中海油服主营业务、发展历程及业绩分析

具备全球竞争力的国内海洋油服龙头。

1.公司简介：中海油集团控股，全球领先的综合油服供应商

中海油服是全球油服行业领先的综合型供应商之一，具备勘探、开发和生产一体化 服务能力。公司业务主要分为四大类：钻井服务、油田技术服务、船舶服务、物探 采集和工程勘察服务：其中钻井服务和油田技术服务是公司主要收入来源，二者连 续贡献超过 80%的营收；船舶服务、物探采集和工程勘察服务表现相对平稳，历年 营收占比维持在 10%-20%。公司以四大板块的业务为基础，能够为客户提供石油和 天然气勘探、开发和生产各阶段所需的单一业务作业服务，同时还可以提供捆绑服 务、一体化服务和总承包作业服务以实现全面覆盖。

公司为中国海油控股的三家油服企业之一，主要负责勘探和开采环节。中国海洋石 油集团有限公司（以下简称“中国海油”）为国务院国有资产监督管理委员会直属 的中国较大的海上油气生产商，截止 2024 年 3 月，其控股三家油气服务子公司， 分别为海油发展（开发环节）、中海油服（勘探和开采环节）、海油工程（生产环 节），持股比例分别为 81.65%、50.53%、55.33%。其中中海油服的主要业务是向 中国海油及其集团内子公司提供油田服务，涉及近海石油和天然气勘探、开发和生 产活动。 公司成立于 2002 年，A/H 股上市并持续拓展全球版图。中国海洋石油集团有限公 司（以下简称“中国海油”）于 2001 年 12 月将旗下五家从事钻井油井服务和石油 物探的公司合并，并于 2002 年 9 月正式注册成立中海油田服务有限公司；同年 11 月，中海油服在香港联合交易所挂牌上市；2004 年 3 月，公司以一级美国存托凭证 的形式在美国柜台市场交易；2007 年 9 月，公司在上海证券交易所上市；2008 年 9 月收购了挪威海上钻井承包公司 Awilco Offshore ASA，进一步扩展了其全球业务 版图。

（1）钻井服务：重资产属性强，盈利能力周期波动明显。移动式海上钻井装置（MODU）是目前主流的海洋油气资源开采装置之一。MODU 总体来看可分为浮式钻井平台和自升式钻井平台，浮式钻机平台又可分为半潜式钻 井平台和钻井船。不同类型 MODU 的区别主要体现在作业深度、部署原理和自身扛 风浪能力的差异，因此在不同的作业环境和作业深度，有差异化的应用范围。区别 于陆地油气开发模式，移动式海上钻井装置是专用于海上油气开发的关键装备，具 有投入大，技术与运维要求高的特征。 公司是中国大型海上钻井承包商，共运营管理 60 座钻井平台。其主要业务包括提供 自升式钻井平台、半潜式钻井平台、陆地钻机等相关钻井完井服务。截至 2023 年底， 公司共运营、管理 60 座平台：分产品看，包括 46 座自升式钻井平台、14 座半潜式 钻井平台；分区域看，其中 41 座在中国海域，19 座在国际海域。

钻井服务属于重资产业务，折旧摊销占成本比重较高。截至 2023 年末，公司固定 资产总规模达到 435.22 亿元，其中钻井平台资产是最主要的构成，2023 年占比为 61.6%。由于钻井业务具有重资产属性，折旧摊销费用是其重要的成本支出项。截 至 2023 年末，钻井业务折旧摊销 27.3 亿元，占营业成本 25.1%，油田技术服务业 务折旧摊销占比仅为 5.8%，高经营杠杆提供业绩弹性。 比较而言，公司的固定资产占比高于海油工程、海油发展。海油发展、中海油服、 海油工程是中国海油旗下的三家子公司，分别聚焦于海洋油气开发的开发、勘探开 采、生产环节。从固定资产占比看，2023 年前三季度中海油服的固定资产比重为 47.7%，显著高于海油发展（25.0%）和海油工程（29.7%）。

钻井服务盈利能力受油气价格而波动，周期特征明显。收入端，行业景气度高时下 游厂商资本开支意愿更强，钻井平台的可用天使用率上升；成本端，钻井服务的重 资产属性决定其费用开支相对固定；因此，钻井服务业务的盈利弹性较大。高油气 价格时期，钻井需求受益于增加的活动和订单，盈利能力强，如 2015 年钻井业务毛 利率为 26.0%；低油气价格时期，钻井活动减少导致公司业绩承压，如 2016 年公 司受油气价格影响钻井业务毛利率跌至-17.7%。随着新一轮景气周期开启，公司钻 机平台业务毛利率由负转正并于 2023 年恢复至 9.29%。

（2）油技服务：轻资产重技术，盈利能力穿越周期。油田技术服务业务覆盖勘探到生产环节的全过程，为公司的主要业务之一。公司是 中国近海油田技术服务的主要供应商，同时也提供陆地油田技术服务，包括但不限 于测井、钻完井液、定向井、固井、完井、修井、油田增产等专业服务。

