FPSO/LNG 模块设计+建造+总装的一体化企业
深耕海外 FPSO/LNG 领域模块设计、建造与总装。公司发展可分为 3 个阶段：1）开启国 际化布局：1996 年，公司前身“渤海有限”成立；2001 年，公司跨入国际市场，签订第 一个国际业主 Apache 赵东油田生活楼模块、电气模块的合同。2）海洋油气往液化天然气 和矿业领域拓展：2011 年，公司进入液化天然气和矿业领域，签订澳大利亚天然气液化工 厂、铁矿项目的模块合同。3）模块建造往设计、总装业务拓展：2018 年承接巴西国家石 油公司 MV30 项目，开始提供化学撬等模块的详细设计服务；2020 年承接首个 FPSO（海 上浮式生产储卸油装置）总装/调试项目 Mero2，突破进入 FPSO 总装业务领域。
公司产品应用于海洋油气开发、天然气液化、矿业开采领域。1）海洋油气开发模块：公司 提供海洋油气开发生产平台相应模块的设计与建造服务，核心为生活楼模块、电气模块、 上部油气处理模块；2）天然气液化模块：公司提供天然气液化工厂生产/控制系统相关模块 的设计与建造，主要包括处理模块、冷凝模块、电气模块、集输模块等；3）矿业开采模块： 公司提供粉碎系统、筛选系统、运输系统和过程存储系统的模块化建造。具体来看，海洋 油气开发+天然气液化模块是当前公司主要业务，2022 年营收合计占比约 99%。
公司为国内外高端客户提供能源资源设施开发的专业分包服务。公司客户主要包括 2 类群 体，一是油气开发公司/矿业开采公司，包括埃克森美孚、巴西国家石油公司、必和必拓公 司等；二是总承包公司/工程设计公司，包括三井海洋开发株式会社（MODEC）、法国德西 尼布集团（TechnipFMC）。2022 年，公司海外客户收入占比约 99%。
实控人具海工背景，全资子公司海洋工程负责制造模块化钢结构。公司控股股东为博迈科 控股，直接持有公司 29.50%的股份；公司实际控制人为彭文成，曾就职于中海石油平台制 造有限公司。具体来看，彭文成、孙民（夫妻）分别直接持股博迈科控股 80%和 20%，彭 文成、彭文革（兄弟）分别直接持股海洋工程（香港）99%和 1%，彭文成、彭文革（兄弟） 还直接持股成泰工贸 4.58%和 95.42%。从子公司经营情况来看，公司共有 3个全资子公司， 其中，海洋工程公司是制造模块化钢结构的主体，香港公司主要进行海外采购。
模块化建造已成趋势，FOB+收入确认准则降低经营风险
模块化建造是海洋工程/液化天然气工厂建造的主流趋势。模块化建造主要是将工程分成若 干模块，每个模块将结构主体、机、电、管、涂装等专业集于一体，再将各个模块进行总 装的一种建造模式。1）从优势来看：相比传统建造模式，模块化建造的优势在于低成本、 高效率且安全，在材料使用、设备投入、人工投入、安全管理等方面都有效降低了建造成 本。2）从应用来看：传统建造方式受制于海洋工程区位因素较难快速开展，液化天然气工 厂也受限于气候和施工现场的桩基条件，模块化建造逐渐取代传统建造模式，成为海洋工 程/液化天然气工厂等大型复杂项目建造的主流趋势。
公司的模块化建造能力国内领先。1）从公司模块建造的类型来看，公司是国内较早从事海 洋油气开发装备模块化制造的企业之一，在海洋工程开发领域，公司从单一生活楼模块建 造能力发展为集生活楼模块、电气模块及上部油气处理模块等全平台模块建造能力；同时， 公司可为矿业开采及天然气液化领域建造模块化生产设施。2）从公司模块建造的场地来看， 公司拥有天津临港全混凝土建造场地 76 万 m²，码头海岸线 1000 米，年模块建造能力 15 万吨，单一模块最大生产能力 2.5 万吨，具备承接 FPSO、FLNG、FSRU 等项目总装业务 的能力。
