海洋油气开发经济性提升，主流生产平台 FPSO 有望受益
全球海洋油气勘探开发迎来新机遇，世界油气勘探开采正逐渐转向海洋。据 Global Data 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。在这些资本支出中，海域油气项目共支出 1.25 万亿美元，占支出总额的 73.4%。 根据 Rystad 报告，2023 年大型国际石油公司获得授权的区块都位于海上，其中 39%位于 陆架，28%位于深水，剩余 33%则位于超深水，进军深水趋势明显。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，海上油气业务向上态势明显。
海洋油气经济性优势日益凸显，资本开支持续上行。得益于开采技术的发展，海上油气开 采成本不断降低，投资支出呈上升态势。据 Rystad Energy 数据，2023 年底深海原油整体 盈亏平衡价格为 43 美元/桶，较 2014 年下降了 40%，而且横向比较 2023 年北美页岩油 气 45 美元/桶的盈亏价格，经济性优势显现。根据克拉克森数据，2021 年以来，海上油气 资本开支呈持续增长态势，2021、2022、2023 年规模分别为 980、1121、1190 亿美元， 同比分别+88%、+14%、+6%。展望未来，Rystad Energy 预测 2030 年深海油气开发的盈 亏平衡点将达到 31 美元/桶，而北美页岩油气为 36 美元/桶，深海油气开发的成本优势将进 一步增强。克拉克森预计 2025 年全球海上油气开支将进一步增加至 1594 亿美元，同比增 速为 28%。
FPSO 装置集油气处理、储存外输等功能为一体，是海上油气生产的主流平台。FPSO （Floating Production Storage &Offloading）即海上浮式生产储卸油船，是一种集生产处理、 储存外输及生活、动力供应于一体的海洋油气开发平台，主要包括上部生产设施、船体和 水下单点系泊系统。通常深海油气开发生产的过程为各井口的原油通过采油树汇集到中心 管汇中，而后由管道输送至 FPSO 系统进行油气水分离以及储存和运输。除了 FPSO，海 洋油气开发生产平台还包括自升式生产平台、半潜式生产平台以及张力腿式生产平台。自 升式平台是一种可移动的钻井平台，通过腿部支撑在海床上，通常用于浅水环境（通常小 于 150 米），主要用于钻井活动，而非生产，因此在生产平台市场中不直接与 FPSO 竞争； 半潜式平台是浮动平台，可在深水（通常达 3000 米）中操作，用于钻井和生产，但无储 存能力；张力腿/Spar 平台是一种深水圆柱形结构，用于深水生产（通常达 3000 米），通 过系泊线固定在海床上，适合深水生产，但安装成本高，灵活性不如 FPSO，且数量较少。 目前 FPSO 凭借投产快、投资低、抗风浪环境强、储油能力大等优势，已经成为应用最广， 保有量最多的船型。梳理历来的 FPSO 订单 DWT（载重量），1986-2003、2004-2013、 2014-2024 三个阶段的单船平均 DWT 分别为 15.6 万吨、19.3 万吨、20.1 万吨，FPSO 的 载重吨位随着海洋油气开采和船舶制造技术的发展显著增长。根据克拉克森数据，2023 年 12 月底，现存移动式油气生产平台运力合计 397 艘，FPSO 达到 219 艘，占比达 55%。近 十年海上油田发现中深水和超深水占比显著提升：2022 年深水发现占比达 23.17%（近十 年峰值），2024 年维持 22.58%，较 2015-2020 年均值（13.8%）显著提升。FPSO 的主 导地位源于其在深水和超深水环境中的能力，这些环境是未来勘探和生产的主要增长领域。 预计未来五年 FPSO 的市场份额会进一步扩大。
融资约束下油价对于 FPSO 订单指示“失灵”
