2023年海油发展研究报告 提供多元化产品及服务的海洋油气生产服务商

一、海油发展：全链路布局的海上能源服务技术龙头

（一）公司简介：提供多元化产品及服务的海洋油气生产服务商

海油发展是聚焦海上、陆上油气生产领域，致力于发展成以提高油气田采收率、装 备制造与运维、FPSO一体化服务等为主导产业的，有中国特色的国际一流能源技术 服务公司。公司依托能源产业的发展，业务覆盖海洋石油各主要生产环节，形成能 源技术服务、能源物流服务、低碳环保与数字化三大核心业务板块，是能够提供一 站式服务、拥有可持续发展能力的创新型企业。 公司三大主业充分覆盖油气勘探开发、生产炼化、销售、装备运维、提高采收率等 全链路。公司三大核心业务板块覆盖海上油气勘探开发、生产、炼油与化工全产业 链布局。截至2022年，公司能源技术服务/能源物流服务/安全环保与节能（2021年 报起改称低碳环保与数字化）营收占比分别达到31%/51%/18%。

1. 能源技术服务：近远海全方位服务，FPSO运营能力亚洲领先。公司能源技术服务板块既可提供单一业务作业服务，也可提供包括装备运维、管道技术、工程技术、数据信息等全方位的技术服务。能源技术服务产业为油气公司提供包括工程技术服务、装备设计制造与运维服务、油气田生产一体化服务等在内的全方位技术服务，聚焦油气田生产阶段，从提高油田采收率、监督监理、油田作业支持、非常规油气一体化服务、设备设施运维一体化服务、FPSO生产运营服务等多个方面，为海上和陆上油气公司的生产作业提供技术服务和支持保障。

公司是中国近海多功能生活支持平台服务的主要提供商，主要为海上平台建造、调 试安装、平台改造和大修压裂酸化井等各种油田勘探开发工程提供电力供应、燃油 供应、人员住宿、物料堆放等多种生产和生活支持服务。公司拥有三艘生活支持平 台，分别为渤海自立号、海洋石油 281 号和海洋石油 282 号，是目前中国近海可 以提供相关服务的主要船舶。

公司是国内唯一具备 FPSO 运营能力的能源技术服务公司。目前，公司已形成以客 户需求为导向的差异化服务能力，可根据目标油田的不同需求，为油气公司提供灵 活多样的 FPSO 服务模式等。公司与客户签订的 FPSO 服务协议期限通常在10年 以上，尤其在行业进入下行周期时仍可保持较高的FPSO使用率，为公司提供长期稳 定的收入来源。

公司持有的 FPSO 数量位列亚洲第二、全球第五，在国内FPSO 生产技术服务市 场居主导地位。根据公司招股书披露，公司共持有FPSO船8艘，位列亚洲第二、全 球第五。同时，公司具有较强的 FPSO 全产业生命周期资源整合能力，业务覆盖 FPSO 设计、建造、调试、运营管理、升级改造等各个环节，可实现FPSO 的建设 与操作运营的无缝衔接和全生命周期的最优化管理。

2. 能源物流服务：海上油气开发的物流配套、销售贸易服务。公司依托海洋能源生产的特点着力打造了完善的海洋能源生产支持物流系统，并向 海上作业项目提供销售协调、海上配餐、人力资源服务等支持服务。能源物流服务 产业侧重于为海洋石油行业的生产环节和中下游领域提供支持服务，通过海上物资 供应及配餐服务为海上油气田开采提供后勤保障，通过协调服务协助石油公司海上 油气外输，通过销售服务开展油气副产品分销。

3. 低碳环保与数字化：助力海上能源开发绿色、长期可持续。公司为实现未来长期可持续发展，充分利用自身优势，积极投入开发安全环保与节 能产业相关的业务。公司重点发展安全应急、节能环保、水处理、绿色涂料、冷能利 用、数字化等技术服务；重点加速培育海上风电 EPCI 总承包服务能力和运维一体 化服务能力；加大低碳环保、数字化技术研发力度，完善产业服务链条，打造集数字 化技术服务、绿色用能技术服务和绿色产品供应于一体的综合服务能力。

公司是国内领先的溢油应急海洋环保服务提供商。公司拥有国际领先水平的溢油回 收设备和溢油飘移预测软件、快速灵活的响应能力、高效规划的QHSE体系和专业化 的人才队伍。公司环保船拥有测试井液回收舱，回收速率为100方/小时，装载能力在 350-852.2方之间，并可将回收的测试井液反输至生产平台；舷侧内置式收油系统， 回收能力为2×100方/小时。

（二）布局侧重油气生产环节，利润率相对稳健

海油发展、中海油服、海油工程分别聚焦油气生产的不同环节。海油发展业务集中 于生产环节，包括能源技术服务、FPSO 生产技术服务、能源物流服务低碳环保与 数字化产品及服务；海油工程集中于开发环节，主要业务包括海洋石油、天然气开 发工程设计、陆地制造和海上安装、调试、维修以及液化天然气工程等大型工程总 承包业务；中海油服业务集中于勘探和钻井环节，包括钻井服务、船舶服务和物探 勘察服务等。