FOB 交货方式转移离岸后的风险和成本。模块化生产中，业主（如巴西国家石油公司、埃 克森美孚、中海油等）将订单授予总包商（MODEC、SBM、Technip 等），总包商再将不 同模块和不同业务（设计、采办、建造、总装）给予分包商，分包商完成后通过 FOB（离 岸价格）方式将模块装载到业主或总包商的船壳上，此后风险及成本由业主或总包商承担。
海洋油气开发/天然气液化模块建造项目按照完工百分比确认收入。从实际付款的角度来看， 根据公司签订的项目合同，业主一般定期或根据关键节点完工情况进行结算并支付项目款。 从收入确认的角度来看，公司按照完工百分比法确认收入，工程结算/当期收入确认通常滞 后于工程实际成本的支出。同时，由于公司营收 99%来自海外，相比国内客户存在垫资等 问题，海外业务的盈利能力更强。 FPSO 收入确认滞后于新增订单 1 年左右，LNG 收入确认持续 3-4 年。1）FPSO 模块的 营收主要受到新增订单影响，与油价变化相比具有一定滞后性，由于 FPSO 模块订单交付 一般为 1-2 年，因此当年营收受到上年未完工订单与本年新增订单的共同影响。2）LNG 模 块工作量相比 FPSO 模块更大，因此工期时间长于 FPSO 模块，LNG 项目从合同执行到全 部确认大约持续 3-4 年时间。
疫情+俄乌冲突扰动公司短期业绩，期待新订单释放后逐步向好
公司营收呈现周期性，与国际油价和订单获取相关。1）2013-2016 年处于上行阶段： 2013-2014 年，国际油价保持在 90 美元/桶以上高位，公司在手订单充裕；2014-2016 年 营收/归母净利润 CAGR 分别为 47.5%/26.9%。2）2017-2018 年营收/归母净利润大幅下滑： 2015-2016 年，国际油价大跌 75%，公司 2015 年-2017 年新接大单明显减少，导致 2017-2018 年收入确认大幅减少。3）2019 年营收/归母净利润迎来拐点：2017 年国际油价 复苏，全球海洋油气项目为提升投资经济性转向中国，公司在 2018-2020 年陆续签订大额 合同，推动 2021 年营收创历史新高。
俄乌冲突影响收入确认+疫情导致成本高，2022 年以来营收/归母净利润下滑。2022 年、 2023H1，公司营收分别为 32.17/9.00 亿元，分别同比-21.2%/-42.4%；公司归母净利润分 别为 0.65/-0.71 亿元，分别同比-61.1%/-240.1%。2022 年营收同比下滑的原因主要是俄乌 冲突使得俄罗斯 LNG 项目受阻，项目中止影响公司的收入确认；归母净利润同比下滑的主 要原因是疫情增加了公司的材料运输、人工等直接/间接成本。2023H1 公司营收和归母净 利润同比下滑的主要原因是在手订单相对较少，完工确认的收入同比下降；其中，由于 22 年疫情增加的人工和成本费用确认到 23H1，导致 23H1 归母净利润为负。
22 年 FPSO 和 LNG 模块占公司营收约 99%，且 LNG 毛利率高于 FPSO。1）从公司营收 结构来看，2021 年，公司 FPSO 模块/LNG 模块营收占比分别为 43.1%/56.6%；2022 年， 公司 FPSO 模块/LNG 模块营收占比分别为 63.6%/35.6%，分别同比+20.5/-21.0pp，主要 原因是 22 年俄罗斯 LNG 项目的中止减少了天然气液化模块的收入确认。2）分业务毛利率 来看，大多数年份 LNG 模块毛利率要好于 FPSO 模块，2022 年，公司 LNG/FPSO 毛利率 分别为 12.66%/11.78%，分别同比-9.15/+15.16pp，LNG 毛利率下滑主要系俄乌冲突使得 模块建造成本增加。
