1.1 公司概况
1.1.1 发展历程
海洋石油工程股份有限公司是中国海洋石油集团有限公司控股的上市公司，是国内唯一集海洋油气开发工程设 计、采购、建造和海上安装、调试、维修，以及液化天然气、海上风电、炼化工程等为一体的大型工程总承包 公司，也是亚太地区规模最大、实力最强的海洋油气工程总承包之一。经过 40 多年的建设和发展，公司以人才、 市场、成本、风控、信息化建设为五个抓手”的发展策略，系统形成了以“大型起重铺管船舶序列”“1500 米级深 水作业 ROV 序列”“建造场地及建造施工装备”等为核心的十大装备、以“深水浮式平台技术”“水下系统及产品技 术”“超大型海上结构物及模块化技术”等为核心的十大技术，先后为中国海油、康菲、壳牌、沙特阿美、巴国油、 Technip、MODEC、FLUOR 等众多中外业主提供了优质产品和服务，业务涉足 20 多个国家和地区。
1.1.2 股权结构
海油工程股权较为集中，中海油集团合计持股 55.33%，为公司控股股东。中海油集团直接持有公司 48.36%的 股份，同时通过旗下子公司中国海洋石油南海西部有限公司、中国海洋石油渤海有限公司以及中海石油财务有 限责任公司间接持股 6.65%、 0.28%、0.04%。 公司总部位于天津滨海新区，子公司在国内外均有分布。境内子公司位于青岛、珠海、深圳等地；境外子公司 位于美国、加拿大、巴西、印度尼西亚、尼日利亚、泰国、中国香港等地，便于公司海外业务拓展；同时公司 和中油工程在乌干达共同经营一家公司。
1.1.3 管理层介绍
海油工程管理层结构紧密，管理制度严谨，每位高层在各个领域进行深造，具备可靠的专业知识背景，而且有 多年在海油工程任职的工作经验，熟悉了解公司的业务情况，积极响应国家号召和政策，详细分析内部和外部 环境，带领海油工程攻克关键成果。管理层兢兢业业，带领全体员工坚定不移地执行发展战略，进行国际市场 开拓，不断优化内部管理，发展的质量和效益明显提升，核心竞争力也显著增强。
1.1.4 业务区分
公司定位海上油气田生命周期的开发阶段。海上油气田生命周期可以分为勘探、开发、生产三个阶段，中海油 集团内部关于海上油气资源开发利用周期的分工，主要涉及中海油服、海油工程与海油发展三家上市公司，相互分工明确，国内市场竞争格局稳定。中海油服的主要业务聚焦 于海上油气田勘探阶段的近海物探采集、工程勘察服务、钻勘探井及测录井，以及开发阶段的钻完井服务等； 海油工程聚焦开发阶段的海上平台导管架、浮式生产系统等设计建造、安装和海底管道、水下生产系统铺设等； 海油发展主要提供生产阶段的能源技术服务、环保数字化、物流管理等业务。
1.2 财务分析
1.2.1 收入及利润分析
收入分析： 回溯到 2010 年，海油工程共经历了 3 轮收入高增时期： 1）2012-2013 年，高油价推升上游资本开支，公司营收在这两年期间实现了 60%以上的增速。 2）2019 年，三桶油相继提出增储上产“七年行动计划”，能源安全政策再次推升上游资本开支，公司营收随 之增长 30%以上。 3）2022 年，油价一度涨至 100 美元/桶以上，油服景气复苏，公司营收增幅近 50%。2023 年上半年，公司营 业收入为 144.42 亿元，同比增速 23.08%，归母净利润为 9.83 亿元，同比增速 103.81%，本轮油服景气复苏刚 刚开启，公司业绩持续向好。
业务结构： 自 2010 年以来，海洋工程总承包项目（传统油气业务）一直都是公司的核心业务。 非海洋工程项目（主要为 LNG 业务）在 2015-2017 年和 2021-2022 年有较为亮眼的表现，其中，2015-2017 年正逢海外 LNG 液化装置扩产潮，公司取得了俄罗斯、澳大利亚等国家 LNG 项目建设机会，2021-2022 年为 国内 LNG 接收站投建高峰，公司也凭借国内 LNG 订单获得良好业绩。
毛利水平： 近 5 年，公司海洋工程业务的毛利率稳定在 9-12%，较 2014-2015 年 30%以上的毛利率水平有较大差距，根据 我们此前发布的行业报告《产能周期下的油服行业机遇渐显》，我们认为，在过去资本开支不足引致的油价长 期处于中高位的判断下，叠加油服行业产能出清基本完成，未来公司海洋工程业务毛利率有望进一步好转。公 司非海洋工程业务毛利率波动较大，主要受 LNG 项目扩产周期的影响。 受益于中海油有限公司的关联交易保障，公司国内业务毛利率近年来较为稳定，海外业务毛利率随油价波动较 为剧烈。我们认为，随着油价持续处于中高位水平，低毛利合同出尽，公司海外业务或将出现明显好转。
2023 年 H1，公司在手未完成订单 405.88 亿元，为未来两年的工作量提供了有力的支撑。从 2017 年至今，公 司累计实施项目量稳步提升，全年新签合同金额快速增长，2022 年达到 256.4 亿元，其中中国新签订单合同金 额为 213.83 亿元，海外新签订单合同金额为 42.57 亿元。2023H1，公司实现新签合同额为 178.58 亿元，同比 增长 29.42 亿元，增幅 20%，其中，境外新签合同额约 68.85 亿元，同比增长 274.2%，海外市场成绩显著，为 持续推动公司海外业务发展提供了有力支撑。 2023 年 H1，公司共运行规模以上项目 70 个，达历史新高，其中 12 个项目完工，23 个新启动项目，并且公司 坚持战略引领，市场开发重点发力，项目获取能力持续提升。
公司营收受建造和安装作业量共同影响。公司建造工作量主要体现在钢材加工量上，安装工作量主要体现在投 入船天上。2013 年，公司营收出现大幅增长主要受海底铺管业务高增影响，2020 年，公司建造工作量大幅提升，但受安装业务较为平稳影响，公司营收增幅相对平缓。
1.2.2 成本分布
