2024年中海油服研究报告：油技与钻井双驱动，新景气周期再起东山

一、中海油服：具备全球竞争力的国内海洋油服龙头

（一）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。

（二）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。

（三）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。

二、国内业务：中海油增储上产，南海蕴藏大开发机遇

章节导读：本章重点介绍中海油扩产特点及公司国内业务

中海油资本开支：政策端，国家能源安全背景下“七年行动计划”目标明确；周期 看，全球油气行业处在周期上行阶段，国内外共振发展；储量端，中海油油气储量 充沛，储采比领先；成本看，中海油桶油成本下降进一步助推其扩产。因此，中海 油资本开支具有持续性。 公司国内业务：公司作为中海油的控股子公司，主要向中海油提供钻井、服务等业 务，公司的国内营收与中海油的资本开支具有较强的相关性，预计受益于中海油资 本开支上行。结构上看，公司的技术加持助力中海油南海（深海）开发，技术壁垒 或扩张进一步提价空间。

（一）油气勘探开发步伐加快，中海油储量丰富+成本助推

国家能源保供政策维持强持续性，油气勘探开发力度加强。我国近年对外依赖石油 和天然气资源持续高位，迫切需要确保能源安全。根据国家能源局的《2022年能源 工作指导意见》，确保能源安全稳定供应是我国的首要任务，重点是增强国内能源生 产的保障能力。国家发改委、国家能源局在2022年《“十四五”现代能源体系规划》 的发展目标中明确提出到2025年，原油年产量回升并稳定在2亿吨水平，天然气年 产量达2300亿立方米以上。 中海油肩负产量提升的使命，“七年计划”明确提速油气勘探开发。根据2018年提 出的《关于中国海油强化国内勘探开发未来“七年行动计划”》，中海油计划在2025 年前将勘探工作量和探明储量翻倍，并明确制定了国内未来油气产量的目标，以确 保企业长期工程建设工作量稳定提升。当前正处于“七年行动计划”的最后两年， 任务重大紧迫，必须加快油气开发，保障增产和储量上升。

周期上行：油气行业上行周期叠加增储上产目标，中海油资本开支维持增长。全球 油气上游开发投资规模与原油价格走势密切相关。2009 年至 2014 年的高油价期间， 全球油气勘探资本开支稳健扩展至近 4916 亿美元，增长超 1672 亿美元。随着当前 油气行业稳步复苏，上游海洋油气领域将迎来更多新的开发项目，这将有力地推动 油气田服务和油气装备制造企业的营收和利润实现显著增长。同时“七年计划”下 中海油对海洋油气开发的投资意愿强，助力实现更多的增储上产目标。中海油将持 续扩大资本开支，以满足市场需求并在油气行业的上行周期中保持竞争优势。

储量丰富：中海油油气储量充沛，储采比领先。根据2023年报数据，中海油的油气 储量为64亿桶油当量，同比增长9.3%。中海油在储采比方面保持着稳定的水平，大 约维持在10年左右，而中石化、中石油的储量寿命仅维持在大约6年左右。未来可以 预见，我国陆上油气储量增长乏力，而海上油气勘探将加速发展。中海油将在“三 桶油”中处于领先地位，具备更强的可持续发展能力。

产量稳增：充足的储量保证了产量的持续性，产量目标继续稳健上行。根据中海油 财报，中海油 2023 年的实际净产量达到 678 百万桶，实现连续 5 年产量创新高， 但仅占当年储量的 10%，充足的储量保证了后续产量的持续性。2024-2026 年，中 海油的产量目标持续提升，2024 年净产量目标为 700-720 百万桶油当量，其中，中 国约占 69%、海外约占 31%。2025 年和 2026 年中海油净产量目标为 780-800 百 万桶油当量和 810-830 百万桶油当量。

成本助推：中海油桶油成本下降，受油价波动影响程度减弱。中海油的桶油生产成 本从 2013 年的 45.02 美元/桶持续下降至 2022 年的 30.39 美元/桶，除 2015 年和 2016 年受油价暴跌影响以及 2020 年受疫情影响外，中海油凭借显著的成本优势使 得布伦特原油价格与公司桶油成本之间的价差始终保持在 20 美元/桶以上，降低了 对油价波动的敏感性，即使在较低的油价下，也能够实现较高的资本开支。2019 年 国家推行能源安全战略后国内油气资本开支不再完全受单一油价影响，也受国内能 源安全政策的影响，这为中海油服提供了更多的作业机会，并扩大了油田服务公司 的获益边际。

