2025年海油发展研究报告：海油生产环节景气上行，多元化布局潜力充足

1 海油发展：海上油服综合体，三大板块齐头并进

1.1 海油发展：聚焦油气生产，打造多元化企业

聚焦海陆油气生产领域，致力于发展成为世界一流。中海油能源发展股份有限公司是 中国海洋石油集团有限公司控股的上市公司，聚焦海上、陆上油气生产领域，致力于发展 成为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 的世界一流能源技术服务公司。

1.2 股权结构：中海油直接控股，央企背景雄厚

海油发展背靠中海油，受益于央企技术与资源。公司股权结构稳定，截至 2024 年 6 月 30 日，中国海洋石油集团有限公司持有海油发展 81.65%的股权，控股股东中海油是国资委 直属的特大型国有企业，是中国最大的海上油气生产商。中国海油集团专业服务板块内的 三家公司包括海油工程、中海油服、海油发展，其中，海油发展是中国唯一一家同时提供 能源技术服务和化工产品的多元化大型产业集团。

1.3 公司业务：勘探、开发、生产、炼化全环节覆盖

聚焦油气生产领域，打造多元化企业。海油发展以海洋石油生产技术服务为核心，为 海上油气资源的稳产增产提供技术及装备保障服务，并持续拓展陆上非常规油气田业务， 同时通过物流、销售、配餐等能源物流服务提供全方位综合性生产及销售支持。公司以技 术服务支持生产，以产品带动技术服务，以物流服务连通技术服务与产品销售，形成能源 技术服务、低碳环保与数字化、能源物流服务三大核心业务板块，具备综合性强、风险抵 御能力强的业务竞争优势。

1.4 公司业绩：2018-2023 年归母净利润 CAGR 为 24%

受益油气增储上产，公司业绩保持增长。营收端，2017 年后受益于国际油价重回高位 及增储上产七年行动计划，2017-2024H1 公司服务及产品类工作量价齐涨，近年来海油发 展营收基本保持稳健增长，2024H1 公司营业收入为 216 亿元，同比增长 5%，2017 年-2023 年营业收入 CAGR 约为 13%。利润端，受益于公司规模效应提升和降本增效推进，公司利 润保持较快增长，2024H1 公司实现归母净利润 16 亿元，同比增长 21%，2018 年-2023 年归 母净利润 CAGR 约为 24%。

公司规模效应逐步凸显，费用率持续下降。受益于规模效应的实现，近 3 年公司毛利 率处于上升通道，毛利率从 2021 年的 13.2%上升到 2024H1 的 14.2%。费用端，公司持续推 动降本增效，2017 年至 2024H1，公司期间费用率从 8.4%下降至 5.8%，管理费用率也从 2017 年的 4.33%逐年下降至 2024H1 的 3.31%，销售、研发、财务费用也稳中有降。

公司业务结构相对稳定，能源技术服务毛利率持续提升。公司业务主要分为低碳环保 与数字化、能源技术服务和能源物流服务三大板块，三大板块业务占比相对稳定，其中能 源物流服务业务为公司主要业务，营收占比接近一半，2024H1 公司能源物流服务、能源技 术服务、低碳环保与数字化业务营业收入分别占公司总营业收入的 51%、36%和 16%。盈 利能力端，低碳环保与数字化业务和能源技术服务毛利率较高，分别为 18%和 19%左右， 能源物流板块毛利率为 8%左右。

2 油服行业：油价+能源安全双轮驱动

2.1 供需:主要产油国相继减产，供小于求预计持续

供给端：OPEC+保持减产，其余产油国保持增产，总体供给维持稳定。2023 年 5 月， 以沙特为首的 OPEC 成员国与俄罗斯等非 OPEC 产油国组成的“OPEC+”宣布，从 5 月开 始至年底将自愿削减石油产量，2023 年，OPEC+成员国的原油产量均有所下滑，其中 OPEC 产量为 26.9 百万桶/天，同比下滑 7.4%；俄罗斯产量为 10.8 百万桶/天，同比下滑 2.6%。而 OPEC+联盟在沙特利雅得的第 37 届部长级会议中决定，将目前的石油产量水平 延续至 2025 年底。美国、欧洲、中国的原油产量则保持增长，2023 年美国产量为 12.9 百 万桶/天，同比上升 8.6%；欧洲产量为 3.3 百万桶/天，同比上升 1.2%；中国产量为 4.3 百万 桶/天，同比上升 2.4%。

