1 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

1.1 亚太地区规模最大、实力最强的海洋油气工程总承包商

海洋石油工程股份有限公司是中国海洋石油集团有限公司控股的上市公司， 是国内唯一集海洋油气开发工程设计、采购、建造和海上安装、调试、维修以及液 化天然气、海上风电、炼化工程等为一体的大型工程总承包公司，也是亚太地区规 模最大、实力最强的海洋油气工程总承包之一。公司总部位于天津滨海新区。

公司现有员工约9700人，形成了全方位、多层次、宽领域的适应工程总承包 的专业团队；拥有国际一流的资质水平，建立了与国际接轨的运作程序和管理标准。 公司的总体设计水平已迈入世界领先行列；在天津滨海新区、山东青岛、广东珠海 等地拥有大型海洋工程制造基地，场地总面积近400万平方米，形成了跨越南北、 功能互补、覆盖深浅水、面向全世界的场地布局；拥有3级动力定位深水铺管船、 7500 吨起重船等19艘船舶组成的专业化海上施工船队，海上安装与铺管能力在 亚洲处于领先地位。

经过 40 多年的建设和发展，公司明确了“建设中国特色世界一流海洋能源工 程公司”的愿景和“以设计为龙头的EPCI总包能力建设为唯一核心，以经营管理能 力和技术引领能力建设为两个基础，以国际化、深水化、新产业化为三个发展方向， 以人才、市场、成本、风控、信息化建设为五个抓手”的发展策略，系统形成了以 “大型起重铺管船舶序列”“1500米级深水作业ROV序列”“建造场地及建造施工装 备”等为核心的十大装备、以“深水浮式平台技术”“水下系统及产品技术”“超大型海 上结构物及模块化技术”等为核心的十大技术。先后为中国海油、康菲、壳牌、沙 特阿美、巴国油、卡塔尔国家能源、JGC、Technip、Fluor等众多中外业主提供了 优质产品和服务，业务涉足20多个国家和地区。2023年首次荣登ENR双榜，位 列“全球最大250家国际承包商”第68位和“最大250家全球承包商”第98位。

1.2 中海油为公司控股大股东，子公司遍布国内外

公司股权较为集中，中海油集团合计持股55.33%，为公司控股股东。中海油 集团直接持有公司48.36%的股份，同时通过旗下子公司中国海洋石油南海西部有 限公司、中国海洋石油渤海有限公司以及中海石油财务有限责任公司间接持股 6.65%、0.28%、0.04%。公司总部位于天津滨海新区，子公司遍布国内外，境内 子公司位于青岛、珠海、深圳等地；境外子公司位于巴西、尼日利亚、泰国、加拿 大等地，对于公司拓展海外业务具备积极作用。

海油工程管理层结构紧密，管理制度严谨，每位高层在各个领域进行深造，具 备可靠的专业知识背景，而且有多年在海油工程任职的工作经验，熟悉了解公司的 业务情况，积极响应国家号召和政策，详细分析内部和外部环境，带领海油工程攻 克关键成果。同时管理层带领全体员工坚定执行发展战略，进行国际市场开拓，不 断优化内部管理，发展的质量和效益明显提升，核心竞争力也显著增强。 公司董事会带领管理层和全体员工，紧紧围绕高质量发展首要任务，坚持战略 引领，保持战略定力，持续夯实高质量发展基础，不断增强高质量发展本领，全力 保障国内增储上产，稳步扩大国外市场份额，努力构建国内国际双循环新发展格局， 推动中国特色世界一流海洋能源工程公司建设取得突破性成果。

1.3 海内外协同发力，项目承揽量逐年提升

营业收入和归母净利润保持稳定增长，油气上游资本开支保持高水平保障公 司未来业绩增速。公司营业收入从2019年的147.10亿元增长至2023年的307.52 亿元，CAGR达20.24%；归母净利润从2019年的0.28亿元增长至2023年的 16.21亿元，CAGR达175.84%。其中2022年利润为14.57亿，同比增长294.11%， 除公司工作量保持增长外，2022年将中海福陆纳入合并范围，剩余内部未实现损 益转回股权按公允价值重新计量及确认负商誉合计增加净利润4.31亿元，由于该 利润属于一次性，提出后2022年公司正常经营利润为10.26亿元。2023年实现利润16.21 亿，按照2022年正常经营利润为基数来计算，同比增速达57.99%。 未来随着全球油气资本开支持续保持高水平，公司业绩有望持续增长。