（二）科技助力进军深海，南海海域是中海油增产的重要方向

（1）为什么要开发海油？——陆油潜力有限，海油投资占比提升

陆地资本支出减缓，海洋油气投资蓬勃发展。根据RYSTAD ENERGY的统计与预测， 预计2024年全球海洋油气资本开支将达到2110亿美元，同比增长8%，增速超过陆 地油气资本开支的6.3%，并较2020-2022年平均投资规模提升约42%。陆地油气投 资恢复滞缓的原因可能是主要产油国对长期需求持悲观态度、自身资产负债表修复 需求以及部分陆地产油国资源品质下滑等多种因素的影响。

渤海和南海是中海油重要的油气储量地域。其中渤海的作业区域主要是浅水区，水 深在 30米以内，所开采主要为重油，23 年产量、储量占全部海域比重分别为 32.3%、 29.0%；南海多数油气开采项目属于深海项目，水深最深达 1500 米，所开采的原油 主要以轻质油和中质油，23 年南海东、西部地区合计产量、储量占全部海域比重分 别为 32.1%、25.9%。

（2）为何要进军深海？——储量丰富+技术加持

南海海域能源储量丰富，深海战略加速推动海上油田作业量蓬勃增长。根据 2023 深 海能源大会学术报告，南海油气资源总量就达 460 亿吨油当量，占全国油气资源总 量的 1/3。其中深水区油气资源总量占南海油气总资源的 70%。由于总体勘探程度 相对较低，海洋油气资源开发特别是深水油气资源开发将是我国长期、大幅增产的 重要方向。 南海获亿吨级油田发现，深水勘探前景广阔助力中海油长期发展。根据中海油官网， 2024 年 3 月，中海油宣布在南海深水深层获得开平南亿吨级油田发现。开平南油田 位于南海东部海域平均水深约 500 米。主要含油层系为古近系珠海组、恩平组和文 昌组，油品性质为轻质原油。发现井 KP18-1-1d 共钻遇油气层 100.6 米，完钻井深3462 米。经测试，该井平均日产原油约 7680 桶，天然气约 0.52 百万立方英尺。 通过持续勘探，实现开平南油田探明地质储量 1.02 亿吨油当量，中海油增储上产有 望再上台阶。

技术进步和作业模式变革，驱动深海开发成本下行。根据2022年RYSTAD ENERGY 报告，预计 2030 年深海石油的盈亏线为每桶 31 美元，仅次于中东陆地石油，并优 于北美致密油等传统优质陆地供给来源，深海油气表现出较强的经济性。动态来看， 深海石油是盈亏线改善幅度较大的细分行业之一。2019-2022 年，深海油气盈亏平 衡线下降了 16.3%（大约降低了 7 美元），而绝大部分油气供给的盈亏线降幅在 10-15% 之间，进一步改善了其开发经济性。

（3）如何进军深海？——中海油服提供技术支持，协助中海油南海开发

中海油2022年上市募资，加速南海油气田区块开发。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中海油服营收增长受益显著。

中海油服破解南海难题，协同中海油进行南海开发。南海地区作为三大地质板块交 汇区，面临复杂断块、高温高压和深水等三大世界级难题的海洋油气开发领域，其 中高温高压钻井液技术被称为解决深水高难度钻井问题的技术。中海油服为了中海 油南海油气田的开发目标成功研发出适用于陵水17-2大气田深水开发项目的钻井液 技术体系，能够在极端环境下维护井下作业安全，实现深海油气资源的开发。 购买钻井平台改善产品质量，增加中深水业务竞争力。2023 年 9 月 18 日，公司 全资子公司中海油服租赁（天津）及中海油田服务（海南）与大船海工共签署四个 自升式钻井平台买卖合同，对应购买四座 JU2000E 自升式钻井平台，合同总金额为人民币 32.5 亿元（不含税）。中海油服进一步改善大型装备质量，替补老龄平台 逐步转型和退出缺口，提升整体市场竞争力。此次交易是公司优化船队结构，提升 高端自升式、中深水业务竞争力的资本投资的一部分。