我们通过复盘 FPSO 订单与油价，发现 FPSO 在油价上升时率先复苏具备弹性，油价回落 但中枢仍可支撑利润时则彰显韧性。（1）油价上升时，油公司优先利用已经完成开发可以 直接生产的存量油田，而后重新增加前端勘探开发工作，因此位于生产阶段的 FPSO 率先 复苏。如 2020 年油价开始回升后，2021、2022 年 FPSO 新接订单数量亦实现增长，分别 达到 7 艘、11 艘，同比分别+75%、57%。（2）油价大幅下降时，如 2009 年、2015 和 2016 年，FPSO 订单数量亦显著下滑；但当油价回落幅度适中，保持中高位震荡（约 60 美元/ 桶以上），深海油气生产仍具备利润空间时，FPSO 订单仍可实现有效释放，如 2019 年虽 然油价有所下降，但 FPSO 订单数量为 10 艘，同比+43%。 2023 年以来油价维持中高位震荡而 FPSO 订单仅达 4 艘，融资约束或为重要阻碍。2023 年以来，布伦特原油价格在 80 美元/桶左右的中高位置震荡，但 FPSO 市场新增订单却陷 入停滞，我们认为主要系融资压力阻碍了部分计划中的油气项目的顺利推进，融资的困境 在于两个方面：1）可再生能源融资对于化石能源融资的挤兑。2）加息周期下融资成本较 为高昂。Petrobras（巴西国家石油公司，根据公司公告其 24-28 年的 FPSO 潜在项目产量 预计占全球的 50%）承认，由于潜在投标人难以获得项目融资，从而推迟了三个在塞尔希 培-阿拉戈斯盆地深水区作业 FPSO 招标截止日期。
首先，从融资来源角度看，金融机构对于可再生能源项目的投资偏好挤占了化石燃油项目 融资的空间。《巴黎协定》中提出，如果要实现控制升温 1.5℃的目标，需要清洁能源和化 石燃料的投融资比例达到 4:1，在这一目标的指引下，金融机构逐渐将资金投入到可再生能 源项目，FPSO 的融资难题愈发凸显。根据 IEA 数据，2023 年全球清洁能源投资额为 17400 亿美元，同比+7.6%，化石燃料投资为 10500 亿元，同比+4.8%。虽然 2020 年后化石燃料 投资有所回升，但是仍显著低于 2015 年水平。
其次，从融资成本角度看，高利率环境下承包商的接单意愿因融资风险而减弱。
1. 油公司和总包商的融资利率均与美联储基准利率息息相关。 （1）油公司方面，代表性公司 Petrobras 融资成本的主要驱动因素从风险溢价向基准利率 转移。我们选取 Petrobras 2015 年以来发行的五支十年期美元债的息票利率进行分析， 据 中国能源报，2015 年巴西国油受到腐败丑闻以及本国货币雷亚尔贬值影响，年末未偿债务 高达 3912 亿雷亚尔，同时评级公司 Moody 将 Petrobras 从“投资级”下调至“垃圾级”， 公司风险溢价推高债券发行利率。随着 Petrobras 专注于优化其投资组合，剥离非核心资产 并集中于核心的石油和天然气业务以提高运营效率和财务表现，公司净债务/Adjusted EBITDA 从 2015 年的 5.3 下降至 2018 年的 2.3，信用风险的有效纾解主导了整体债券利率 的下行走势。因此，2016-2018 年之前美联储有效基准利率从 0.4%上升至 2.2%，而公司 债券利率却从 8.8%下降至 4.2%。但随着公司财务健康状况逐渐趋于稳定，融资利率变化 的主要驱动因素从风险溢价向基准利率转移。在 2019 年后的降息周期以及 2022 年后的加 息周期，Petrobras 与基准利率的走势呈现一致。2020 年与 2018 年发行的债券相比，基准 利率从 1.8%下降至 0.1%，债券利率从 6.0%下降至 5.1%；2023 年与 2020 年发行的债券 相比，基准利率从 0.1%上升至 5.0%，债券利率从 5.1%上升至 6.5%。
（2）总包商方面，其贷款定价方式-融资利率与基准利率直接挂钩。譬如 2021 年，总包商 BW Offshore 为 Catcher FPSO 项目签订了 2 亿美元的融资，定价为基于担保隔夜融资利 率即 SOFR 加 2.25%的可变利率；2022 年 7 月，FPSO 总包商 SBM Offshore 完成了 FPSO One Guyana 的 17.5 亿美元的项目融资，由 15 家国际银行组成的财团提供，定价方式同 样基于 SOFR，外加 2.2%的可变利率。（作为美元利率体系中重要的金融产品定价工具， SOFR 自 2021 年后成为了 LOBOR 的替代利率，与美联储基准利率高度相关，相关系数 为 99.9%）
