如何看待海油工程的成长空间？

布局LNG和海上风电，双轮驱动引领成长。

1、能源转型推动LNG工程业务行稳致远

虽然长期来看，太阳能、风能、水能、地热能等可再生能源将逐渐取代煤炭、石油、 天然气等化石能源，但是太阳能、风能等能源面临开发成本偏高、供应不稳定等问题，并 且化石能源内部也存在差异，天然气的单位热值碳排放相对较低，根据 IPCC 国家温室气 体清单指南，天然气燃烧时的 CO2 排放量约为煤炭和原油的 60%和 75%。根据中国石油 经济技术研究院《2060 年世界和中国能源展望》（2021 年版），在合作减排情景下，虽 然化石能源占比逐步下降，但天然气到 2040 年仍将持续增长，而在博弈情景下，由于可再 生能源、储能等发展达不到减排需要，天然气在能源转型中的重要性更为突出，天然气将 持续增长到 2045 年左右，并长期稳定在峰值平台期。因此，在未来相当一段时期内，天然 气都将在全球能源转型中扮演重要角色。

对于我国而言，2011-2022 年，天然气的平均需求增速为 9.7%，而平均产量增速为 7.1%。2022 年，我国天然气进口 1519 亿立方，天然气表观需求 3638 亿立方，同比有所 下滑。从能源消费结构来看，天然气在我国的能源结构中的发展潜力巨大，根据 BP 能源统 计数据，2020 年我国国内天然气消费在能源结构中占比为 8.2%，而全球的天然气消费在 能源结构中的占比为 24.7%。为了提升国内天然气消费占比，一方面，需要加快陆地非常 规天然气和南海万亿大气区的开发进度，另一方面，需要拓展海外天然气的进口渠道。

LNG 有望成为天然气进口主要形式，LNG 接收站等建设有望加速。根据 IGU 数据， 2021 年全球天然气进口量 1.215 万亿立方米，占全球消费的 29%。其中 LNG 进口 5050 亿立方米，占总需求 12%；管道气进口 7100 亿立方米，占总需求 17%。在 LNG 需求爆 发的背景下，LNG 接收站成为市场稀缺资源。LNG 市场主要依靠 LNG 接收站接收海外资 源，但是 LNG 接收站投资规模大、审批难度高、建设技术和运营管理复杂等，具有天然的 垄断性。截至 2022 年底，我国已投运的 LNG 接收站共 26 座，总接收规模达到约 1.2 亿 吨/年（约 1562 亿立方米），其中国内主要石油公司和国家管网投资建设 18 座，这也导 致 LNG 进口集中在央企手里，其 LNG 进口量在我国 LNG 进口总量中的占比超过 80%， 极少数大型民营企业以其自有 LNG 接收站向境外直接采购。随着国家管网成立，未来 LNG 接收站等相关建设有望逐步加快。

在此背景下，公司也将 LNG 工程领域作为重点业务方向，业绩贡献逐步加大。公司 成立液化天然气工程技术分公司（LNG 分公司），逐步将总承包业务扩展至 LNG 工程 领域。以接收站和储罐项目为依托，向上游推动液化工艺和场站项目，向下游延伸模块 和成撬设备项目，实现上游液化厂、核心设备、储罐、接收站总包和下游模块一体化的 全产业链总包能力。相比传统项目，LNG 项目建设规模较大，以 LNG 接收站为例，公 司目前实施的香港海上液化天然气接收站项目、天津 LNG 二期接收站项目合同的单个项 目合同金额均超过 40 亿元人民币，而 LNG 模块化建造项目金额更高，目前实施的北美 壳牌 LNG 模块化建造项目合同金额约 50 亿元人民币，而 2017 年完工的亚马尔项目合同额超过 100 亿元人民币。随着这些重量级项目的执行，以 LNG 为主的非海洋工程项 目占比从 2018 年 3%大幅提升到 2022 的 30%，成为公司业绩增长的主要驱动之一。