库存端：主要石油消费国库存均有所下滑。库存方面，截至 2024 年 4 月底，亚太经合 组织国家商业石油库存为 40 亿桶，处于近十年以来低位。美国进入暑期汽油消费旺季，传 统消费旺季的汽油消费大增，原油去库趋势明显，8 月份石油日库存量下降了 7630 万桶， 触及 13 个月以来的新低。

需求端，传统消费国保持不变，新兴国家增长迅猛，总体维持增长。根据 OPEC 最新 月报，2024 年石油需求 104 百万桶/天，比 2023 年的 102.2 百万桶每天提高 180 万桶每天， 石油需求稳步增长。分地区看，2023-2024 年传统消费国保持不变，新兴国家增长迅猛，其 中非洲由 4.5 百万桶/天上升到 4.5 百万桶/天，同比上升 1.8%；拉丁美洲由 6.7 百万桶/天上 升到 6.8 百万桶/天，同比上升 1.6%；中东由 8.6 百万桶/天上升到 8.8 百万桶/天，同比上升 2.4%；美国由 20.4 百万桶/天上升到 20.5 百万桶/天，同比上升 0.5%；经合组织欧洲地区维 持于 13.5 百万桶。

原油供需缺口开始显现，预计未来供小于求局面可能持续。我们认为，2024 年和 2025 年原油供需依旧会维持供于求的格局。历史石油长期处于供大于求的格局，但近几年开始 出现供小于求或者供需基本平衡的格局，根据 EIA 的预测，2024 年全球原油供需会基本持 平，而 2025 年供给会重新小幅超过需求，而如果按照 OPEC 对于全球原油需求的预测，则 2024 和 2025 年依旧会维持供小于求的格局。

2.2 宏观经济：全球经济持续增长，原油需求不断抬升

公共卫生事件后全球经济开始缓慢复苏，带动石油需求量不断增长。石油在全球能源 消费占比排名第三，与宏观经济增速息息相关。经济快速增长，将刺激石油和天然气消费 的增长，反之则将抑制石油和天然气消费的增长。从过去的石油需求数据和全球 GDP 增长率数据中可以发现两者之间存在很好的关联性。2020 年以来，全球正慢慢从公共医疗事件 中恢复过来，全球 GDP 实现正增长，全球经济正在艰难复苏，带动石油需求量逐步增加 GDP 增速和油价增速也具有一定相关性，虽然二者数值上有较大差异，但是在趋势上 具有一致性。在 2007 年前，油价增速相对于 GDP 增速略有滞后，但 2007 年后，油价增速 在趋势上几乎和 GDP 增速完全一致。

2.3 地缘政治全球冲突不断加码，地缘政治持续恶化

油价受供需、宏观经济、地缘政治等多重因素影响，当前处于高位震荡阶段。国际油 价自 2022 年俄乌冲突打响开启了新一轮上行周期，随后在局部冲突延宕、通胀居高不下、 金融环境趋紧、贸易增长疲软等复杂因素背景下，全球经济艰难复苏，国际油价承压宏观 经济和供需博弈呈现宽幅震荡走势。2024 年 10 月 1 日，伊朗向以色列发动大量导弹袭 击，中东局势升温，原油价格开始迅速上涨，从 10 月 1 日的 74.5 美元攀升至 10 月 7 日的 81.1 美元，价格增长 8.9%。当前俄乌战争尚未结束，中东地缘政治风险持续升温，均可能 促使油价上涨。ICE 布油 2024 年 11 月 15 日收盘价为 71.1 美元，较 2024 年 11 月 1 日的 72.9 美元下降 2.6%，较 2024 年 1 月 2 日的 76.0 美元下降 6.6%，而根据 EIA 预测，2024 和 2025 年油价分别为 81.0、76.1 美元/桶，基本保持高位震荡。