中海油服自主研发技术打破国外封锁，多领域市场份额位居全球前列。2016年，中 海油服自主研发出LWD+MWD技术；2018年研发出完全自主知识产权的旋转导向 （RSS）技术，打破国外高端油服公司封锁。公司在多领域市场份额位居全球前四， 据公司官网，公司固井市场规模排名全球第三，电缆测井市场规模位居全球第四， 定向井+无线随钻测井仪（MWD）市场规模位居全球第四。

（三）中海油资本支出预期高，激发中海油服业绩潜力

中海油近年营收利润双高，是资本开支不断增加的资金基础。根据中海油的年报披 露，除了受到 2020 年疫情的影响外，中海油的业绩自 2016 年的低谷开始持续上涨。 在 2016 年至 2022 年的时间段中，中海油的营收从 1465 亿元增长至 4222 亿元， 年复合增长率（CAGR）约为 19%；同时，营业利润率从-1.65%连续增长至 45.07%。 尤其值得一提的是，2022 年的营收增长表现出色，较 2021 年增长了 72%。

近年中海油资本支出计划完成率超过100%，投入预算持续增加。根据中海油推介材 料，从2018年到2023年，中海油的资本支出（CAPEX）连续5年保持增长，年复合 增长率（CAGR）约为15%。具体而言，2023年中海油的资本开支达到了1296亿元，资本开支继续保持加速增长的势头。中海油计划在2024年持续增加投入预算，将 CAPEX目标区间定为1250-1350亿元。 结构性看，开发支出占比最高且增速上行。根据中海油的计划，预2024年将加大在 开发环节的资金投入比例，同时稳定生产环节的支出比例，并逐步减少勘探环节的 开支比例。预计2024年，中海油计划增加石油和天然气开发的支出比例，使其占比 提高4pct达到63%，逐步恢复开发环节的投资比重。与此同时，勘探环节的占比将 下降2pct至16%，而生产及其他环节的比例将下降4pct至19%。

中海油服的关联收入与中海油资本开支具有较好相关性。根据公司财报，中海油服 的关联收入基本来自于中海油，并与中海油资本开支强相关：16-23 年中海油服关 联收入占中海油资本开支的比重较为稳定，平均为 28%。

钻井服务日费修复慢于全体平均，存在较大的提价空间。根据 Rystad 数据，全球浮 式钻机日费由 2019 年的 20.1 万美元/日增长至 2023 年的 38.9 万美元/日，增长率 93.2%；全球自升式钻机由 2019 年的 7.7 万美元/日增长至 2023 年的 11.6 万美元/ 日，增长率 50.0%，对比全球钻机日费修复情况，中海油服有明显滞后。2023 年中 海油服半潜式及自升式钻机日费分别为 13.3 万美元/日和 7.4 万美元/日，相比 2019 年水平还未回升，存在较大的提价空间。

三、海外业务：供需缺口拉大，长期复苏可持续

章节导读：本章重点介绍海外钻井行业及公司海外布局

行业情况：需求侧，石油供给大头陆油减产，海油增产周期长而可持续，海油尤其 是深海地区资本开支持续走扩，进而带动海上浮式、自升式钻机需求高增；供给侧， 钻机行业经历了十年的下行周期，供给侧充分收缩，而其上游船厂订单饱和进一步 加剧了短期可用钻机的库存不足和供给困难；供需平衡点右移，全球钻机的上租率、 日费上升。 公司海外业务：收入柔性，公司的海外钻井业务收入随日费、上租赁而呈变化；成 本刚性，钻机业务成本主要为折旧、薪酬等固定成本，总成本与可用钻机数量有关； 盈利弹性，根据我们测算，若公司海外半潜式、浮式钻井日费达到全球平均水平， 公司钻井业务的综合毛利率有望由9%增长到23%。

