1.1 高油价预期下，油服行业景气度有望维持
24-25 年油价预计维持中高位。22 年以来，布油价格维持高位，24 年上半年受地缘政 治及 OPEC+减产利好驱动，布油价格基本维持在 80 美元/桶以上，24 年下半年来看， OPEC+的减产延长至 9 月，北半球三季度进入出行旺季，供需存在支撑，四季度 OPEC+不 排除进一步延期减产以支撑油价，下半年油价预期仍将维持高位。展望 25 年，主导国际原 油供给端边际变化的 OPEC 预计 25 年全球原油需求增量将达 180 万桶/日，非减产协议国 供给增量为 110 万桶/日，国际原油供需仍有望维持紧平衡，24-25 年油价预计维持中高 位。
中高油价预期下，油服行业景气度有望维持。油气上游投资与油价具有明显的正相关 性,高油价势必推动上游勘探与生产支出增加。上一轮投资热潮发生于 2010-2014 年，彼时 油价多位于 100 美元/桶以上，全球油气企业勘探与生产类资本开支从 2010 年的约 4400 亿 美元增长至 2014 年的约 7000 亿美元，年均增长 12%。本轮油价拐点始于 2020 年，22 年 起便在 80 美元/桶以上的高位震荡，面对能源转型与需求不确定的宏观背景，本轮油气上 游资本开支力度较上一轮更加温和，勘探与生产类资本开支从 20 年的 3000 亿美元增至 23年的 5687 亿美元，年均增长 23%。在 24-25 年中高油价的预期下，油气上游资本开支预计 仍将维持高位，S&P 预计 24 年全球上游勘探开发资本支出约 6079 亿美元，同比增加 5.7%，带动油服市场规模持续增长，据 Spears & Associates 预计 24 年全球油服市场规模同 比增加 7.1%，更长期看，IEF 预计到 2030 年上游油气投资还将增长到 7380 亿美元，6 年 CAGR 3.4%。
1.2 海上油气田是未来开发重点，利好海洋油服行业
海洋油气勘探开发逐渐占据主导地位，深海开发潜力巨大。近 10 年来，海域新发现的 油气储量占全球总量的 60%，其中深水-超深水领域发现的油气储量占海域总发现量的 62%，根据睿咨得的统计，24 年前沿勘探的海洋油气区域分布中，39%位于大陆架部分， 28%位于深水区，其余 33%位于超深水区，23 年钻探的所有海上勘探井中约有 27%是深水/ 超深水井，24 年预计此类井的份额将上升至 35%左右。
海洋油气尤其是深水油气开发是最具经济性竞争力的的新增原油产量供应来源。根据 Rystad Energy 23 年的测算，在油价 70 美元/桶的假设下，浅水和深水油气开发平均内部收 益率分别为 22%和 31%，高于陆上开发 17%-18%的收益率水平。根据克拉克森研究的数 据，全球海上油气行业 23 年资本支出达 1160 亿美元，比 10 年前平均水平高出 49%，预计 24 年有望进一步升至 1250 亿美元，预计 22–26 年海域油气勘探开发投资年均增速为 6.8%，而同期陆上油气勘探开发投资年均增速为 1.8%，海域油气投资占比将由 26.6%增至 30.5%。上游油气投资结构向海洋转移将进一步利好海洋油服行业。
2.1 海工 EPCI 龙头，国内外收入稳定增长
海油工程是国内海工 EPCI 龙头。公司是国内唯一的大型海洋油气工程总承包公司， 以 EPCI（Engineering design、Procurement、Construction、Installation, 设计、采办、建造、 安装）总承包或者分包的方式承揽工程合同，参与海洋油气田工程、LNG、FPSO、海上风 电等项目建设，为客户提供“交钥匙”工程。数十年来国内各海域两百余座海洋油气田的工 程建设主要由公司实施，目前正向国际工程总承包商加速转型，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。