2. 商业模式差异导致高利率之下油公司和总包商的压力不尽相同，总包商或面临更大债务 风险。 （1）油公司油气业务生产阶段利润丰厚，通常项目 IRR 高于 20%，且对于利率变化并不 敏感。海上油气开发项目可简化为两个大阶段：开发阶段（约 10 年）及生产运营阶段（约 20 年）。参考 Petrobras Buzios 10 P-82 项目，我们假设一个深海油气项目开发阶段总投资 约 60 亿美元，投产后日产油能力为 22.5 万桶，油价中枢为 65 美元/桶，此外参考 Petrobras 勘探生产业务近五年净利率均值为 62%，得到生产阶段年净利润约 27 亿美元。简而言之， 该项目通过前 10 年共计 60 亿的支出得到了后续 20 年每年约 27 亿的稳定现金流入，据 Petrobras 公告，其油气开发生产业务 IRR 均值高达 23%。我们进一步将债务融资与利息 支出纳入考量，假设前期开发投资过程的项目杠杆率约为 65%，以发行三十年期债券作为 资金支持，利率为 6.5%，对应每年利息支出约为 2.5 亿美元。相较于每年 27 亿的利润现 金流入而言，仅为低个位数量级的利息支出对于项目 IRR 的影响较为有限。据我们测算， 当假设的债券利率由 4%上升至 6%，对油公司而言项目 IRR 由 27%小幅下降至 24%，变 化幅度较小且仍保有较好的经济性。 （2）总包商在租赁运营模式下融资杠杆高，主要的现金流入来自于运营费，利息支出显著 影响项目经济性。FPSO 主流的合作模式为租赁运营模式（L&O）：总包商自筹资金建造（约 4 年），投产后租赁给石油公司（租赁运营期约 10-20 年），油公司按期支付租金。参考 SBM 公告，假设一艘 FPSO 的价值约为 30 亿美元，借款占比为 70%，年利率 6.3%。偿还时间 为运营期的前 10 年（总运营期假设 20 年），运营期间总包商收取的日费率为 100 万美元。 结合 SBM 租赁运营业务近五年净利率均值约为 62%，则运营期每年利润约 2.3 亿美元，而 年均利息支出为 1.3 亿美元，租赁利润与利息支出相近的量级使得运营期间的现金流对于 融资利率十分敏感。据我们测算，若假设的借款利率由 4%上升至 6%，总包商项目 IRR 将 由 18%大幅下降至 9%，高企的融资成本对于总包商的项目盈利能力造成了负面影响。
为什么我们认为目前的融资环境正在改善？
一方面，能源转型仍需要油气投资给予过渡支撑，部分机构态度已出现松动迹象。Rystad Energy 在基准情景预期路径下（升温 1.9°C 情景）全球液体石油需求将在 2026 年达到 峰值，约为 1.05 亿桶/日，并维持到 2030 年。我们在 Rystad 供需基础上测算，假设每年 新在增油田产量稳定在为 3 百万桶/日（2015 年以来历史最高水平），总产量在 2030 年会 下降至约 7400 万桶/日，意味着供给端将存在 3000 万桶/日的产能缺口，油气投资仍具备 必要性。国际石油公司普遍认识到能源转型需要平稳过渡和有序推进，欧洲石油公司如 bp 和壳牌选择修正减排目标，缩减低碳领域投资规模，优化业务布局。目前部分银行亦出现 了气候承诺倒退的迹象，包括减少甚至放弃相关绿色条款措施。2023 年美国银行提供 147 亿美元支持化石燃料项目扩张，同时撤销了对北极油气开采、动力煤开采和燃煤发电的融 资排除条款，重新开始对这些领域提供投融资服务。
另一方面，美联储降息周期有望开启，总包商的融资压力有望减弱。根据华泰研究所固收 组《关税冲击下的市场巨震》（2025 年 4 月 5 日），特朗普高关税下，美国经济衰退担忧加 剧，PMI 数据大幅下行，且低于荣枯线，美联储降息预期抬升。我们认为，美联储若开启 降息周期，基准利率的下降有望显著减轻总包商的融资风险，改善 FPSO 产业链生态：总 包商资金约束缓解驱动投标意愿回升，竞争格局优化推动合同定价回归理性，进而加速 FPSO 项目的顺利开展与 FPSO 订单的实际释放。 此外，油公司和总包商向 BOT 或是 Sale & Operate 合作模式的探索有望带来转机。 相较于租赁运营模式，BOT 和 Sale & Operate 模式下油公司分担了总包商的融资风险。 