海洋工程总承包是公司的核心业务，随着公司治理水平的提升，毛利率有望进 一步提高。公司以EPCI总承包或者分包的方式承揽工程合同，参与海洋油气田工 程、LNG、FPSO、海上风电等项目建设，为客户提供“交钥匙”工程。2019-2023 年公司海洋工程总承包收入分别为 116.41/126.65/97.52/175.40/192.59 亿元， 2023 年海洋工程总承包、非海洋工程项目、海洋工程非总承包项目收入占比分别 为62.63%/26.44%/10.55%。

毛 利 率 方 面 ， 2019-2023 年 公 司 整 体 毛 利 率 分 别 为 12.16%/10.30%/10.55%8.99%/10.75%，2023 年公司实现毛利率同比提升 1.76pct。分季度看，2023年前三季度毛利率为11.82%，2023Q4为8.45%， 主要原因是海洋工程收入占比较高，整体达到73.18%，而海洋工程行业四 季度新开工项目较多，其毛利率较上年同期下降2.51pct，一定程度上影响 公司全年毛利率表现。分地区来看，境内和境外项目毛利率分别为9.44%和 16.15%，境外项目毛利率较上年同期提升 10.57pct，公司海外市场不断成 熟，海外项目高质量交付的同时盈利能力不断提升。

研发费用保持高位，核心技术不断攻关，项目承揽量逐年提升保证未来业绩增长。公司着力夯实创新根基，围绕浮式生产装置、水下生产系统及产品、清洁能源、 数字化智能化等技术方向开展科技攻关项目108项，科技研发投入11.86亿元。 关键核心技术攻关成效不断提升。 2019-2023年公司项目承揽额分别为198.82/220.09/253.43/256.4/339.86 亿元。其中 2023 年公司市场开发获里程碑式突破，一是全年市场承揽额达到 339.86 亿元，其中海外市场承揽额 141.76 亿元，双双创历史新高；二是中标卡 塔尔ISND 5-2等一批重点海外总承包项目，实现从国际工程分包商到总承包商的 有效突破，市场开发有效保证战略目标落地。截止 2023 年末在手未完成订单约 396 亿元，为未来工作量提供有力支撑。

1.4 核心竞争力分析

以设计为龙头的 EPCI 总承包能力是公司安身立命之本，是公司区别于国内 外绝大多数海洋油气工程总承包商的独特优势，也是公司参与国际竞争的关键支 撑。经过 40 多年发展和积累，公司已形成海洋油气田开发设计、建造、安装、维 修一整套成熟的技术、装备、能力体系，能够更效率地为客户提供“交钥匙”工程 和多样化工程服务。公司大力发展战略性新兴产业，积极推进传统产业向深水和水 下高端海洋装备建设升级，深水油气田工程能力实现从 300 米到 1500 米的飞 跃，取得了深水、水下等领域一系列重大技术突破。公司围绕传统海洋油气工程主 业，不断拓展总承包业务范围至陆地 LNG 工程、海上风电等清洁能源领域，推动 公司综合竞争力持续提升。

技术体系。海洋油气开发是典型的高技术行业，公司始终坚定设计引领，培育 形成了“深水浮式生产设施设计、建造、安装、调试技术”、“超大型海上结构物及 模块化设计、建造、安装技术”、“海上油气平台浮托安装技术”、“LNG 全容储罐 工程技术”、“1500 米级海底管道及水下生产系统设计、建造、安装及调试技术”、 “300 米级深水导管架设计、建造、安装技术”、“海上固定平台工程设施标准化、 系列化设计、建造、安装、调试技术”、“海洋工程智能制造及海上作业仿真技术”、“海洋工程数字化与全生命周期监检测与评估技术”、“海洋油气田在役设施 IMR （检 测、维护、维修）技术”等十大技术，这是公司发展的核心力量。