三家公司在相关细分业务领域服务内容、作业方法和业务定位等方面有较大差异。 增产等类似业务方面海油发展与中海油服采用截然不同的技术，在增产链条上处于 不同的环节，中海油服先钻井增产，海油发展后注入化学药剂增产；油田装备制造 与维修业务方面海油发展与海油工程所制造及维修的装备种类和用途具有明显差异。 海油发展是中海油持股比例最高的控制企业。海油发展前身是由中国海油出资注册 成立于2005年2月22日的基地集团。截至2022年底中国海洋石油集团是公司的控股 股东和实际控制人，直接和间接持股合计占比81.65%。

油价敏感度：营收的油价敏感度均较高，海油发展利润率相对稳定。三家公司营收 体量均与油价有较高的相关性，其中海油发展营收规模领先。利润率角度，海油发 展利润率相对更稳定，与油价关系并不明确。三家公司业绩与油价敏感度不同核心 原因在于各自业务领域布局的差异。当油价回暖，三家公司业务体量都受到油气勘 探开发资本开支复苏驱动，营收呈现整体向上的趋势。但由于海油发展主业在生产 等油气开发中后段，整体盈利水平与油气生产产量等因素挂钩度更高，而中海油产 量等指标相较于勘探开发活动更为平稳，从而使得海油发展的盈利能力稳定性更强。

成本与资产结构差异：海油发展材料成本占比高，资产属性相对更轻。从成本结构 角度，海油发展与中海油服更为类似，材料与折旧的成本占比较高。但由于海油发 展贸易业务体量较大，商品采购成本占比高，使得成本结构中材料成本占比显著高 于其他两家可比公司，而人工及外包成本占比较低。从资产结构角度，海油发展固 定资产占总资产比例较低，资产周转率高，体现为轻资产的运营属性。较轻的资产 属性使得海油发展的盈利能力更平稳，周期波动对盈利能力的影响得以通过资产结 构的优化实现更好的调整。

公司国内业务为主，关联方收入占七成，过去五年保持稳健增长。海油旗下三大油 服公司中，海油发展国内业务收入占比最高，关联方收入占比仅次于中海油服，略 高于海油工程。从关联方历史收入的波动角度，海油发展营收增长最为稳健，体量 位居第一。除2020年疫情影响外，保持15%左右的中枢增速稳健增长，并且在2020 年开始反超中海油服，位居三大油服公司首位。

非关联方收入角度，公司收入体量位居首位，增速领先可比公司。从非关联方业务 收入角度，海油发展自2018年以来保持相对稳定，位列三大油服公司首位，且领先 优势在2022年以来继续扩大。从增速角度，海油发展2022年度非关联方收入保持 加速增长，且增速领先于中海油服和海油工程，体现出公司较强的业绩弹性。

（三）业绩表现：三大主业保持高质量、稳健增长

公司营收总体稳健增长，利润率稳定。其中，能源技术和能源物流是公司营收的核 心板块。除2020年疫情影响，公司营收保持稳定增长；2016-2022年公司营收从204亿元增长至478亿元CAGR达13%。公司总体毛利率和净利率稳定，中枢值分别为13%和4%；其中公司归母净利润由2016年的6亿增长至2022年24亿元，CAGR为22%。受益于国内增产上储计划，以及油气价格持续高位，2022年公司归母净利润 较去年增长88.25%，盈利能力表现亮眼。

公司能源技术服务和低碳环保与数字化业务营收增速稳定，能源物流业务增速对油 价敏感度较高。2017-2022年间公司能源技术和低碳环保与数字化业务增速中枢为 16%，增速总体保持稳定。公司能源技术和低碳环保与数字化业务主要集中在生产 等油气开发中后段，整体营收增速水平与油气生产产量等因素挂钩度更高，受油价影响较小。但是，公司能源物流业务中营收部分主要由能源贸易业务组成，因此能 源物流业务营收增长受油价影响波动较大。

公司三大业务毛利率总体稳定。分业务板块来看，公司低碳环保与数字化新业务毛 利率显著高于传统业务，2016-2019稳定在15%左右；2020-2022年间，公司积极推进绿色低碳转型，通过“技术+产品+服务”一体化、智能化解决方案，加快构建清 洁能源业务规模优势，推动新技术、新工艺、新产品的市场应用，公司低碳环保与数 字化毛利率出现中枢上行，毛利率中枢增长至20%左右；公司能源技术业务毛利率 稳定在15%附近，高于能源物流业务；能源物流毛利率在7%左右。海油发展营收以国内市场为主，客户集中度较高。中海油在国内油气勘探开发和生 产活动中占据主导地位，公司的营收以国内业务为主，其中营收60-70%左右来自 关联方主体。公司计划逐步面向多元化市场布局，2022年公司前五大客户以及关联 交易占比出行下滑。