公司在以设计为龙头的 EPCI 总包项目各环节具备显著优势。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。公司的总体设计水平已迈入世界领先行列，在天津滨海新区、山东青岛、 广东珠海等地拥有大型海洋工程制造基地，场地总面积近 400 万平方米，形成了跨越南 北、功能互补、覆盖深浅水、面向全世界的场地布局；拥有 3 级动力定位深水铺管船、 7500 吨起重船等 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。
公司围绕传统海洋油气工程主业，不断拓展清洁能源等非海洋工程业务。从全球油气 工程细分市场来看，上部模块 EPC、平台运维、LNG 液化设施、FPSO、水下生产系统、 海上铺管市场规模较大，其中 LNG 液化设施等属于非传统海工业务。近年来，公司在巩固 提升传统海洋油气工程主业基础上，不断拓展总承包业务范围至陆地 LNG 工程、海上风电 等清洁能源领域。23 年，公司海工与非海工业务分别实现营收 226 亿元和 81 亿元，近三 年收入平均增速分别为 16%和 32%，18 年起中海油的增储上产带动公司海工收入逐级提 升，而在 15-17 年的海工行业淡季，公司承接的海外 LNG 项目一定程度上对冲了海工收入 的下滑，并在 20 年以后与国内逐渐起量的 LNG 项目一起成为公司非海工业务收入的主要 来源。
国内收入依托中海油显著提升，LNG 项目贡献重要增量。公司大股东中国海油持有公 司 55%股份，是中海油国内海洋油气开发工程建设的主要承担者，18 年中海油响应国家油 气行业增储上产“七年行动计划”，资本开支显著增长，公司对中海油的销售金额也从 17 年的 44 亿元增至 23 年的 199 亿元，年均增长 30%，此外，国内 LNG 项目的建设也为国内 收入贡献了显著增量，国内 LNG 陆上建设收入从 18 年的 4.68 亿元增至 22 年的 61 亿元， 年均增长 90%。
持续开拓海外市场，23 年海外新签订单创历史新高。公司通过 EPCI 总承包模式，持 续广泛地开拓海外工程市场，11-14 年，公司分别承接澳洲 Gorgon、澳洲 ICHTHYS、俄罗 斯 Yamal 等 LNG 模块化项目，海外业务收入从 11 年的 4.8 亿增至 16 年的 70.1 亿，一定程 度上抵御了 13 年以来油价下行带来的海工业务压力。此外，15 年以来，公司还通过承接 巴西 P67、70、79 的 FPSO 船体模块项目，拥有了自主进行超大型浮式生产储油轮的建设 能力、设计能力和调试能力；近年来，公司坚持深耕中东市场，23 年实现海外新签订单 142 亿，创历史新高，其中中东地区卡塔尔 RUYA、卡塔尔 ISND 5-2、沙特阿美 LTA 三个 项目即实现约 127 亿的金额，为未来几年海外业务收入维持高位打下基础。
2.2 国内收入：中海油资本开支预计维持高位，LNG 项目依然可期
中海油资本开支预计维持高位。18 年以来，中海油相应国家油气行业“7 年增储上产 行动计划”，大幅提高上游资本开支，23 年资本开支达历史新高的 1279 亿元，24 年中海 油资本支出预算继续提升，达 1250-1350 亿元，并且 24-26 年仍规划实现年均 6%-7%的净 产量增长，预计未来几年中海油资本开支仍将维持高位。