2023H1 公司毛利率/净利率承压，销售/管理/研发费用率保持稳定。1）2022 年，公司毛利 率/净利率分别为 11.74%/2.01%，分别同比+1.03/-2.06pp；2023H1，公司毛利率/净利率 分别为 5.46%/-7.89%，分别同比-4.95/-11.13pp，收入减少、成本前置情况下使得公司毛 利 率 / 净 利 率 承 压 。 2 ） 2022 年 ， 公 司 销 售 / 管 理 / 研 发 / 财 务 费 用 率 分 别 为 0.20%/2.42%/5.12%/3.03%，分别同比+0.10/+0.61/+0.46/+3.08pp，2023H1，公司销售/ 管 理 / 研 发 / 财 务 费 用 率 分 别 为 0.59%/3.35%/4.80%/6.11% ， 分 别 同 比 +0.45/+0.79/+0.67/+2.47pp。公司除财务费用率外其他费用率保持稳定，其中，财务费用 率受到汇率、利息等因素影响有所提升。
高油价驱动新订单释放，期待公司经营逐步向好。据华泰证券研究所化工行业研究观点（《油 气产业链高光期，化工静待修复》，2023 年 5 月 25 日）：2023 年供给端的强势有望使油价 处于 70-80 美元/桶震荡区间。从油价对公司经营的影响来看，高油价驱动公司订单数量和 金额增加，进一步改善公司经营性现金流、缩短应收账款周转天数。由于公司订单海外客 户占比多，应收账款周转快，19 年以来公司应收账款周转天数持续下降，2023H1 公司应 收账款周转天数已降至 21.2 天。
深海油气储产错配支撑 FPSO 需求，油价回升带来行业高景气度
深海油气项目是石油行业增储上产的核心领域。1）从深水油气的储量和产量来看，根据《全 球油气勘探开发形势及油公司动态（2022 年）》报告，近 10 年新发现的 101 个大型油气田 中，深水油气田数量占比 67%、储量占比 68%；截至 2022 年底，全球深水油气产量占世 界油气总产量的 6%左右，深水油气的储量和产量形成错配。2）从深水和陆地油气储产比 的差距来看，根据国际能源署的数据，截至 2017 年，全球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 39.4% 和 36.8%，深海油气具有较大的资源潜力。
海上浮式生产储卸油装置（FPSO）是应用最为广泛的深海油气生产装备，集生产、储油、 卸油为一体，具有抗风浪能力强、适应水深范围广、储/卸油能力大以及可转移、重复使用 的优点。
1）深海油气生产装备主要分为 4 类，其中 FPSO 应用最为广泛。深海油气开发流程分为 勘探、钻井、开采、集输、处理、外输，其中处理环节对应的油气生产装备主要是浮式生 产设施，常见的装备包括半潜式生产平台（SEMI）、张力腿平台（TLP）、深吃水单立柱平 台（SPAR）、浮式生产储油外输装置（FPSO）等。从应用数量来看，2022 年，全球在役 FPSO（含FSO，FPU）共186艘，订购或者在建的有20艘。挪威能源咨询公司Rystad Energy 预计，FPSO 开发项目将在 2021 年至 2025 年授出的海上油气合同中占近 40%。
2）FPSO 集生产、储油、卸油为一体，适应水深范围广。FPSO 由船壳和上部模块 2 部分 组成，可对开采的石油进行油气分离、处理含油污水、储存和运输，是集人员居住与生产 指挥系统于一体的大型海上石油生产基地。与其他形式石油生产平台相比，FPSO 具有抗 风浪能力强、适应水深范围广、储/卸油能力大以及可转移、重复使用的优点，广泛适合于 远离海岸的深海、浅海海域及边际油田的开发。