2.4 能源安全：原油增产上储需求紧迫，成为国内重要驱动逻辑

我国石油对外依存度持续提高，能源安全重要性愈发凸显。长期以来，由于我国原油 需求量快速增长，而原油产量增长缓慢，导致我国石油对外依存度持续提高，2023 年我国 石油消费量达到 7.6 亿吨的历史峰值，同比增长 7.7%，而原油产量仅有 2 亿吨，对外依存 度攀升至 74%。同时，我国石油进口存在来源相对集中、运输距离远、通道控制能力不足 等问题，约 80%的石油进口经过印度洋、马六甲海峡和南海等关键海域运输，存在潜在供 应风险。面对我国日益增长的石油需求和复杂多变的地缘政治环境，如何在全球油气供需 新格局中保障我国油气供应安全，成为一项极具挑战性的艰巨任务。

“三桶油”2019 年后资本开支和油价相关性减弱，受能源安全驱动资本开支持续提升。 观察历史上的油价和“三桶油”资本性支出可以发现，2019 年之前“三桶油”的资本性支 出与油价走势相符合，但随着 2020 年油价暴跌，“三桶油”的资本性支出却脱离油价稳定 上涨，这主要与增储上产的能源安全策略有关。

国家高度重视能源安全，多部政策成效显著。2016年，中国国内原油产量自 2010年以 后首次降至 2 亿吨以下，全年进口原油 3.8 亿吨，增长 13.8%。国内原油生产企业主动实施“以进顶产”策略，计划性减产普遍，在这种背景下，国家发改委、国家能源局发布了 《石油发展“十三五"规划》，提出了将“加强勘探开发，增加国内资源供给”作为重点任 务，到 2020 年国内石油产量达 2 亿吨。2019 年，在大力提升油气勘探开发力度工作推进会 上，我国首次提出“七年行动计划”，并且在同年 10 月，李克强总理指出应加大国内油气 勘探开发力度，促进增储上产。2020 年，我国面对公共卫生事件等多重挑战，中央政治局 会议提出“六保政策”，在能源安全方面，提出加大能源储备，加速陆地能源的勘探力度 和海上能源的勘探力度等工作指导。2023 年，中央持续进一步推动各种油田设备的开发和 建造，发布了《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案(2023-2025 年)》、《关于推 动未来产业创新发展的实施意见》，推动海油开采和新能源应用。

2.5 需求传导逻辑：油价+能源安全—下游资本开支—油服公司

从历史数据看，“三桶油”资本支出总和滞后于油价半年。由于油价对油气开采企业 的利润具有直接影响，间接影响到公司的资本开支积极性，因此行业整体资本开支和滞后 半年的油价具有高度相关性，以国内“三桶油”为例，其资本开支和油价具有高度相关性， 但随着近年来能源安全的重要性提升，行业资本开支在油价下行影响下依旧持续提升，和 油价出现一定程度的脱钩。

从历史数据看，国内油服公司的国内营业收入与其母公司的资本支出关联性较好。以 中石化和中海油为例，其下属油服企业石化油服和中海油服的国内营收和母公司的资本开 支保持高度相关。

全球上游资本开支与油价关联性更加密切，全球油服三巨头和全球行业资本开支高度 相关。从全球维度看，全球油气行业资本开支与滞后半年的油价保持着良好的关联，而复 盘全球油服三巨头斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯的历史业绩，由于其属性均为跨国企业， 业务遍布全球，因此其营业收入与全球油气行业上游资本开支高度相关。