根据 FPSO 租赁运营商 SBM 公司公告，FPSO 主要合同模式有三种：（1）Lease & Operate 模式：总包商自筹资金建造 FPSO，建造完成后与油公司签订 10-20 年的运营合同；（2） BOT（建造-运营-转让）模式：总包商垫资完成 FPSO 的建设，油公司提供部分融资，建 成后总包商继续运营三至五年，随后将其移交给油公司。（3）Sale & Operate 模式：油公 司在 FPSO EPC 阶段提供所有或大部分资金，并且在建造完成后购买 FPSO，随后与承包 商签订运营和维护（O&M）合同。从融资风险角度分析，Lease & Operate 模式建造资金 全部自筹，总包商承担的融资风险最大，而 BOT 模式油公司提供部分支持，融资风险次之， Sale & Operate 模式中油公司提供大部分资金，融资风险最低。而且从现金流节奏角度来 看，Lease & Operate 模式的现金流则需要等待债务偿还基本结束，即大约在运营十年后才 能够有大幅现金流入，而 BOT 和 Sale & Operate 模式中转让给油公司的这一时间节点大幅 加速了正向现金流的到来。
BOT 模式显著缩短现金回报周期，降低融资成本敏感性。我们以上图 SBM 公司三种合同 模式的情景为例，假设 FPSO 总成本 30 亿美元（包括船体建造、上部模块集成等），项目 周期为 20 年，油公司日费率为 100 万美元/日，债务融资利率位 6.3%，企业所得税率为 25%， 折现率为 10%，测算三种模式的项目回报情况。其中 BOT 模式相较传统模式 IRR 可以提 升 4.3pct，现金回报周期可以缩短 8 年。传统 Lease & Operate 模式下总包商需自筹 21 亿 美元，债务利息支出高达 13.2 亿美元（占收入 18%），且现金流集中于运营中后期。NPV 与 IRR 受高杠杆压制，需 10 年才能覆盖债务成本；而 BOT 模式下油公司提供 30%无息资 金，总包商融资压力降低至 21 亿美元，叠加 2 年运营期快速回收 7.3 亿美元收入，IRR 跃 升至 18.5%，较 Lease & Operate 提升 4.3pct；Sale & Operate 模式下总包商无初始投入， 仅通过运营服务获取 58.4 亿美元收入，税后净现值 19.8 亿美元。
目前融资风险为主要障碍因素，BOT 模式中油公司与总包商的价格博弈弱化，再次招标有 望取得进展。油公司采用 BOT 和 Sale & Operate 模式招标的本质是一种让步，与总包商分 担融资风险，但亦需要总包商降低租赁费用价格以实现利益交换，因此项目经济性受到合 同中的资金支持条款、转让价格、日费率等因素共同影响，油公司与总包商之间存在博弈。 2022 年，Petrobras 对 BOT 模式的尝试以失败告终，原因是与唯一投标者 Ocyan 未能就 合同价格达成一致。2024 年 10 月 Petrobras 再次尝试以 BOT 模式启动 P-86 FPSO 的招 标，我们认为当前融资问题为主要障碍因素的背景下，BOT 模式有望获得更多总包商的支 持。如 SBM 全球业务总监 Olivier Icyk 明确指出，巴西市场占其业务的约一半，未来若 BOT 项目得以推行，将会积极参与。
Pre-FEED、FEED 以及 FID 为 FPSO 项目的重要节点
大型能源项目在经过基本的可行性研究后，通常会历经 Pre-FEED（预前端工程设计）和 FEED （前端工程设计）阶段，在 FEED 阶段完成后，项目进入 Tender 招标阶段选择承包 商，最后项目所有者基于 FEED 阶段和招标阶段的结果，做出 FID（最终投资决策）。 1） Pre-FEED：项目团队会进行初步的工程研究，确定基本参数和设计概念。 2） Feed：涉及详细的工程设计和成本估算，项目业主和运营商要与工程承包商沟通，决 定哪些技术和工程方案最适合用于项目，同时需要确保他们能够有资金来资助项目。 3） 招标：项目所有者会向潜在的承包商发布招标文件，邀请他们提交项目执行的报价和提 案，敲定合适的承包商来执行项目。 