打破国外核心技术垄断，LNG 模块化建造达到领先水平。公司在 LNG 工程可行性研 究，详细设计，管道应力分析服务，LNG 储罐设计服务，气化与液化工艺设计服务，模块 化设计服务，EPC 总包工程技术支持与服务，FLNG 工程技术支持与服务方面具备丰富的 技术储备。以 2022 年交付的北美壳牌 LNG(液化天然气)项目的 2 个 AGRU（脱酸气）核 心工艺模块为例，作为全球首批采用一体化建造的核心工艺模块，公司攻克核心工艺模块 与管廊模块联合设计建造技术难题，使现场安装工作量减半，在整体工期及成本控制方面 优势显著，同时实施国内首次 LNG 核心工艺模块脱脂作业，实现多项工艺技术创新，标志 着公司 LNG 模块化工厂建造能力达到世界先进水平。

立足国内 LNG 接收站及储罐市场，发力海外模块化建造市场。国内方面，2022 年， 公司同步运行天津、唐山、龙口等大型 LNG 项目以及储罐项目，EPCM 总包能力持续提升； 国际方面，近几年先后承揽并实施了俄罗斯 Yamal、澳大利亚 Gorgon 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，它的交付奠定了公司在全 球模块化建造市场的地位。目前公司正在实施北美壳牌 LNG 模块化建造项目，该项目也是 继 2017 年成功交付全球首个极地液化天然气工厂——亚马尔 LNG 项目后，承建的又一超 大型核心工艺模块建造项目，项目合同金额约 50 亿元，项目于 2019 年底在青岛开工建造， 截至 2022 年底，已成功交付 28 个模块，创造了北美壳牌 LNG 全球场地中进度最快、质 量最高、完工状态最好的成绩，该项目的成功交付将为公司北美市场的开拓提供重要助力。

2、需求前景助力海上风电业务落地加速

“十四五”以来，我国海上风电行业相关国家政策密集出台，比如《“十四五”可再 生能源发展规划》、《“十四五”能源领域科技创新规划》等多项政策均提出要重点发展 海上风电等规划。同时，国内沿海省市针对海上风电行业提出了明确发展目标，其中辽宁 省到 2025 年规划海上风电累计并网装机规模达到 4050MW；江苏省“十四五”期间规划 海上风电项目规模达到909万KW；浙江省“十四五”期间规划海上风电新增装机规模达到450万 KW 以上等。

受益于政策支持以及远海风电优势，未来远海风电发展空间广阔。海上风电场具有风 速高、风力稳定等优势，并逐渐呈规模化、集群化及远海化发展特点，而近海风电的发展 受到环保政策、交通航道等因素制约，未来离岸大于 100km、水深超过 50m 的远海风电 将成为未来主流。同时，随着海上风电场的离岸距离增加，风、浪、潮、涌海况更加复杂， 现有的机组基础型式及安装技术难以满足新的环境要求。目前，漂浮式结构成为在深远海 域海上风电场基础结构型式的首选，与固定式风力机不同，漂浮式风力机浮式基础在海洋 环境载荷作用下有一定的自由度运动，在运行过程中可能存在倾斜、位移等问题。

风力机 位于距海面近百米的高空，漂浮式基础的微幅运动即可造成风力机的剧烈运动，不仅需要 一定的加固、密封等优化措施，对风力机叶片、传动系统、控制系统等部件的设计都提出 了很高的要求，以适应更加复杂的海上环境。根据全球风能理事会预测，2030 年全球漂浮 式海上风电累计装机将达到 16.5GW。

依托中海油以及海洋工程施工经验，公司远海风电业务发展具备得天独厚的优势。对 于中海油而言，海上风电作为新能源与传统油气协同发展的典范，已经成为中海油低碳转 型的重要一环。通过“海上风电+油气产业”以及海上风电制氢模式，一方面，可以利用海 上风电给油气平台供电或者制氢，另一方面，也降低了油气生产过程中二氧化碳和其他污 染物的排放等。因此，早在 2006 年就将海上风电列为“未来 30 年中海油的重点投入”领 域，并提前进行规划布局；2019 年，中海油融风能源有限公司成立；2022 年，新能源分 公司成立，成功中标上海金山海上风电场一期项目，开工建造首个水深超百米、离岸距离 超百公里的“双百”深远海浮式风电国产化研制及示范应用项目－文昌浮式风电示范项目。 而公司依托于中海油提供的渠道优势，同时具有海洋工程设计、施工建造的丰富经验以及 海工设备，有望依托中海油风电业务的发展承接更多的风电订单。