3 公司营收和中海油生产资本开支高度相关

3.1 能源技术服务：2016-2023 年营收复合增速 13%，产量敏感性较高

能源技术服务以油气生产为主，涵盖上下游各个领域。能源技术服务作为公司的核心 业务，主要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。

国内唯一具备 FPSO 运营能力的公司，是中国海油 FPSO 业务的唯一平台。FPSO 生产 技术服务始终是公司重点发展的业务，自 2020 年后被合并于能源技术服务业务中。公司通 过提供光船服务、提供船舶及配套人员和操作的带船服务和资产代管等多种服务模式，为 石油和天然气生产提供包括 FPSO建造、调试、投产，FPSO技术服务、管理、维护，FPSO 拖航、安装、解拖在内的多项一体化服务，拥有丰富的油田操作管理经验。 FPSO（Floating production storage and offloading），即浮式生产储油卸油装置。 FPSO 集生产处理、储存外输及生活、动力供应于一体，把来自油井的油气水等混合液经 过加工处理成合格的原油或天然气，成品原油储存在货油舱，到一定储量时经过外输系统 输送到穿梭油轮。FPSO 具有抗风浪能力强、适应水深范围广、储/卸油能力大及可以转移、 重复使用等优点，广泛适合于远离海岸的深海、浅海海域及边际油田的开发。

公司运营 FPSO 数量位列亚洲第二、全球第四，在中国近海 FPSO 生产技术服务市场 居主导地位。截至 2023 年，全球累计在役 FPSO 为 216 艘，其中包含 BW Offshore、 MODEC、BumiArmada、SMBO、Bluewater、Teekay offshore 等知名国际公司。公司目前运 营FPSO数量位于亚洲第二，全球第四，拥有处于服役状态的FPSO共7艘，中国近海FPSO 生产技术服务提供商主要包括海油发展和 Bluewater 两家公司，而公司在中国近海 FPSO 生 产技术服务享有绝大部分市场份额，具有市场主导地位。

公司能源技术服务板块营收和中海油产量高度相关。由于公司该板块以生产服务为主， 多数业务和生产环节相关性较强，且下游中海油业务占比超过 60%，因此公司该板块营收 和中海油油气产量保持高度相关性。

3.2 能源物流服务：2016-2023 年营收 CAGR 为 13%，对油价敏感性较高

能源物流服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，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，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。

LNG 运输行业景气上行，公司计划建造 12 艘大型 LNG 运输船。截至 2023 年底，海 油发展共参股运营 10 艘大型 LNG 运输船、拥有 1 艘 3 万立方米 LNG 运输加注船，其船队 涵盖远洋大型 LNG 船、中小型 LNG 船、LNG 燃料港作拖轮等。此外，中国海油还计划建 造 12 艘大型 LNG 运输船（其中已有一艘于今年交付），这是国内建造规模最大、投资最 多的 LNG 船舶建造项目，将进一步提高海油发展在 LNG 运输业务的优势。

能源物流服务营收与天然气进口金额和油价趋势高度一致。通过历史复盘，海油发展 能源物流营收与国际油价和我国天然气进口金额走势基本趋同。原因分两方面，一方面， 在目前跨洋、跨海域的 LNG贸易中，LNG运输已经成为运输主力，我国天然气进口金额直 接决定公司 LNG 运输业务作业量大小。另一方面，公司贸易业务涉及的产品主要为液化石 油气和凝析油等油气副产品，其价格与油价高度相关。

3.3 低碳环保与数字化业务：2016-2023 年营收 CAGR 为 19%

公司为实现未来长期可持续发展，充分利用自身优势，积极投入开发低碳环保与数字 化相关的业务。目前主要包括海上溢油应急服务、安全环保技术服务、工业水处理、人力 资源与培训服务、涂料与海洋工业防护、催化剂、LNG 冷能综合利用及节能与环保检测等。

