石油盈亏线处于 36 美元/桶，仅次于中东陆地石油的 32 美元 /桶，已具备较强经济性，其盈亏线略好于北美致密油等传统优质陆地供给来源。
从改善幅度上，深海是过去三年盈亏线改善幅度较大的细分行业之一。与 2019 年 相比，绝大部分油气供给的盈亏线有所优化（除中东与俄罗斯陆地外），大致降幅 区间在 10-15%左右。深海油气在本身成本已经较优的背景下，2021 年盈亏线仍较 2019 年下降 16.3%，降幅大约 7 美金，其开发经济性进一步改善。
海洋油气单桶总成本下探主要来源于作业、开发及生产等环节的技术进步与优化。 以巴西石油为例，公司单桶前后期总成本由 2015 年的 63.1 美元每桶下降至 2020 年的 28.6 美元每桶，降幅达 54.7%。拆分各项目来看，开发成本、作业成本和生产 成本三项改善最为显著，分别实现 12.0/9.8/8.5 美元每桶下探。巴西石油在五年间 完成 34.5 美元每桶下探，三项成本占比分别为 34.7%/28.4%/24.7%，合计贡献成 本优化 87.8%。
（3）地域分布：全球海洋油气资源分布均衡，呈三湾、两海、两湖的格局。“三湾” 指的是波斯湾、墨西哥湾和几内亚湾；“两海”指的是北海和南海；“两湖”指的 是里海和马拉开波湖。在当前全球能源供需格局复杂情形下，海洋油气开发已经成 为保障能源安全的重要选项。
（三）液化天然气应用前景明朗，新建项目驱动装备需求回暖
长期需求明确，天然气是助力全球低碳能源系统转型的重要过渡性能源。作为绿色 清洁能源，天然气燃烧过程温室气体排放量更低，单位能量所产生二氧化碳约为汽 油的 80.4%，无烟煤的 56.8%。根据 2022 年版《BP 世界能源展望》中预测，未来 较长一段时间内，新兴经济体在快速发展工业化的进程中将不断推升对天然气的需 求。预计到 2030 年/2040 年/2050 年，全球天然气需求量将较 2020 年提升 17%/24%/29%，液化天然气贸易量将提升 67%/113%/123%。未来三十年内，全球 天然气消费将持续获得有力支撑，液化天然气市场扩容趋势确定。 液化工艺是实现天然气运输及储存的主要途径。天然气主要成分为甲烷，常态下以 气体形式存在。因此需要对其进行液化处理，以便实现从生产端向消费端的长距离 大批量运输与储存。经过加压降温处理后的 LNG 体积约为原先气态体积的 1/600。 LNG 处理模块是覆盖液化天然气产业链各环节的功能单元，可以满足不同工艺需求。
上游投资显著加速，全球 LNG 液化端产能将在 2024 年后迎来一轮大规模释放。根 据 Clarksons 统计当前在建 LNG 液化场项目，全球将在 2027 年底前累计投放 16.48 亿吨处理量能力，预计对应增加 LNG 船舶配套共 214 艘。全球 LNG 产能建设周期 在 2022 年已经开启，2023-2024 年有望进一步加速，驱动海工装备行业订单高景气持续。
全球 LNG 产能扩张+贸易路径变化共同推动海工装备模块市场需求高景气。除了全 球 LNG 产能大扩张之外，由于地缘政治冲突导致的天然气贸易路径变化也加大了对 LNG 处理模块的需求，从而推动海工装备订单显著复苏。 天然气海运贸易繁荣开启，LNG 船运价及新船订单创 2018 年以来新高。根据 Clarksons 船运价格追踪，今年以来 LNG 船即期运价显著上涨，17.4k CMB 即期运 价接近 50 万美金/天，创 2018 年以来新高。运价上涨充分反应海运 LNG 需求旺盛， 直接推动新船订单量价齐升。 贸易路径改变推动 LNG 进出口处理装置排产饱满，海工装备企业受益显著。进口接 收端方面，欧洲大规模规划 LNG 再气化接收站。根据欧洲天然气基础设施协会 GIE 统计与测算，欧洲目前投入使用的 LNG 再气化处理站规模为 2560 亿立方米，另外 有 70 亿立方米产能已经建成等待投产。未来有 220 亿立方米产能正在进行建设， 并新规划 1150 亿立方米产能，占已投产年处理能力的 40%以上，增幅十分显著。