公司国内收入与中海油资本开支高度相关。公司国内业务主要承接中海油油气开发方 面的工程建设承包工作，与中海油的关联交易常年在 50%以上。海洋油气的上游投资按顺 序分为勘探、开发、生产三个环节，公司的业务主要集中于油气开发环节，根据测算，11- 23 年中海油的国内开发环节资本支出与公司国内年收入相关系数均达 95%，未来几年中海 油资本支出维持高位是公司国内收入的重要保障。
国内 LNG 接收站项目建设热潮未退。23 年公司非海工收入 81 亿，占比 26%，主要来 自于唐山、天津、龙口、漳州、珠海、香港、加拿大等 LNG 储罐和接收站项目的建造收 入，项目工作量较 22 年下降，从行业数据看，24 年国内在运 LNG 接收站将达 33 座，总 接卸能力 1.63 亿吨，到 25 年，预计 6 座新建 LNG 接收站投产，2 座在运 LNG 接收站完成 扩建，全国载运 LNG 接收站 39 座，总接卸能力 2.01 亿吨，“十五五”期间，预计 11 座 LNG 接收站投产，至 2030 年底，全国接卸能力或将新增 4353 万吨/年 2.45 亿吨，LNG 接 收站项目建设热潮未退，公司在国内 LNG 接收站项目方面存在后续的接单潜力。
2.3 海外收入：由分包商向总包商转型，中东订单贡献增量
海外订单再上台阶，以三大业务开发三大区域。23 年公司海外业务实现收入 60 亿 元，占总收入的 19%，实现新签订单 142 亿元，创历史新高，公司预计 24 年仍将实现类似 规模的新签订单，长远看，公司设立 2035 年 600 亿元产值目标，境内油气、清洁能源、海 外业务占比 1:1:1。从公司历史上的海外订单来看，可大致将公司海外业务分为三类：传统 油气业务、FPSO 业务和 LNG 业务，未来公司将在欧美、亚太、中东非洲三大重点区域推 动各业务的发展。
2.3.1 传统油气业务：中东订单保障未来收入
中东资本开支未来继续增长。尽管面临能源转型，但为了保证足够的供应，中东地区 油气开发 的资本开支预计仍将增长，根据 IEF，24 年中东油气上游资本开支预计将达 600 亿美元，同比增长 3.4%，预计到 2030 年中东上游油气资本开支将达到 650 亿美元，增速 虽有放缓但近几年预计仍将维持较高增长。以沙特阿美为例，公司 24Q1 上游油气资本开 支约 88 亿美元，同比增长 30.8%，计划在未来 3 年内启动 99 个项目，包含 58 个石油、天 然气和石化项目，22 个管道和分销开发项目，以及 19 个民用和海洋基础设施计划，以提高油气产量和处理能力，结构方面，公司短期内预计将其资本投资的约 60%分配给上游业 务，30%分配给下游业务，10%分配给新能源和其他项目，未来三年公司预计需要 20,000 公里碳钢管、240 万吨结构钢、2,300 公里的输电线路。
中东市场再次“破冰”，公司向国际工程总包商身份转变迈出“关键一步”。23 年公 司海外新签 142 亿订单中，约 127 亿来自中东的三大项目，公司在中东市场再次“破 冰”。23 年公司作为 EPC 总包商中标卡塔尔国家能源公司 ISND5-2 项目，合同额超过 40 亿元，标志着海油工程 EPCI 总包能力得到了中东地区业主认可与信任，同年公司与沙特 阿美签订 LTA CRPO 122 项目，合同额约 20 亿元，该项目为沙特阿美 LTA 长协项下首个落 地项目，标志着公司中东市场开发取得重要突破。同年公司中标卡塔尔 NOC 公司 Ruya EPCI 09 项目，合同金额超 60 亿元。三个项目平均合同年限 3.4 年，是公司未来三年海外 收入的重要来源。
2.3.2 LNG 业务：依然存在建设潜力，公司优势突出