FPSO 订单量与国际原油价格高度相关，高油价提升 FPSO 终端运行的经济性。我们复盘 了全球 FPSO 市场过去 15 年三轮行业周期，判断当前国际油价处于高位，深海石油资源开 发的经济性优势显著，FPSO 市场迎来新一轮高景气阶段。 1）2009-2014 年周期：金融危机后，随着国际油价下跌，2009 年 FPSO 订单量迅速下降 至 6 艘。2010-2014 年国际油价维持高位，FPSO 订单量回归至平均 12.2 艘/年。 2）2015-2019 年周期：2015-2016 年，随着原油供应愈发宽松、需求疲软，国际原油价格 大幅下滑，2017-2018 年由于石油需求的增长和 OPEC 供给的减少，油价实现了大幅反弹。 FPSO 订单量先下降再上升，从 2015 年的 3 艘下降到 2016 年最低的 1 艘，2019 年上升 到 10 艘。 3）2020 年开始新周期：2020 年，新冠疫情爆发后全球产业链供应链受阻使石油需求受到 严重打击，油价大幅下跌，FPSO 订单量跌至 4 艘。2021 年，疫情逐步缓解，FPSO 订单 量增加到 7 艘。2022 年，俄乌冲突进一步推升油价至近 10 年来的新高，深海石油资源开 发的经济性优势显著，FPSO 订单达到全年 11 艘。
Global Data 预计全球 FPSO 市场未来 5 年需求仍然旺盛。根据 EMA 的统计，截至 2022 年末，全球共有 FPSO 在手订单 26 艘，价值 289.8 亿美元。根据 Global Data 发布的 《2022-2027 年全球 FPSO 行业展望》，预计在 2022-2027 年期间，全球共有 56 艘 FPSO 将开始运营，其中，南美/非洲/亚洲/欧洲分别新增 FPSO 项目 27/11/7/5 艘，合计金额约 624.2 亿美元。我们认为，新海上油田的探测与开发催生 FPSO 常规需求，叠加原油价格 高景气提振 FPSO 新增需求，未来 5 年全球 FPSO 市场需求仍然旺盛。
FPSO 产业链两次向中国转移，新一轮转移受益于疫情防控优化
第一次转移：2015 年油价大幅下跌导致 FPSO 转向中国
2014 年，欧美、新加坡、韩国在 FPSO 产业链各有侧重。从产业链看，海洋油气工程包含 设计、建造（分为新建+改装）、安装和维护调试四个环节，其中建造是价值总量最高的环 节，但利润率低；设计是利润率最高、难度最大的环节。1）欧美：将 FPSO 建造和维护等 中低端业务转向亚洲，在 FPSO 设计、安装和高端产品的建造领域占据主导地位。2）新加 坡：在 FPSO 改装市场占据主导地位，2014 年，新加坡吉宝集团旗下吉宝船厂、胜科海事 旗下裕廊船厂、胜宝旺船厂合计占据超过 2/3 的 FPSO 改装份额。3）韩国：在 FPSO 新建 市场占据主导地位，2014 年，三星重工、大宇重工、现代重工三家企业占据全球 FPSO 新 建市场的 82%。
受 2015 年油价大幅下跌影响，新加坡、韩国、巴西 FPSO 市场面临困境。从 2014 年下半 年开始，国际油价从 110 美元/桶一路走低，2015 年年底，油价已破 40 美元/桶大关，比 2014 年最高峰值跌幅超过六成。油价大幅下跌导致 FPSO 市场新授出订单骤减，同时前期 已授出的 FPSO 订单也面临亏损和延期，韩国、新加坡等国船企通过降低建造安全标准等 方式保持项目盈利性；2015 年巴西爆发国油腐败案，严重影响油气项目的正常开发。新加 坡、韩国、巴西的 FPSO 市场面临困境。 中国企业承接 FPSO 停工项目，产业链转移到中国。1）巴西石油 FPSO P67/P70 项目： 2014 年，P67/70 两艘 FPSO 原 EPC 总承包商由于母公司面临破产，其他承包商因项目太 复杂、难度大而退出，原 EPC 承包商未完成工作转让给海洋工程，主要工作包括 P70 剩余 详细设计、新建 6 个模块和 M00、集成两条 FPSO 上的所有模块（每条 FPSO 有 18 个模 块）、整船调试和两条 FPSO 拖航等工作。2）巴西石油 FPSO P75/P77 项目：2014 年， 中远船务承接 P75 轮全部和 P77 轮大部分模块建造及整合工程，其中，P75 轮还是中国船 厂首次承接的集船壳改装、整体模块建造和整合调试于一体的 FPSO 改装项目。