装备体系。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。

能力体系。1）工程设计能力：公司拥有设计人员千余人，服务领域覆盖可行 性研究、概念设计、FEED 设计、详细设计、加工设计、安装设计等专业服务，具 备了 300 米水深以内常规水域各种油气田开发成熟的设计能力。2）陆地建造能 力：公司在青岛、珠海、天津临港、惠州等多地建有海洋工程制造基地，场地面积 约 400 万平方米，具备 3 万吨级超大型导管架、组块的海洋平台建造能力。3） 海上安装能力：公司具备 3 万吨级组块海上浮托安装能力和 3 万吨级导管架滑 移下水能力，大大提升中国海洋油气开发效率，加速中国海洋油气开发进程。4） 项目管理能力：公司拥有超过 40 年的海上油气田工程建设经验，在国内常规海 域具有较为丰富施工经验和管理经验。

2 油气行业景气度回暖，高油价提振上游资本开支

2.1 原油价格有望维持高水平

石油是全球最重要的大宗商品，具有商品、政治和金融三重属性。近年来，政 经格局深刻变革、技术革命和产业变革加速演进，“灰犀牛”“黑天鹅”事件频频发 生，推动世界石油市场变革加速。 2022 年上半年，俄乌冲突发生，加拿大、美国、英国和澳大利亚先后宣布禁 止进口俄罗斯石油，欧盟正式宣布对俄罗斯进行第六轮制裁，包括2022年12月 禁止海运进口俄罗斯原油，2023年2月禁止海运进口俄罗斯成品油，地缘政治危 机使油价一度冲高至120美元/桶以上。货币超发叠加能源价格上涨导致美国甚至 全球通胀率高涨，美联储加息幅度和加息频率提升，引发市场对于经济衰退的担忧， 2022 年下半年原油价格单边下跌。

2023 年，国际石油市场呈现油价地缘溢价削减但波动加剧、需求加快复苏但 分化加剧、供给侧管理强化但博弈加大、市场与贸易格局加快重塑等诸多新特征。 从全年油价看，布伦特原油期货均价为82.17美元/桶，较2022年的99.04美元 /桶下跌17%。上半年，美联储连续加息以及欧美银行业动荡、宏观经济形势担忧 主导市场情绪，国际油价震荡下行。三季度，美元加息周期接近尾声，沙特、俄罗 斯自愿延续减产至年底，市场供应显著收紧，石油库存降至低位水平，国际油价一 度持续反弹。四季度，石油消费进入淡季，石油降库速度放缓，国际油价再次回落。

2024 年，国际石油市场整体处于平衡状态，国际地缘政治及各国央行政策对 原油价格影响较大。从需求看，市场预期欧美央行降息即将到来，将提振原油需求。 从供给看，乌克兰媒体日前称乌克兰无人机袭击了俄罗斯萨马拉州三家炼油厂；另 外“欧佩克+”宣布将减产协议延续至今年6月底。同时全球石油库存仍保持低位， 油价有一定底部支撑。

2.1.1 供给端：“OPEC”减产+俄乌冲突+红海危机直接影响原油产 量及原油贸易

沙特延续日均100万桶减产政策至2024年6月底。沙特阿拉伯通讯社3月 3 日援引沙特能源部消息来源报道，沙特自2023年7月开始实施的日均100万 桶的自愿减产措施将延长至今年 6 月底。该减产措施延长后，沙特石油日产量将 在900 万桶左右。俄罗斯、伊拉克和阿联酋均自愿减产原油生产和出口。俄罗斯 副总理亚历山大·诺瓦克表示，俄罗斯将在 6 月底前将原油生产和出口供应削减 47.1 万桶/日。莫斯科方面曾在第一季度自愿将供应量削减略高的50万桶/日。欧 佩克关键产油国伊拉克和阿联酋也将分别把自愿减产22万桶/日和16.3万桶/日 的措施延长至第二季度末。整体来看，沙特和俄罗斯在内的多个欧佩克+产油国将 在今年第一季度末之前自愿将原油日供应量减少总计220万桶。

俄乌冲突导致俄罗斯石油基础设施受损，石油产能受损。乌克兰今年加大了对 俄罗斯石油基础设施的袭击力度，仅 3 月就有至少七家炼油厂成为无人机袭击的 目标，这些袭击已导致俄罗斯炼油能力的7%，即约37.05万桶/日的产能停产。 2024 年以来，俄罗斯9个地区的13家炼油厂共遭到15次无人机袭击。受袭炼 油厂的总装机容量为1.78亿吨/年，其中有8家炼油厂遭受重大损失，产能为8300 万吨/年。