海油工程的成本费用可拆分为五大类，分别是工程费用、材料费、人工费用、折旧及摊销、燃料费。材料费指 建造输油钢管的钢材等，燃料费指柴油等费用。工程费用占比最高，又可以拆分为陆地建造工程分包费、船舶 分包费、船舶停靠及港杂其他费用，其中陆地建造工程分包费占比最高。 同时，材料费、燃料费、工程费用与公司营收呈正相关，人工费呈逐步上升趋势，折旧摊销保持稳定。
1.2.3 现金流状况
当前公司资金充裕，可以形成自身的现金周转与循环。2022 年海油工程经营活动产生的现金流量净额为 33.13 亿元，达到 2015 年以来的最高值，公司现金流充足；投资活动产生的现金流量净额为负，原因在于近年来公司 天津临港基地建设项目处于建设高峰期；筹资活动产生的现金流量净额常年为负，即公司偿还银行贷款或借款、 派发现金股利、偿还租赁负债等，说明海油工程的资金充裕。2023 年 H1，公司经营活动的现金流量净额为 29.09 亿元，投资活动的现金流量净额为-9.89 亿元，筹资活动的现金流量净额为-9.11 亿元。
1.2.4 资产负债率
资产负债率结构保持稳健。2012-2017 年公司资产负债率持续下行，2018 年后公司更新装备扩充资产，资产负 债率升至 2021 年的 34.33%，2022 年中海福陆并表，资产负债率上升至 39.77%。2023 年 H1，公司资产负债 率为 39.81%，较为稳定地维持在较低水平。
1.3 核心竞争优势
国内来看，海油工程是国内唯一一家集海洋油气开发工程设计、采购、建造和海上安装、调试、维修，以及液 化天然气、海上风电、炼化工程等为一体的大型工程总承包公司，且与中海油有限公司深度绑定，在国内海上 油气工程承包方面具备绝对优势地位。海外来看，公司场地、装备等硬件不逊于国际知名能源工程承包公司， 近年来不断实现技术突破，先后进入沙特阿美、巴西国家石油公司的总包商名单，在国际市场的地位不断提升。
1.3.1 场地优势
海油工程基地建造规模壮大，陆地建造产能稳定。公司具备天津、青岛、珠海三大基地，形成跨越南北、面向 全球的场地布局，天津临港基地一期已建成投产，在建天津临港二期基地。经过多次场地扩张，截至 2023H1， 公司合计场地总面积为 404.7 万平米。
海油工程场地利用率均处于较高水平。截至2023H1，天津场地利用率达到91%，青岛场地利用率达到100%， 珠海场地利用率达到 60%。其中，天津临港场地一期投入使用，相比往年同期业务量大幅提升。珠海场地受项 目结束影响，上半年利用率稍有下降。
公司在天津临港、青岛、珠海三地的码头岸线均超过 1500m，水深在 10m 以上，特别是珠海基地码头水深达到 14m，具备较好的船舶停靠及装运能力。
Saipem 是意大利埃尼集团(ENI)旗下子公司，是全球石油和天然气市场钻井服务、陆上和海上管道和复杂项目 的工程设计、采购、施工和安装的领导者之一。根据美国《工程新闻记录》(Engineering News Record，ENR) 杂志发布 2022 年度“250 家国际承包商”(ENR’s 2022 Top 250 International Contractors)，Saipem 位列 12 名。 从场地及码头对比来看，Saipem 除印度尼西亚和哈萨克斯坦两个基地，其他基地的码头岸线较短，仅有巴西 和印度尼西亚的码头水深超 10m，而海油工程单一场地面积更大、陆地建造能力更强，且码头质量较高，从岸 线和水深来看都更具优势。
此外，我们也选取了 2 家亚洲地区的海洋工程公司——胜科海事（目前已与吉宝合并，改名为 seatrium）和三 星重工进行对比。胜科海事的建造场地主要集中在新加坡（印度尼西亚主要作为新加坡的补充场地）、巴西和 欧洲，在承接欧洲FLNG、FRSU需求、巴西FPSO需求时具备较大优势。三星重工的场地更集中在韩国本土， 与海油工程相比没有明显优势。
整体来看，我们认为当前公司场地及码头条件总体与国际头部同行处在相近水平，跻身全球前列，未来随着天 津临港基地二期投产，公司可承接项目数量进一步增加，对于2035年实现600亿元的收入目标或将更进一步。
1.3.2 装备和技术优势
装备方面：公司主要通过大型船舶进行海上吊装、海上浮托、海管铺设等海上安装工作。公司拥有 3 级动力定 位深水铺管船、7500 吨起重船、水下工程船、深水挖沟船等 19 艘船舶组成的专业化海上施工船队，海上安装 与铺管能力在亚洲处于领先地位。公司还在持续提升装备水平和数量。 公司最大铺管水深和铺管直径与 saipem、subsea7 两家全球领先公司保持一致水平。2012 年投入使用的“海 洋石油 201”为深水起重铺管旗舰船，是世界上第一艘同时具备 3000 米级深水铺管能力、4000 吨级重型起重能 力、并配备世界先进的舷侧结构物下放装置 PLS 和 DP3 级全电力推进的动力定位深水铺管起重工程船。一直以 来，大于 1500 米的深水区海管铺设核心技术，一直被少数国际石油工程公司所垄断。2020 年，公司负责的中 国海油陵水 17-2 项目海管铺设最大水深为 1542 米，创造了我国海底管线铺设水深的新纪录。 公司最大起重量超过 subsea7，与 saipem 的 14000t 仍有一定差距。2009 年投入使用的“蓝鲸号”是一艘大型 自航式全回转起重工程船，具有 300 米水深锚泊定位能力，最大起重能力为 7500 吨。 公司导管架下水能力处于领先地位。2008年投入使用的“海洋石油229”是目前世界上最大的导管架下水驳船之 一，载重量 89000 吨，导管架下水能力 30000 吨，是目前世界上同类型船舶中排行第二的浮托/下水驳船。