4） FID：标志着项目所有者基于 FEED 阶段和招标阶段的结果，做出最终的投资决策，是 否继续推进项目。 5） EPC：承包商正式进入项目执行阶段，开展相关工程设计、采购和施工工作。 FID 是最关键的一步，而 Pre-FEED 和 FEED 阶段对于实际订单的落地亦具备前瞻意义。 根据前述内容，FID 是项目中至关重要的一步，代表着公司对于项目经济性水平的认可以及 更为坚定的投资态度，而在此前的 Pre-FEED 和 FEED 阶段，公司联合潜在的总包商候选 人，协同整个产业链进行项目的设计与评估，我们认为这两个节点亦对油公司后续向总包 商及分包商正式授出的订单而言具备前瞻意义。
根据各项目所处阶段判断 25-27 年 FPSO 订单中枢约 12 艘
梳理潜在 FPSO 项目的订单节奏，我们预计 25-27 年 FPSO 订单数分别为 15、12、11 艘。 我们从克拉克森数据库梳理得到未来的潜在订单，得到未来三年 60 个潜在订单。考虑到以 往 FPSO 延期普遍，我们通过进一步查询每个订单的实际项目推进信息，根据其目前所处 的阶段，梳理预期订单授出年份，形成未来三年的订单节奏预期。最终，我们预计 25-27 年 FPSO 新增订单分别为 15、12、11 艘。（24 年已授出项目共计 6 个，包括 Petrobras 的 P-84、P-85 和 P-86，Genting O & G 的 Kasuri FLNG、TotalEnergies 的 Kaminho FPSO， Gato do Mato FPSO 和 SBM 的 Fast4ward 6） 与过去三年历史订单对比，未来三年订单中枢显著提升。22、23、24 年全球 FPSO 新增订 单数分别为 11、4、6 艘，中枢为 6 艘，而依据我们的梳理推断，25、26、27 年新增 FPSO 订单数分别为 15、12、11 艘，中枢为 12 艘，相较 22-24 年提升 100%。
总包商订单饱满，分包商产能紧俏
总包商：格局呈现集中化趋势，头部公司在手订单饱满
租赁总包商呈现集中化趋势，以 Seatrium、MODEC 和 SBM 为首。在 FPSO 主要的总包 商之中，SBM 和 MODEC 两家公司位于领先地位指出 SBM 和 MODEC，在船队规模和单 船油气储存能力方面具有显著优势。此外，2023 年，新加坡海工巨头吉宝和胜科海事就合 并达成最终协议，新公司命名为“Seatrium ”，合并以及聚焦 FPSO，总承包能力不断提升， 2022 年起开始承接大量 FPSO 总承包业务。目前 FPSO 的在建订单中，Seatrium、MODEC 和 SBM 分别拥有 6、3、5 艘，合计 14 艘，共承接了 50%的份额。随着大规模订单成为主 流，仅有头部总包商有能力承担，Seatrium、MODEC 和 SBM 等目前在手订单饱满，租赁 总包商格局呈现集中化趋势。
船体制造：新加坡产能大幅收缩，中国承接全球过半订单
欧美垄断设计，亚洲包揽制造——新加坡、中国、韩国船厂承接了过去大部分 FPSO 的订 单。欧美企业技术实力雄厚，在工程核心设施设计方面仍具备垄断地位，而制造环节则逐 步向亚洲国家如新加坡、中国、韩国转移。根据克拉克森数据，分国家看，截至 2024 年， 新加坡共承接 FPSO 订单 86 艘，占比为 36%；中国承接订单共 71 艘，占比为 30%；韩 国承接订单共 42 艘，占比为 18%。船体制造环节中、新、韩呈现三国鼎立局面。分船企看， 新加坡吉宝、裕廊船厂（胜科海事子公司）、韩国三星重工、现代重工等凭借深厚的技术积 累和建造经验，历史订单规模位居前列，占比分别为 20%、9%、8%、7%。
受上一阶段低迷期影响，新加坡巨头吉宝和胜科海事产能已大幅收缩。2014 年，受油价大 幅下跌影响，海工市场进入低迷期，制造端多年处于谷底，吉宝与胜科海事均开始大幅收 缩产能以度过难关，并转型可再生能源领域。2016 至今，共关闭或出售了一半的船厂，产 能大幅下降，主要出售的船厂为钻井平台制造、船舶维修和船体制造相关产能。梳理吉宝 目前在手船队数量，2011 年历史高峰时期吉宝在全球共拥有 20 家船厂，目前已有六家出 售，在运船厂仅剩 7 家。胜科海事过去在世界各地拥有 9 家船厂，目前已缩减至 6 家。