红海危机改变全球原油贸易流向，增加航线距离进而推高原油价格。苏伊士运 河是连接亚非欧三大洲的交通要道，每年通行超 1 万亿美元的货物，处理着全球 约12%的货物运输、30%的集装箱贸易和近10%的原油贸易。红海冲突中胡赛武 装所控制的曼德海峡是苏伊士运河的必经之处，红海危机发生后，全球主要航运公司为规避潜在风险而绕行好望角，使得运距和运费大幅上涨。具体而言，2024年 1 月初在红海过境的船只数量比2023年平均水平减少15%，地中海-欧洲航线运 距大幅上升120%、巴士拉至福斯港的油轮平均航行天数从18天延长至39天， 全球各主要航线的航运价格上涨50%以上，东亚—北欧和东亚—地中海航线的运 费平均上涨近250%。石油运输方面，中东至欧洲原油油轮运费约上涨1美元/桶， 增幅为25%；成品油油轮运费约上涨4美元/桶，增幅达55%。

2.1.2 需求端：全球经济增长背景下原油需求稳健

国际能源署（IEA）2024年3月14日发布的月报将2024年全球石油需求预 期上调11万桶/日，理由是美国经济前景更加乐观，以及船用燃料需求增加—— 大量船只需要更长的路线来避开胡塞武装在红海的袭击。该机构预计今年全球石 油需求将增长134万桶/日，至1.032亿桶/日。 欧佩克月报上调2024年全球经济增速至2.8%。欧佩克2024年3月12日 公布的月报将2024年全球经济增长预测从2.7%上调至2.8%，将 2025年预测维 持在2.9%；将2024 年和 2025 年的全球原油需求增速分别维持为225万桶/日 和 185 万桶/日。此前，OPEC+宣布减产措施延长，预计未来原油供给端增长有 限，原油生产国仍有能力将原油维持在供需紧平衡的状态；叠加地缘政治冲突以及 可能由此引发的供应链中断风险，这些对油价维持在高位水平形成了一定的支撑。

2.1.3 库存端：美国原油库存处于低位，补库需求显著

根据美国能源信息署（EIA）的数据，2024年3月15日SPR（战略石油储 备）库存为3.62亿桶。高峰时期，其库存在2009年12月曾达到7.27亿桶。在 过去十年的大多数时间里，SPR原油库存都在6亿桶以上，当前补库需求显著。 2024 年2月26日消息称，美国能源部周一在其网站上发布公告称，正在征 集购买约300万桶含硫原油以补充战略石油储备（SPR），这些原油将于8月交付 至位于得克萨斯州的Big Hill战略储备点。

2.2 我国油气资源对外依存度高，增储上产是能源安全的题 中之义

2.2.1 我国油气对外依存度高的问题依然有待解决

我国油气对外依存度高的问题依然有待解决。国家统计局和海关总署数据显 示，2023年，中国原油产量2.09亿吨，同比增长430万吨，增幅2.1%，进口量 5.64 亿吨，同比增长5576万吨，增幅10.97%，对外依赖度达到72.93%，同比 增加1.72Ppct；2023 年天然气产量 2334 亿立方米，同比增长105亿立方米， 增幅4.7%，进口量1652亿立方米，同比增长170亿立方米，增幅11.5%。天然 气对外依存度42.2%，同比增加1.8pct。伴随着中国能源需求逐步提高，虽然国 内原油和天然气产量有所增长，但还不足以跟上消费的增长，进口需求依然旺盛， 导致2023年原油和天然气的对外依存度均有所提升。

“七年行动计划”保障国家能源安全，增储上产是内在要求。2018年，中国原 油对外依存度不断攀升至70.83%；天然气进口超过日本，成为全球第一大天然气 进口国，对外依存度大幅攀升至42.42%，体现了我国能源安全问题迫在眉睫，加 快国产油气供给是必然选择。2019年5月24日，国家能源局召开“大力提升油 气勘探开发力度工作推进会”并提出“石油企业要落实增储上产主体责任，2019 2025 七年行动方案工作要求”。“七年行动计划”提出之后，国内三大石油集团均 开始调整各自的油气勘探开发部署，持续加大上游发展力度。