（一）复苏道中，钻机需求迎来显著改善

（1）下游总需求：陆油收缩而海油增产，深海资本开支表现亮眼

全球油气行业维持景气高位，油价持稳，资本开支稳增。根据EIA、Rystad Energy 数据，预计24年布伦特原油价格维持在90美元/桶以上，全球石油供给侧仍持续偏紧， 支撑全球油气勘探开发资本支出维持高位，预计2024年全球油气勘探开发支出为 5920亿美元，同比+5.5%。 陆油作为供给侧支柱持续减产，海油增产周期长而可持续。根据OPEC数据，北美、 俄罗斯、中东等主要陆油国家合计占据总供给的50%以上，陆油是供给侧支柱，而 预计23-25年主要陆油国家将持续减产，除了资源禀赋之外，中东局势恶化、沙特阿

美减产等政治因素亦加剧了供需缺口；陆油减产使得海油供给侧具有弹性，预计 23-25年欧洲、拉丁美洲、北美墨西哥湾等海油地区将持续扩产。根据Rystad数据， 全球海油项目数量预计由20年的70个持续增长至28年达到118个，海油扩产周期长 而可持续；而陆油扩产项目波动大、不确定性较强。

深海资本开支保持较快增速，巴西、挪威、墨西哥最为活跃。根据Rystad Energy， 深水领域预计2024年同比增长约12%，主要由巴西、挪威和墨西哥推动；海上大陆 架投资预计同比增长9%，主要由阿联酋、中国推动；页岩油/致密油同比下降，主要 系开采活动减少、价格下降所致。

（2）钻井总需求：需求持续性强，中枢抬升

浮式钻井需求修复速度慢，但持续性强，总需求预计于27-28年达到峰值。根据 Rystad Energy，浮式钻井平台的需求预计将在2024年、2025年增长至126、143个 钻机年，未来将持续保持增长，并预计在2027-2028年达到峰值，总需求为155个钻 机年。从区域看，巴西、墨西哥、西非地区增长较快。 自升式钻井复苏势头足，中枢提升，总需求预计于24年达到顶峰。根据Rystad Energy， 自升式钻井平台的需求预计将在2024年达到峰值，总需求增长至373个钻机年。从 区域看，中东、中国大陆、印度和墨西哥地区占据主导，其中中东地区市场份额占 据40%；24年1月，受政治因素影响，沙特停止扩大石油产能，对未来自升式钻井的 短期需求产生扰动，但海油扩产趋势仍带动需求中枢提升。

（二）供给收缩，塑造景气的长持续性

1. 长期：钻井供给收缩，上游船厂订单饱和补充困难

经过长期供给收缩，Transocean有效供给较2014年高点回落近55%。根据 Transocean的披露，以BE型号的浮式钻井平台为例， 2022年全球该型号平台供给 仅为192台，相较于2014年的上轮周期高点减少了共153台。在剔除不经济的钻机后， 2022年的BE型号钻井平台有效供给仅剩156台，仅为上轮周期最高点的45%。全球 油气开发的长周期下行，使得钻机行业的供给收缩较为充分，冗余产能通过报废、 冷停等形式逐步退出市场。

2014年以来，海上钻井经历持续的供给侧收缩。根据前NOV公司和S&P Global的数 据，伴随着油价周期波动，2015-2022年，海上钻机每年平均净减少29台，2023前 十月份海上钻机总数622台，距2015年已累计减少203台。

本轮船厂订单饱满，未来新钻机补充困难。总体来看，当前行业的待交付订单量并 没有显著增加，总运力占比自2023年以来维持在4%的水平，目前的订单存量总体较 大并不是源于新接订单不断增加，而更多是由之前的在制订单逐步完成交付所致。 除其他海工订单之外的各项目订单占比均呈现下降态势，这表明行业的整体产能已 经非常饱和。针对钻井平台细分领域来看，订单实际下降的速度明显快于船队艘数 的下降幅度，新钻井平台的补充日益困难，供给端的压力加大，未来新钻机补充面 临挑战。

2．短期：库存不足，可用钻井数量达近十年新低

钻井供应商的库存可以近似为不活跃钻机的数量。在钻井平台总供给大于总需求时， 未能出租的钻井平台被列为不活跃钻机，租赁商根据市场情况会选择不同的不活跃 钻机处理方式：在市场景气尚佳，只是因短期摩擦导致的不活跃钻机，租赁商通常 会选择热停方式以备及时响应租约；冷停适用于处理因行业需求萎缩和周期下行， 所导致的不活跃钻机，以减少公司的平台运营成本。退役则是直接报废处理掉不再 经济，或者功能落后不再适租的钻井平台。