海外 LNG 接收站建设仍具潜力，可能出现区域分化。根据 Global Energy Monitor 的数 据，全球规划和在建的 LNG 出口能力高达 9.17 亿吨，是当前出口能力的近 2 倍，主要建 设规划来自北美、俄罗斯和中东，全球规划和在建的 LNG 进口能力达 7.05 亿吨，约占当 前进口能力的 65%，主要建设规划来自中国、印度、德国等亚欧国家。尽管建设活动活 跃，但未来几年 LNG 市场部分区域可能面临供过于求的风险，LNG 建设可能出现区域分 化，根据 IEEFA 的预测，仅考虑美国当前在建的终端，到 2030 年美国 LNG 出口能力将达 到 1.73 亿吨，高于欧洲 LNG 需求 76%，部分项目建设或会放缓。
公司海外 LNG 项目经验丰富，后续有望在重点区域持续发力。早在 2010 年，公司便 签署了首个 LNG 模块化工厂建造项目（澳洲 Gorgon 项目），通过 11-13 年签署的三个重 点海外 LNG 项目（澳洲 Gorgon、澳洲 ICHTHYS、俄罗斯 Yamal），公司在 13 年以后的油价下行期通过这些项目部 tode 分抵御了整体收入的下滑，尤其是 14 年签署的俄罗斯 Yamal 项目，总金额高达 16 亿美元，成为公司 15-17 年非海工收入的重要支撑。19 年，公 司又中标北美壳牌 LNG 模块化建造项目，订单金额约 55 亿元，自 Yamal 项目后重返国际 高端海工建造市场。根据 Global Energy Monitor 的数据，未来 LNG 出口终端建设地重点在 北美、俄罗斯、中东等地，与公司重点发力的区域符合，且在上述区域具备成功的项目经 验，后续有望在这些区域持续发力。
2.3.3 FPSO 市场未来订单旺盛，公司具备独立承接海外项目资质
伴随海工市场回暖，FPSO 订单预期旺盛。FPSO 作为油气生产储运设施，在油气开发 中属于偏后环节，随着海工上游勘探与开发环节的依次复苏，FPSO 船舶订单也回暖，20 年全球 FPSO 成交量仅 3 艘，随着油价回暖，22 年全球 FPSO 成交量是 20 年的 4 倍以上， RESEARCH&MARKET 预计 24-29 年，全球将有 64 个计划和宣布的 FPSO 项目投入运营。 其中 26 个是已有明确开发计划的 FPSO，38 个处于早期概念研究阶段，预计将获得开发批 准。 公司具备自主承接 FPSO 建设项目的能力。15 年公司通过承接并交付巴西 67/70 两艘 FPSO 船体模块业务，拥有了自主进行超大型浮式生产储油轮的建设能力、设计能力和调 试能力，此后公司立足自主创新不断加大 FPSO 领域科技投入，相继承揽了壳牌企鹅圆筒 形 FPSO、巴西 P79 FPSO 等海外大型 FPSO 项目。根据巴国油的“2024-2028 年战略计 划”，巴国油计划从 24-28 年启动 14 艘 FPSO，占全球 FPSO 订单的三分之一，公司曾承接 了 3 艘巴国油 FPSO 项目，并在 22 年通过巴国油 FPSO EPC 总包资格审查（有效期 1 年），是中国首批通过巴国油 FPSO 总包资格审查的公司，具备了与 TECHNIP、吉宝、三 星等国际一流 FPSO 总包商同台竞技的资格，后续可持续关注巴国油的 FPSO 订单的招标 信息。
3.1 公司近几年经营数据明显改善
近几年工作量饱满，高承揽额保障未来收入。在行业景气周期和公司竞争力提升的背 景下，公司近几年工作量上至新台阶，建造板块 23 年钢材加工量 47.2 万吨，历史新高， 安装板块船舶加工天数 21-23 年稳定在 2 万船天以上，项目方面，公司 23 年市场承揽额 340 亿元，其中海外订单 142 亿元，均创历史新高，由于项目周期一般在 2-3 年，因此收入 确认会较承揽额有 1 年以上的滞后。根据公司预计，24 年公司将有 33 个工程项目交付， 较 23 年增加 8 个，24 年钢材加工量预计为 41.2 万吨，船舶船天预计 2.65 万船天，项目整 体结构可能更向安装端偏移，截至 24Q1，公司新增市场承揽额 65 亿元，同比增长 11%， 饱满的订单将确保公司收入体量维持高位。