低碳环保产业集群发展的领先者。公司致力于低碳、绿色、环保业务开发，利用自身 产业优势，推动低碳环保及数字化业务融合发展，助力能源行业绿色智慧发展。公司已成 为国内唯一溢油应急海洋环保服务提供商和中国海油唯一的节能减排监督监测机构，拥有 国家工业水处理工程技术研究中心、中国海油首个固废管理平台、国家涂料工程技术研究 中心、国家海上井控应急救援中心，持有北京绿色交易所 4%股份，积极推进海上风电和光 伏等运维服务能力建设。公司具备集物资供应、油气产品协调销售和生活保障服务于一体 的供应服务能力，拥有物流基地 5 座、码头 4394 延米以及装备制造等多个专业化基地，正 在建设智慧仓储，智慧码头，打造智慧物流。

3.4 公司营收和中海油生产资本开支高度相关，毛利率对产量敏感

公司营收与中海油生产资本性支出高度相关。通过历史复盘，海油发展营业收入与中 海油生产资本性支出关联性较高。这是由于海油发展以海洋油气生产服务为核心。而中海 油生产资本化支出主要用于海上生产作业，且中海油占公司营收比重较高。因此，中海油 生产资本化支出决定海油发展工作量进而影响公司营业收入。

公司毛利率受原油价格和中海油油气产量共同驱动，受前者影响更大。通过历史复盘 看，海油发展毛利率与中海油油气产量走势大致趋同，这是由于中海油油气产量与海油发 展业务作业量高度相关，进而影响公司盈利能力。部分年份如 2022 年海油发展毛利率与中 海油油气产量不相符则是因为国际油价大幅上涨，导致公司商品采购成本大幅增加，进而 拉低公司毛利率。因此，海油发展毛利率主要受中海油油气产量驱动，当油价波动较大时 则需考虑油价因素。

4 增储上产持续推进，中海油生产资本开支不断攀升

4.1 宏观层面：油价波动与能源安全政策交互作用

从历史数据看，中海油生产资本化支出往往滞后于油价半年。油价是影响石油企业扩 产或减产的重要因素的重要因素，因此，中海油生产资本化支出和油价应具有强相关性。 从历史复盘可知，2013-2023 年间，中国海油生产资本化支出与油价走势基本趋同，且如果 采用滚动加权平均计算，可以发现中海油生产资本化支出变化与油价的波动更加契合。

增储上产确保能源安全，中海油生产资本化支出持续加大。通过历史复盘看，2019 年 之前中海油的生产资本性支出与油价走势相符合，但随着 2020 年和 2023 年油价暴跌，中 海油的资本性支出两次与油价脱轨，稳定上涨，这主要与增储上产的能源安全策略有关。

4.2 中观层面：海油开采成本不断降低，“重海油，轻陆油”趋势逐步凸显

海油开采成本不断下降，中海油盈利空间持续增加。近几年随着技术的革新和海油开 采规模的扩大，海油的开采成本在不断下降，中海油的海油桶油的主要成本在不断下降，从 2013 年 45 美元/桶下降到 2023 年的 29 美元/桶，2013-2023 年 CAGR 达-4.4%。根据 Rystad 预测，海油的盈亏平衡点在不断转好。海油开采带来的经济效益愈发明显。

海油储量远大于陆油，“重海油、轻陆油”趋势近年来愈发明显。在全球能源战略布 局中，“重海油，轻陆油”的趋势日益明显，这主要源于海洋油气资源相较于陆地石油在 储量上的巨大潜力与勘探开发技术的不断突破。从全球看，海洋，尤其是深海区域，蕴藏 着丰富的油气资源，将成为全球能源供应的重要增长极。从中国看，仅我国南海便蕴藏着 丰富的油气资源，估算储量占中国油气总储量的三分之一。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 5-7 年左右。

4.3 微观层面：中海油新项目陆续投产，生产性资本开支需求上涨

中海油生产资本化开支通常与中海油油气产能挂钩。观察历史数据可以发现，中海油 生产资本化开支与中海油油气产量走势基本一致。这是因为生产资本化开支往往由油气生 产作业量决定，而油气生产作业量是决定油气产量的关键因素。