能源技术服务关联方收入占比最高，能源物流服务具备较强的对外服务能力。分板块观察公司关联方收入占比，能源技术服务业务主要负责对内服务，整体关联方收 入占比高达80-90%，且常年保持稳定。能源物流服务业务具备较强的对外服务能 力，关联方收入占比小于50%，且仍2022年保持下降趋势。由于中海油海上油气增 产上储，低碳环保与数字化新业务关联收入占比从2020年开始连续两年增长，由50% 增加至74%。

国内海上油气增产上储持续，公司预计关联方交易金额持续上调。公司于 2021年 10月26日召开第四届董事会第二十一次会议，审议通过了《增加关于2022-2024年 度日常关联交易预计的议案》，批准公司2022-2024年与中海油相关公司销售关联 交易额为340亿元、378.8亿元、408亿元；本次预计与中国海洋石油集团有限公司 及其他关联方发生的关联交易金额较原预计分别增加30.7亿元、34.3亿元、37亿元， 合计增加金额102亿元。本次审议通过为未来海油发展营收持续上行奠定坚实基础。

二、中海油增储上产趋势持续，南海开发空间广阔

（一）能源安全、储量、成本三因素推动国内海上油气开发加速

地缘政治不确定性加剧，我国保障能源安全自主需求迫切。近年来，我国石油与天然 气资源对外依存度持续高位，能源安全自主可控需求迫切。俄乌冲突后，全球能源格 局面临复杂严峻挑战，中央多次强调保障国内能源生产能力。中海油肩负推动油气资 源储量与产量提升的历史使命，未来增储上产趋势持续。根据国家能源局《2022年能 源工作指导意见》，2022年我国以保障能源安全稳定供应为首要任务，着力增强国内 能源生产保障能力，切实把能源饭碗牢牢地端在自己手里。国家能源局指出主要目标 为增强供应保障能力。全国能源生产总量达到44.1亿吨标准煤左右，原油产量2亿吨左 右，天然气产量2140亿立方米左右。

中海油“七年行动计划”持续，2023-2025年持续增储上产趋势确定。根据2018年中 海油提出的《关于中国海油强化国内勘探开发未来“七年行动计划”》，中海油2025 年勘探工作量与探明储量较计划期初翻一倍，并在上产攻坚工程中对国内未来油气产 量制定明确目标，保障企业长期工程建设工作量稳定提升。2023-2024年是中海油七 年行动计划的最后两年时间，加快油气开发力保增产上储时间紧、任务重。

中海油业绩优秀，为加大资本开支具备较强的资金基础。根据中海油年报披露，除2020 年疫情影响外，中海油业绩从2016年低谷开始连续上涨，2016-2022年中海油营收从 1465亿元增长至4222亿元，CAGR为19%左右；营业利润率从-1.65%连续增长至 45.07%。其中，2022年营收增长亮眼，较2021年增长72%。

中海油23-25年产量目标保持稳健增长。中海油2022年产量超预期，23-25年油气产量 增速中枢上移。根据中海油2023年度经营策略公告，中海油2022年实际净产量将达 620百万桶（超610百万桶目标上限）。2023-2025年产量目标较上年同期规划水平提 升，分别为650-660/690-700/730-740百万桶油当量，产量的中枢增速约为5-6%。中 海油未来3年产量增速目标高于18-20年产量增速中枢。

2022年中海油资本支出超额完成目标，2023年资本开支计划继续增长。2017-2022 年中海油CAPEX连续5年增长，CAGR为15%。其中2022年中海油资本开支达到 1025亿元，超过年初开支目标区间上限值，同比增幅15.56%，资本开支保持加速增 长（2020/2021增速7%/3%）。中海油2023年持续追加投入预算，CAPEX目标区间 上调至1000-1100亿元。 从资本开支结构角度来看：2023年中海油加大开发环节开支比例，生产环节支出占 比逐步稳定，勘探环节支出逐步下滑。2016-2022年中海油开发环节资本开支占比连续减少后，2023年中海油预计增长油气开发支出占比增加4.4个百分点至59%，逐步 恢复开发环节投资比重。勘探环节占比则下降2个百分点至18%，生产及其他环节维 持23%不变。

中海油开发与生产板块开支持续上行，生产板块开支增速保持领先。根据中海油 2023年经营策略披露，2023年中海油预计勘探资本开支为198亿元，同比减少1%； 开发资本开支预计为649亿元，同比增长13.83%；生产资本开支预计231亿元，同比 增长10%。从资本开支结构角度，勘探分部从2019年开始逐步趋于稳定，但是开发 和生产呈现持续增大的趋势。从增速角度来看，生产板块资本开支增速领先，22-23 年增速有望达到15%左右。2017-2022年中海油储量稳健增长，国内外同步布局。2021年中海油油气储量为53.55 亿桶油当量，同比增长7.08%。其中油气储量增幅在2017年到达高峰24.86%后，逐步 趋于稳定，2019-2021年储量增长中枢稳定在5%左右。