中国船厂转而承接大部分船体制造，在手订单占据全球过半份额。根据克拉克森数据，截 至 25 年 4 月中国船厂 FPSO 在手 FPSO 船体订单共 16 艘，全球份额达到 70%，其中中 集来福士在手订单 5 艘，占比 23%，位居第一；上海外高桥和招商局重工在手订单均为 3 艘，位居第二；惠生中国在手订单为 2 艘，位居第三。从最新在手订单来看，船体建造明 显从新加坡和韩国向中国转移，主要系新加坡胜科海事与吉宝产能大幅收缩，两者合并后 保留了比较强的 FPSO 设计和集成能力，船体建造基本外包给中国船厂进行制造。
中国船厂在手订单已饱满，且产能扩展受限于船坞，预计供应挑战仍存。以中集来福士、 上海外高桥、大船重工和中远海运重工为例，截至 25 年 4 月其在手订单 CGT 均远超历史 最大交货量。如中集来福士，产能为可同时建立 2 艘大型 FPSO，而目前在手订单为 5 艘， CGT 达 1076092 吨，而历史最大交货量为 226248 吨，在手预计交货量是历史最大交货量 的接近 5 倍。进一步梳理中集来福士 5 艘订单制造节奏，产能已经排至 2027 年。由于《长 江保护法》的实施以及土地和岸线资源审批的严格限制，新增船坞可能性较低。自 2009 年 起，国家发展和改革委员会便没有批准过新的船坞项目。目前，船坞数量主要增长点集中 在外高桥船厂的迁移扩建，以及对一些停用船坞的再利用和重组，供给端存在刚性，产能 不足问题短时间难以缓解。
上部模块：中国、新加坡、巴西三分天下，中国厂商产能是最后空地
新加坡具备较强 FPSO 上部模块建造能力，目前订单基本饱和。新加坡的海工巨头如 Seatrium 与 Dyna-Mac，具有较强的 FPSO 上部模块建造和集成能力，Seatrium 包揽了近 期巴西国油 FPSO 的上部模块订单，旗下船厂产能已经饱满，Dyna-Mac 同样在手订单数 达到 4 个，目前订单交付时间已经排到 2026 年底。 巴西船厂受益于本地化规定，头部厂商在手订单饱满。巴西国家石油、天然气和生物燃料 局（ANP）规定，外国承包商为巴西建造 FPSO 时，高达 25%-40%的工作量必须在巴西完 成，意味着一座造价 40 亿美元的 FPSO 中，最低 10 亿美元的工作量必须分包给巴西船厂， 本地化要求限制了部分外国厂商参与巴西的 FPSO 项目，而当地船厂则充分受益于这一规 定对于外来竞争的缓冲以及合作机遇，如 brasfels（seatrium 旗下）、Estaleiros de Brasil、 EJA （seatrium 旗下）三家巴西船厂在手订单基本饱满，但由于建造成本高，性价比较低， 部分巴西船厂竞争力依旧降低， 2016 年后少有接单。 上部模块产能紧缺，当前仅有中国厂商仍具备可观的产能弹性。中国 FPSO 上部模块制造 商如博迈科、中集来福士、蓬莱巨涛已进入头部总包商如 SBM、MODEC 与 Seatrium 的分 包商名录，但在 2021 年和 2022 年受疫情影响，中国国内厂商无法及时向总包商交货，给 SBM 与 MODEC 带来亏损，因此 2021-2022 年上部模块与集成分包订单向新加坡转移，反 而使得目前中国厂商的产能仍存在一定空间，且疫情后订单正逐渐回流。目前，中集来福 士、中远海运重工产能基本排满，2024 年底中集来福士累计持有在手订单价值 69.2 亿美元 （约合人民币 503 亿元）已排产至 2027 年。而大船重工、博迈科、蓬莱巨涛等产能仍有空 余，有望持续承接 FPSO 上部模块建设需求。
结构性变化与产能占位需求推动订单价值量提升
新建与大型化趋势显著提升单船价值量