中海油新项目陆续投产，生产资本化支出需求上升。2019-2024年间，中海油新项目陆 续投产，每年新增项目分别为 5、10、13、11、7、12 个，计划新增产能分别为 59.3、18.1、 14.8、53.4、48.3、54.8万桶/日。2024年，新项目的投产将增加中海油的生产作业量，同时 叠加已开采油田的常规作业量，预计中海油生产资本开支将不断上升。

5 能源技术板块：FPSO 折旧持续摊薄，毛利率有望不断提升

5.1 FPSO 运营业务：周期性波动较小，盈利能力不断提升

FPSO 运营业务相对 FPSO 制造业务受油价波动影响较小。FPSO 制造业务的业绩表现 取决于 FPSO 的订单量，而 FPSO 订单量与国际油价关联性强，同时其收入通常根据完工百 分比方法确认的合同金额进行确认，因此波动较大。FPSO 运营业务与油气产量关系更为紧 密，而油气产量与油价波动关联性相对较小，同时公司与客户签订的 FPSO 服务协议期限 通常在 10 年以上，保证了行业进入下行周期时仍可保持较高的 FPSO 使用率。以 SBMO 公 司为例，2016-2023 年间，该公司 FPSO 制造业务的平均 EBITDA 为 283.6 百万美元，而 FPSO 运营业务的平均 EBITDA 为 781.8 百万美元，高出 FPSO 制造业务 498.2 百万美元。 此外，FPSO 制造业务的 EBITDA 标准差为 214.6，高出 FPSO 运营业务 91.9。

FPSO 具有寿命长，可重复利用的优势。 FPSO 与固定平台不同，由于其可以移动，一 旦特定地点的碳氢化合物来源稳定下来，FPSO 装置就可以转移到下一个油田。此外，通过 这种方式，所有者/运营商无需在经济性存疑的情况下构建和维护昂贵的平台，通过使用可 重复使用的 FPSO 来保持价值。例如，建于日本 NKK 船厂的 Petrojarl I FPSO 于 1986 年首 次服役于北海英国海域 Oseberge 油田，随后陆续作业于 Lyell 等 14 个油田。

伴随 FPSO 折旧陆续到期与利用率不断提升，公司折旧成本有望不断下降。根据公司 招股说明书与年度报告，截至目前，公司共有 6 艘 FPSO 折旧到期，海洋石油 111、118 以及 123 分别将于 2033 年、2029 年以及 2038 年折旧到期，随着公司 FPSO 船只折旧年限陆 续到期，折旧摊销费用成本有望持续下降。

海油发展 FPSO 运营效率持续提升，折旧成本占比不断下降。随着南海产量的不断提 升，2016-2023 年，海油发展 FPSO 满载测算所需存储天数持续下降，在 2023 年达到 8 天。 在公司 FPSO 利用率的不断提高下，设备折旧摊销成本占比有望不断下降，规模效应逐渐 显现。

5.2 南海：深水区提高 FPSO 使用率，资本开支带动产量快速提高

南海油气前景明朗，中海油加快南海开发速度。中海油主要在渤海、南海西部、南海 东部以及东海开展海上油气勘探和开发。相较于渤海与东海，南海油气勘探开发未来更具 优势。一方面，在我国三大海产区内，南海油气产储量接近总和一半。截至 2023 年，南海 西部与东部合计的储量和产量分别达到 1754.5 百万桶油当量和 59.7 万桶油当量/天，分别占 公司储量和产量的约 26%和约 32%。另一方面，近年来，南海油气产量增速快于渤海。 2018-2023年间，渤海和南海油气产量 CAGR分别为 5%和 10%。此外，根据中海油 2023官 网公告，2024 年中海油将有 10 项境内海上新项目投产，其中南海共占 7 项。