技术方面：公司科研体制机制改革持续深化，持续推进“揭榜挂帅”和“赛马”机制，发布项目长负责制等 7 项配套制度，系统激活科技创新内生动力态势逐步显现。2022 年围绕深水和水下系统等开展科研攻关 119 项， 推动成果转化和三新三化实施 295 项，实现科技创效 3.24 亿元。其中，深水超大型导管架平台设计建造安装成 套关键技术成功应用于“海基一号”和流花 11-1/4-1 项目；自主研发并交付国内首套 500 米水深带控制系统的水 下管汇产品；创新研发液滑环与光纤电滑环产品，对塔架单点实现了从设计原理源头技术解卡；自主研发设计 的国内首个深远海浮式风电项目实现主体完工，新能源领域迈出重要一步。
1.3.3 延展新兴业务优势
强大海上工程能力具备延展性，助力新兴领域拓展。海洋油气产业与海上风电产业有较高的业务契合度以及相 似的供应链。国际能源署（IEA）调查显示，约有 40%的海上风电项目建设作业与海洋油气项目相重合，传统 的油气浮式平台技术可以转化到海上风电项目的建设中，海上风电开发所需的大部分装备，如铺缆船、水下作 业船和半潜运输船等，都可与海洋油气开发通用。 公司依托海上工程作业经验基础，承建深远海浮式风电、青洲六海上风电项目，公司预计投产后每年可生产绿 电约 25000 兆瓦；研制全球首套最大商用海底数据中心，应用水深超过 30 米，重量达 1300 吨；进行中国海上 首个二氧化碳封存模块应用，累计可封存二氧化碳 146 万吨，与植树 0.14 亿棵相当；与壳牌中国合作开展海洋 工程装备制造基地价值链碳排放盘查和低碳减排路径规划。 同时，中海油也在加快布局新能源，先后成立新能源公司、碳中和研究所，积极推进国内海上首个二氧化碳封 存示范工程，发行全国首单 CCER（国家核证碳减排量）碳中和服务信托等。根据其规划，整个“十四五”期 间，中海油在可再生能源领域的投资达总投资的 5%-10%。到 2050 年，中海油的目标是至少 50%的利润来自 新能源。新能源尤其是海上风电被提上了公司战略高度。我们认为，中海油对于新能源的重视或将为海油工程 延展新业务提供一定的便利。
2.1 油服行业景气上行
2.1.1 油价或将持续处于中高位
2022 年上半年，俄乌冲突爆发，加拿大、美国、英国和澳大利亚先后宣布禁止进口俄罗斯石油，欧盟正式宣布 对俄罗斯进行第六轮制裁，包括 2022 年 12 月禁止海运进口俄罗斯原油，2023 年 2 月禁止海运进口俄罗斯成品 油，地缘政治危机使油价一度冲高至 120 美元/桶以上。货币超发叠加能源价格上涨导致美国甚至全球通胀率高 涨，美联储加息幅度和加息频率提升，引发市场对于经济衰退的担忧，2022年下半年原油价格单边下跌。2023 年上半年，在美联储继续加息、欧美银行业危机叠加 OPEC+持续减产等多方因素影响下，市场进入供需相持阶 段，原油价格在 70-80 美元/桶区间波动。2023 年 7 月，沙特已实施 100 万桶/天的强势额外减产，加剧原油供 应紧张，同时成品油消费特别是美国汽油消费进入旺季，美联储加息或接近尾声，油价企稳回升。
供给方面： 美国原油产量增速放缓。疫情后美国原油供给恢复缓慢，且未来产量承压。其一，前期疫情冲击下，页岩油公 司利用库存井维持生产，疫后油气公司需要更高的成本加快打新井，弥补过去优质油井的消耗，来实现增产。 其二，人力物力短缺及成本上升成为美国页岩油公司进行油气生产时所面临的主要问题，使得公司油气开采周 期拉长，增产速度放缓；其三，在投资者愈加严格的资本约束下，美国主要页岩油气公司选择将更多的收益返 还给股东，而非扩大投资，当前投资水平增长力度不够，活跃钻机数和压裂车数量的下滑使得美国页岩油产量 进一步承压。 根据 EIA 8 月报告，预计 2023 年美国原油增产 85 万桶/天至 1276 万桶/天，美国原油逐步恢复增产，但是产量 增幅有限，年均增产不及疫情前约 150 万桶/天的水平。
俄罗斯近期的主动减产及长期产能瓶颈，或造成供给进一步收缩。俄罗斯计划从 2023 年 3 月至 12 月减产石油 50 万桶/天，同时 2023 年 8 月计划减少石油出口 50 万桶/天，2023 年 9 月计划减少石油出口 30 万桶/天。2023 年 7 月，俄罗斯原油产量 940 万桶/天，较 2 月实际减少近 50 万桶/天；俄罗斯石油出口量（原油+石油制品） 为 730 万桶/天，达到 2021 年以来最低值。长期看，俄罗斯也面临资本开支不足的问题，并将对其长期产能造 成损害。根据国际能源信息署 IEA 统计，俄罗斯原油产能已从 2021 年 10 月的 1042 万桶/天下降至 2023 年 7 月的 998 万桶/天，俄罗斯原油产能已经出现了衰减的问题。
OPEC+反复减产挺价，沙特控产控价能力与意愿双强。2022 年 10 月，OPEC+决定在 2022 年 8 月产量目标基 准上继续减产 200 万桶/天，减产区间为 2022 年 11 月至 2023 年 12 月，以 2022 年 10 月产量测算实际减产规 模 95 万桶/天。2023 年 4 月，以沙特为代表 OPEC 国家和以俄罗斯为代表的非 OPEC 参与国再次宣布自愿减 产，合计减产规模达到 165 万桶/天，减产区间为 2023 年 5 月至 12 月，以 2023 年 2 月产量测算实际减产规模超 150 万桶/天，远大于 2022 年 10 月减产，或将进一步带动油价大幅提升。2023 年 6 月，OPEC+表示 160 万 桶/天以上的自愿减产均延期至 2024 年 12 月，同时 2024 年 1-12 月产量目标再次下降 139 万桶/天，沙特在 7 月自愿额外减产 100 万桶/天。2023 年 7 月，沙特宣布 100 万桶/日的额外减产将延长至 8 月，同时俄罗斯将在 8 月减少石油出口量 50 万桶/日。2023 年 8 月，沙特宣布 100 万桶/日的额外减产将延长至 9 月，同时俄罗斯将 在 9 月减少石油出口量 30 万桶/日。2023 年 9 月，沙特及俄罗斯宣布将自愿减产延长至 2023 年 12 月。 本轮减产面临增产能力不足的客观约束。未达产量目标的国家受产能不足影响难以实现大幅增产，不足以抵消 其他减产国的减产规模。当前仅沙特、阿联酋拥有较多可自由支配的剩余产能，截至 2023 年 7 月两国剩余产能 分别为 319、96 万桶/天，我们认为沙特内部协调能力和油价调控能力有望进一步增强，维持油价高位的意愿较 为强烈，其控制产量托底油价的措施或将有更大成效。