再气化设施类型来看，FSRU 在建与新规划占比近 6 成。欧洲现有 2560 亿立方米 处理能力中 84%为陆上大型设施，FSRU 占比仅 12%。在在建与新规划再气化射中 中，FSRU 占比达到 57%，超过陆上大型设施的体量。
（一）国内市场：中海油七年行动计划收官，加快海油开发趋势确定
海洋工程协同中海油开展长期深度合作，切实承担保障国家能源安全主体责任。我 国近年石油与天然气资源对外依存度持续攀升，全球能源格局面临复杂严峻挑战下， 中央多次强调国内能源生产保障能力。中海油作为国内“三桶油”之一，肩负推动 油气资源储量与产量提升的重要工作。 中海油于 2018 年提出《关于中国海油强化国内勘探开发未来“七年行动计划”》，明 确到 2025 年勘探工作量与探明储量较计划期初翻一倍，并在上产攻坚工程中对国内 未来油气产量制定明确目标，保障企业长期工程建设工作量稳定得以提升。 2023-2024 年是中海油七年行动计划的最后两年时间，加快油气开发力保增产上储 时间紧、任务重。
中海油油气开采主要来源于国内海域，境外产量近年基本保持平稳。根据中海油年 报披露，公司 2021 年净产量约为 5.5 亿桶油当量，较上一年提升近 9.1%。其中来 自国内海域的产量为 3.91 亿桶，占比约 70.7%；境外海域生产 1.62 亿桶，占比约 29.3%。另外中海油 2022 年除颁布的经营策略公告中就未来三年油气净产量制定明确量化目标。2022 年至 2024 年净产量将分别达 6.1/ 6.6/6.9 亿桶，年增长率将维 持在 6%水平。
中海油开发投入力度稳健提升，2022 年增速环比改善显著。随着“七年行动计划” 落地实施，中海油 2018 年后资本开支以及开发与生产相关费用投入金额保持连续稳 定增长。根据《中海油二零二二经营策略》中披露，公司全年资本开支预算总额在 900 至 1000 亿元区间，中间值将较 2021 年实际开支提升约 8.5%。规划当中用于 油气开发与生产两项的占比分别为 57%和 21%，合计金额近 741 亿元。中海油关联 方交易来看，开发与生产两大环节费用支出近年保持连续稳定增长趋势，2022 年上 半年同比增幅达 31.4%，增速环比显著提升。
中海油常年稳居海油工程第一大客户，双方近年协作关系紧密。根据海油工程 2022 年半年报披露，公司营收中源于中海油的销售金额为 78.7 亿元，占公司总营收比重近 67%，稳居第一大客户位置。上轮油气行业顺周期时两方同样进行密切合作，海 油工程营收中的中海油的占比保持在 60%至 85%高位区间。另外从中海油角度来看， 海油工程占其向关联方支付开发与生产相关费用比重的中枢约为 30%，是中海油从 事海洋油气开发生产活动的重要支撑力量。
南海海域油气资源开发是中海油增产行动的重要方向。我国南海油气资源储量大且 品质好，因此是中海油推进长期增产战略工作的重点海域，其产量保持连续性增长， 增速显著高于渤海。根据中海油 2021 年财报披露，南海东部与西部海域合计油气净 产量约为 1.78 亿桶油当量，占国内三大海域总和约 48.2%。对比 2011 年来看，当 年南海油气产量为 1.01 亿桶，占境内比重为 40.3%。十年期间中海油在南海产量实 现近 75.6%增长。
海油工程近年南海海域收入提升显著，技术进步驱动毛利率持续提升。海油工程紧 随中海油发展规划，由于南海项目多为深水领域项目，单个项目价值量更高，施工周期更长，难度更大。公司在此前南海项目中逐步积累经验，提升建造和服务能力， 毛利率也呈现显著改善趋势。2021 年，海油工程南海项目毛利率已经超过渤海项目， 预计未来仍有进一步提升空间。
中海油 2022 年上市募资投向主要为南海油气田区块开发，未来南海加快增产上储 趋势确定，海油工程受益显著。根据中海油 2022 年 4 月发布招股说明书中关于募 集资金投资项目情况，境内共 5 个项目中，4 个项目为南海海域，充分体现中海油 加快南海开发的趋势。4 个南海项目总投资金额达到 472 亿元，占境内总募投项目 的 94%；合计年产能规模达到 628 万吨油当量，占境内总募投项目的 93%。
（二）全球市场复苏逐步传导，公司订单饱满，规模效应有望释放