中海油23-25年产量目标继续保持稳健增长。自2018年中海油提出《关于中国海油强 化国内勘探开发未来“七年行动计划”》后，中海油油气产量连续5年稳定增长。同时， 中海油2022年产量超预期，23-25年油气产量增速中枢上移。根据中海油2023年度经 营策略公告，中海油2022年实际净产量将达623百万桶（超610百万桶目标上限）。 2023-2025年产量目标较上年同期规划水平提升，分别为650-660/690-700/730-740百 万桶油当量，产量的中枢增速约为5-6%。

中海油油气储量丰富，储采比稳定在10年左右。根据三桶油年报披露，2017-2022上 半年，尽管总体看来中石油储采比最高，分别达到14/14/11/11年，但是储采比呈现逐 年下行趋势。中海油储采比在2017-2022稳定在10年左右，相对稳定；中石化储采比 在6-7年左右。中海油储采比与中石油差距逐步接近，充分体现中海油油气储量丰富 的特征。

中海油单桶油气成本下滑明显，同时中海油单桶油气成本对比中石化和中石油优势突 出。根据中海油业绩报告披露，公司单桶前后期总成本由2016年32.43美元/桶下降至 2022上半年的25.79美元/桶，降幅达21.28%。拆分各项目来看，折旧摊销成本是油气 成本下降的主要原因，较2016年相比，折旧摊销成本下降了7.23美元/桶。相较于中石 油和中石化单桶油气的持续增长，中海油单桶油气成本与中石化、中石油差距逐步扩 大，展示出海洋油气开发成本已经具备较强竞争力。

2023年中海油计划投产9个新项目，支持未来增储上产计划。中海油预计2023年共 投产9个新项目，其中中国海域共计6个项目，生产高峰量合计8.55万桶油当量/天； 海外项目共计3个，生产高峰量合计60.44万桶油当量/天。中国海域内的陆丰12-3油 田是南海的重点开发项目，位于南海东部海域东北部，水深约240米；主要生产设施 有1座井口平台，1艘FPSO，总井数13口，产油高峰量为2.95万桶油当量/天，中海 油权益占比60.8%。

油价持续高位叠加OPEC积极减产，中海油加大开发力度势在必行。根据EIA数据，全 球油价由2020年4月的29.38美元/桶一路上涨至2022年6月的118美元/桶，涨幅高达 301.63%，之后石油价格中枢依旧维持高位在90美元/桶左右。根据EIA预测，2023年 全球油价中枢依旧维持90美元/桶以上。根据中石油新闻中心报道，4月2日，沙特、俄 罗斯、伊拉克、阿联酋等主要OPEC＋产油国相继宣布大幅自愿减产计划，合计减产 规模超过160万桶/日。其中，大部分减产将从5月底开始，持续到2023年年底。OPEC 大幅度减产提振油价，限制了原油供给的扩张，促进非OPEC国家的产能建设需求。

（二）中海油南海开发加速，深海作业需求打开新空间

南海和渤海是中海油重要的油气储量地域。根据中海油年报数据披露，南海是中海 油重要的原油和天然气储备地区。2021年，公司在南海西部获得4个成功发现，即乌 石16-5、乌石1-6、乌石22-9和宝岛21-1。共获得9个成功评价，即涠洲11-6、乌石16- 9、乌石1-6、陵水17-2、文昌9-3、文昌19-1、文昌8-3、文昌9-7和东方13-1。其中， 宝岛21-1气田高效评价取得积极进展，探明天然气地质储量约300亿方，实现了松南 －宝岛凹陷半个多世纪来的最大突破。文昌9-7实现了文昌A洼构造12年来最大的发 现。同时，公司在南海东部获得6个新发现，即西江24-4、西江30-1、番禺11-12、 惠州33-4、惠州19-5和陆丰13-8。此外，还成功评价1个含油气构造，即陆丰13-8。 公司统筹推进陆丰南多类型、多层系立体勘探，开辟了南海东部增储新战场，展现 了较好储量前景。

南海海域是中海油油气增产行动的重要方向。我国南海油气资源储量大且品质好， 因此是中海油推进长期增产战略工作的重点海域，其产量保持连续性增长，增速显 著高于渤海。根据中海油 2022年年报披露，南海东部与西部海域合计油气净产量约 为57.41万桶油当量/天，占国内三大海域总和约 47%。对比 2013 年来看，当年南 海油气产量为29.91万桶油当量/天，占境内比重为41.66%。9年期间中海油在南海产 量实现近翻倍的增长。

南海海域油气开采项目不同于渤海和东海，多数油气开采项目属于深海项目。南海 西部和东部是中海油重要的原油和天然气产区之一。主要作业水深为40-1,500米 /100-1,500米，所产原油多为轻质油和中质油。截至2022年底，南海西部和东部的储 量和产量分别达到847.0/665.1百万桶油当量和19.55/30.58万桶油当量/天，分别占 公司储量和产量的约14.811.6/%和约12.5/19.5%。