需求方面： 短期内原油需求或仍保持增长态势。IEA、EIA 和 OPEC 三大国际能源机构均预测 2022-2023 年需求仍会继续 增长。根据我们持续跟踪的全球原油月度数据来看，IEA、EIA 和 OPEC 三机构在 2023 年 8 月报中预测 2023 年全球原油需求分别+222、+176、+244 万桶/天，预计超过 2019 年疫情前需求水平。
长期来看原油需求达峰尚需时日。交通用汽柴油占据了全球油品消费的半壁江山，主要考虑新能源汽车替代效 应的影响。考虑传统能源价格高涨推动新能源汽车渗透加速，我们采用新能源车渗透率按照 S 型上升的情景假 设，对全球汽柴油消费进行预测。基于全球交通用汽柴油需求量将在 2025年达峰的预测结论，以及我们对航空 煤油、工业用油、化工用油和其他用油的假设和模型，我们预计全球原油总需求量将在 2027 年左右达峰， 2027 年需求达峰量与 2022 年需求总量之间还存在约 400 万桶/天的增长空间。
托底因素： 美国进入战略补库阶段。美国战略石油储备库存为 3.5 亿桶，已处于 20 世纪 80 年代以来的历史低位水平，我 们认为美国在完成国会授权的 2600 万桶战储出售计划后，或进入补库阶段。2022 年，美国国会表示计划在 70 美元/桶左右的油价水平上进行补库。2023 年 6 月，美国战略储备在 73 美元/桶的平均水平上进行了 300 万桶的 补库，下半年计划再补充 1200 万桶原油，补库价格是国际油价的重要托底因素。
结论： 全球供需偏紧，油价或将持续高位运行。总体来看，产能周期引发能源通胀。我们认为，无论是传统油气资源 还是美国页岩油，资本开支是限制原油生产的主要原因。考虑过去全球原油资本开支不足，当前全球原油供给弹性下降，而在新旧能源转型中，原油需求仍在增长，全球或将持续多年面临原油供需偏紧问题，中长期来看 油价或将持续维持中高位。本轮油价高位从根本来看，是产能出清、过去资本开支严重下滑引致的。在需求端 持续增长的前提下，若资本开支持续处于相对低位，则供给端紧张局面无法得到有效缓解，油价难以从高位下 降。
2.1.2 全球上游资本开支复苏节奏有望加快
全球上游资本开支至今复苏缓慢。2015-2021 年全球上游投资低位导致当下原油供给增长缓慢，2022 年油价高 位并未带动上游资本开支积极性。2011-2014 年高油价时期，OPEC+大幅增产，美国页岩油实现了技术突破， 贡献了大量的供给增量。2014Q4-2019 年期间，油价高位回落并持续在 60 美元/桶上下震荡。2020 年，新冠疫 情冲击国际油价，全球上游资本支出较 2019 年收缩 1464 亿美元，同比减少 29.3%，产油端出现供应紧张情况。 2021 年，Brent 油价均值达到 70.94 美元/桶，相比 2020 年涨幅为 64%，但全球上游计划资本开支较 2020 年 增加 306 亿美元，同比上涨 8.67%，增速有限。2022 年，国际油价一路上涨至 95 美元/桶以上，全球油气公司 2022 年上游资本开支比 2021 年上游资本开支增长 332 亿美元，同比增速 8.66%。2023 上半年，国际油价在 70-80 美元/桶的中高位区间震荡，IEA 预计全球资本开支复苏仍较为谨慎。
资源劣质化问题逐渐凸显： 自 2020 年下半年以来，美国 Permian 地区库存井占美国总库存井量的比例从 2020 年 7 月的 40%大幅下降至 4 月的 19%，这也说明美国页岩油公司优先选择优质区块进行库存井完井操作。随着优质区块库存井被大量消耗， 一方面，美国需要更多投资并依赖钻探新井完成原油生产，增产速度或将放缓，另一方面，优质资源消耗也意 味着资源劣化问题或将逐步显现，对于美国页岩油的生产成本和产量增长形成了一定挑战。 2020 年疫情期间，为压降成本，页岩油公司加大对优质地区油井的开发，导致单井产量大幅提升。2021 年初 至 2022 年，随着优质油井数量减少，美国页岩油主要产区的日均单井产量从高峰 1400 桶/天持续下降至不到 1000 桶/天，新增油井日产能力下降。油气公司需要更高的成本加快打新井，弥补过去优质油井的消耗，来实 现增产。
成本通胀问题依旧严峻： 根据达拉斯联储 2023Q1 调研显示，136 家美国页岩油公司中，30%认为成本是影响美国页岩油盈利以及进一 步增产的主要原因。相比疫情前，通胀引发的成本高位使得公司在增加同样原油产量下，要进行更大的投入。 随着劳动力成本的不断提升，以及水泥、钢材等相关原材料成本的提升，美国油气开采 PPI 仍处于高位水平， 美国油气生产商仍受成本通胀影响较大。2023Q1，美国页岩油勘探开发成本和租赁运营费用同比环比仍持续提 升，挤压油气公司实际资本开支水平，导致原油供给增量有限。
资源劣质化和成本通胀共同推动美国边际供应成本抬升： 根据达拉斯联储在 2023Q1 的调查数据，美国页岩油平均生产成本为 37 美元/桶，较去年 34 美元/桶上升了 3 美 元/桶。2023Q1，美国页岩油生产商新钻井的平均成本为 62 美元/桶，较去年 56 美元/桶上升了 6 美元/桶。
截至 2023 年 9 月，新冠疫情影响或逐步减弱，美联储加息或已接近尾声，俄乌冲突对于全球能源贸易格局的 影响程度边际递减，油价的影响因素或将更加回归供需基本面的变化，在前述支撑和托底因素的共同作用下， 我们认为油价有望在中高位水平保持较长时期，上游资本开支复苏节奏在这样的预期和信心之下或将加快。
