如何看待海油工程的盈利空间？

成本领先、技术驱动巩固公司业绩持续性。

1.景气回暖，显现业绩改善初迹象

行业景气度有所回暖。下表为上市的 8 家油服公司所在的五大子板块 2022A 及 2023Q1 的收入和盈利水平。物探板块：整体较为低迷；钻井板块：2022 年业绩有所恢复，增速转 负为正，全年增速较上半年进一步抬升；油技板块：各公司收入提升，毛利率表现较佳；特 种作业：基本持平；工程建设板块：收入持续提升，毛利率保持平稳。2022 年除物探服务、 特种作业外，其余板块整体业绩均有所改善。

海油工程工作量提升明显。2021 年全球上游勘探开发投入增长缓慢，油价上涨还未及 时传导至油服市场，行业复苏动能弱，工作量总体表现不佳。自 2022 年以来油服公司工作 量和工作效率提升明显，行业景气度逐步恢复，未来业绩有所保障。

工程稳步推进，利空出清。海油工程 2018~2021 年海外营收利润率偏低，主要系部分 海外项目计提合同款所致，目前该部分项目已基本计提结束，海外合同利润率存在修复预期。

2.订单支撑强劲，业绩传导已至

订单支撑业绩回升。各油服公司近年来年新增订单均处较高位置且保持稳定，海油工程、 石化油服、中曼石油、杰瑞股份、惠博普 2022 年新增订单同比上升分别为 1.17%、14.25%、 21.22%、-13.95%、25.61%。各年在手订单充足，海油工程截至 2022Q1 新增订单 58.71 亿元，同比上升 50.56%，2022 年末在手订单 355 亿元，随着订单的逐步落地，业绩回升确 定性强。

景气传导业绩具有时滞性，且各板块时滞性表现不同。海外综合类油服公司，油价下行 阶段收入时滞约为 0.5-1 年左右；油价上行阶段较慢，时滞约为 1.5-2 年，2008 年 Q4、2016 年 Q1 以及 2020 年 Q1 油价见底，收入增速转正时点均分别接近于 2010 年 Q2、2017 年 Q1、2022 年 Q1；净利润方面，油价下行阶段净利润约滞后 1-2 个季度开始同比下降，而 油价上涨后上涨净利润恢复约需要 1 年左右。

国内国有油服综合公司：油价下行阶段约滞后 1-2 年收入同比增速为负，油价上涨阶段 收入的同比增速滞后 1.5~3 年，历史三次油价见底收入直至 2011 年 Q4、2017 年 Q3、2022 年 Q1 开始上升；净利润方面，油价下行 0.5 年之后受到明显影响，油价上涨 1.5 年左右开 始回升。民营油服综合公司：收入与净利润波动与油价近乎同时作出反应，几乎不存在时滞 性。

工程类油服公司：2008 年 Q4、2016 年 Q1 油价低点时收入反弹时点分别为 2011 年 Q3、2018 年 Q3，油价上涨阶段收入的同比增速约 2.5 年滞后期，油价下行阶段反应在营 收的滞后期约为 0.5-2 年；净利润约于 2010、2015 年明显下降、于 2011、2017 年明显回 升，油价上涨及下行阶段时滞性均为 2 年左右。设备类油服公司：从收入来看，油价下行阶 段，收入滞后 2 个季度开始下跌，油价上行时 0.5-1.5 年后收入增长率转正。从净利润来看， 油价上涨期约滞后 1-2 年，下行期约滞后 1 年。

业绩传导时期已到，整体经营改善明显。经历 2020 年营业收入同比下滑业绩不佳后， 除博迈科以外各油服公司自 2021 年以来营收同比增速转正且稳步上升，2022 年 Q3 毛利 率达自2016年以来历史高值，其中中曼石油、惠博普、杰瑞股份2022年营收同比升至92%、 43%、29%，中曼石油和惠博普净利率自 2021 年由负转正大幅改善，杰瑞股份净利率已超 20%，符合民营综合油服公司和设备类油服公司业绩表现滞后期较短的规律。国有综合油服 公司如中海油服营收同比增速由 2020 年-6.99%升至 2022 年的 22.11%和 2023Q1 的 24.39%，工程类油服公司如海油工程 2022 年及 2023 年 Q1 营收同比增速分别达到 48.31%和 46.91%，随着 2020 年以来油价持续上涨，业绩传导时期已到，当前业绩已出现拐点， 未来业绩表现得以支撑。

3.降本增效，树立领先竞争强优势

近年上游成本支出上升，主要为原材料成本的增加。虽长期来看上游成本将逐步下降， 但自 2020 年以来，疫情封锁、俄乌冲突等严重影响上游生产勘探供应链，通货膨胀推高原 材料、燃料成本。IEA 指出由于持续的供应链压力、关键材料供应瓶颈以及价格上涨专业劳 动力和服务市场紧张，近年行业成本压力将加剧，其中上游成本增长主要来自于原材料价格 的上涨。