营运能力显著提升，现金流持续向好。公司近几年在提高收入规模的同时，存货、应 收账款、固定资产、总资产的周转效率同步提升，23 年净利率、ROA、ROE、营业现金比 率等指标分别为 5.3%、3.8%、6.5%、17%，均为近几年新高，反映出公司运营效率显著提 升，带动盈利水平增长。
费用控制良好，24Q1 研发费用有所调整。依托于公司强大的客户渠道与精细化管理， 以及显著高于国内同行的业务体量，公司销售费用率和管理费用率低于同行，且呈下行趋 势，24Q1 公司对部分原属于研发费用的项目进行口径调整，研发费用率下滑，参考近几个 季度的研发费用，若该部分研发费用全部计入营业成本，对毛利率的影响大约在 0.5%。
3.2 海外业务开始向总包商转型
以设计为核心的 EPCI 总包模式优势明显。以设计为核心的总承包模式，以设计单位 作为总承包主体，其核心是通过设计与采办、施工、安装过程的组织集成，促进设计与工 程建设各个阶段深度交融，从而体现设计核心龙头作用。总包模式相较传统模式可以充分 衔接技术设计、物资采购、模块安装等环节，减少外部协调，从而缩短工期，更有效进行 成本、质量管控，确保各环节顺利进行。
公司海外业务由分包商向总包商转型。23 年公司海外 141 亿的新签订单都是以国际总 承包商的角色获得的，实现了由国际工程分包商向国际工程总承包商的转变。总包商的角 色对价格的提升有正向作用，历史上公司完成的亚马尔项目、加拿大 LNG 项目都是以分包 商角色完成的。向总包商转型有利于公司扩张海外业务规模，与国际工程公司竞标价格也 有望提升，短期看，公司可能仍需适应海外的经营环境与客户需求，预期盈利水平与过往 比相对稳定，长期看，待公司逐步形成成熟的海外业务管理体系与积累更多经验之后，远 期项目盈利能力也有望稳中有升。
3.3 规模优势带来增长潜力
公司规模优势显著，场地及船队规模位于国际前列。公司截止 2023 年底拥有固定资产 128 亿，占总资产的比重达 30%，在总规模和占比方面均处于国际前列，分结构看，公司 的固定资产主要由房屋及建筑物和运输工具构成，分别占固定资产的 41%、45%，代表了 公司陆地建造和船队规模水平。陆地建造方面，公司在陆地场地总面积近 400 万平方米， 在全球可比公司中位居前列，钢结构加工能力超过 40 万吨，形成了跨越南北、功能互补、 覆盖深浅水、面向全世界的场地布局；船队方面，公司拥有由起重船、铺管船、水下工程 船、工程辅助船等 19 艘船舶组成的工程作业船队，其中在深水船舶方面配备了 6 艘动力定 位水下工程船、1 艘动力定位铺管起重船、17 台水下机器人和 1 套深水软铺系统、1 套犁式 挖沟机等大型装备，具备 3000 米级水下工程作业能力，海上安装与铺管能力在亚洲处于领 先地位。
基地建设持续推进，工程费用有望进一步下降。公司目前在天津滨海新区、山东青 岛、广东珠海等地拥有大型海洋工程制造基地，15-22 年公司通过珠海基地和天津智能化基 地的建立将场地面积从约 140 万平米扩建至当前近 400 万平米。从公司的成本构成看，占 比最高的是对外分包的工程费用，历史上成本占比在 40%-65%之间，而工程费用中，以陆 地建造工程分包费为主，公司自建场地面积的增加将提升公司自建工程占比，降低分包费 用，20 年以来，公司收入大幅增长的同时，分包费占比却从 20 年的 62%降至 23 年的 49%，未来随着珠海场地的进一步扩建，分包费用有望进一步下降，从而提升公司的盈利 能力。
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