中国承接 FPSO 转移优势在于成本低。1）船体建造成本：根据 Rystad Energy 对 FPSO 船体建造成本的对比，中国船厂造船价格比日本船厂低 30%。具体来看，2020 年，中国造 船厂建造船体平均成本 94 美元/立方米，而韩国、新加坡以及日本造船企业的成本分别是 111 美元、128 美元以及 135 美元/立方米。2）劳动力成本：根据 Rystad Energy 数据，亚 洲的劳动力成本全球最低，但各国造船工人平均时薪差距仍然较大。2020 年，中国船厂工 人时薪不到 5 美元，新加坡时薪为 11.8 美元，日本和韩国船厂工人时薪是中国造船工厂时 薪的三倍多，分别是 15.6 美元和 16.5 美元。
当前 FPSO 项目经济性得益于油价高位震荡+盈亏平衡点下探。1）油价高位震荡：据华泰 证券研究所化工行业研究观点（《油气产业链高光期，化工静待修复》，2023 年 5 月 25 日）： 供给端 OPEC+减产协同等力量支撑油价中枢，2023 年供给端的强势有望使油价处于 70-80 美元/桶震荡区间；需求复苏及供给协同助力油气及石油制品维持中高景气。2）盈亏平衡点 下探：根据 Rystad Energy 数据，2014 年全球石油项目平均盈亏平衡价格为 78 美元/桶， 2022 年已降至 47 美元/桶，2014-2022 年降幅达 40.0%。
经过这一轮产业转移，中国成为 FPSO 建造大国。FPSO 的建造和改装主要集中在中国船 厂，中国船厂基本上参与了 2018-2019 年所有 FPSO 项目。中国船厂也在承接全球油气模 块建造的转移，例如，SBM Offshore 在中国大量发展上部模块设备供应商，Modec MV30 的上部模块几乎平均分配给中远海运重工和博迈科；巴西 Mero 油田 4 个 FPSO 船体和模 块建造都是中国厂商。截至 2019 年，中国 FPSO 上部模块建造的全球份额已经超过 75%。
第二次转移：疫情防控政策优化推动 FPSO 转向中国
受 2020 年疫情影响，FPSO 项目回流到新加坡和韩国。根据 Rystad Energy 的统计，2020 年全球总计 28 艘在建 FPSO 中，有 22 艘在中国、韩国和新加坡船厂建造，其中中国船厂 最多，达到了 15 艘。由于疫情影响，从全球新造 FPSO 市场份额的变化来看，中国从 2020 年的 100%下降到 2021 年的 57%，新加坡从 2020 年的 0%上升到 2021 年的 43%，韩国 从 2020 年的 0%上升到 2022 年的 10%，进一步表明 FPSO 项目回流到新加坡和韩国。
22 年年底以来疫情防控政策优化，FPSO 项目开启新一轮向中国的转移。1）从中国 FPSO 建造能力来看，中国具有超大型 FPSO 自主建造和集成能力，成本控制+项目执行+安全管 理都达到了世界一流水平。2）从产能角度看，防控政策调整较早的韩国、新加坡产能趋于 饱和，而产能利用率较低的中国防控政策逐渐优化，FPSO 项目开启新一轮向中国的转移。 2022 年，中国船厂海工订单量为 68 艘，金额为 150 亿美元，而韩国+新加坡船厂海工订单 量仅为 17 艘，金额仅为 72 亿美元；中国船厂海工订单量和金额远高于韩国和新加坡等国。