全球不活跃钻机平台持续减少，已达十年最低水平，库存供给消化较为充分。受2014 年上轮周期高油价影响，钻井平台存量远大于需求。根据NOV公司官网和S&P Global披露的海上钻机总数，2014-2020年的不活跃钻机年均占比高达32%，钻机上 租率持续维持低位。2021年以来库存供给调整成效逐渐体现，钻机上租率逐步攀升。 截至2023年11月，钻井平台总供给恢复正增长达690台，同期上租率达到88%。

3. 日费：供给紧缺，驱动上租率和日费提升

钻井平台日费率与上租赁持续提升，并达到周期高点。根据Rystad Energy数据， 2023年的浮式钻机上租率和平均日费修复到了73%和39万美元/天，相比于2020年 分别提升了12pct和18.3万美元，恢复到了近似14-15年的状态。自升式钻机方面， 2023年上租率和平均日费达到81%和12.2万美元/天，相比2020年分别提升了10pct 和5.2万美元，已经修复到了14-15年的水平，接近2014年的历史峰值。

钻井平台日费和上租率的关系并非线性，上租率为75%-90%时日费增长更为陡峭。 根据Transocean的统计和测算，钻井平台日费和上租率的关系为非线性正相关，浮 式钻井平台上租率从75%提升至85%时，日费的边际增长率最高。根据Rystad统计， 2023年海上浮式钻井平台的上租率为73%，2024年浮式钻机的预测全年上租率为 74%，上租率已达日费高增长临界点，有望在近期释放。

产品结构看，超深水钻井日费表现更为亮眼。浮式钻井中超深水钻井（UDW）价格 分位数最高，根据Rystad Energy，24Q1超深水浮式钻井日费为466千美元/日，价 格分位数（2010年至今）为67%；自升式钻井中高级（Premium）钻井价格分位数 最高，24Q1钻井日费为132千美元/日，价格分位数为68%。

4. 签单：浮动钻井提前锁单情况频发

签约提前期、持续时间前瞻钻机景气度。可以通过合同提前期（从合同签订到钻井 平台开始执行合同工作之间的时间间隔）和合同持续时间（合同规定的工作持续时 间）前瞻钻井平台景气度。根据Rystad Energy，24年浮式钻井签单情况位于矩阵第 一象限（如图绿色部分），合同提前早、持续时间越长，反应较高景气度；而自升 式钻井签单情况回归第三象限（如图红色部分），有式微迹象。 浮式钻井平均租期和合同预授予期显著延长。根据Transocean在2023年11月的披露， 浮式钻机平台的平均租期改善明显，钻井船和半潜式的平均租期分别为569和404天， 相比谷底2018年分别提升了455和281天。合同预授予期是指签订合同前提前授予合 同的时长，预授予期越长则代表钻机需求越景气，2023年的钻井船和半潜式的预授 予期分别为319和284天，已接近2014年水平。

5．钻井平台行业高集中度，头部公司受益

中海油服海上钻机数量全球领先。根据Rystad披露，全球拥有钻井平台数量最多的 前六位公司分别为中海油服、Valaris、ADES、Transocean、Shelf Drilling和Noble Drilling。六家公司共计拥有260台海上钻机，占全球钻机总量的39%，其中217台处 于上租状态，上租率达83%。受益于海洋油气资源高开发价值和石油行业整体回暖， 钻井平台的需求有望延续修复趋势，上述公司业绩将继续释放。

（三）短墙春色，中海油服钻井业务前景广阔

1. 股价具有前瞻性，业绩修复较为滞后

股价表现具有前瞻性，Valaris和 Seadril复苏较为明显。21年5月至24年4月，Valaris、 Transocean、中海油服的股价涨幅分别为202%、63%、41%；Seadrill从上市日（22 年10月）至24年4月的股价涨幅涨幅为64%；Valaris和 Seadrill股价表现优异，而中 海油服较为滞后，体现出复苏的时间分化。