加大风电业务技术储备，集团以外订单增长迅速。公司研发了自升降式的海上风机整 体自安装技术，为后续海洋风机向大型化、深水化发展进行技术积累。同时，公司自主研 发设计的国内首个深远海浮式风电项目 2022 年在青岛场地开工建造，标志着公司在远海风 电领域迈出重要一步。此外，公司积极加强与国内风电公司市场合作，在作业海域就地开 展海上风电项目安装。

2022 年，公司承揽了深远海浮式风电研制与国产化应用项目、三峡阳江青洲六海上风电项目海上升压站建造运输及安装项目、漂浮式海上风电与养殖融合研 究与示范项目详细设计项目等合同。其中 9 月份，珠海场地承建的 Seagreen 海上风电项 目最后一船导管架交付启航，标志着全球最深吸力筒式海上风电项目 34 套导管架全部交付。 未来公司将以深水风电、大型升压站为发展重点，初步建立以海上风电设计为核心业务， 以建造、安装为业务延伸的 EPCI 全业务链条，探索推进海上风电产业全生命周期降本。到 2025 年，基本确立公司在国内深水浮式海上风电工程产业的优势地位。

3、国际化战略提升海外业务拓展空间

积极开拓海外市场，海外业务占比提升。随着陆地油气开采难度加大，海上油气生产 已经成为重要的能源增长极， 2011 年公司海外业务仅 4.8 亿元，而 2022 年海外业务达到 71.64 亿元，海外市场拓展取得了显著的效果，海外业务收入对总收入的占比达到 24%。 其中 2016 和 2017 年海外业务营收贡献突破 50%。虽然 2020 年下半年以来国际油价持续 上涨，但是考虑到国际石油公司勘探开发投入存在一定滞后性，2021 年以后，海外油气工 程市场才开始加速。以 FPSO 为例，根据新加坡能源市场管理局数据，2021—2025 年， 全球 FPSO 的新订单有望达到 48 艘，相比十三五期间增长 23%，公司有望凭借全链条服 务优势，获得更多海外订单。

海外经验积累与技术提升，行业认可度提高。公司拥有近 50 年的国内油气田工程建设 经验，近年来为俄罗斯、澳大利亚、沙特等国家的业主提供工程服务，积累了丰富的国际 项目管理运营经验。其中 LNG 方面，2017 年成功交付全球首个极地液化天然气工厂—— 亚马尔 LNG 项目，目前正在实施北美壳牌 LNG 模块化建造项目，项目合同金额约 50 亿元 人民币；FPSO 方面，公司已经成长为国际 FPSO 总包领域的重要参与者，先后承揽了巴西 FPSO、壳牌企鹅 FPSO 等多个国外 FPSO 项目等，其中 2022 年公司海外新签了乌干达 Kingfisher 油田地面工程和巴西国家石油 P79 FPSO 模块建造项目等。其中巴西国家石油 FPSO 项目也是公司首次作为独立的 FPSO 总包商交付的第一个项目，既打破了国内记录， 也是公司的首个国际 FPSO 项目，对公司在世界浮体市场将带来宝贵的经验和声誉。

把握一带一路契机，海外市场拓展空间巨大。公司围绕“一带一路”路线大力开发沿 线市场，在缅甸、印尼、文莱、澳大利亚、中东、俄罗斯均实施了相关项目。2018 年 11 月，公司与全球最大石油公司沙特阿美签订了海洋工程长期协议（简称―LTA），成为了沙 特阿美海洋石油工程 LTA 承包商之一，LTA 承包商的职责主要是负责沙特阿美海洋持续性 开发计划的项目，该计划旨在通过 CRPO（ Contract Release Purchase Orders，即合同 框架下采购订单）订单模式进行快速招投标，达到快速建造投产的目的，之前这一资质被 5 家欧美海洋工程公司长期垄断。通过进入 LTA 承包商名单，公司可以直接参与沙特阿美 LTA 项目的投标，对于开发沙特以及整个中东市场至关重要。

目前，公司在中东等区域仍然有 多个重点工程项目在进行中，包括沙特阿美 Marjan P1 Gosp-4 项目、沙特 CRPO3648 海 上运输安装项目 IK 合同、 卡塔尔 NFA 项目等。未来公司将继续积极利用“一带一路”战 略带来的机遇和政策支持，积极探索 EPCI+F（总包+融资）合作模式，与国家政策性银行、 融资机构等合作，为公司海外业务拓展保驾护航。