海工油气装备复苏态势强劲，海油工程在手订单保持充裕。随着中海油增储上产工 作有力推进以及全球海洋油气资本开支稳健复苏，海洋工程近年订单承揽量平稳增 长，在手订单维持较为饱满状态。截止至 2022 年三季度，公司在手订单量为 265 亿元，为前三季度营收 102%。亚太其他国家可比公司当前产能已进入较为饱和状 态，未来海外订单有望再度转向中国市场。根据新加坡吉宝三季报以及胜科海事半 年报披露，两家公司在手订单金额分别为 598 亿元与 129 亿元，为当期营收 171%/227%，海外同行同样出现订单饱满，场地利用紧张局面。
海工装备行业重资产特性显著，庞大的固定资产体量决定规模效应较强。对比行业 中其他可比公司，海油工程拥有固定资产金额及其占总资产比重显著更高，体量优 势显著。具体明细来看，其中运输工具（主要为海上安装作业船舶）和房屋及建筑 物（主要为陆地建造场地）两项占海油工程固定资产比重最大，分别为 64.8%与 25.5%，合计占比超 90%。
规模化建造与安装同时还依靠庞大的技术团队，海油工程技术人员储备充裕，占总 员工比例较高。根据海油工程 2021 年财报，公司员工总数为 7933 人，其中技术人 员数量为 3703 名，占比总员工比重为 46.7%。相较于博迈科 377 名技术以及巨涛 2037 名技术人员，海油工程人力资源优势显著，在上游装备需求持续提升背景下， 海油工程充足的技术人员储备可更好为公司陆地建造与海上安装工作提供支撑。
成本构成来看，近年的材料费与工程费用两项占比较高。根据海油工程 2021 年财 报披露公司总成本构成，材料费与工程费用两项支出最高，分别达 36.4 亿元与 99.7 亿元，占总成本比重为 20.5%与 56.3%。其中，工程费用主要由陆地建造工程分包 费构成（85.5 亿元，占工程费用约 84.8%），另外还包括船舶分包费以及船舶停靠、 港杂等其他费用共三项构成。
规模效应带动盈利能力改善——产能利用率回暖带动固定成本摊薄，毛利率有望触 底回升。观察公司历史产能利用率与毛利率的波动变化，两者相关性较高，本质为 高开工率大大摊薄了相对固定的场地、人工、船队成本，从而改善了毛利率水平。且由于收入确认滞后性，公司毛利率改善大约滞后产能利用率 1 年左右周期。由于 在手订单饱满，公司产能利用率在 2022 年再度显著提升，并且达到 2015 年以来新 高，带动毛利率在 2022Q3 出现显著环比改善，我们判断 2023 年有望实现进一步 企稳回升。
规模效应带动盈利能力改善的另一视角：人效与坪效持续提升同样带动毛利率改善。 在上一轮周期，公司人效和坪效大约较底部提升 2-3 倍左右，带动公司毛利率的显 著回暖。由于收入确认滞后，毛利率的回暖大约滞后人效与坪效回升 1 年左右。本 轮周期公司人效及坪效均有显著回升，毛利率的显著改善有望在 2023-2024 年逐步 显现。
公司规模领先，费用率水平较其他可比公司相对更低，且持续改善。海油工程为国 有背景，得益于自身体制优势，公司费用率水平相较于另外两家民营公司表现更佳。 随着公司内部降费增效工作持续深入推进，海油工程近年费用率水平呈持续下降趋 势。上游需求旺盛带动公司订单量与作业量明显提升的背景下，海油工程 2022H1 销售/财务/管理费用率依旧维持在 0.1%/-0.3%/0.8%的良好水平。
此外，公司利润率水平还受到原材料成本波动影响。海油工程所建造导管架与组块 的主要原材料为结构钢，公司历年毛利率与钢材价格呈较强反向关联。2011 至 2015 年期间的钢价下降是放大海油工程盈利能力的重要因素之一。短期来看，2020 年年 中至 2021 年年末钢材价格飙升对公司材料费造成一定上行压力，随着近期原材料 价格回落，公司材料成本将有望得到改善，利润水平提升扩大。
2021 年单座导管架与组块陆地建造分包费用明显改善。公司陆地建造分包费项目总 金额随整体工作量的增长而提升，因此我们对建造单个导管架与组块所分摊费用进 行测算。2017 年至 2020 年海油工程单座建造工程外包费用均值为 3.04 亿元。2021 年该项成本已显著下探至 1.62 亿元每座，但较 2015 年的 0.66 亿元每座依旧有一定 差距，后续仍存在持续改善空间。