业绩修复与日费较为同步，中海油服存在较大修复空间。钻井公司的收入、利润与 日费具有较好的同步性，但不同公司的修复速度有所分化，其中Seadrill、Valaris的 修复速度较快，而Transocean、中海油服的修复速度较慢。对比中海油服和其他公 司的收益率情况，受益于母公司中海油稳定的开发需求，中海油服的平台资产收益 率较为稳定，2023年末资产收益率及净资产收益率均小于平均值。在当前行业整体 复苏趋势下，预期中海油钻井业务仍有较大的修复空间。 我们认为，钻井行业公司业绩修复速度的分化主要与新签合同状态，复苏的分化主 要与各油服企业钻机类型、新签订单比例、新签区域分布有关。

2. 业绩修复进程受资产类型、业务区域、签约时间影响

（1）因素一：钻机资产类型，自升式（浅海）修复快而浮式（深海）弹性高

自升式钻机日费提升早于浮式钻机，修复势头更足。根据Rystad预测，全球自升式 钻机利用率将于2024年到达顶点83%，此后缓慢下行；全球浮式钻机利用率则是在 2027年达到顶点85%。 自升式钻机占比较高的企业修复时间更早，速度更快。从钻机类型看，中海油服、 Valaris钻机资产中自升式钻机数量占比更高，Transocean、Seadrill则是以浮式钻机 为主。从利用率来看，浅海作业的自升式钻机率先修复，中海油服及Valaris平台利 用率回升速度更快，2023年上半年之前利用率缓慢修复，始终维持正向同比； Transocean平台利润率修复进程略有滞后，2023年末利用率同比由负转正开始回升。

中海油服的自升式钻机修复时间较早。从利用率角度看，中海油服自升式钻机利用率自2021年Q1触底回升，到2023年平台可用天使用率达到85.2%，累计增加18.2 个百分点；半潜式钻机钻机利用率自2022年Q1进入回升通道，到2023年平台可用 天使用率达到76.2%，累计增加22.0个百分点。 中海油服半潜式钻机修复速度慢，但日费弹性高。中海油服的修复路径与全球其他 企业类似，呈现先修复自升式设备，后修复半潜式式钻机的趋势。自生式钻机的修 复时间相对较早，已经在业绩端得到体现。根据中海油服财报，2023年中海油服钻 井平台日收入达到8.7万美元/日，同比+11.5%，其中自升式钻井平台平均日收入7.4 万美元/日，相对2020年末累计增长5.7%；半潜式钻井平台平均日收入13.3万美元/ 日，相对2020年末累计降幅28.5%。中海油服自升式钻机近年相对稳定，体现出较 强的定价能力，而半潜式钻机较2020年水平仍有差距，看好新签合同带来的未来日 费修复弹性。

（2）因素二：钻机签约地，北美、西非日费改善幅度较大

中东、巴西上租赁维持高位，合同占比较高者受益。从全球各地区上租率看，中东、 东南亚地区的自升式平台利用率较高，且相对 23 年同期增长也高于其他地区；巴西、 北海（包括挪威）地区的浮式钻井平台利用率较高，相对 23 年同期增长幅度也高于 其他地区。截至 2024 年 2 月，Tranocean、Valaris、Seadrill 在中东和巴西的合同 占比分别为 18%、42%、28%，其中 Seadrill、Valaris 在中东、巴西合同占比较高， 业绩兑现快。

中海油服国际化有序推进，海外订单持续增长。2023年公司持续优化海外市场开拓 和战略布局，充分发挥一体化全产业链优势，截至2023年末，中海油服海外新签合 同额达42亿美元，同比增幅近20%，国际化战略有望打开新的成长空间。在一体化 业务战略的驱动下，公司在海外市场，如墨西哥和东南亚等地区的工作量不断增加。 全球各地区稳扎稳打，市场格局逐步成型。亚太区域公司在钻完井液和固井服务方 面取得突破，在印尼区域签订了过亿美元的高价值合同；东南亚区域物探业务进驻， 利用时间窗实现市场扩容；中东区域七座钻井平台服务全面有序开启，海上技术服 务的资质预审顺利进行，装备带动技术布局策略获得实质性进展；美洲区域公司陆地油田斩一体化服务获得超亿美元合同；欧洲区域自研高端设备进入市场，公司在 欧洲签订了多项大额度、长周期的钻井服务合同；非洲区域装备服务再度亮相，西 非海域驻地一体化服务，赢得国际油公司高度赞誉。