模块产业链全覆盖+深度绑定全球总包龙头，公司接单有望量价齐升
从模块建造延伸到总装，价值量进一步提高
设计+总装价值量占比约为模块产业链的 38%，从建造拓展到总装进一步提升接单价值量。 以公司 MV33 FPSO 合同为例，上部模块建造 5.44 亿元+化学撬建造 1.11 亿元，合计建造 合同 6.55 亿元，且 MV33 上部模块总吨位 3.87 万吨，计算出单吨建造费用 16925.1 元； Mero2 FPSO 包含详细设计+建造+总装，合同金额 9.02 亿元，对应上部模块重约 3.3 万吨， 计算出单吨设计+建造+总装费用为 27333.3 元。因此，我们测算建造业务在整个模块产业 链价值量占比近似为 62%，详细设计+总装价值量占比为 38%；公司从建造业务拓展到总 装，有利于进一步提升订单价值量。 2020 年公司承接第一个从模块详细设计、采办到建造、现场总装的一体化项目，并于 2023 年顺利交付。1）2020 年，公司与 SBM 签署 Mero2 FPSO 上部模块建造、模块与船体连 接总装及调试的合同，合同额 1.31 亿美元，合同工作范围涵盖 FPSO 上部模块的详细设计、 加工设计、材料采购、建造，模块与船体连接总装及调试等工作。2）2023 年 6 月，公司 在天津临港基地完成了 Mero2 FPSO 的交付，也是天津港成功交付并直接出口的第一艘超 大型 FPSO。
公司通过扩建/新增场地+吊装+码头积极承接总装订单。1）建造场地：2019 年，公司对原 有 50 万平方米生产建造场地进行扩建，扩建后公司生产建造场地面积达到 67 万平方米， 建造能力由 10 万吨提升到 15 万吨。2）龙门吊装：2019 年，公司在原有 2＃总装场地 300t 龙门起重机的基础上增加一台 1000t 龙门起重机，垂直起升高度不低于 100 米，跨距 110 米，轨道长度 526.5 米，提升公司总装场地的吊装能力，缩短模块总装周期。3）新建码头： 2019 年，公司启动 2#码头工程，建设 1 个模块出运兼 15 万吨 FPSO 舾装泊位，泊位长度 为 300m。场地+吊装+码头的扩建/新增使公司具备承接 FPSO、FLNG 或 FSRU 等项目总 装的能力和工程业绩。
深度绑定全球总包龙头，有望承接更多优质订单
MODEC 和 SBM 是全球两大 FPSO 项目总包龙头，截至 2020 年合计份额超 50%。日本 公司 MODEC 是为海上石油和天然气行业提供浮式生产解决方案（如 FPSO 和 TLP）的领 先供应商，荷兰公司 SBM 是面向深水能源提供从浮式生产、系泊系统到生产运营服务的浮 式生产巨头。根据国际船舶网，截至 2020 年，MODEC 与 SBM 占据了国际 FPSO 市场超 过五成的份额；2019年年内授出的 FPSO订单主要集中在南美等海洋油气资源丰富的地区， 而 MODEC 和 SBM 承接了南美地区大部分 FPSO 项目。 公司和MODEC已合作 10余个 FPSO项目，业务范围和订单金额不断提升。公司与MODEC 从 2007 年开始合作，先后合作了 MV18、MV20、MV29、MV30、MV33 等多条 FPSO 上 部模块订单，2023 年获得圭亚那 Uaru FPSO 上部模块的建造合同，主要工作范围涵盖 FPSO 上部模块的详细设计、加工设计、材料采购和建造等，合同金额为 1.52 亿美元（10.86 亿元）。梳理公司和 MODEC 的历史订单，我们发现，公司承接模块核心程度和合同金额都 有较大提升，公司与 MODEC 建立的长期合作关系有望助力未来承接更多优质订单。
