海油工程是国内唯一海洋油气工程总包，立足于国内海上，业务向海外、深水、总包以及LNG扩展。

　　全球: IHS预计2023年海上资本开支仍保持强劲增长，预计同比+23%，是2011年以来海上资本开支最高增速。随着海上项目盈亏平衡点显著下降，以及深水明显的储量优势，使得深水油气项目已成为全球增储上产的核心领域，国际油气公司上游资本开支重点向深水区域倾斜。国内：中海油2022年实际资本开支接近1000亿元，实际开发占比约56%。2023年规划资本开支持续增长1000-1100亿元，开发环节占比提升到59%，预计2023年开发环节资本支出同比+12%。

　　全球天然气供需区域不匹配是LNG投资增长的长期逻辑。2021~2022年，现货贸易利润拉大，且市场普遍预期2022年后全球LNG市场将出现供需缺口，LNG投资步伐加快。2023年全球LNG项目FID数量有望创新高。

　　订单：国内订单跟随中海油资本开支周期，海外订单跟随LNG投资周期，近年来也有FPSO和海外油气项目。2022年起，公司可独立直接投标巴西国家石油公司投资的工程、采购和建设项目，特别是FPSO。周期特征：公司工作量基本同订单同步，收入波动往往滞后公司订单1-2年，毛利率更为滞后。

　　深水作业能力提升：2021年公司总包的陵水17-2 深水气田工程项目投产，深水工程总承包能力跨越式提升，有更多机会拓展深水市场。装备水平从全球第三梯队跃居第二梯队：与Saipem、Subsea 7等国际同行一样具备3000米深水作业能力，铺管直径最大60英寸、深度可达3000米；公司起重船最大起重量为7500吨，仅次于Saipem。场地拥有明显优势：场地总面积、码头岸线长度与年加工量均远胜Saipem和Subsea 7。目前公司年加工量总计为71.4万吨。人工成本优势: 对比Subsea 7, 公司单位员工成本（31.3万元）远低于Subsea 7（140万元），仅为Subsea 7的22.3%。

　　我们预测22/23/24年归母净利润14.9/18.2/27.3亿，EPS分别0.34/0.41/ 0.62 元。从PB估值来看，海油工程目前1.33倍，低于可比公司平均PB 1.53倍。2023年按照1.53×PB给予海油工程目标价8.0元，首次覆盖给予“增持”评级。风险提示：国际油价大跌致海外油气资本开支下滑的风险；新订单毛利率难以进一步回升的风险；项目执行情况较差致亏损的风险。

　　海油工程是是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，是亚太地区最大的海洋油气工程EPCI(设计、采办、建造、安装)总承包商之一。

　　公司实际控制人为中国海洋石油集团有限公司，以直接及间接的方式控制了公司约55.3%的股份。

　　海油工程主营业务包括海洋工程总承包项目、非海洋工程项目、海洋工程非总承包项目，前两大业务收入在2022上半年分别占总营业收入的61.30%，31.86%。

　　海洋工程总承包项目主要包括为海洋油气资源开发提供设计、陆地制造和海上安装、调试、维修等专业工程和技术服务。2019年、2020年，随着中国油气增储上产“七年行动计划”的持续推进，油气田开发项目进入施工高峰期，海洋工程总承包项目保持平稳增长；2021年，海洋工程陆地建造工作量减少，海洋工程总承包项目收入相应减少至97.52亿元。

　　非海洋工程项目收入主要包括LNG储罐和接收站项目的建造收入、电仪产品等特种设备收入。该业务是公司重要增长极。自2018年以来，非海洋工程项目收入快速增长，从3.23亿元增长到2021年82.06亿元，主要得益于陆上LNG储罐和接收站项目工作量增长。