海油工程自有作业船队配置完备，工程费用中船舶分包费项目已实现下探。船舶分 包费是公司进行海上安装作业的主要成本支出。2012 至 2014 年期间，该项目年均 值为 27.2 亿元，占总工程费用比重均值约 43.5%。随后海洋工程陆续购置与投资建 设水上多功能工程船舶共 7 艘，主要应用于水上起重、载重以及铺管作业支持等工 作，实现公司自有船队规模扩充，显著改善船舶分包费用金额与占比。2018 年至 2021 年，该项目年均值为 9.3 亿元，较船队扩充前下探约 65.9%，占比均值降至约17.8%水平。
（三）公司竞争优势显著，场地扩展+利用率提升驱动高增长
稳居国内海工油气装备行业头部，公司收入体量远大于其他可比公司。除海油工程 外，目前从事海工油气装备建造业务的公司还有博迈科（民营上市公司）与巨涛（港 股上市公司）。对比各公司海工油气装备板块营业收入，海油工程收入规模显著领 先。2021 公司海洋工程业务收入约为博迈科 6.7 倍，巨涛 4.0 倍。
海油工程建造场地规模领先，陆上建造加工产能优势显著。海工油气装备在陆地建 造过程中需要大面积占用土地，因此公司所拥有建造场地规模是衡量产能的重要指 标。近年历经多轮场地扩张，海油工程产能规模持续拓展成熟。截止至 2022 年，公 司目前自有建造场总面积达 290.5 万平方米，较 2015 年提升近 105%。
海油工程科研中心及实验室具有高水平资质。海工油气装备属于技术密集型产业， 科技研发能力是企业实现持续良好发展的关键因素之一。公司共设立四所科研中心 以及一所实验室，资质认证达国家级水准。公司近年研发成果转化顺利，已在“深 水装备”与“超大型装备”两大核心领域构筑起扎实的技术体系。
海油工程研发团队人员储备与人均研发费用投入均处于行业领先水准。公司除拥有 行业内领先的技术研发硬件设施外，同时也对研发相关的人力资源进行大规模投入。 根据海油工程 2021 年财报披露，公司研发团队规模达 1404 人，较可比公司博迈科 547 人规模优势显著。此外，公司在拥有大规模研发团队基础上，对于人均研发费 用仍保持较大力度投入，金额达 66.2 万元，显著领先于博迈科 34.7 万元水平。
深耕海洋油气领域二十余载，公司工程项目作业经验丰厚。海油工程是国内最早从 事海洋油气工程装备制造的企业之一。海工油气装备水上安装技术难度较高，除对 作业船舶的性能存在一定要求外，同时还需要工程技术团队具备丰富的项目经验以 及熟练的操作能力。海油工程海上作业技术水平领先，所承揽项目多次突破国内技 术应用领域空白。
海油工程近年在建项目陆续进入完工交付，营业收入将迎来进一步增长。海洋油气 业务方面，公司在 2018 年至 2020 年期间与中海油签订的流花、陵水、旅大、渤中、 垦利、曹妃甸等众多大型海上区块开发项目已陆续完工或即将进入交付。非海洋业 务方面，公司所承揽北美、香港、漳州、唐山等 LNG 模块建造项目当前累计施工进 度均超 80%。
除传统海工外，公司还大力拓展 LNG 和海上风电等清洁能源项目。LNG 模块建造 业务逐步成熟，海油工程当前运行的 LNG 模块业务在建项目共有 8 个，订单总金额 约为 286.3 亿元。根据公司三季报所披露情况，福建漳州、香港、唐山一期三个项 目累计施工进度已超 90%，其合计金额达 100.7 亿元；北美壳牌、天津二期、龙口 南山三个项目工程进度在 60%至 90%水平，其合计金额达 132.3 亿元。此外，在 2018-2020 年公司还参与了全球知名的俄罗斯 Yamal 项目，澳大利亚项目等 LNG 模块化工厂项目。 本轮全球 LNG 液化工厂加速扩产，公司也有望凭借丰富的项目经验、扎实的技术能 力和雄厚的场地资源，成为全球新一轮 LNG 液化工厂订单最有力的竞争者之一。
海上风电业务顺利实现切入，未来有望成为新增长极。海油工程充分利用已有海上 作业能力优势，紧随国家“双碳”目标以及中海油新能源业务布局，将自身 EPIC 作业链条延伸至海上风电建设以及海上碳捕集碳与碳封存等新兴工程领域。2021 年 先后获得福州、文昌等风电项目。其中文昌项目建造投运将打破我国海上风电通常 在 60 米内浅海开发的水深限制，为我国深远海海上风电规模化效益化发展提供有力 支撑。展望未来，在海上风电项目逐步规模化开发浪潮下，公司作为具备成熟海上 作业能力的国内龙头公司，在海上工程领域拥有无可替代的重要地位。