FPSO是深海油气开采的主要生产装置。FPSO主要用于开采、储存和加工位于海底 的石油和天然气。这些平台有固定式、顺应塔式、半潜式、FPSO等不同类型。其中 FPSO主要是用于偏远深水海域，通常是由一艘停泊在海底的大型油轮型船舶组成。 FPSO主要处理和储存附近海底油气井的生产，并定期将储存的石油卸载到较小的油 轮上。然后油轮将石油运输到陆上设施进行进一步加工。FPSO 可能适用于位于不 存在管道基础设施的偏远深水地区的边缘区域。

中海油南海开发加速，FPSO业务高毛利率驱动海油发展营收和利润持续提升。根据 海油发展年报披露，在FPSO业务未合并之前，2016-2020年毛利率分别为
35.45/35.49/25.36/26.27/20.15%,毛利率总体高于其他主营业务。由于中海油南海 海域油气开采项目水深高于其他海域项目，属于深海项目。在南海大开发的趋势下， 未来海油发展FPSO业务营收和总体毛利率有望增长。

中海油2022年上市募资投向主要为南海油气田区块开发，未来南海加快增产上储趋 势确定。根据中海油2022年4月发布招股说明书中关于募集资金投资项目情况，境内 共 5 个项目中，4 个项目为南海海域，充分体现中海油加快南海开发的趋势。4 个 南海项目总投资金额达到 472 亿元，占境内总募投项目的 94%；合计年产能规模达到 628 万吨油当量，占境内总募投项目的 93%。中海油未来南海开发的加速有 望带动海油发展营收增长受益显著。

三、主业：营收挂钩产量超额增长，利润率持续改善

海油发展两大主业板块合计收入增速持续领先中海油产量，且与中海油资本开支同 向波动。我们复盘2017-2022年中海油产量、资本开支增速与海油发展能源技术服务、 低碳环保与数字化产业两大业务合计收入，我们可以看到两个明显特征： 第一， 中海油开发环节资本开支增速与公司营收增速正相关，且营收增速正在超越 中海油资本开支增速。 第二， 公司营收增速持续高于中海油产量增速，增速差距略有缩小。

存量产能的维护性收入+油气开发进军南海是形成公司超额增速的主因。与传统装备 公司不同，实际上公司两大业务收入并非单纯与新增产量挂钩，大量已有产能的维 护性、改造升级型需求占比逐步提升。部分的维护性收入实际计入在中海油的成本 费用项，而非单纯资本开支，从而驱动公司营收增速开始接近、甚至超过中海油开 发环节资本开支的增长幅度。此外，由于中海油持续进军南海开发，南海开发的难 度和生产环节设备要求不同，从而带动相似产量增速角度下，公司业务复杂度和价 值量提升，带动营收增速的超额增长。

展望未来，我们认为公司营收仍有望保持中长周期的高速增长。未来随着存量产能 维护部分体量快速增加，叠加南海开发潜力巨大，且天然气资源禀赋丰富。随着我 国能源安全需求持续，中海油走向深远海开发趋势在未来长周期延续。我们认为公 司营收增速具备较长时间维度中高增速的潜力。

持续的体量扩张下，公司的盈利能力受规模效应等因素影响，正在持续强化。随着 公司营收体量有计划性、持续的扩张，公司人员、资产各方面效率逐逐步提升，盈利 能力的改善从2020年以来逐步体现。从能源技术服务与低碳环保数字化两项服务类 的业务出发，我们对比了两项业务合计的收入与毛利额增速，发现2020年开始公司 毛利额增速超越收入增速，且增速差距在2021年继续拉大。这充分说明公司主业正 在跨过规模效应的临界点，不仅有效对抗2021-2022年原材料成本上浮的压力，还展 现出较强的能力改善的趋势。我们认为这种趋势具备持续性，理由如下：

（一）规模效应临界值已至，材料成本回落驱动盈利改善

公司成本主要由折旧摊销、外包成本、人工费用和材料成本组成。根据海油发展 2021年财报披露公司总成本构成，外包成本、材料和人工费用三项支出最高，分别 达60.09亿元、58.43亿元和44.92亿元，占总成本比重为 31.95%、28.24%和21.72%。规模效应带动盈利能力改善——营收回暖带动固定成本摊薄，毛利率有望提升。 2016-2021年公司历史营业收入与固定成本费用率的波动变化相关性较高，本质为 海工船舶、FPSO等设备高开工率大大摊薄了相对固定的设备折旧、人工以及船队等 成本，从而减少了固定成本费用率水平。由于油气行业景气持续，公司营收有望继续增长，带动固定成本摊薄，毛利率提升。