油田技术服务属于轻资产业务，周期波动小而盈利能力强。自 2014 年成功突破定 向钻井技术瓶颈后，公司一直坚持“轻资产重技术”的战略；2018 年国家推行能源 安全战略后要求国内油气企业增储上产，公司油田技术服务首次超过钻井服务成为 收入第一大来源；2020 年，受疫情影响，油技服务业务营收减速但毛利率依然保持 坚挺，受行业景气度波动影响相对较小，周期性特征弱于重资产的钻井业务。

2.发展历程：十余载发展沉浮，行业景气与公司战略同频共振

我们将公司 2009 年以来的发展历程主要划分为四个阶段： （1）2009-2014 年：油价高企，钻井服务亮眼。原油价格攀升并维持高位运转，上 游资本开支增长带动公司业绩高增，重资产的钻井服务贡献这一阶段主要的营收和 净利增长。 （2）2015-2017 年：油价下行，业绩低位震荡。油价下跌后进入公司业绩低位震荡， 高固定资产拖累公司盈利能力，叠加钻井服务板块大额资产减值损失，期间毛利率、 净利率由正转负。 （3）2018-2021 年：“增储上产”, 跨周期逆势增长。国家推行能源安全战略后国 内油气资本开支上行，中海油响应公布“七年行动计划”等举措，支撑中海油服业 绩表现。此外，公司战略转向“轻资产、重技术”，业务结构发生改变，油技服务 业务凸显。 （4）2021 年至今：景气复苏，国内外同频共振。国际油价重回高位，油服行业迎 来新一轮景气周期，公司在“技术驱动、成本领先、一体化、国家化、区域发展” 五大战略指引下头部优势显现。

（1）2009-2014 年：油价高企，钻井服务亮眼。上游资本开支随油价波动，中海油资本开支高速增长。2009-2014 年间国际油价一 路上行后维持在 100 美元/桶以上的高位，推动中海油资本支出持续加码，由 2009 年的 385 亿元逐级提升至 2014 年的 1057 亿元，期间 CAGR 达 22.37%。

中海油服受益行业高景气，业绩高速成长。公司营业收入由 2011 年的 189 亿元增 长至 2014 年的 337 亿元，期间 CAGR 为 21.3%；归母净利润由 2011 年的 40 亿元 增长至 2014 年的 75 亿元，期间 CAGR 为 22.9%。公司盈利能力较强，综合毛利 率保持 30%+，净利率 20%+。 钻井平台服务是这一阶段利润增长的主要来源。高油价和高日费率环境下中海油服 的钻井平台可用天使用率（剔除修理天数）接近 100%，钻井日收入从 2011 年的 13.2 万美元/日提升至 2014 年的 18.0 万美元/日。2014 年公司钻井服务营收 177.1 亿元，占总营收的 52.5%，贡献毛利 76.6 亿元，毛利率为 43.3%，显著高于油技服 务（18.3%）、传播服务（16.4%）等其他业务。

（2）2015-2017 年：油价低迷，业绩低位震荡。国际油价低迷，上游资本开支锐减。海洋油气上游开发投资规模与原油价格走势关 系紧密，且存在约一年滞后空间。2014年下半年至2016年初，国际油价大幅下跌， 国际石油公司连续两年持续削减资本性支出，油田服务行业受到较大冲击，2016年 国际原油价格一度跌破每桶30美元，并处于持续波动的低位阶段。上游资本开支锐 减导致公司全年相关业务的工作量、日费均出现下滑，业绩呈现周期性低谷。

毛利率创新低，总资产钻井服务计提巨额减值损失。2015-2016 年油价下行期间， 公司的盈利出现了大幅下滑，并于 2016 年首次出现亏损，亏损额达到 114.6 亿元。 主要原因包括：（1）盈利能力下降，钻井平台利用率跌至 52%的历史低位，毛利 率由 18%下降 32pct 至-14%；（2）计提 82.7 亿元资产减值损失，占当年营业收入 的 45.4%，其中固定资产减值损失为 36.9 亿元，商誉减值损失为 34.6 亿元，坏账 准备为 11.5 亿元，分业务来看，计提的资产减值损失主要是钻井服务业务。

（3）2018-2020 年：“增储上产”,跨周期逆势增长。国家能源安全形势严峻，“增产上储”方向明确。自 2006 年以来，我国原油消费量 的增速一直超过原油产量的增速，供需缺口日益扩大，原油对外依存度高。在这种 背景下国家大力推行国家安全战略。国家发改委、国家能源局和自然资源 部等部门此后陆续出台政策指导文件，从加大勘探开发力度、扩大非常规油气资源 的生产规模、持续深化油气资源领域市场化发展三个主要方面推动我国实现油气资 源“增储上产”的总目标。

加大投入势在必行，中海油资本开支穿越周期逆势增长。从全球周期位置看，虽然 国际油价处在下降通道，但在国内政策的强势引导下，中海油积极响应扩产计划， 于 2019 年 1 月 18 日公布《关于中国海油强化国内勘探开发未来“七年行动计划”》， 资本开支进入提速阶段，由 2017 年的 497 亿元增长至 2020 年的 808 亿元。