南海普遍为深海作业区， FPSO 为其主要油气开采工作方式。南海东部和南海西部主 要作业水深分别为 100-1500 米和 40-1500 米，以轻质油和中质油为主。由于南海作业水深 普遍为深水海域，故主要采用 FPSO 进行深海油气开采工作。FPSO 与传统的“海上生产平 台+海底管道”的开发方案相比，具有油气生产处理能力强、原油储存规模大、机动性和运 移性好、抗风浪性能力强等优势，故广泛适合于远离海岸的深海、浅海海域及边际油田的 开发，已成为海上油气田开发的主流生产方式。

海油发展 FPSO 运营现主要服务于南海，或将受益于南海深海油气加速开采。公司所 运营的共 7 艘 FPSO 现仅 2 艘作业于渤海区域，其余 5 艘均服役于南海区域，伴随着南海深 海项目的增长，将显著提高 FPSO 作业量，有望带动公司营收和总体毛利率保持增长。此 外，深水区通常远离陆地，对油气平台的生活支持、装备运维、通讯服务、能源物流等方 面要求普遍高于浅水作业区，从而为公司带来更多配套收入。

6 能源物流服务：天然气进口量持续提升，LNG运输需求不断释放

天然气作为全球能源转型中的关键过渡能源，中国推出相关政策提高能源消费占比。 天然气是全球能源转型中的关键过渡能源，短期对传统化石能源有替代效应，是化石能源 转型至可再生能源的关键桥梁，具有高效性、清洁性、安全性等优良性质。中国已经构建 了碳达峰碳中和的“1+N”政策体系，包括《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达 峰碳中和工作的意见》和《2030 年前碳达峰行动方案》等，大力加强天然气基础设施建设， 包括主干输气管道和 LNG 接收站，以提高天然气的供应和消费水平。

我国天然气消费量快速攀升，占能源消费比重不断提高。自 1990 年以来，我国天然气 消费总量不断提升，进入二十一世纪后增长速度不断提升，目前总消费量已接近 3800 亿立 方米，而天然气占能源消费比重也由最早的不足 2%提高到 9%左右，据《中国天然气市场 白皮书》表示，预计到 2030 年，中国的天然气消费量将增加到 5360 亿立方米。

国内天然气生产供不应求，天然气进口量快速增长。由于我国天然气消费整体保持快 速增长态势，而产量严重不足，因此进口天然气量不断攀升，2021—2023 年，中国企业集中签订超过 6300 万吨/年 LNG 中长约，2030 年将达到 1.06 亿吨/年，预计随着国际天然气 供应宽松以及较为平稳的 LNG 价格，我国 LNG 进口量将不断增长。

LNG 占天然气比重不断提升，LNG 海运量占比不断提升。LNG 与管道气的最大区别 在于运营灵活，摆脱了管网的束缚，且零售价格不受监管，市场化程度更高，因此占比逐 步提升，2023 年已到进口量的 60%，同时全球 LNG 海运的贸易量占比不断提高，从 2018 年为 35%提升到 2022 年的 45%，根据国际能源署（IEA）和壳牌（Shell）等机构的预测， 到 2040 年，LNG 海运贸易量可能占整个天然气贸易量的 60%至 70%，对 LNG 运输船的需 求将大幅走高。

天然气和石油具有较强的替代效应，我国 LNG进口量受二者价格共同影响。由于油价 和气价的替代效应较强，单一能源价格和我国 LNG 进口量相关性较弱，而采用油气价差和 油气价比则可以更好的解释我国 LNG 进口量的变化，通过历史复盘可以发现，当油气价差 或者油气价比较高时，气价相对较低，会导致 LNG 进口量的提升。

中海油 LNG 进口量全球第二，海油发展 LNG 运输业务空间较大。中海油是中国最大 的 LNG 进口商，同时也是全球第二大的 LNG 进口商，累计进口 LNG 资源超 3 亿吨，与来 自 26 个国家和地区的 90 家全球供应商签订进口合同和协议 129 项，因此对海油发展 LNG 运输业务有较高的需求。