国内上游资本开支维持高位，海洋油气勘探开发有望成为重点。“七年行动计 划”公布之后，国内石油企业纷纷公布并实施了自身的油气资本开支计划，2023 年中国石油、中国石化、中国海洋石油总资本开支分别为2753亿元、1768亿元、 1279 亿元，均处于历史较高水平。其中，中海油发布的《2023 年战略展望》中提到2023年的资本支出预算总额为1000-1100亿元，相比2022年的900-1000 亿元资本开支预算有所增加，其中，勘探、开发、生产资本化和其他资本支出预计 分别占资本支出预算总额的18%、59%、21%和2%；根据同花顺数据显示，2023 年中海油实际资本开支为1279亿元，超过年初的预算。

2024 年三桶油资本开支规划出现分歧，中石油、中石化和中海油预计资本开 支分别为2580亿元、1730亿元和1250-1350 亿元。中石油和中石化同比下降 173 亿元、38亿元，中海油按照预算平均值计算同比增加21亿元；同时2023年 海洋原油产量突破6200万吨，yoy+370万吨，占全国原油增量比例达87%；同 时中海油23年实际资本开支为1296亿元，超年初1000-1100亿元的预算，说 明海洋油气勘探开发有望成为未来重点。

2.2.2 全球范围内深水油气等非常规油气开发重要性逐渐凸显，全球 石油公司纷纷布局

我国油气消费持续刚性增长，油气生产供应保障能力不足，石油和天然气对外 依存度逐年攀升，2023年分别达到72.93% 和42.2%，能源安全形势严峻。根据 陈希等在《全球深水油气开发特征、潜力分布及发展趋势》论文中提到，随着我国 陆上油气资源开发程度逐步提高，向深层、深水和非常规等领域拓展，成为推进油 气增储上产、保障能源安全的必然选择。全球近30年发现的大油气田中，陆上99 个、大陆架54个、深水（水深大于200m）106个。深水油气勘探开发起步较晚， 资金和技术门槛较高，是跨国大石油公司战略转移和大发现的主战场。2022 年， 全球做出最终投资决策（FID）的深水油气项目投资占全球比例达 31.4%，2023 年这一比例将提高到48.9%，深水油气依然是全球主要热点领域。

全球在水深超过200m地区累计发现储量1800×108bbl 油当量，在水深超 过500m 地区累计发现储量1330×108bbl 油当量。深水勘探开发科技水平也在不断提高，作业水深纪录不断被打破，最深作业深度已超过3000m，全球近10年 发现的深水大油气田占所有新发现大油气田的一半。陈希在《全球深水油气开发特 征、潜力分布及发展趋势》中提到，预计2035年，深水油气产量将占到全球油气 供应量的22%~25%，未来海域油气在全球油气市场中的作用将日益显现。 深水油气一般指水深超过400m的油气田，水深超过1500m的为超深水油 气田。深水油气田在全球范围内均有分布，主要集中在中—南大西洋两岸、墨西哥 湾、东非海上、东地中海、黑海、南里海、澳大利亚西北陆架七大海域。

2022年底，全球深水油气技术剩余可采储量保持增长态势，达到298.39× 108t，占全球海域油气技术剩余可采储量的19.65%。其中，深水原油技术剩余可 采储量128.76×108t，深水天然气技术剩余可采储量20.09×1012m3。深水油气 储量集中分布在中—南大西洋两岸，该海域深水油气技术剩余可采储量占全球 49.86%，达到148.78×108t。深水天然气主要分布在中—南大西洋两岸和东非海 上，天然气技术剩余可采储量分别为5.74×1012m3和4.96×1012m3。

深水油气开发历程可划分为3个阶段：一是探索发展阶段（1988—2010年）， 墨西哥湾、西非、巴西海域的“深水黄金三角”掀开了深水油气开发的序幕；二是 稳健发展阶段（2011—2019年），东地中海、澳大利亚西北陆架逐步开发，助力 深水油气产量稳健上升；三是快速发展阶段（2020—2030年）。据Wood Mackenzie预测，深水油气开发将继续向超深水拓展，七大深水海域逐步形成“一 领跑两加快四跟随”格局：中—南大西洋两岸海域将继续引领全球深水油气开发； 墨西哥湾和东地中海将加快发展；澳大利亚西北陆架、东非海上、黑海、南里海将 跟随发展态势。