　　国内渤海和南海的作业毛利率较高，中海油在2022年战略规划中提及勘探策略“稳定渤海、加快南海”，我们预计未来南海作业量有望提升，拉高盈利水平。国外毛利率2021年因为海外 LNG 项目盈利提升而有所恢复，同时2021年前后随着国外亏损项目的收尾，海外业绩有望扭亏为盈。公司从事“工程服务”，主要服务于海上油气勘探开发的“开发”环节。油气勘探开发生产整个产业链中，勘探环节垄断性强，75%的地震采集处理服务由法国地球物理维里达斯公司、挪威石油地质服务公司和西方奇科地球物理公司提供，64%的钻井服务被越洋钻探、瓦拉里斯、海上钻探、诺贝尔钻探和钻石海上钻探公司垄断。开发工程方面全球市场化，工程设计、装备制造、总装等服务采用全球招标。海工承接重大项目能力提升。海油工程运行重大项目数量从2009年的20个下滑至2017年的14个，自2017年起保持逐年增长，至2021年末26个。海油工程运行的重大项目中，LNG项目占重大项目数量比重显著增长，从2018年的11%增长到2022年Q3的32%；同时FPSO项目占比也从2017年的7.7%增长到2022年Q3的16%。重大项目结构呈现出优化的特点，FPSO等技术含量高的项目逐步增加，LNG 接收站及储罐项目保持增长，为公司发展注入活力。

　　核心竞争力变化。海油工程通过“海基一号”、首套深水水下多功能管汇系统等项目实现在深水领域导管架平台制造安装、水下生产装备技术的重要突破，逐渐向深水领域转变核心竞争力。

　　长期资本开支不足叠加能源“去俄化”趋势，解决能源危机成为全球迫在眉睫的大事，油气公司于 2021 年便开始谨慎回补上游资本开支。根据 IHS 预测，2023 年全球上游勘探开发资本或超过 2019 年历史小前高水平，达到 4800 亿美元，同比+11%。

　　结构方面:资本开支或向海上深水、超深水项目倾斜。IHS 预测未来陆上常规项目资本开支增长或出现停滞，主要是陆上非常规与海上项目呈现持续增长。其中海上资本开支从2021 年开始高速增长，根据 IHS 预测 2023 年海上资本开支或达到 1470 亿美金，同比+23%。此外，《中国海洋能源发展报告 2022》报告显示，2022 年全球海洋油气勘探开发投资中深水、超深水投资显著增长。

　　根据Rystad energy，2022年俄乌冲突发生之后，西方制裁导致资金及合作商从俄油气行业大规模外流开始显现，审批活动也急剧下降，2022年预计俄罗斯上游投资降至350亿美金，甚至低于疫情时期，并且可能延续到2025年。主要是几大LNG项目的延迟，西方合伙人的退出，受到技术和资金的限制，项目现在已经推迟了5-6年。

　　2011-2021年深水油气项目已成为全球油气增储上产的核心领域。根据《全球油气勘探开发形势及油公司动态（2022年）》的数据，新发现的101个大型油气田中，深水油气田数量占比67%、储量占比68%。中国工程院院士童晓光指出，全球海域待发现油气资源量超过1200亿吨油当量，其中大部分分布于深水区域。因此近年来，全球新投产油气田陆上数量及产量占比明显下降，深水和超深水区域油气开发活动不断升温。Wood Mackenzie预计2022-2030年深水产量增长60%以上，巴西、圭亚那是主要的增长动力。

　　1）经济性方面由于深水和超深水勘探开发技术、工程技术与装备能力日趋成熟，开发生产成本大幅下降，有相当部分项目完全成本降至40美元/桶以下，推动其开发收益的增长。根据wood Mackenzine统计，当前已实现商业化的299个深水油气项目中，项目总体回报强劲，内部收益率均值为24%，仅不足20%的深水油气开发项目内部收益率低于15%。其中中海油凭借本公司优秀的降本增效能力，自2013年以来桶油成本从45美金/桶降至2020年26.34美金/桶，年均复合降速达7.4%。

　　专注海上油气资源的公司比如中海油、巴西石油和挪威石油公司，在2022年油价均价再攀约100美金/桶时，2022年上半年三家公司ROE分别为21%、27%和51%，均接近或超越2012-2014年自身高油价时期的ROE水平。