规模效应视角一：设备利用率提升带动折旧摊销成本摊薄。中海油南海油气生产项 目平均水深较高，在油气生产的过程中通常使用FPSO设备生产。由于中海油南海开 发加速，2016-2021年，海油发展FPSO满载测算所需存储天数持续下降，在2021年 达到14天。另一方面，油气生产加速同样提高环保船的船效。在公司设备利用率的 不断提高下，设备折旧摊销成本摊薄有望继续提高，从而带动毛利率出现改善。规模效应视角二：营收复苏驱动公司人效持续改善。根据海油发展年报，随着海油 发展对于人工成本控制和提质增效，海油发展人效不断提高带动人工成本费用率持 续减少，公司员工总数从2016年的16995人逐步下降到2021年的14925人。其中， 2021年人工成本费用率的增长主要由于同期阶段性社保减免政策本年取消，人工成 本增加。

公司费用管控良好，三大费用率逐年下滑。随着公司内部降费增效工作持续深入推 进，海油发展近年费用率水平呈持续下降趋势。上游需求旺盛带动公司工作量和销 售量明显提升的背景下，海油发展 2022H1销售/财务/管理费用率分别为0.48%、- 0.14%、3.1%，较2021年分别下滑0.11、0.05和0.74个百分点。同时，公司加大低 碳环保、数字化技术研发力度，完善产业服务链条，打造集数字化技术服务、绿色 用能技术服务，研发费用率呈现逐年上升。从2017-2022上半年间，公司研发费用率 持续上行，其中2022H1的研发费用率为2.66%，接近2021年的2.69%。

公司毛利率水平有望在材料价格回落后改善。根据年报信息披露，海油发展各类业 务的主要原材料为钢管材料以及涂料产品和涂料生产原料等，公司历年毛利率与这 些原材料呈较强反向关联。随着近期原材料价格回落，公司材料成本将有望得到改 善，利润水平提升扩大。

（二）公司船队折旧逐步到期，温和资本开支下的盈利复苏开启

公司固定资产主要由机器设备、房屋建筑和运输工具组成。海工油服行业重资产特 性显著。具体明细来看，机器设备（主要为FPSO等生产平台和船舶设备）和房屋及 建筑物两项占海油发展固定资产比重最大，分别为 66.79%与22.82%，合计占比接 近90%。随着公司FPSO船只折旧年限陆续到期，折旧摊销成本有望持续下行。根据公司招股 书数据，海油发展FPSO船舶主要集中在2024-2034年间折旧到期。我们预计今年公 司海洋石油115，海洋石油116开始折旧到期。此外，公司在2021年报中披露正在投 资建造一艘10万吨级 FPSO 服务于陆丰 12-3 油田，项目计划总投资约24.09亿人民币，目前，该项目处于投资建设期，预计2023年8月22日建成投产。

公司的非FPSO主力船队主要在2006-2010年，2013-2015年两个时间段集中建造， 未来5维度年逐步进入折旧周期尾声。我们统计公司目前旗下的38艘主力船舶的建 造年限，看到公司10艘船舶建造于2006-2010年，8艘船舶建造于2011-2013年。按 照船舶15年左右的折旧期限，未来3-5年维度，2013年以前建造的船舶将陆续结束折 旧期，有望进一步带动公司船队折旧摊销成本回落。

综合FPSO和其他工程船的船龄结构，海油发展现有船队2022-2035年折旧成本有望 迎来中枢下移。结合对海油发展现有船舶的交付和折旧情况，我们认为随着过去船 舶折旧期限陆续到期，海油发展有望迎来船舶相关折旧成本的中枢持续性下降。 需要注意的是，部分船舶由于改装、折旧方法等原因，折旧期限、残值等可能与我们 假设有所偏差，从而导致我们的测算可能存在一定误差。但是，由于公司船舶主力 建造交付期均在2015年以前，因此未来长周期折旧成本回落，从而带动公司成本效率的不断改善的趋势是相对清晰的。

强投入期已过，本轮资本开支温和复苏，驱动股权自由现金流强劲复苏。由于公司 此前主要船队和设备投资已经相对完善，叠加2016-2020年全球油价环境低迷，公司 整体呈现较低强度的资本开支水平，资产整体利用率有望持续保持高位。较好的经 营性现金流入叠加可控的资本开支体量，良好的负债结构，共同驱动公司股权自由 现金流长期为正，且仍在持续改善。2022年公司FCFE达到18.5亿，同比增长57%， 在资本开支增加背景下，仍实现显著改善。2022年资本开支增长主要系公司新FPSO 建设所致，根据目前公司规划，我们预计2023年公司资本开支将保持稳中回落， FCFE有望迎来持续高增长，为股东创造可观的回报。

南海深海开发要求更高的技术密集+高端装备需求，附加值相对更高。随着我国海洋 油气开发从渤海浅海油气逐步迈向南海深海，生产环节的作业环境和模式发生了较 大变化，客观上要求公司加大科技研发投入，通过科技创新解决生产的技术难题， 提升生产整体效率。

公司加大科研创新投入力度，未来油气开发从资产、人力密集转向技术密集，驱动 公司高质量发展。公司在加大科技投入方面硕果累累。目前，公司拥有国家及省部 级科技进步奖 90 项，建立企业级以上标准 1259 项（包括国际标准 10 项、国家 标准 330 项、行业标准 500 项）。此外，公司拥有含国家级研发平台等 18 个创 新平台，已成立 37 家企业技术中心，运营海洋石油高效开发国家重点实验室、国 家工业水处理工程技术研究中心等多个经科技部或工信部备案的国家级科研机构。