公司与 SBM 在 2020 年初次合作，业务范围广+合同金额大奠定长期合作基础。2020 年， 公司与 SBM 签署 Mero2 FPSO 合同。1）从业务范围看，涵盖 FPSO 上部模块的详细设计、 加工设计、材料采购、建造，模块与船体连接总装及调试等工作，实现了 FPSO 设计、采 办到建造、现场总装一体化。2）从合同金额看，总合同额 1.31 亿美元，约 9.02 亿元，是 公司截至 2020 年签订的单笔金额最大的 FPSO 合同。3）从项目进展看，2023 年 6 月公 司成功交付 Mero2 超大型 FPSO。公司承接 SBM 的 FPSO 总装项目，表明设计、建造技 术及运营管理等综合实力获得国际巨头客户认可，为长期合作奠定基础。
LNG 需求旺盛，天然气液化项目有望快速增长
全球天然气消费稳定增加，在能源结构占比逐步上升。1）消费总量：根据 BP 公司发布的 《2022 年世界能源统计年鉴》，2021 年全球天然气消费量首次突破 4 万亿立方米，同比增 加 5.3%，天然气产业保持持续发展态势。2）消费结构：根据 BP 公司发布的《2021 年世 界能源统计年鉴》，2020 年全球能源消费结构中，煤炭/石油/天然气/新能源消费量分别占比 27.20%/31.21%/24.73%/16.86%，天然气和新能源占比稳步上升。据天然气输出国论坛预 计，到 2050 年全球天然气在能源消费结构中占比将上升至 28%，超过石油和煤炭成为世 界能源体系中的第一大化石能源品种。
清洁低碳属性+终端消费领域拓展是天然气产业发展的驱动力。1）清洁低碳属性：天然气 主要成分为甲烷，硫、氮等元素含量极低，与煤炭和石油相比，天然气更高效清洁；具体 来看，天然气 CO2 排放因子为 0.0561kg/MJ，分别是石油/煤炭的 77%/59%。2）终端消费 领域拓展：天然气从单一的燃烧利用不断拓展到涵盖天然气发电、工业燃料、城市燃气、 天然气化工和交通运输等民用、工业和交通领域。2022 年，全球天然气终端消费的三大主 要领域，天然气发电、工业燃料和城市燃气占比分别为 39.1%/32.3%/21.2%。
LNG 是天然气贸易增长主力。1）从 LNG 特点来看：天然气按照运输形态可分为管道气和 液化天然气（LNG）；与管道贸易相比，LNG 贸易更灵活高效，因而发展速度更快。2）从 LNG 贸易量来看：根据英国能源研究所发布的《世界能源报告（2023）》，2022 年全球 LNG/ 管道天然气贸易量分别为 5424/4261 亿立方米，分别同比+5.2%/-15.5%；2022 年以来， 全球 LNG 需求随欧洲供应格局变化出现逆市增长。
全球 LNG 贸易供需高度集中。1）从供给端来看，在 LNG 出口市场方面，2022 年，全球 LNG 出口量排名前 4 的国家分别为卡塔尔/澳大利亚/美国/俄罗斯，出口量分别为 1141/1123/1043/402 亿立方米，四国在全球 LNG 总出口量中合计占比为 68.4%。2）从需 求端来看，在 LNG 进口市场方面，2022 年，全球 LNG 进口量排名前 4 的国家分别为日本 /中国/韩国/法国，进口量分别为 983/932/639/351 亿立方米，四国在全球 LNG 总进口量中 合计占比为 53.6%。
全球 LNG 项目有望快速增长，其中卡塔尔北方气田两期扩建项目总投资额 500 亿美元。受 全球需求增加+地缘政治因素影响，全球LNG生产将保持高负荷运行，2022年全球平均LNG 设施利用率为 90%，高于 2021 年 85%的水平。中国石油报预计，2026-2028 年全球天然 气液化能力将恢复快速增长，卡塔尔/俄罗斯等国的 LNG 项目将集中投产。以卡塔尔北方气 田（世界上已知的最大天然气田）项目为例，一期项目将新建 4 条 LNG 生产线，每条生产 线的 LNG 产能为 800 万吨/年，合计 3200 万吨/年，卡塔尔国家石油公司（QP）预计该项 目于 2026 年投产；二期项目计划再新建两条 LNG 生产线，卡塔尔的 LNG 产能将再提高 1600 万吨/年，QP 预计二期项目 2028 年投产，两期扩建项目总投资约 500 亿美元。