改装凭借低成本与高效率，之前是 FPSO 船体建造的主流方式。一艘新的 FPSO 可以通过 改装和新造两种方式获得。改装指基于成熟的油轮进行重新设计和模块安装获得 FPSO， 优势在于成本较低，投产速度快，适用于浅海和边际油田开发。新建 FPSO 的方式更易部 署最佳的设计参数、最新的海上开发技术以及先进的安全系统，但缺点在于资本支出更高， 项目周期更长。2018 年之前，改装一直是 FPSO 建造的主要方式，根据克拉克森的历史订 单数据，2007-2017 年间的 111 艘 FPSO 订单中，改造方式占比达到 70%。 深水技术适用性与二手船的短缺推动 FPSO 船体建造逐渐从改装向新建改变。近年来，新 建 FPSO 的趋势逐渐显现，2021-2023 年的 22 艘 FPSO 新订单中，新建为 16 艘，占比 达到 72.7%。一方面，目前二手船市场需求强劲，船舶供应紧张形势下二手船能够迅速更 快交付，所以需求火热供应短缺，价格不断走高，改装船的经济性优势相对减弱。据克拉 克森披露的油船价格数据，二手油船与新建油船的价格差距有所收窄。另一方面，随着油 气开发逐步走向深海，环境及气候条件要求更为极端，新建 FPSO 的定制化、灵活度高、 技术先进的优势重要性更加凸显，预计新建 FPSO 的趋势仍将加强。我们梳理预测的未来 三年的 32 个 FPSO 项目中，新建订单为 24 艘，占比进一步提升至 75%，新建 FPSO 的技 术要求和船体成本更高，提高 FPSO 单船价值量。以头部总包商 Modec 签订的订单为例， 对比 2019 年 6 月的 Almirante Barroso MV32 项目，2023 年 5 月签订的 Errea Wittu（Uaru） 项目的 EPC 金额为 30 亿美元，增加 100%。
FPSO 呈现大型化趋势，单船采油量和订单价值量上升。在满足储油能力的基础上，为拓 展应用场景与生产能力，需要加装钻井、液化石油气（LPG）储气等各类功能模块，因此 需要以大型 FPSO 作为载体，满足设施设备的安装存储空间，FPSO 订单呈现大型化和价 值上升的趋势。以头部总包商 Modec 2019-2023 年签订的订单为例，EPC 金额、日桶油产 量、储油量整体均呈上升趋势，对比 2019 年 6 月的 Almirante Barroso MV32 项目，2023 年 5 月签订的 Errea Wittu（Uaru）项目的 EPC 金额为 30 亿美元，增加 100%；日桶油产 量为 250000，增加 66.7%；储油量达 200 万桶， 高出 42.9%。根据 SBM Offshore， 2013-2023 年 FPSO 项目日产量在 15 万-22.5 万桶油，价值量在 10-20 亿美元，而预计 2024 年之后，FPSO 项目日桶油产量将超过 25 万桶油，价值量达到 25-35 亿美元，且项目经济 性有望提高，NPV 有望从 1-2 欧元每股上升到 3 欧元左右每股。
需求端急于占位产能，制造端议价能力增强
大型船厂船位被 LNG 船和大型集装箱船占据，挤压 FPSO 产能。船厂从收益最大化的角 度，倾向把有限的船位资源分配给高附加值、高回报率的集装箱船、LNG 船等优质船型， 实现低成本高效率的最优产出，因此非海工产品正在挤压船位资源。20 年疫情背景下需求 恢复和海外运河物流堵塞导致集装箱船市场运价飙升，因此 21 年大量的集装箱船订单占用 船厂产能，在新船成交订单中占比达到 36%（DWT 口径，下同），此后，得益于卡塔尔 LNG 项目释放的大量 LNG 船订单，大量的大型液化天然气（LNG）运输船订单正在占用船坞空 间，LNG 船接力集装箱船继续挤占有限的船厂产能，2022~2024 年 LNG 船的新接订单均 值占全球新接订单均值达到 7.78%，而 2012~2014 年 LNG 船订单均值占比仅为 3.62%。
Petrobras 24Q2 接连授出两艘新订单释放需求端紧迫信号，且价值量显著提升。从总包商、 船体制造到上部模块制造与集成，全产业链面临产能紧张情况，而海工与民船产能的拉通 又导致产能占位的竞争对手实际从海工领域进一步拓宽到集装箱航运公司等其他领域的船 东，订购新船的前置时长不断变长，订购新船的决策则需要尽快为之。我们认为 2024 年 5 月巴西国油接连授予 Seatrium 的 P84 与 P85 FPSO 订单，释放了需求端占位船厂产能的 紧迫信号，同时在产能端面临瓶颈、需求端抢注下单的背景下，供应商议价能力增强，订 单价值量提升，如 P85、P84 合计合同价格 81.5 亿美元，较 Seatrium 内部预期高出 30%， 以单艘价格 40.75 亿美元来看，两者均与 P83 日产油能力相同，但单价实际增加 45%。