四、能源物流：量价齐升，中高油价利好盈利能力提升

公司能源物流业务主要包括物流服务、销售服务、配套服务，其中销售服务业务占 比最高。能源物流业务侧重于为海洋石油行业的生产环节和中下游领域提供支持服 务与后勤保障，并通过物流及销售服务协助石油公司将各类油气产品向下游批发及 零售商分销。具体包括： 物流服务：物流服务主要为海洋石油勘探开发、工程建造、生产支持及中下游炼化 产业提供海上物资供应、仓储及配送、货代报关等一体化物流服务。

销售服务：销售服务可分为油气销售协调服务和贸易业务。油气销售协调服务指为 油公司的油气销售联系商检、海关等相关部门和运输方，并提供计量、提油作业等 相关服务。本公司的贸易业务涉及的产品包括液化石油气、凝析油及其他石油化工 产品。根据公司招股书，2018年公司贸易产品中LPG/柴油/凝析油LNG分别占当年能 源物流收入结构的23%/16%/12%。 配餐服务：公司在中国海上配餐和陆地配餐市场占据主导地位。配餐服务的主要客 户包括三桶油康菲、阿纳达科、壳牌等大型国际石油公司，业务范围遍及全中国海 域及部分大中城市，以及印尼和缅甸等海外地区。

能源物流业务过去保持稳健增长，过去五年CAGR达到15%。根据海油发展年报披 露，2017-2022年公司能源物流板块营收CAGR达到15%，保持稳健增长。2022年上 半年能源物流实现营业收入 121.48 亿元，同比增长42.13%，毛利率7.44%。从收 入结构来看，公司贸易业务作为能源物流板块第一大收入来源，其收入占比仍在持 续提升。贸易业务三大主力产品结构稳定，销量保持稳健增长。从销量角度，公司贸易业务 中柴油、LPG、凝析油三大主力产品结构均衡，2017-2022年总销量CAGR达到9.2%。 其中柴油与凝析油占比有所提升，LPG占比略微下降。

贸易业务销量与中海油产量、油价挂钩，凝析油增速持续领先中海油。回顾公司贸 易业务销量，整体增速略高于中海油产量，其中凝析油增速持续快于中海油整体产 量增速，凸显天然气增产上储成果显著。从油价角度，高油价助推公司销量增速与 中海油产量增速同步稳健增长。三大核心产品价格持续高位，驱动公司营收体量显著增长。由于2014年以来油价持 续低位，行业资本开支显著回落，行业处于过剩产能持续消化。2021年以来，全球 疫情峰值逐步过去，全球油气能源需求温和复苏；叠加俄乌冲突爆发，我国成品油 价格显著提升。2022-2023年以来，我国柴油，LPG，LNG价格波动上行，目前仍位 居历史相对高位。

贸易量稳健增长，价格较大的波动性影响公司营收。由于公司贸易量持续保持稳健 增长，整体波动性较小。因此，贸易价格较大的波动直接影响公司贸易业务是收入， 从而影响能源物流板块的营收体量。我们将公司能源物流收入增速与三大产品的产 量加权价格变动进行比较复盘，发现加权价格的变动与收入增速波动重合度较高。 2021年以来，受益于三大产品价格持续高位，公司营收保持持续高增长。 能源物流业务毛利率与油价呈现负相关。从历史数据来看，公司能源物流业务的毛 利率与油价整体成呈现负相关关系，但2018年以来公司毛利率趋于稳定。实际上， 贸易业务的价格受益于油价的回暖，但能源物流和其他业务却因为油价上涨而面临 成本的提升。因此，能源价格的暴涨对公司毛利率总体的影响负面更多，能源价格 稳定在中高区间有利于公司的利润率改善。

60美金以上中高油价有利于能源物流板块盈利显著提升。油价对公司能源物流板块 的营收正面贡献显著，但是过高的油价加重了公司成本负担，削弱了公司毛利率水 平。因此，从2014-2022年公司毛利额增速与油价关系的复盘来看，当油价在60美金 以上时，公司毛利额增速均能达到近10%（2018年除外）。2021年以来，公司毛利 额增速持续超过15%，较2014-2020均值体现出显著的加速增长趋势。

展望未来，公司加大LNG运输领域布局，上行周期强化竞争力。2022年12月3日海 油发展发布公告，宣布和其他三家公司共同成立拥有6艘LNG船舶的合资公司。总资 本金为3.01亿欧元，其中海油发展香港公司出资45%，气电集团新加坡贸易公司出 资5%，远海公司和商船三井各占出资 25%。此外，今年12,000方LNG 运输加注船 项目开工，海洋石油301船改造建成全球最大LNG运输加注船并完成首船 LNG 燃 料加注。展望未来，随着行业上行周期到来，公司进一步加大对LNG等新领域布局， 未来成长空间广阔。