2.1.3 油服上行拐点或已显现
海外油服板块资本开支恢复有限。我们统计了海外 24 家油服公司的资本开支情况，与油气公司资本开支趋势类 似，2014-2021 年，油服板块的资本开支持续下降。2022 年，受益于油价高企，油服资本开支明显回升，但尚 未恢复至 2019 年水平。2023-2024 年，根据彭博预期，油服资本开支仅维持在 80-90 亿美元，远不及 2011- 2014 年高油价周期水平，后续海外油服供给端增速或将有限。过去几年的油价低位以及行业资本开支腰斩推动 了油服产能陆续出清。
全球钻机使用率逐步恢复，钻井板块日费触底回升。使用率方面，2020 年全球钻机使用率显著降低，2021 至 今正逐步恢复。日费方面，油服行业日费于 2021 年触及底部，2023 年以来，自升式、半潜式钻井平台行业平 均日费均出现不同程度回升。我们认为，随着需求回暖和产能出清，全球钻机使用率出现改善、钻井板块日费 触底回升，油服行业拐点或已显现。
2.2 国内市场：背靠中海油，业绩有保障
2.2.1 我国油气对外依存度高，稳油增气是长期要求
中国原油、天然气对外依存度逐渐攀升。中国是富煤、贫油、少气的国家，从 2003 年起，中国已成为世界第 二大石油消费国和最大原油进口国。近十年中国原油产量增长缓慢，在 2015 年达到阶段性峰值 2.15 亿吨，随 后开始下降态势。2017 年，我国原油产量已下降到 1.92 亿吨，进口依赖度接近 70%，中国超越美国成为世界 第一大原油净进口国。2021 年，中国原油和天然气的进口依赖度已分别达到 72%和 44%。到 2022 年，中国原 油产量为 2.05 亿吨，进口量 5.08 亿吨，进口依赖度 70%；天然气产量为 2178 亿立方米，进口量为 1519 亿立 方米，进口依赖度为 40%，油气进口依赖下降的主要原因是俄乌冲突导致国际油价大幅上涨、海外气价过高。 随着环保政策趋严，煤改气工程推进，中国未来天然气需求或将持续较快增长。
保障能源安全、推进增储上产是长期战略。国家大力推动能源安全战略和增储上产计划。为将石油、天然气的 对外依存度控制在合理水平，国家在“十二五”规划中就明确要求“加大石油、天然气资源勘探开发力度，稳 定国内石油产量，促进天然气产量快速增长，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用，积极发展海洋 油气、海洋工程装备制造等新兴产业”。到了“十三五”期间，我国原油和天然气的对外依赖度依然不断攀升， 从 2016 年的 63%提升至 2018 年的 69%。2019 年 5 月，国家能源局主持召开“大力提升油气勘探开发力度工作 推进会”。会上能源局提出“石油企业要落实增储上产主体责任，完成 2019-2025 七年行动方案”工作要求，业界 称之为“油气增储上产七年行动计划”(以下简称七年行动计划)。七年行动计划提出之后，三大石油集团及延长石 油纷纷调整各自的油气勘探开发部署，持续加大上游发展力度。
2.2.2 海上油气是储产增量主体，未来潜力较大
海上油气开发潜力较大，中海油具备得天独厚优势。目前，我国陆上油气新增储量增长乏力，海洋油气的探明 程度相对较低，未来具备更大的勘探开发空间。根据中国石油第四次油气资源评价，我国海上常规石油资源储 量探明率仅为 30%，低于陆上的 40%。《中国海洋能源发展报告 2022》显示，2021 年和 2022 年，我国海洋 原油产量增量分别占到了我国产量总增量的 80%和 66%左右；2022 年，全球海上钻井工作量中，近 40%来自 中国海域。报告同时预计我国海洋原油产量 2023 年或将达到 6000 万吨以上，继续保持全国原油生产增量的领 先地位。
2.2.3 背靠中海油，业绩存在增长性保障
中海油有限公司的资本开支为公司提供国内收入的增长性保障，海油工程国内收入一般滞后于资本开支 1 年左 右发生变化。公司与中海油关联交易占公司国内收入的 80%以上，且份额较为平稳；关联交易额占中海油开发 阶段的 20-30%，总资本开支的 10-20%。2023 年，中海油计划资本开支较 2022 年最高提高 7%至 1100 亿元， 且开发阶段开支占比由 57%提升至 59%，假设公司占中海油开发阶段开支的比例为 30%，则我们预计关联交易 营收增幅最高可达到 7.7%。
海外订单波动性相对较大，除 2014 年和 2019 年有较大收获外，其他时间均以国内订单为主。海油工程国内收 入常会滞后于新签订单 1-2 年的时间。2021 年海工国内新签订单达到高峰，我们预计 2023 年左右公司或将迎 来业绩兑现。
海油工程国内收入主要来自与中海油有限公司的关联交易，中海油有限公司的资本开支水平对海油工程业绩有 重要影响。我们认为中海油有限公司具备维持高资本开支的能力：
（1）低成本优势使得资本开支水平受油价波动影响小
操作成本（作业费用）和折旧摊销是油气生产成本的主要构成部分。近 10 年来，中海油的桶油成本不断下降至 30 美元/桶左右，高油价下可实现更高盈利，低油价下可维持经营不出现亏损。
（2）合理分红保障了更高水平资本开支的实力
中海油近年来保持了相对稳定的分红比例，除个别年份外，总体在 40%-50%的股息支付率水平，在三桶油中相 对较低，主要是因为公司将更多的利润用于资本开支，保障公司储产量的增长需要。未来较长时期内，中国海 油的资本开支仍将保持较高速的增长，2023 年公司计划开支最高为 1100 亿元，同比+7%。
高资本开支水平下，中海油产量成长可期，为公司提供订单保障。2022 年中海油获得 18 项新发现，开拓了增 储上产接替区域。2023H1，中海油获得 5 个油气田勘探新发现，成功评价 14 个含油气构造。未来或可能逐步 为海油工程释放订单需求。