总量上看，公司业绩逆势重回增长区间。2019 年，虽然布伦特原油价格同比下降至 64 美元/桶，但是在国内强资本开支的带动下，公司营业收入同比+42%至 311.3 亿 元，毛利率提升 8pct 至 19%，归母净利润增长至 25.0 亿元。 结构上看，油技板块凸显，向轻资产重技术转移。公司中长期发展的总体思路从重 资产向轻资产重技术转移，资本支出结构发生明显转变，油技服务业务占比超过钻 井服务并持续增长，2020 年占比达 40%。作为“轻资产、重技术”业务，油技服 务的成本端具有弹性，盈利更加稳定，具有较强的抗油价波动风险能力，2018-2020 年间油技业务毛利率由 25.4%增长至 28.8%，持续上升并维持较高水平。

（4）2021 年至今：景气复苏，国内外同频共振。原油价格回升，驱动全球海上勘探开发资本支出及中海油资本开支齐升。2020 年 下半年以来石油价格稳步复苏，全球上游海上勘探开发资本支出也随之上行。根据 EIA预测，2024-2025年预计全球原油供需差保持稳定，原油价格将维持在80美元左 右。根据IHS Markit预测，2023年全球上游海上勘探开发资本支出总量较2022年相 比增加11%，上游新开发项目增多将有力带动油田服务企业营收与利润实现显著增 长。

3.业绩表现：国内外共振周期开启，公司业绩蓄势待发

公司进入国内外共振发展新周期。国际油价持续走高，高油价驱动上游资本开支提 升。我们认为，短期看，公司业绩端已出现持续修复迹象；长期看，行业景气复苏 叠加公司 Alpha 有望实现业务、区域、经营的三重共振，延长业绩修复长度。

（1）短期修复：2023年业绩表现亮眼。油价抬升推动业绩回升，营收和净利双复苏。2023年全球上游勘探开发投资规模整 体保持稳定增长，海上油气勘探资本支出和油田服务市场规模持续扩大，钻井平台 利用率持续稳定恢复，公司乘行业发展之东风，实现营收295.1亿元，同比+21.7%， 归母净利润为22.7亿元，同比+9.9%。

（2）业务共振：油技服务稳健发展，钻井服务在景气上行周期弹性高。七年行动计划之后，公司业务结构质量明显提升。公司在“轻资产、重技术”的导 向下发展油田技术服务业务，占比逐步提升，并形成新的增长曲线。截止 2023 年， 公司油技服务、钻井服务、船舶服务、物探和工程勘察服务业务占比分别为 58%、 27%、9%、5%，业务结构更为健康：其中油技服务对周期敏感度低，增长稳健，盈利能力强，提供稳健基本盘；而钻井服务周期波动大，在业绩上行期有望实现收 入、盈利双升，构成增长点。

（3）区域共振：中海油资本开支坚挺，国际市场格局逐步形成。国内业务较为稳健，海外业务弹性更大。公司推进“1+2+N”的发展战略，其中国内市 场为基本盘，中东、东南亚为两翼，带动海外若干有潜力区域良性发展。收入端， 在 2018-2020 年的“增储上产”周期中，国内资本开支逆势增长带动公司国内营收 占比增加，21 年之后，全球周期共振，公司海外业务缓慢复苏；盈利端，国内毛利 率维持在 20%左右，而海外毛利率波动更为明显，景气上行周期弹性更大。收入结 构看，23 年国内油技、钻井、船舶、物探业务营收占比为 62%、23%、10%、6%， 基本维持稳定，海外油技、钻井、船舶、物探业务营收占比为 45%、44%、6%、 4%，油技业务快速扩张。

（4）经营共振：持续研发+降本增效，走高质量发展之路。自主研发投入逐年加大，技术成果转化率高。根据“轻资产，重技术”的战略指引， 公司通过持续投入研发费用，研发能力不断增强，“十三五”期间科研总投入 31 亿 元，拉动产值 194 亿元，自主创新技术占技术板块收入的 75%，推动技术板块收入 占比从 2016 年的 37%提升至 2021 年的 52%。2023 年研发支出 12.6 亿元，占营 业收入比例为 4.3%，公司科研产出回报逐年提升 2023 年末达 2.89，技术发展跃升 新层次。公司以市场需求为导向，注重技术自主研发，自主研发的“璇玑”高端钻 井技术装备实现海上规模化应用，累计作业 1700 井次进尺超 160 万米，一次入井成功率达 95.11%，入选国家能源局颁布的“2023 年全国油气勘探开发十大成果”。

管理优化，生产经营实现了从“生产作业型”到“精益管理型”的转变。公司通过提振 板块作业量、加强精细化管理以及严格控制成本开支，成功实现了修理及物料消耗 等主要成本的大幅下降。2023 年公司 ROE 提升 1.36pct，近五年费用率整体下行。 根据中海油服官网，2024 年预计公司资本性开支为人民币 74 亿元左右，同比减少 24%，进入下行周期，主要用于装备投资及更新改造、技术设备更新改造、技术研 发投入和基地建设等。