上游行业成本通胀侵蚀资本开支。2014 年油价暴跌下催化多家油服公司提高生产效率 以节约成本。根据 OPEC 《World Oil Outlook 2022》数据，2015-2016 年美国钻探成本大 幅下降，并在 2021 年底之前保持相对稳定。但在通胀背景下 2021 年美国钻探成本再次上 涨超过 10%，同时油服设备和在产井运营成本同步攀升。成本的大幅上升将导致资本开支实 际效果或存在折扣，自 2020 年以来成本通胀已推动上游成本上升 25%以上。

公司致力成本控制，增强资本开支至产量传导有效性。公司连续 3 年开展的降本提质增 效活动，聚焦了成本控制和技能塑造。2022 年分别较各个项目的全周期预算实现了降本约 8.8 亿，同比提升了 82%。2022 年也是公司开展降本提质增效活动 3 年多以来，生产成本 领域降本力度最大、效果最好的一年。在降本提质增效的良好驱动和引领下，公司的成本费 用利润率进一步提升了 1.29 个百分点。根据与国内外合比的主要从业公司的对标，公司近 几年在成本费用利润率的表现方面逐年的改善，并领先于行业周期的进度。后续公司有望将在行业回暖期持续挖掘降本增效空间，随着经营好转有望实现与以往同期油价水平下更高的 盈利。

公司坚持执行“轻资产”战略，有望进一步改善成本。油服公司前期需依托产能扩张取 得快速发展，“重资产”模式下易造成设备减值损失占成本比重大，更造就当行业景气下降 时设备资产严重过剩，因此近年来公司逐渐向“轻资产”转移。近年公司固定资产占总资产 比例下降至 30%左右，资产减值损失占营收比重保持在 1%以下，进一步加强公司的成本优 势。

持续改革，关联交易比例持续改善。在收入结构方面，关联交易占营收比例一度达到 89.01%，对公司成本控制提出了挑战。近两年公司积极拓展多方业务，行之有效地降低了关 联交易占比，未来有望继续改善营收结构。

4.4.匠心锻造重器，实力跻身一流

海油工程始终贯彻落实以设计为龙头的 EPCI 总承包能力建设为核心，以经营管理能力 和技术引领能力建设为两基础，以国际化、深水化、轻产业化为三个发展方向，以人才、市 场、成本、风控和信息化建设为发展举措。在境内的油气、清洁能源和海外业务的收入占比 能够实现 1:1:1 的中长期的健康发展目标。 海油工程是中国唯一一家集海洋石油、天然气开发工程和液化天然气工程于一体的大型 工程总承包公司，是亚太地区领先的海洋油气工程 EPCI（设计、采办、建造、安装）总承 包商，拥有 EPCI 全产业链。公司在山东、广东等地拥有大型海洋工程制造基地，总场地面 积 380 余万平方米，年加工制造能力超过 40 万钢结构吨，具备 3 万吨级超大型导管架、组 块等海洋平台建造能力、大型模块建造能力，形成了跨越南北、功能互补的场地布局。近年 来公司扎实推进项目建设，技术研发取得积极进展。

技术和效率的不断提升为业绩护航。除“成本领先”外，公司积极践行“技术驱动”，持 续投入研发费用，研发能力不断增强。公司自 2020 年起研发支出连续超过 9 亿，始终保持高位。自身技术的进步促成对外分包需求的降低，同时公司船舶分包费明显下降为公司提高 自有船舶利用率所致。

装备体系完备，高营业率保障装备效能。海洋石油技术装备是海上油气开发的核心，是 世界海洋工程高端装备竞争的核心。公司提前谋划，提前储备，形成了“深水多功能作业船舶 及柔性管缆铺设装备序列”、“起重、铺管船序列及海底管道焊接设备系列”、“建造场地及建造 施工装备”、“挖沟作业船海床处理及挖沟装备系列”、“世界先进的 ROV 装备”、“大型下水驳 船”、“海洋工程作业仿真装备”、“深水及水下工程应急维抢修中心及系列装备”、“水下产品研 发测试中心及系列测试装备”、“海洋工程无损检测装备”等十大装备，这是公司发展核心利器。 2022 年四季度自有船舶的工作量利用率达到了 90%，除去停靠检修的船舶，其余都处于工 作状态，全年船舶工作量利用率达到 80%，同样为近年最高。高船舶利用率标志公司的资产 管理水平提升，未来将为公司进一步达成成本管理目标提供有力保障。

深水工程：突破发展。海油工程经过长期深水技术攻关和深水项目经验积累，尤其是近 年来围绕陵水 17-2、流花 16-2、流花 29-1 等深水油气工程项目大力进行深水技术攻坚，推 动公司深水能力和核心竞争力取得突破性发展。全球首个十万吨级半潜式生产储油平台“深 海一号”已投产，实现 3 项世界级创新，运用 13 项国内首创技术，攻克了 10 多项业界难 题，深水能力实现从 300 米到 1500 米的飞跃；亚洲最深导管架“海基一号”建成安装，标 志着我国深水超大型导管架成套关键技术和安装能力达到世界一流水平。“深海一号”和“海 基一号”的完成填补了国内超大型深水项目技术空白，深水能力迈出重要步伐。2022 年新 签国内大型项目为陵水 25-1 气田开发工程、渤中 19-6 凝析气田开发工程、垦利 6-1/5-1、 5-2、6-1 区块开发项目海上安装调试总包工程、绥中 36-1/旅大 5-2 油田二次调整项目，业 务范围实现浅水、深水、水下开发模式的全覆盖。其中陵水 25-1 气田开发工程是公司继承 揽陵水 17-2 气田开发项目后第二个千米级深水工程项目。