2.3 国际市场：加强海外业务拓展，有望实现新突破
2.3.1 全球海上勘探开发潜力较大
从资本开支结构来看，海上和陆上非常规油气田为未来勘探开发重点，资本开支占比逐步提升。未来，根据中 海油服引用的 IHS Markit 预测，陆上资本开支整体或将呈下降趋势。
海上是全球重要的油气接替区。全球海洋资源非常丰富，据 IEA 统计，2017 年全球海洋常规石油和天然气资源 新增探明储量分别为 2600 亿桶和 95 万亿立方米，分别占全球新增探明储量的 20%和 47%，海洋油气剩余可采 储量占比分别为 70%和 91%，明显高于陆上油气的 61%和 63%，具备较大的勘探开发潜力。近十年来，全球 海域勘探年度新增储量平均占新增总储量的六成以上。随着全球经济快速增长，能源需求不断提升，陆上油气 勘探日趋成熟，海上油气开发为世界油气储量增长贡献新动力。 近 10 年，深水油气项目已成为全球油气增储上产的核心领域。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%，在全球油气发现中继续占据主导地位，进一步揭示被动大陆边缘深水前沿领域良好 的勘探前景。2020 年，全球前十大勘探新发现中有 7 个位于海域，其中 6 个位于深水、超深水。
随着勘探开发、工程技术的日趋成熟以及成本的下降，深水油气也显现出发现成本低、投资回报率高等特点。 据 Rystad Energy 研究显示，近十年，全球每年完钻海上深水勘探井 120—290 口，占总探井数（不包括非常 规）的 5%左右，但其发现的可采储量占全球 50%以上。2012—2021 年间，全球深水平均每桶油当量的发现成 本为 3.1 美元，较浅海油气发现成本 5.1 美元每桶油当量低将近 40%，较陆上油气发现成本 7.5 美元每桶油当量 低 58%。
国际石油公司积极布局海洋油气勘探开发。尽管在 2020 年疫情影响下，海上油气市场陷入低迷，波动加剧， 但 2021 年以来，随着油气需求和价格回升，以及在 2020 年经济低迷时期采取的积极成本削减措施，多数海上 勘探和生产公司的资产负债表实现了去杠杆化，现金流充裕，大规模海上油田开发项目逐渐恢复批准。著名海 上油气公司挪威石油和巴西石油在 2023-2024 年均保持较快的资本开支增速，海上油服公司机遇或更可观。
据 Rystad Energy 估计，2022—2025 年间，埃克森美孚、bp、壳牌、雪伏龙、埃尼、道达尔能源这 6 家国际大 石油公司将花费 270 亿美元用于常规油气勘探，其中海上勘探支出占 95%以上，而深水领域支出占总勘探支出 的 87%。 随着深水油田开发，FPSO 装置需求增加，彭博预计 2023 年将再招标 9 个新的 FPSO 订单合同，预计 2025 年 达到可预计的在建产能高峰，后期视供需形势和产能规划情况而动态发展。
2.3.2 公司持续加强海外业务发展
海油工程加强国际化发展，不断实现新突破。公司从 2005 年开始逐渐进入国际市场，承揽了印尼 SES 油田项 目，并在 2006 年创造了海外项目无一亏损的佳绩，首先在印尼完成首个海外分支机构的建立。2008 年受到金 融危机影响，上游不得不缩减油田资本开支，但是公司海外订单额仍然增长。截至 2009 年末，公司在印尼、香 港、尼日利亚建立 5 个分支机构，海外发展战略布局初步形成。2010 年获得了沙特 KJO 项目等海外订单，有 助于公司开拓中东市场。2013 年之后海外订单数量逐年递增，而且业务范围拓展到了澳洲、北欧、俄罗斯、缅 甸、非洲等区域，并且在澳洲、阿布扎比、加拿大、泰国、休斯顿等地建立了分支机构，获得了巴西 FPSO、 缅甸 Zawtika 等重要项目，海外收入稳步提升。从 2017 年开始，海外项目集中在中东、东南亚、巴西、加拿大 等地，公司做好市场开发，拓展了中东区域总包业务。进入 2020疫情时代之后，国际油价暴跌，公司运营成本 提升，而且一些中东项目出现亏损，造成公司海外收入下滑。随着全球经济复苏，2022 年公司海外收入扭亏为 盈，壳牌企鹅 FPSO 成功交付，推动公司高端制造跻身全球先进行列，公司进入巴国油 EPC 总包商名单，海外 业务拓展能力进一步增强。
海油工程的海外项目正在加快推进步伐。巴油 P79 FPSO 正在进行结构预制，是继完成 P67/P70 项目之后，公 司再次参与的南美巴西大型深水 FPSO 项目，也是公司与意大利知名油服公司 saipem 公司建造项目的首次合 作，是公司国际化发展又一显著成果。目前乌干达 Kingfisher 项目进展顺利。
海油工程正在加大国际市场开发力度，重点突破中东和南美区域。2023 年公司进一步强化中东非洲、亚太、欧 洲美洲区域三个海外区域中心建设，重点突破中东、南美等地的油气开发 EPC 总承包市场。围绕公司战略规划 持续发力，努力在海外市场开发再获新突破。建立相应的技术和资源体系，增强市场竞争力，有效扩大市场份 额。持续加强对境外项目运营管理，提升 FPSO 等项目盈利能力。接下来，公司将在中东、南美区域市场继续 发力，重点跟踪巴西 、沙特、卡塔尔、圭亚那等境外项目。
3.1 LNG 全球贸易供给缺口或将不断扩大
2022 年，全球 LNG 贸易量为 401.5MT，同比增长 25.4MT。其中，LNG 出口来源较为集中，主要来自澳大利 亚、美国和卡塔尔，三国出口量均超过 80MT。LNG 进口国主要来自东亚地区和欧洲地区国家，其中，日本、 中国和韩国为 LNG 进口量最大的国家，三国进口量合计占比超过 45%。贸易流向来看，2022 年澳大利亚和卡 塔尔主要供往亚洲国家，美国主要流向欧洲地区。
根据壳牌引用咨询机构预测，2030 年后，全球 LNG 需求仍保持增长，而供给端即 LNG 液化能力相对持稳，整 体 LNG 贸易的供给端缺口仍存且不断扩大，LNG 出口液化和接收设施建造需求或将仍保持较大活跃度。