受益于 FPSO 订单量价齐升，制造端企业 24 年业绩向好
新加坡海工巨头 Seatrium 24 年在手订单创新高，毛利率重新转正。作为总包商以及船体 制造、上部模块制造商，Seatrium 充分受益于 FPSO 市场的景气度回升，2024 财年业绩 表现亮眼。24 财年 Seatrium 在手订单 232 亿新元，较 2023 财年增加 43%；收入 92 亿新 元，同比+27%；EBITDA 为 3.1 亿新元，同比+764%；毛利率由负转正，2023 财年为-2.9%， 24 年修复至 3.2%。
上部模块制造商 Dyna-Mac 24H1 在手订单与盈利能力均达历史最好水平。Dyna-Mac 新加 坡 FPSO 上部模块建设老牌企业，业务不含船体制造，其业绩对于 FPSO 目前上部模块的 价格盈利情况更具指示意义。Dyna-Mac 24H1 在手订单 6.8 亿新元，相较于 2023 年底增 加 54.5%；收入 2.6 亿新元，同比+43%；EBITDA 5100 万新元，同比+315%；毛利率创 历史新高，达到 27.60%，同比+14.1pct。
中国 FPSO 制造端企业稳中求进，前景可期
中集集团：中集集团子公司中集来福士是国内海工装备的领先企业。公司前身可追溯到 1977 年成立的烟台造船厂，1978 年建造交付了我国第一座坐底式钻井平台。多年来，累计交付 上百座各种类型的海洋装备，包括目前全球最新一代超深水半潜式钻井平台“蓝鲸 1 号”、 全球先进的巴西国油 FPSO、亚洲最大的滚装运输船等，截至 24 年末海工业务累计在手订 单达 69.2 亿美元。在 FPSO 制造方面，中集来福士从过去只能完成建造，到现在能完成“设 计、采购、建造、交付”的全过程，公司已经建立了 FPSO 上部模块 EPC 模块总包能力， 打破国外技术和供应链的垄断。截至 25 年 4 月，中集来福士共有 5 艘 FPSO/FLNG 在手订 单，负责船体和模块分包工作，产能已经排至 2027 年。
中国船舶：中国船舶子公司上海外高桥 2003 年即交付了首个 FPSO(15 万吨级)，此后，外 高桥造船还先后承建 17 万吨级、30 万吨级的 FPSO，使我国在 FPSO 的设计与建造领域 位居世界先进行列。2011 年，外高桥造船又完成了深水半潜式钻井平台“海洋石油 981” 号的建造，填补了我国在深水特大型海工装备领域的空白。2016 年后公司屡次获得 SBM 公司系列 FPSO 订单。在与 SBM 的长期良好合作下，公司已形成批量化的“通用型”FPSO 设计建造能力，保持着在国内 FPSO 船体制造企业中的领先地位。目前，公司在手订单为 来自 Esso E&P Guyana 的 Jaguar FPSO 项目，同样与 SBM 进行合作。 此外，中国重工（拟于中国船舶合并）子公司大船集团民用船舶和海洋工程建造实力雄厚， 可以承担 30 万吨级超大型油轮、万箱级以上集装箱船、大型 LNG 船、FPSO、穿梭油轮、 超大型散货船和矿砂船以及各类钻井平台的设计建造任务。大连造船目前在手订单为由 MODEC 承包的 ExxonMobil Uaru 项目，2024 年 9 月 22 日，该项目在 2-1 船坞顺利实现 整船成型节点。
博迈科：博迈科海洋工程公司成立于 1996 年，致力于以海洋油气工程、液化天然气工厂和 矿业为主的各类模块的设计和集成建造。FPSO 方面，公司主要提供装置上的上部模块， 包括生活楼、电气模块等多种产品方案和服务，是中国为数不多的能够提供所有上部模块 的建造商之一。据公司官网，截至 25 年 4 月博迈科总计完成 26 条 FPSO 上各类模块建造。 博迈科于 2007 年与 MODEC 建立合作关系，双方已累计合作十余个 FPSO 上部模块项目， 截至 25 年 4 月博迈科拥有两个与 MODEC 合作的在手订单，其中 UARU FPSO 项目高速 推进，超进度完成阶段性目标， FPSO RAIA Topside 项目也已顺利开工。
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