LNG 工程：扎实推进。海油工程在巩固提升传统海洋工程能力基础上，抓住全球油气 行业发展大趋势，加快向清洁能源业务转型升级，LNG 工程等清洁能源项目建设扎实推进， 总承包综合能力持续提升。2018 年以来公司连续承揽漳州、宁波、龙口、唐山等地大型 LNG 工程项目，在手 LNG 合同不断增长，2021 年珠海 LNG 二期和唐山 LNG 二阶段项目合计金 额超过 53 亿元，将为公司清洁能源业务收入增长提供有力支持，其中亚马尔项目创造了世 界 LNG 工程建造的奇迹，“海工制造”成功跻身国际 LNG 核心工艺模块建造“第一梯队”。 其中加拿大 LNG 项目，是全球首例一体化建造的液化天然气工厂。海油工程青岛场地承载 了其中 35 个模块，包括了整个天然气计划工厂的 19 个核心模块，总共量 17.9 万吨，项目 采用了全球首创的液化天然气工厂核心工艺模块和管防一体化的建造模式，建造过程中首次 应用 4D 的模式化，并且全球首次实现 NBG（无背保护气的焊接新工艺）。

FPSO 工程：抢占市场。全球 FPSO 市场基本被 SBM、BW、Modec 垄断，海油工程 立足自主创新不断加大 FPSO 领域科技投入，相继承揽国内外多个大型 FPSO 项目，在 FPSO 总包管理领域积累丰富的项目经验和技术，已成为 FPSO 市场主要参与者、竞争者。 排水量相当于 5 个“辽宁舰”航母的 35 万吨级巴油 P67/P70 FPSO，开创中国企业自主集 成世界级 FPSO 的先河；2020 年中国最大作业水深 FPSO“海洋石油 119”交付启航，我 国大型 FPSO 高端制造能力全产业链技术获得新的突破；流花 11-1/4-1 油田二次开发项目 FPSO 在青岛场地正式开工，其为我国自主建造的亚洲首艘圆筒形 FPSO，已完成第二船 7 个船体分段吊装作业，标志着海油工程已全面掌握所有船型 FPSO 建造及集成总装技术。

核心技术不断攻关，研发成果向生产力转化。海油工程成功突破深水半潜式生产平台关 键技术、水下生产系统工程技术、单点系泊系统和深水钢悬链线立管系统等部分关键核心技 术，为流花、陵水区域等重大工程项目顺利实施提供了有力技术支撑，巩固公司在工程类油 服公司先行者的市场地位。其中 LNG 储罐环/立缝自动焊接创一次合格率 99.8%的行业记 录，1500 米级超深水钢悬链立管（SCR）S-lay 安装技术、高压注气压缩机成套技术等 319 项技术成果在各级工程项目中推广应用创造经济效益 3.39 亿元。

数字化、绿色化为公司转型方向。在智能化发展的时代，中海油服持续加大力度推动数 字化工作。2018 年海油工程建成国内首个海洋工程数字化技术中心；我国首个海洋油气生 产装备智能制造基地——天津智能化制造基地于 2022 年 6 月正式投产，打造集海洋工程智 能制造、油气田运维智慧保障以及海工技术原始创新研发平台等功能为一体的综合性基地。 此外公司积极践行绿色低碳战略，2021 年中国海上第一个“绿色油田”曹妃甸 6-4 油田成 功投产，引入岸电工程实现污水零排海，预计每年将减少燃油主机原油消耗 1.1 万吨，年均 节约能源约 1.6 万吨标煤，相当于减少二氧化碳排放 4 万吨。进一步提高我国海工装备作业 效率和低碳管理。

绿色经济再启新征程。公司 2022 年内承建的“海油观澜号”深远海文昌浮式风电项目、 青洲六海上风电项目，预计投产后每年生产绿电约 25000 兆瓦，研制并招募了应用水深超 过 30 米、重量达到 1300 吨的全球首套商用的海底数据中心。在恩平 15-1 项目上设计制造 并安装了中国海上首个二氧化碳的封存工艺模块，即 CCUS 技术应用。预计全生命周期可 以累计封存二氧化碳 146 万吨，相当于在岸上种树 0.14 亿棵。年内公司入选了工信部的 2022 年度绿色供应链管理示范企业，并且与壳牌中国有限公司成立了联合工作小组，合作 开展海洋工程装备制造基地价值链碳排放排查和低碳品牌路径活动。