3.2 俄乌冲突改变 LNG 贸易流向，欧洲 LNG 接收终端需求增加
俄乌冲突使 LNG 贸易结构发生变化。俄乌冲突后，欧洲管道天然气进口量大幅下降，LNG 需求量大幅提升， 其中美国运往欧洲的 LNG 占比大幅提升，占美国总出口的 60%。
2022 年俄乌冲突后，欧洲天然气终端使用率大幅上涨，带动欧洲 LNG 接收设施建设需求增加。2022 年，西北 欧 LNG 终端使用率达到 80%。随着欧洲天然气消费结构变化，LNG 进口需求增加，2023-2026 年，欧洲计划 投资 220 亿欧元建设 LNG 终端接收设施。但由于欧洲面临的 2030 年天然气消费下降 30%的目标，建设大型陆 上 LNG 接收站激励有限，主要还是以 FRSU 为主。考虑 FRSU 本身与海上浮式装置、船舶建造更为相关，相 比于 LNG 接收站，有实力的建设单位更加有限，更有利于公司获取订单；另一方面，三星重工等国际竞争者更 倾向于把有限的场地资源投放到此类项目，也会减轻公司在其他油气业务领域的竞争压力。
3.3 LNG 供给者正快速扩建液化产能
LNG液化设施建造一般需要3-6年时间，投入使用年限长，因此大部分LNG贸易为长协合约，长协比例越高， 年限越长，对于液化终端设施的建造激励越大。2022 年，90%的 LNG 合约为 15 年以上，65%的合约为 20 年 以上。根据壳牌引用咨询机构数据，当前日本、中国等亚洲买家 80%的长协签到 2030 年，2022 年欧洲长协比 例较以往大幅提升，但相对亚洲地区还是较低。欧洲和亚洲长协签订趋势向好。
全球 LNG 供给主体正在快速推进液化产能扩张计划。此前，由于俄罗斯管道天然气供应急剧下降、市场价格上 涨以及一些关键液化设施多次停运，欧洲液化天然气需求激增，这促使液化设施的利用率达到最大化。从在建 和拟建产能来看，美国扩张需求最大，其次为加拿大和俄罗斯。美国主要为满足欧洲和亚洲 LNG 进口需求；过 去加拿大以管道气为主，随着 LNG 全球贸易进一步发展，欧洲和亚洲市场价格远高于美国，加拿大计划进一步 扩建LNG液化出口设施；俄罗斯对欧洲管道气出口受限，未来计划通过LNG这一更灵活的形式进行贸易出口， 也会存在更多的 LNG 液化出口设施建设需要，且在欧美公司逐步撤出俄罗斯市场的背景下，我们认为能够有实 力开展此类业务的公司较为稀缺，海油工程或将具备更强的竞争优势。
3.4 我国 LNG 终端扩建周期或近尾声
我国天然气进口主要分为管输气和 LNG。LNG 相比管输气更为灵活，近年进口量增速较大，截至 2022 年，我 国 LNG进口量占比提升至近 60%。我国管道气进口全部来源于中俄线-俄罗斯，中缅线-缅甸，中亚线-土库曼斯 坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦。其中，俄罗斯进口量逐渐递增，缅甸进口量相对稳定，土库曼斯坦占绝对最 大比例。2018-2019 年，我国管道天然气主要通过中亚管道、中缅管道进口，进口量基本稳定在 500 亿方。 2019 年底，中俄东线进口管道投产，我们预计在“十四五”时期，中俄东线天然气管道将逐步达到设计的 380 亿立方米/年输送量。后续中俄中线、中亚天然气管道 D 线建设或将提上日程。
未来我国大幅新建 LNG 接收站能力有限，建设潮接近尾声。根据周守为等在《中国天然气及 LNG 产业的发展 现状及展望》中预测，到 2035 年我国天然气消费量有望达到 5500-6000 亿方，根据《石油商报》预测，2035 年我国天然气产量有望突破 3000 亿方。根据前文管输气进口分析，我们预计 2035 年我国管道天然气进口或将 达到 900 亿方，届时我国 LNG 进口需求量为 1600-2100 亿方（1.15-1.51 亿吨）。截至 2022 年，我国 LNG 接 收能力在 1.1 亿吨，2023 年广东惠州 LNG 项目投产，新增 610 万吨接收能力，2023 年后计划投产的在建和拟 建项目接收能力为 3165万吨，则未来我国LNG接收能力预期可达到1.48亿吨，基本与 LNG进口需求相匹配， 未来 LNG 接收站建设将逐步放缓。
3.5 公司 LNG 液化工厂模块建造能力已居国际第一梯队，未来有望继续贡献业绩
2022 年多个 LNG 项目进入建设高峰期，为公司贡献业绩。其中浙江 LNG 接收站二期工程成功上榜 2022 年浙 江省“钱江杯”优质工程名单，这是公司 LNG 接收站建设领域首次获得省部级住房和城乡建设优质工程奖项。 2023 年 3 月，合同金额约 50 亿元人民币的北美壳牌 LNG 模块化建造项目已在公司青岛场地完工交付，标志着 我国超大型 LNG 模块化工厂一体化联合建造技术能力已稳居国际行业第一梯队。2022 年，公司 LNG 陆地建造 收入同比增长 56.04%，主要系来自于唐山、天津、漳州、龙口等陆上 LNG 储罐和接收站项目处于施工高峰期， 收入相应较上年大幅增长。公司境外 LNG 项目收入同比增长 35.30%，主要系香港 LNG、北美壳牌 LNG 项目 进入建造高峰期，收入大幅增长，境外项目本年扭亏为盈，毛利率大幅上升。
近年来，公司依托较强的陆地建造资源和能力，大力发展模块化建造技术，承揽并实施了俄罗斯 Yamal、澳大 利亚Gorgon、澳大利亚Ichthys、加拿大LNG、北美壳牌LNG等一批大型LNG模块化建造项目。其中Yamal 项目合同金额达到百亿元人民币，公司实现项目高质量运营和按期交付，奠定了在全球模块化建造市场地位。 我们认为，公司有望凭借在北美、俄罗斯和澳大利亚的已有项目经验，继续在海外 LNG 主要供给地区斩获天然气液化产能模块建造项目。
4.1 海上风电：资源丰富，政策支持，前景广阔