深水油田开发方式以衰竭式开发为主，多种开发方式并存。截至2022年底， 所统计的全球314个在产深水油田中，183个采用衰竭式开发，占比58.3%；83 个采用注水开发，占比26.4%；27个采用水气交替驱开发，占比8.6%，这与深 水油田多见于被动大陆边缘盆地，单个油田储量规模较大相关。

2012-2022 年，七大国际石油公司新增已探明权益可采储量中，深水油气储 量占比88.34%，深水油气已成为储量发现的主要增长极。壳牌产量长期位居七大 国际石油公司首位，高峰时期在七大公司中占比85%，目前占比27%。全球深水油气投资快速增加，2014 年深水油气投资达到历史高峰 572 亿美 元。受国际油价暴跌和新冠疫情影响，2021年深水投资仅为276亿美元。近12 年来深水业务勘探开发投资占比保持在20%以上。

2.2.3 2023 年海洋原油增量占我国原油增量的87%

我国海上油气资源探明率底，未来有望成为增储上产的核心动力。我国海洋石 油资源探明率仅为 12.1%，远低于全世界平均 73%的探明率和美国 75%的探明 率。未来中国海洋油气资源开发的巨大潜力。中国的近海包括渤海、黄海、东海及 南海四大海域，海洋面积达300万平方公里，分布有40多个含油气沉积盆地。预 测石油资源量为276亿吨，天然气资源量为3万亿立方米。

我国海上油气勘探开发持续发力，通过创新成盆成凹机制、油气成藏模式认识， 在渤海海域、珠江口盆地深水海域相继获得亿吨级大型油田，累计探明石油地质储 量超3亿吨，不断开辟深水、深层、隐蔽油气藏、盆缘凹陷等勘探新领域。2023 年，海洋原油产量突破6200万吨，同比增产超370万吨，占全国原油增量比例 达到87%左右，支撑海洋强国建设能力进一步增强。 中国海油持续加大增储上产力度，目前已建成渤海 3000 万吨级、南海东部 2000 万吨级两个大型油气生产基地，海洋石油增产量连续4年占全国原油总增量 的55%以上，成为我国能源上产的关键增量。

2.3 LNG贸易量持续增长，LNG接收站建设正如火如荼

国际燃气联盟（IGU）发布的《2023世界LNG报告》显示，2022年，全球 液化天然气贸易量达到401.5MT的新纪录，同比增加25.4MT，年增长率为6.8%， 高于2021年的4.5%。 具体来看，全球液化天然气贸易流量继续以亚太内贸易（97.9 百万吨）为主 导，主要受澳大利亚对日本（31.2百万吨）、韩国(11.6百万吨）和中国台湾（7.6 百万吨），以及马来西亚对日本（11.8百万吨）出口增长的推动。与往年一样，亚 太地区剩余的大部分供应都流向了亚洲（37.8百万吨）。

2022年，仅澳大利亚对 中国的出口就达22.8百万吨。值得注意的是，亚太地区向欧洲运送了0.2百万吨 液化天然气，其路线包括从澳大利亚运往荷兰、从印度尼西亚运往法国，以及从印 度尼西亚运往土耳其。尽管距离遥远，运输成本高昂，但有效帮助满足了欧洲对液 化天然气的迫切需求，以抵消俄罗斯管道天然气产量的下降。第二大液化天然气区 域间贸易流量是从北美到欧洲的55.2百万吨，与2021年相比增长了148%，再 次在很大程度上弥补了欧洲对俄罗斯管道天然气量的损失。第三大贸易流是从中 东到亚洲的40.6百万吨，较2021年增加6.7百万吨，其中大部分从卡塔尔出口。 2022 年，非洲优先考虑了欧洲对液化天然气的需求，向欧洲出口了28.6百万吨， 较 2021 年的 23.8 百万吨增加了 4.8 百万吨。相比之下，非洲对亚洲的出口从 2021 年的 11.4 百万吨降至 4.3 百万吨，主要是由于埃及、尼日利亚和安哥拉的 出口减少。