（3）因素三：钻机签约时间，新租约价格优于旧租约

新租约价格高于旧租约，业绩修复滞后经营。钻机公司利润修复滞后经营，根据海 外钻井提供商估算数据，续签钻机合同日租金显著高于上期，Transocean、Valaris、 Seadrill续签合同日费平均涨幅分别为16%、11%、43%，公司合同重签后预计钻 井平台日费均价提升带来盈利改善。 待续签钻机占比越高，业绩改善潜力越大。根据各公司官网，从续签合同占比看， 24 年 Valaris、Tranocean、Seadrill 待续签合同占比分别约为 60%、40%、10%， 其中 Seadrill 将有大量合同于 25 年到期。根据前文所述，在供需紧张背景下，新合 同相比于旧合同有较大的价格提升空间，而 Valaris 短期合同较多，签约频率较高， 能充分受益于新合同价格的提升，释放业绩更快。

新签钻机合同为中海油服基本面修复注入活力。近年公司成功获得了多项新合同， 正处于积极改善的阶段。2022年10月，中海油服公告与中东地区头部国际石油公 司签署了多份钻井平台服务长期合同，合同金额总计约140亿元人民币，接近公司 2022年上半年的营收。随后于2023年，公司与挪威国际石油公司签署钻井固定期 限合同金额总计47亿元，以及与墨西哥签署陆地一体化技术服务合同金额9亿元， 都将为公司业绩带来正面贡献。

3. 毛利率弹性测算：钻机成本偏刚性，日费提升驱动毛利率

（1）收入

国内外钻井日费测算：根据公司财报，公司共有钻井数量60台，按照地区划分，国 内、海外钻井41、19台；按照产品划分，自升式、半潜式钻井数量46、14台，日 费分别为7.4、13.3万美元/天，日历天使用率分别为80.9%、76.2%。同时，根据 公司关联收入情况，可测算出公司钻井业务国内、海外营业收入约79.0、41.7亿元。 钻机数量、日费、使用率、收入可建立如下关系：

钻机数量×日费×日历天使用率×日历天数=营业收入/汇率×调整系数

（2）成本

钻井业务中固定成本占比高，单台钻井成本较为稳定。根据公司财报，公司钻井业 务包括厂房设备折旧（25%）、雇员薪资（22%）、修理及物料消耗（27%）、分 包及经营租赁支出（23%）、经营支出（3%），其中固定成本占比较高。经过我们 测算，公司钻机业务总成本与可用钻机数量相关，公司单台钻机的平均成本约为 1.8 亿元/年。

（3）毛利率

柔性收入+刚性成本使海外钻井业务具有盈利弹性。根据公司财报，结合公司钻井业 务分业务收入、钻井业务关联收入、海内外钻机数量可测算出公司国内外毛利率。 结果表明，公司国内钻机业务几乎不盈利，而海外钻机业务盈利能力较强且波动较 为明显，因而日费提升对公司钻井业务毛利率提升预计将有较为可观的影响。

公司海外钻机业务仍有较大的提价空间。根据Rystad数据，23年全球自升式、浮 式（半潜式为浮式的一种）钻井的日费分别为12.7、32.2万美元，而根据我们测算， 公司海外自升式、半潜式钻井的日费仅为8.2、14.7万美元，仅为全球业务的67%、 49%。类别上轮景气周期（14年），全球自升式、浮式钻井的日费分别为14.2、40.4 万美元，公司钻井的日费分别为12.7、32.2万美元，分别达到全球平均水平的89%、 80%。因此我们合理假设未来公司海外钻井的日费逐渐向全球平均水平靠拢，自升 式、半潜式分别达到全球平均水平的90%、80%，国内业务营收保持不变，钻井数 量及国内外分布不变，并对海外业务盈利弹性进行测算。

结论如表所示，在现有假设下，参考上轮景气周期表现，若公司海外自升式、半潜 式钻井日费达到全球平均水平的 90%、80%，公司钻井业务的综合毛利率有望由 9% 增长到 25%，具有 16pct 的提升潜力。 考虑到回归样本的有限性（图 111/112），假设日历天使用率不随日费提升而提升， 即日历天使用率与 23 年值相同，若公司海外自升式、半潜式钻井日费达到全球平均 水平的 90%、80%，则毛利率的测算值为 21%（原测算值为 25%），毛利率提升 12pct（原测算值为 16pct）。

（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。）