　　2）环保性方面受益于相对较好的资源条件，深水油气生产在二氧化碳排放强度指标方面具有显著优势。特别是相对较高的单井油气储产量，意味着深水油气开发过程中相对较低的温室气体排放。从排放强度看，壳牌、雪佛龙、BP、埃尼和伍德赛德等公司深水油气开发排放强度均低于13吨二氧化碳当量/千桶油当量，大幅低于全球平均水平。2.1.5. 油气公司计划：聚焦深水资本开支海上油公司：1） 国内中海油为保证国家能源安全，推动能源储备，我国积极鼓励国内石油公司加大上游勘探开发力度、促进增储上产。中海油作为国内三桶油之一，主导海上油气资源，拥有中国海域95%的总探矿权，为积极响应国家战略导向，公司于2016年起资本支出稳步提升，2021年达到887亿元， 5年CAGR达12.6%，此外为保证油气产量稳步上升，2022年规划900-1000亿元的资本开支，实际资本开支接近1000亿元，其中实际开发占比约56%。2023年规划资本开支持续提升（1000-1100亿元），其中开发环节占比提升到59%，预计2023年开发资本支出同比增加12%。2） 国际海上油公司国际海上油公司资本开支增长均呈高增速。Petrobras（巴西国家石油公司）上游勘探生产资本支出预计2022年达到88亿美金，同比+23%，2023年计划达到133亿美元，同比+51%，此后2024-2025年维持在150-160亿美金。Equinor（挪威国家石油公司）预计2023年整体资本支出提升到100亿美金，同比+18%，2024-2025规划120亿美金资本支出，维持高增速20%。Pemex（墨西哥国家石油公司）规划2022年资本开支同比+49%。

　　除了海上油公司外，国际五大油气公司Shell、XOM、CVX、BP和Total是主要的深水资源储量拥有者，拓展深水油气勘探开发业务成为其核心战略。比如Shell聚焦于深水区和大西洋边缘盆地的勘探，大于70%的上游资本开支投资于深水区块；XOM计划2023-2027年上游投资的70%聚焦于Permian、Guyana、Brazil、LNG方面，其中Guyana、Brazil主要是深水作业。BP于2010年就开始布局巴西深水区，也是墨西哥深水湾最大的投资者，2021-2023年正在运行以及待启动的项目几乎50%是海上项目，50%是LNG项目。此外TOTAL上游聚焦于深水和LNG领域。据Rystad Energy估计，2022—2025年间，埃克森美孚、BP、壳牌、雪伏龙、埃尼、道达尔能源这6家国际大石油公司将花费270亿美元用于常规油气勘探，其中海上勘探支出占95%以上，而深水领域支出占总勘探支出的87%。

　　2.2. 全球LNG投资有望创新高2.2.1. LNG供需矛盾：全球天然气区域不匹配持续

　　近年来天然气作为“双碳”背景下能源转型的最佳过渡能源品，全球各国对其需求整体是呈快速增长趋势，再叠加天然气产地和消费地不匹配问题，导致某些地区的供需缺口越发明显，比如亚太地区。而各洲之间的天然气贸易更多需要通过LNG解决。2011~2021年，全球天然气消费增速2.2%，而LNG贸易增速4.6%。

　　除了亚太地区之外，欧洲地区或也加大对LNG进口的依赖度。从历史来看，欧洲天然气进口的主要来源方式是通过管道气运输，2011-2021年管道运输平均占比进口总量的75%，欧洲严重依赖管道运输方式。而2022年由于俄乌战争引发的一系列蝴蝶效应，比如北溪管道的意外破坏，导致欧洲管道进口俄罗斯的天然气数量大幅下降，因此欧洲需寻找新的天然气来源LNG，弥补缺口。