在LNG出口市场方面，2022年，全球LNG出口量排名前5的国家为 澳大利亚、美国、卡塔尔、俄罗斯和马来西亚，五国LNG出口量在全球LNG 总出口量中的占比为75.17%，其中，美国、澳大利亚和卡塔尔出口量均超 过8000万吨，三国的LNG出口量即占到全球LNG总出口量超60%。美国 在页岩革命推动下也迅速成长为重要的LNG出口国，2022年LNG出口量 为8050万吨，同比增长15%，在全球LNG总出口量中的占比为20.05%。

在LNG进口市场方面，2022年，全球LNG进口量排名前5的国家分别为日 本、中国、韩国、法国和西班牙，五国LNG进口量在全球LNG总进口量中的占 比为57.56%。近年来，中国和日本交替成为全球最大LNG进口国。随着经济增 长及双碳双控措施的推进，中国成为全球增长最快的LNG市场，2021年首次超 过日本成为全球最大LNG进口国。2022年，由于我国国内需求放缓和国际气价异常走高，我国能源企业积极调整进口策略，进一步加大国内自产气增储上产力度， LNG进口规模有所回落，再次成为第二大LNG进口国。

根据BP在《2023年世界能源展望》报告中预测，液化天然气贸易在短期内 强劲增长，2030年后新兴市场在经济增长和工业化过程中对液化天然气的需求持 续增加。在LNG贸易量的持续增长态势下，未来LNG相关的基础设施或将保持 较大活跃度。

国内LNG接收站项目建设仍然如火如荼。根据高芸在《2023年中国天然气 发展述评及2024年展望》提到，2023年中国全年新核准LNG接收站建设项目3 个，包括2个新开工项目和1个扩建项目，总产能为1250万吨/年；完工投产项目4个，总产能为1400万吨/年。此外，福建漳州LNG接收站（300×104万吨 /年）、潮州华瀛 LNG 接收站（600 万吨/年）等建设工程也已基本完工，即将投 产。目前还有20余个新建LNG接收站项目和10余个扩建工程正在紧张地建设 之中，全部完工后，LNG总产能将增加约13000万吨/年，超过目前在役接收站 的产能（约12500万吨/年）。

2.4 海油工程禀赋优异，市场开发创历史新高

海油工程坚定贯彻国家“一带一路”发展战略与国内国际双循环发展理念，主 动融入全球市场竞争，推进海外本地化实体化发展。2023年公司市场开发获里程 碑式突破，一是全年市场承揽额达到339.86亿元,其中海外市场承揽额141.76亿 元，双双创历史新高；二是中标卡塔尔ISND5-2等一批重点海外总承包项目，实 现从国际工程分包商到总承包商的有效突破，市场开发有效保证战略目标落地。截 止2023年末在手未完成订单约396亿元，为未来工作量提供有力支撑。 通过对比分析海油工程国内新签订单、营业收入和中海油资本开支之间的关 系可以发现，海油工程经营业绩和中海油资本开支存在着较为明显的正相关。2023 年，海油工程与控股股东中国海洋石油集团有限公司及其附属公司实际发生约299 亿元，占当年预计额度的76%，说明当前海油工程对中海油依赖度较高，但随着 海油工程不断拓展海外客户，未来有望实现客户和收入来源的多元化发展。

境内油气业务：在中国海油稳步推进增储上产七年行动计划背景下，境内油气 市场稳健发展，形势良好。2023年新签主要项目包括文昌9-7油田开发项目、乌 石17-2油田开发项目、惠州26-6油田开发项目、西江30-2油田西江30-1区油 田开发项目、蓬莱19-3 油田5/10区开发项目、文昌19-1油田二期开发项目等。 境外业务：公司始终保持战略定力，紧抓海外市场机遇，持续加强海外市场开 发力度，推动境外业务高质量发展。主要承揽项目有卡塔尔NOC公司Ruya EPCI 09 项目、卡塔尔国家能源公司ISND 5-2期油田开发项目、沙特阿美LTA CRPO 122 项目等，这标志着公司EPCI总包能力得到了中东地区业主认可与信任，推动 公司在海外战略落实和推进中迈出了更加坚实的一步。 新能源业务：公司主动顺应国际绿色低碳发展趋势，积极践行国家“双碳”战 略，持续拓展新能源业务。2023年新签清洁能源业务项目主要有浙江LNG三期 项目接收站工程项目、绥中-锦州油田群岸电应用工程等。