依托国内 LNG 最大进口商的资源优势，海油发展还自主开发了冷能综合利用技术， 提高 LNG 业务附加值。目前公司已形成一套自由冷能利用技术体系，在多项领域申请专利， 气冷能利用涵盖生产生活多个方面，技术先进且成熟，是我国 LNG 冷能利用行业的领军企 业。

7 海外业务：出海业务弹性较大，海外 FPSO 运营有望破局

海油发展实施出海战略，当前海外业务占比较小，未来弹性较大。海油发展坚持“走 出去”战略，公司的多个业务板块逐步进入海外市场，如工程技术服务、健康安全环保服 务、FPSO 生产技术服务、油田装备运维、后勤支持服务、化学试剂和防腐产品以及相关产 品的销售。2023 年，公司海外营业收入 6.5 亿元，占公司营业收入的 1.3%，由于公司业务 多元化，未来仍有较大空间。

全球海上油气资本支出进入上升通道，海上油服需求不断释放。2024 年全球上游勘探 开发资本支出总量将超 6000 亿美金，较 2023 年相比增加 5.7%，保持稳健增长，而 2024 年 全球上游海上勘探开发资本支出总量较 2023 年相比增加 19%，保持快速增长。国际油公司 在海洋油气勘探开发方面的投资力度上升，为公司提供了更多海外业务机会。

“一带一路”连接全球最大油气富集区，中海油积极响应号召。自 2013 年“一带一路” 政策提出以来，我国政府大力推动“一带一路”倡议的布局与推进。“一带一路”连接了 全球最大的油气资源富集区和全球最具潜力的油气消费市场，油气合作在我国与沿线国家 合作中的重要地位愈发重要。截至2022年底，中国海油海外业务覆盖30多个“一带一路”沿线国家和地区，拥有 19 个油气项目，业务区域涵盖陆地、浅水和深水，2022 年，中国海 油与“一带一路”沿线国家原油贸易量达 6021 万吨，占总贸易量的 73%，身处中海油集团 内的海油发展也深入践行“一带一路”倡议，聚焦重点区域、重点市场、重点客户，逐步 建立了基本覆盖国际油气富集区域、“一带一路”重点区域、中国海油海外重要资产和项 目的区域布局。

关联企业海油工程逐步形成国际 FPSO 总承包能力。近年来，海油工程逐步由分包商 向总包商转变， 23 年公司海外 141 亿的新签订单都是以国际总承包商的角色获得的，实现 了由国际工程分包商向国际工程总承包商的转变。根据巴国油的“2024-2028 年战略计划”， 巴国油计划从 24-28 年启动 14 艘 FPSO，占全球 FPSO 订单的三分之一，公司曾承接 了 3 艘 巴国油 FPSO 项目，并在 22 年通过巴国油 FPSO EPC 总包资格审查，是中国首批通过巴国 油 FPSO 总包资格审查的公司，具备了与 TECHNIP、吉宝、三星等国际一流 FPSO 总包商 同台竞技的资格，后续有望承接 FPSO 总包项目。

海油发展有望通过海油工程 FPSO 总包项目拓展配套服务收入。同为“中海油”系的 海油发展是国内唯一的专业化运营管理 FPSO 的公司，海油工程与其具有深度的合作关系。2016-2023 年，海油工程均为海油发展前五名客户，2023 年对海油工程出售商品/提供劳务 发生额 18.5 亿元，占海油发展营业收入 3.75%，仅次于中海油。而在国际市场上，多家知 名油服企业均同时开展 FPSO 制造与运营业务。例如，MODEC 公司不仅为巴西国家石油公 司在桑托斯盆地前盐区 Búzios 油田建造了 FPSO Almirante Barroso MV32 项目，而且还与其 签订了 21 年的定期租约，负责该 FPSO 的运营和维护。SBM Offshore 根据 2023 年签署的运 营和维护授权协议，将运营其建造的 FPSO Jaguar 十年。因此海油发展有望受益于海油工程 向 FPSO 总包装的转变，享受对应运营维护收入。

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