　　根据IEA的预测，2022~2025年，天然气产量增长区域和需求增长区域不匹配的情况将加剧。需求缺口主要在亚太（需求增长远超供给增长），其次是欧洲（需求和产量下滑）。供给增长则主要来自北美（美国、加拿大）、欧亚大陆（俄罗斯和中亚地区）、以及非洲（埃及、莫桑比克）、中东（伊朗、沙特等）。全球供需增长不匹配的量约156bcm。跨州的天然气贸易，除了小部分从俄罗斯中亚到亚太和欧洲可以通过管道，大部分要通过LNG方式解决。假设其中80%靠LNG贸易，则需要2022-2025年LNG贸易量增速达到5.6%。2.2.2. LNG投资增长持续性：LNG贸易利差丰厚，刺激相关投资2021年下半年开始，销地（日韩市场、英国市场）与北美现货（亨利港）价格差距拉大。短期内TTF价格虽因欧洲超预期的良好天然气库存回建、暖冬等因素大幅下跌，但价格中枢仍高于历史平均中枢水平，危机并未彻底解决。我们预计全球LNG的供给约束要到2025年之后才有望得到一定解决。在利润刺激和对远期供需的良好预期下，LNG投资步伐加快。

　　2.2.3. FID数量：2023年LNG项目FID数量有望创新高2020年受疫情的影响，一些LNG液化出口终端项目被推迟或取消，包括美国、加拿大、卡塔尔和莫桑比克项目。到2021年，尽管需求和价格都明显回升，但是受长协覆盖不足的影响，LNG设施投资还是没有明显上升。2021年只有三个项目获批，包括卡塔尔的北地扩建项目、波罗的海LNG项目和Pluto LNG二号项目。然而波罗的海LNG项目受俄罗斯制裁影响有可能取消。2022自从俄乌战争之后，超过10个LNG进口终端建设计划出台。其中主要是FSRU（浮世天然气储运平台），这种平台的改造时间比较短，通常只需要几个月。

　　预计有总量超过1640亿方（11670万吨）的潜在FID项目将从22年开始陆续推出，包括卡塔尔、莫桑比克、美国、俄罗斯、加拿大等众多LNG项目。其中，美国Calcasieu Pass LNG (T13 – T18)液化厂已于2022年9月份开始投运。

　　整体订单以国内为主。中国海油内部项目大部分由海油工程承接，所以海油工程国内承揽额与中国海油资本开支呈现同步变化趋势，但并不完全同步，易受个别项目落地影响。国内订单：国内订单以传统海上油气田开发项目为主，市场开发重点围绕南海海域展开，2018年起签订的陆丰、流花、恩平等国内海洋工程总包项目均为南海海域项目。同时， 海油工程积极融入国家天然气产供储销体系建设重大战略，沿海陆上LNG终端项目等非海洋工程项目承揽额增长迅速。2017-2021年，除2019年公司签订沙特阿美 Marjan 油田项目工程合同、日挥福陆陆地模块建造合同两份重大海外合同，海外订单占比达48.9%外，国内外订单结构保持稳定，国内订单均占比稳定在90%左右。

　　3.1.2. 业绩：滞后订单1~2年大部分项目从签订合同到正式建造有一定的时间差，所以公司业绩波动往往滞后公司订单1-2年。1）工作量与订单基本同步。回溯历史数据，公司钢材加工量、海上作业船天、导管架和组块的陆上建造、海上安装等与订单基本同步。2）收入滞后订单1-2年，此外国外订单比国内订单高峰滞后一年。前两轮周期，第一轮国内订单高峰2013年，收入高峰2014年；第二轮国内订单高峰2018年，收入高峰2019年。第一轮海外订单高峰2014年，收入高峰2016年；第二轮海外订单高峰2019年，收入高峰2021年。3）毛利率变动更为滞后。上上轮周期中，毛利率见顶的时间比收入见顶的时间还要晚一年，国内是2015年，海外是2017年。

　　深水油气工程能力提升。2013年至今，公司从装备、技术、能力等方面不断提升与突破，于2021.6公司总包的陵水17-2 深水气田工程项目投产，标志着公司初步形成了1500 米级超深水油气田工程能力，深水工程总承包能力跨越式提升。同时意味着将有更多机会拓展深水市场，拓宽发展空间。总包能力不断提升。1）同步运营管理能力提升，2021年同步运营项目 从20-30个快速提高到50个以上，项目数量快速增长，大体量项目增加，总承包能力提升。2022年4月，巴西国家石油公司允许中国海上承包商海油工程在没有外国合作伙伴的情况下直接投标该公司投资的工程、采购和建设项目，竞标其EPC合同，特别是浮式生产、储存和卸载船舶。