公司主营海工油气装备陆地建造及水上安装业务，近年 LNG 处理模块业务也同时取 得良好拓展。海油工程在资产规模、技术储备、项目经验等方面均稳居亚洲头部地 位。当前全球石油与天然气供需紧平衡格局为油气价格保持高位运行提供有力支撑。 我们预计 2022 年陆上资本开支及开发修复迟缓背景下，海洋油气投入将加速推进， 海油工程作为海工装备制造公司有望获益。具体来看：
（1）营业收入：受益于原油价格高位运行以及海洋油气开发高景气度，公司营收规 模未来有望持续稳定扩张。预计 2022-2024 年营收金额将达 240/277/338 亿元，同 比增速分别为 21%/16%/22%。 国内市场来看，公司紧密绑定中海油开发战略，共同保障我国能源安全。国内石油 与天然气增储上产工作持续有力推进，中海油资本开支以及向关联方支付开发与生 产相关费用的投入力度将维持稳健上行。双方稳定协作关系下，预计海油工程 2022-2024 年国内市场营收分别将为 175/202/238 亿元。 海外市场方面，全球能源供需格局重塑背景下有望催生全新需求。海油工程境外油 气项目经历众多，公司工程能力以及技术经验已获得海外业主认可，具备较强的国 际市场竞争实力。此外，公司近年所承接部分海外项目尚未完成全面交付，后续收 入确认将推进境外业务营收增长。展望未来，南美洲及欧洲等地域海洋油气开发与 LNG 处理模块装备需求将持续旺盛，而其他亚太国家主要竞争公司当前产能已进入 较为饱和状态，境外新订单或将再次向中国转移。公司在国际市场业务扩展空间广 阔。我们预计海油工程 2022 -2024 年海外市场营收分别将为 65/75/100 亿元。
（2）毛利率：公司自有建造场地产能利用率保持攀升，未来承接新订单时有望提升 议价能力，新签订单价值量或将提升。上轮顺周期过程中公司坪效与人效提升，规 模效应释放带动利润率回暖，本轮周期公司人效及坪效已经出现加大幅度的改善。 另外成本端来看，近期钢价有所回落，公司陆地建造所主要使用的结构钢材料成本 有望得到优化。因此，我们判断公司未来盈利水平将持续改善，毛利率有望逐步回 归至 2009-2021 年均值水平。我们预计 2022-2024 年公司毛利润率将分别达 12%/ 16%/17%。 国内市场：公司境内项目利润率水平与中海油海上开发战略具有一定关联。随着“七 年行动计划”接近收尾阶段，中海油后续增产工作重心将有望向着资源禀赋更为优 质的南海海域持续转移。不同于传统渤海油气田较为普遍的近海作业模式，南海中 深水油气开发对于工程装备的技术要求相对更高，因此公司未来所交付装备的产品 附加值有望出现增长，进而能够带动国内市场毛利率水平的提升。我们预计公司国 内市场毛利率将有望出现较为显著改善，2022-2024 年毛利率将分别达 16%/17%/ 18%。
海外市场：参考报告第二章阐述，境外海工油气市场景气度显著改善，相关项目的 价格及预期盈利水平也有望逐步回暖。结合海油工程景气周期中，海外业务历史利 润率利水平，我们预计公司 2022-2023 年海外市场将分别达 3%/12%/16%。
（3）费用率：海油工程历经多年发展与积淀，基本实现成熟稳定的体量，具备行业 内领先规模。未来伴随公司营业收入高速增长，管理费用率将有望在规模效应以及 公司精细化管理举措的推动下进一步下探。此外，海洋油气工程装备属技术密集型 行业，公司未来在高附加值设备方向的研发投入或将出现增长。另外，当前全球海 工装备与液化天然气处理模块需求火热背景下，公司未来积极推展境外市场业务或 将促使销售费用率小幅上升，我们预计公司 2022-2024 年管理费用率分别为 1.0%/0.9%/0.85%；研发费用率分别为 4.1%/4.0%/4.0%；销售费用率分别为 0.12%/0.24%/0.20%。
（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。）