俄罗斯项目提升公司 LNG 模块建造能力，公司积极探索全球业务
俄罗斯天然气巨头 Novatek 运营两大 LNG 项目。1）亚马尔液化天然气项目（Yamal LNG）， 位于俄罗斯亚马尔—涅涅茨自治区的极北地带，是诺瓦泰克 Novatek 在北极圈纬度最高的 LNG 项目；2）北极 2 液化天然气项目（ARCTIC LNG2）位于俄罗斯北极格丹半岛，是 Novatek 继全球规模最大的 Yamal LNG 项目后，在偏远极地开发的第二个大型 LNG 项目。
公司承建 Yamal LNG 项目最大电气模块。1）获得份额占中国模块建造商的 11.5%：Yamal LNG 项目超过 40 万吨的模块建造合同授予 6 家中国海工企业，博迈科负责 10 座辅助系统 的模块建筑物和 11 座生产线的模块，总重量 4.6 万吨，占中国模块建造商的份额约 11.5%； 合同金额高达 21.65 亿元，也是当年公司单笔合同额最大的 LNG 项目。2）承建唯一电气 模块：公司是中国唯一负责电气控制模块详细设计的分包商，承建了重量达 5450 吨的世界 最大单体电气模块，产品质量和施工安全获得国际认可。 公司在 ARCTIC LNG2 项目获得的模块份额和价值量均大幅提升。1）从公司获得的模块份 额看，ARCTIC LNG2 项目中，中国 5 家承包商获得总共 25 万吨 LNG 液化生产线模块建 造合同，其中博迈科获得 7 万吨公共设施模块，占中国模块厂商的份额提升到 28.0%，相 比 Yamal LNG 项目的份额提升了 16.5pp。2）从公司获得的订单金额来看，公司于 2019 年签署了 42 亿元的建设合同，同年 11 月获得第一次追加 5.2 亿元合同；2021 年 6 月，再 次获得追加 17.32 亿元合同，项目合同总金额达到 64.52 亿元。模块份额+价值量的提升， 体现了海外客户对公司 LNG 模块建造能力的认可。
ARCTIC LNG2 项目复工，公司有望在俄罗斯获取更多订单。1）2022 年受欧盟制裁俄罗 斯影响，欧洲公司退出 ARCTIC LNG2 项目，项目因此暂停；2023 年 Novatek、新的总包 商、中国主要模块船厂重新启动 ARCTIC LNG2 建造工作，其中，第 1 条线的天然气液化 储运模块已于 2023 年 7 月启运发往项目现场。2）根据俄罗斯战略计划，未来十年，Novatek 还可能在北极开发鄂毕湾 LNG 项目（Obsky-LNG）、“北极-1”项目（Arctic LNG1）和“北 极-3”项目（Arctic LNG3）。公司凭借积累的项目经验和成功的交付业绩，有望在俄罗斯市 场争取更多优质订单。 公司积极开拓其他地区 LNG 项目，同时向风电等新能源领域探索。1）新地区拓展：公司 持续开拓海外市场，积极参与全球各大油气主产区项目投标，快速切入中东等区域能源市 场，有望在中东等主要 LNG 出口地区获得更多项目订单。2）新能源布局：2022 年，公司 获得了多个锂电池回收撬项目，率先敲开新能源领域业务大门。在海上风电领域，公司重 点跟进风电市场快速发展地区的项目投标；2023 年公司与三星重工（SHI）就发展亚太地 区浮式风电业务的合作，签署了合作谅解备忘录。我们认为，公司通过开拓新地区+布局新 能源领域，将持续扩大业务发展空间。
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