　　3.3. 公司硬实力优势持续提升一家油气工程公司成功获得订单的要素包括——装备、场地、技术、成本等竞争力。此部分主要选择国际同行公司Saipem、Subsea 7、Mcdermott进行对比分析。3.3.1. 装备对比近十年来，我国海洋工程技术装备从全球第三梯队跃居第二梯队的领先地位，在深水油气开发技术和装备国产化方面与国外先进水平差距逐渐缩小。截止2022年9月，公司共有19艘船舶，其中大型深水船舶7艘，具备3000米级深水铺管能力、4000吨重型起重能力和3级动力定位能力的深水铺管起重船“海洋石油201”，以及作业水深可达3000米的水下工程船等。具备3000米级水下工作作业能力。对比同行企业，公司装备能力不断提升，位居国际前列水平。比如起重船，海工拥有6艘，最大起重量为7500吨，仅次于Saipem；Saipem拥有8艘，最大起重量为14000吨；Subsea拥有10艘，但最大起重量仅5000吨；Mcdermott 起重船仅5艘，其中最大起重量约4000吨。铺管方面，海工装备也具有跻身国际领先水平。海工铺管直径范围是4-60英寸，Saipem和Mcdermott 最大直径范围也仅60英寸，Subsea铺管直径范围也是4-60英寸。此外，海工同Saipem、Subsea等铺管深度均能达到3000米。

　　船龄结构对比同行subsea 7、Mcdermott，其中海工使用年限20年 以下的船舶数量占比为84%，接近Subsea 7（约88%），优于Mcdermott（62.5%）。因此公司船龄结构较为健康。

　　3.3.2. 场地优势：加工能力优势公司优势在于场地。公司场地总面积为407万平方米，主要拥有青岛120万平米海洋工程制造基地，天津市滨海新区临港工业区建成57.5万平方米海洋工程智能化制造基地，珠海（中海福陆 公司持股51%，Fluor参股49%）207.9万平米海洋工程制造基地，目前珠海1-3期建成投产，达30万吨加工量，4-5期后续陆续展开。根据现有投产情况，公司年加工量总计为71.4万吨，远超Saipem加工能力（目前仅12万吨）。此外码头岸线长度与吃水深度情况也优于Saipem，具有适合大型海洋工程船舶及浮式生产储卸油装置（FPSO）停靠的优质码头资源。场地利用率明显提升。2022前三季度，天津临港的智能制造场地的利用率89%左右,青岛场地利用率达到100%,中海福陆重工（珠海基地）是81%，场地利用率有所提升。

　　3.3.3. 提前交付优势在保障技术和质量达标的要求下，客户对于项目交付期也有一定的要求。根据历史项目实施情况，公司相较于国外同行具有较强的按期交付能力，甚至有些项目提前完工。比如以下项目，公司相较于同行均有提前完工：1） 陵水17-2项目在工期紧张、疫情扰动背景下，实际工期仅为国外同类型项目 2/3，创造了“陵水速度”。2） 巴西石油P70项目，2019年12月,经过18个月的建造,P70在青岛成功交付,比合同约定的建造工期提前90天，比“姊妹船”P67 的建造效率提升四分之一，创造了国际超大型FPSO交付速度新纪录。3） 传统工厂到智能工厂的跨越。根据基地承接的首个工程项目渤中29-6运行，预制作业各环节工效提升10%-20%以上，检验作业提效24%，总装周期缩短约50%。3.3.4. 成本优势公司最大优势在于人工成本，成本结构中人工费用占比较低。对比Subsea 7，2021年公司员工人数约8000人，Subsea 7员工仅约5000人，然而公司单位员工成本（31.3万元/人）远低于Subsea 7（140万元/人），仅为Subsea 7的22.3%。