五、盈利预测

公司依托能源产业的发展，业务覆盖海洋石油各主要生产环节，形成能源技术服务、 能源物流服务、低碳环保与数字化三大核心业务板块。当前全球石油与天然气供需紧 平衡格局为油气价格保持高位运行提供有力支撑。我们预计2023年中海油资本开支将 加速前进，海油发展作为海洋油服公司有望持续受益。具体来看： 1. 营业收入：短期公司能源物流营收受到油气价格高位波动影响，造成公司总营收增 速小幅下滑。除能源物流服务营收外，其余业务营收均有稳定增长。长期来看，受益 于原油价格高位运行以及海洋油气开发高景气度，公司营收规模长期有望持续稳定扩 张。预计 2023-2025 年营收金额将达 519/589/663 亿 元 ， 同 比 增 速 分 别 为 9%/14%/13%。

（1）能源技术服务：能源技术服务产业为油气公司提供包括工程技术服务、装备设 计制造与运维服务、油气田生产一体化服务等在内的全方位技术服务，聚焦油气田 生产阶段，从提高油田采收率、监督监理、油田作业支持、非常规油气一体化服务、 设备设施运维一体化服务、FPSO 生产运营服务等多个方面，为海上和陆上油气公 司的生产作业提供技术服务和支持保障。公司持有的 FPSO 数量位列亚洲第二、全 球第五，在国内FPSO 生产技术服务市场居主导地位。公司紧密绑定中海油开发战 略，共同保障我国能源安全。受益国内石油与天然气增储上产工作和南海开发加速 的持续有力推进，中海油油气生产资本开支以及向关联方支付开发与生产相关费用 的投入力度将维持稳健上行，双方稳定协作关系下，以及2023年陆丰12-3 FPSO的 投入运营。预计海油发展2023-2025年能源技术营收分别将为181/205/229亿元，增 速为16%/13%/12%。

（2）能源物流服务：能源物流服务产业侧重于为海洋石油行业的生产环节和中下游 领域提供支持服务，通过海上物资供应及配餐服务为海上油气田开采提供后勤保障， 通过协调服务协助石油公司海上油气外输，通过销售服务开展油气副产品分销。2023 年核心贸易产品的均价同比略有回落，但公司贸易量持续提升。作为中海油重要的 生产环节和提供油气销售服务的油服子公司，随着全球能源供需失衡推动油价维持 高位运行，叠加中海油增储上产政策，公司长期能源贸易营收有望增长。我们预计 海油发展2023-2025年能源物流服务营收分别将为262/300/342亿元，增速为 4%/14%/14%。

（3）低碳环保与数字化：环保与数字化服务侧重安全应急、节能环保、水处理、绿 色涂料、冷能利用、数字化等技术服务。受益中海油对石油与天然气增储上产工作 持续有力推进，以及中海油生产资本开支以及向关联方支付开发与生产相关费用的 投入力度将维持稳健上行。双方稳定协作关系下。我们预计海油发展2023-2025年低 碳环保与数字化营收分别将为103/115/127亿元，增速为13%/12%/10%。

2. 毛利率：公司船舶设备利用率持续提升，同时人效提升，规模效应释放带动设备折 旧摊销和人工费用率下滑。同时，公司船舶的固定资产折旧时间通常低于使用年限， 因此船舶折旧到期后有助推动海油发展利润增长。根据海油发展年报披露，公司运输设备和机器设备折旧年限通常在5-25年之间，但是船舶设备的使用年限通常在30年左 右。因此长期来看，在船舶折旧到期后，海油发展设备折旧费用将会减少，从而带来 利润的增长。此外，近期钢价有所回落，公司能源技术业务主要使用的钢材料成本有 望得到优化。此外，全球油气价格的持续高位同样也带动公司能源物流业务毛利率增 长。因此，我们判断公司未来盈利水平将持续改善，毛利率有望复苏。我们预计2023- 2025年公司毛利润率将分别达13.3%/ 13.4%/13.5%。

3. 费用率：海油发展历经多年发展与积淀，基本实现成熟稳定的体量，具备行业内领 先规模。未来伴随公司营业收入高速增长，管理费用率将有望在规模效应以及公司精 细化管理举措的推动下进一步下探。此外，公司积极推进环保与数字化服务，推动绿 色低碳转型，通过“技术+产品+服务”一体化、智能化解决方案，加快构建清洁能源 业务规模优势，推动新技术、新工艺、新产品的市场应用，公司未来在高附加值产品 方向的研发投入或将出现增长。此外，由于公司体量增速持续，规模效应释放叠加精 细化管理推进，预计公司管理与销售费用率23-25年同比略微优化。我们预计公司 2023-2025 年 管 理 费 用 率 分 别 为 3.3%/3.2%/3.2% ； 研 发 费 用 率 分 别 为 3.0%/3.1%/3.2%；销售费用率分别为0.43%/0.42%/0.41%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）