碳中和背景下，海上风电将成为推动能源结构转型及全球低碳经济发展的重要力量。海上风电即利用海上风力 资源发电，相比陆上发电的稳定性更强、发电功率更大。欧洲高质量的风力资源和相对较浅的水域为其开发海 上风电技术并将其推向市场提供了非常好的条件，2021 年之前，全球海上风电装机大部分都来自欧洲。我国海 上风电起步较晚，但发展迅速。截至 2022 年，中国海上风电装机总量 30.46GW，已超过欧洲。 2040 年前，全球海上风电市场规模将大幅增长。根据 IEA 预计，随着政策目标推进和技术成本下降，2040 年 全球海上风电装机容量预计将较 2018 年增加 15 倍，其中欧盟装机容量将由 2018 年的 19GW 增长到 2040 年 的 127GW，中国装机容量将由 2018 年的 4GW 增长至 2040 年的 107GW。到 2040 年产业规模将达到 1 万亿 美元，与同期天然气和燃煤产能资本支出相当，海上风电占全球可再生能源发电站投资的 10%左右。
我国风能资源丰富，海上风电优势明显。我国陆地风能资源分布与现有电力负荷并不匹配，沿海地区电力负荷 大，但可利用的陆地风能资源少；北部地区风能资源丰富，但远离电力负荷中心，电网建设成本较大。我国大 陆海岸线漫长曲折，近海区域风能资源丰富，沿海城市可就近充分利用风电资源，海上风电将成为未来我国能 源结构的重要组成部分，其发展潜力较大。
我国政策支持风电行业发展。习近平主席提出中国碳达峰目标及碳中和愿景以来，各地政府反应迅速，积极推 进海上风电发展。全国范围内政府及相关机构相继推出积极的海上风电规划和补贴政策，全国各地正加快海上 风电建设，持续推进各项利好政策落实，加快协调项目建设实施。
造价成本有望明显下降，未来风电增长潜力较大。IRENA2019 年《Future of Wind》报告预计，全球陆上风电 总安装成本将从 2018 年的平均 1497 美元/kW 下降至 2030 年的 800 美元-1350 美元/kW，到 2050 年将降至 650 美元至 1000 美元/kW 范围内。海上风电加权平均总安装成本将下降至 2030 年的 1700-3200 美元/kW，到 2050 年将处于 1400-2800 美元/kW 之间。到 2030-2050 年，全球陆上风电平均度电成本预计降至 0.02-0.05 美 元，海上风电平均度电成本预计降至 0.03-0.09 美元。
2023 年，海油工程承建的我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”(中海油项目，装机容量 7.25MW)成功 并入文昌油田群电网，正式开启了为海上油气田输送绿电的新里程。这标志着中国深远海风电关键技术取得重 大进展，海上油气开发迈出进军“绿电时代”的关键一步。目前，海油工程已获得青洲六海上风电项目，青州六 项目规模 1000MW。未来中海油海南 CZ7 海上风电风场项目或可期待，项目规模 1500MW。
4.2 创新业务：响应“双碳”目标的重要途径
海底数据中心业务： 作为互联网服务器的“大脑”，数据中心用于存储、计算、传输大量数据信息，运行过程中伴随着大量能耗。 海底数据中心把传统的数据中心由陆地移到海底，可以有效利用海水的冷却作用为服务器“降温”，具有省水、 省电等低能耗、低成本优势，对响应国家低碳发展号召，推动数据中心行业绿色发展具有深远意义。 当前，公司在研制全球首套最大商用海底数据中心，应用水深超过 30 米，重量达 1300 吨（非海油项目），是 目前全球最大的“海底数据舱”。 根据海底数据中心团队设计样机的三个月的实验数据显示，单舱能耗指标 PUE 值为 1.076，远远低于 2021 年 度全国数据中心平均能耗指标 PUE 值 1.49。目前，国家发改委、工业和信息化部等要求新建数据中心的 PUE 值必须降到 1.3 以下。据人民网援引“科技日报”新闻报道，如果以海底数据中心市场渗透率达到 10%计算， 与传统陆地数据中心使用火电相比，清华大学教授李震预计 2025 年全年我国可以减少碳排放约 113 万吨。同 时，一座功率 20MW 的数据中心每年节水超过 60 万立方米，同样以市场渗透率 10%计算，清华大学教授李震 预计 2025 年我国可以减少淡水消耗 5700 万吨以上。 根据 IDC 预测，2026 年中国大数据总体市场规模或将超过 359 亿美元，而海底数据中心凭借低能耗、低成本优 势，有望实现快速发展，这对于公司新兴业务拓展具备重要意义。
CCUS-碳封存业务： 碳捕集利用与封存是实现碳达峰碳中和目标不可或缺的重要技术选择之一。近年来，中央和地方政府加强对 CCUS 技术发展的支持，我国碳捕集利用与封存技术发展迅速，系列示范项目加速落地运行。
CCUS 的技术路线之一为二氧化碳捕获后的直接地质封存，是指通过工程技术手段将从碳排放工业源捕集的二 氧化碳直接注入至地下 800~3500 米深度范围内的地质构造中，通过一系列的岩石物理束缚、溶解和矿化作用 而将二氧化碳封存在地质体中。可用于封存二氧化碳的地质体有陆上咸水层、海底咸水层、枯竭油气田等。 2023 年 6 月公司已完成中国海上首个二氧化碳封存模块应用，累计可封存二氧化碳 146 万吨，与植树 0.14 亿 棵相当（中海油项目）。这标志着我国初步形成了海上二氧化碳注入、封存和监测的全套钻完井技术和装备体 系，填补了我国海上二氧化碳封存技术的空白，促进海洋油气产业绿色低碳转型。根据中国生态环境部环境规 划院等机构预测，未来我国 CCUS 规模或将迎来快速扩张，到 2050 年或将达到 3300 亿元产值，年复合增速达 12%，CCUS 未来发展空间广阔。
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