　　3.3.5. 周期同步：订单上升期，业绩仍在相对底部对比国际同行公司，如Technip、Fluor、Saipem、Subsea 7、Modec、Aker Solution；公司盈利周期与国际同行基本同步，目前订单已进入上升期，业绩仍处相对底部，我们预计2022~2024年公司及国际同行公司均将进入业绩释放期。

　　3.3.6. 每轮周期都是成长机遇每一轮景气周期中，海油工程都有机会实现海外市场突破。本轮景气周期，亚太、中东、非洲、美洲等区域工程招投标有望进一步活跃，有望带来行业情况的进一步改善。前两轮景气周期中，公司均实现了LNG项目和海外油气田总包的突破。本轮周期我们预计公司仍在LNG项目中持续突破，同时在海外深水油气田项目中会有新的突破。2022年起，海油工程可独立直接投标巴西国家石油公司投资的工程、采购和建设项目，特别是浮式生产、储存和卸载船舶。根据Rystad energy，2023年全球FPSO合同数量陡增，数量几乎翻倍，其中巴西及圭亚那项目占比接近50%。

　　此外海外项目毛利率或有明显修复。历史上出现较大损失的海外项目如卡塔尔、沙特、尼日利亚等，都已于2021年先后完工，主要风险敞口收窄，公司表示未来公司盈利稳定性有望增强。

　　假设：1）新签订单假设：根据公告2022年全年新签订单预计为254亿元；2023-2024年，国内新签订单假设收益中海油开发环节资本开支拉动（同比增速为12%），预计2023-2024年国内新签订单为251、282亿元；根据前两轮油价周期，平均海外新签订单比例为27%，近年来公司装备、技术、场地等硬实力的显著提升，提高公司在国际市场的竞争力，因此预测本轮油价周期，海外新签订单占比或提高到30%，预计2023-2024年海外新签订单分别为108、121亿元。综上，2023-2024年新签订单预计分别为359、402亿元。2）营业收入：根据订单完成度来预测收入，按照项目订单平均三年完成期，依2：5：3的完成进度测算，预计2022-2024年营收分别为247、286、351亿元。3）毛利率：2022年前三季度毛利率为9.74%，相较2022年上半年7.85%明显修复，预计全年毛利率约11%。2023/2024年，由于海外亏损项目的收尾，以及油服行业景气度提高，公司深水作业能力大幅跨越或带来一些高毛利率的深水项目订单，毛利率或有修复，假设毛利率2023/2024年达到13%/15%。4）费用和税收：管理、销售、研发费用跟随收入增长，但是增幅慢于收入增幅。假设实际所得税率20%。此外，公司于 2022 年 12 月 31 日将中海福陆纳入合并报表范围，公司按公允价值对所持有的中海福陆 51%股权重新计量，将公允价值与账面价值的差额约 5.17亿元计入当期损益，同时转回有关递延所得税资产约 1.2亿元，对公司净利润影响约 3.97亿元。另外，公司采用资产基础法及收益法两种评估方式对中海福陆股权价值进行资产评估，收益法评估结果略低于资产基础法评估结果，导致合并日负商誉产生，金额约为0.34亿元。因此盈利预测结果：预测22/23/24年归母净利润14.9/18.2/27.3 亿，EPS分别 0.34/0.41/0.62 元。

　　4.2. 估值当前股价对应22/23/24年PE分别20.2/16.5/11倍，PB分别1.31/1.30/1.27倍。可比公司选取中海油服、中油工程、杰瑞股份，从PB估值来看，海油工程目前仅1.33倍，低于可比公司平均PB 1.53倍。2023年按照1.53×PB给予海油工程目标价8.0元，首次覆盖给予“增持”评级。

　　1） 全球经济衰退，国际油价大跌致上游油气公司大幅削减资本开支、上游开发生产等项目停滞或延后，新增订单情况不及预期等风险；

　　2） 受ESG政策转型影响，上游公司在油气开发领域的资本开支保持谨慎性，导致油服行业新签订单价格及毛利率难以进一步回升的风险；3） 实际项目执行过程因地缘政治、自然环境等突发事件影响，导致项目实施进度不及预期、甚至致亏损的风险。