3 盈利预测

1）海洋工程总承包项目：公司是亚太地区规模最大、实力最强的海洋油气工 程总承包之一。2023年海洋工程总承包项目收入占总营收比重接近62.63%，同 时公司和中海油业务关联度较高，2023年提供劳务关联交易占比为63.06%。考 虑到中海油未来几年会保持一定的资本开支来达到增储上产目标，因此海油工程 该部分营业收入也会保持一定的增速。我们预计2024-2026年海洋工程总承包项 目营收为213.77、237.29、263.39 亿元。

2）非海洋工程项目：非海洋工程行业收入主要来自于唐山、天津、龙口、漳 州、珠海、中国香港、加拿大等LNG储罐和接收站项目的建造收入，2023年由 于该业务项目工作量较上年下降，收入规模有所减少，但随着2024年在手项目的 持续交付及新项目的拓展，收入有望实现增长。我们预计2024-2026年非海洋工 程项目营收84.55、87.93、92.33亿元。 3）海洋工程非总承包项目：该部分业务实际和海洋工程总承包业务比较类似， 只是公司可能只参与整个项目的某个环节，主要包含海上安装及海管铺设收入、维 修收入、陆地建造收入和设计收入等环节，随着公司业务的不断拓展，未来有望为 营收贡献一定增长。我们预计 2024-2026 年海洋工程非总承包项目营收 37.63、 43.65、51.07 亿元。

毛利率情况：公司2022-2023 年整体毛利率为8.99%和10.75%，2023 年 毛利率提升1.76pct，主要得益于公司持续加强项目全周期管理，使得项目盈利能 力有所提升。分地区看，2023年境内项目毛利率同比略有下降，主要是因为低毛 利的海洋工程陆地建造工作量较上年同期上升，2024年该板块业务占比有望下降， 国内整体毛利率有望得到提升；2023 年境外项目毛利率为 16.15%，同比提升 10.57pct，主要系公司持续加强项目管理，境外项目高质量交付的同时带来盈利能 力提升。未来随着国内外项目交付质量的提升以及公司治理水平的改善，毛利率水 平有望维持较高水平，我们预计2024-2026年毛利率分别为11%、11%、12%。

费用率方面，销售费用主要是公司拓展工程业务所产生，由于公司后续需要 积极拓展中海油体系外的新客户，尤其是海外业务，预计整体销售费用率将逐步 提升，2024-2026年分别为0.10%/0.11%/0.12%。通过公司管理治理及组织优 化和人效提升，预计管理费用率呈下降趋势，2024-2026年管理费用率分别为 1.00%/0.95%/0.90%。由于公司各方面技术体系已经趋于完善，后续研发费用 率将维持正常水平，预计2024-2026年分别为4.00%/4.00%/4.00%。假设公司 未来的借款水平保持相对稳定，2024-2026年财务费用率分别为-0.12%/ 0.13%/-0.19%。

我们选取中海油服、石化油服、中曼石油、海油发展、中油工程和杰瑞股份作 为可比公司，可比公司均为A股布局油气服务设备企业，中海油服主营石油及天然气勘探、开发及生产的各个阶段,主要分为钻井服务、油田技术服务、船舶服务、 物探勘察服务四大板块，石化油服主要产品为地球物理、钻井、测录井、井下特种 作业、工程建设，中曼石油产品主要是以钻井工程业务为核心的油气服务公司，海 油发展主营包括工程技术服务、装备设计制造和绿色涂料，中油工程主要服务包括 油气田地面工程、管道与储运工程、炼油与化工工程，杰瑞股份主营以压裂设备为 核心的高端油气装备制造。海油工程主营油气勘探开发领域的EPCI，因此选择这 几家业务近似的企业作为可比公司。可比公司2024年平均PE为18倍，海油工 程PE为16倍，低于可比公司平均PE，具备估值优势；此外随着深水油气等非常 规油气勘探开发成为未来重要发展方向，公司作为中海油控股子公司有望充分受 益，未来业绩有望持续增长。

 

（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。）