高油价高景气，海上工程龙头加强一带一路建设

海油工程：远东最大海洋油气工程EPCI总承包之一：公司由中海油集团直接控股，定位海上油气田生命周期开发阶段，立足国内海洋油气田市场，同时不断拓展境外业务。1）营收方面：2017-2022年，公司营业收入持续增长，至2022年达到293.58亿元，同比上涨48.31%，创历史新高，主要系中国海油增储上产七年行动计划持续推进。2）利润方面：2022年公司归母净利润达到14.57亿元，同比增长294.11%，主要得益于2022年公司工作量保持增长，并通过良好的项目管控和提质增效措施保障项目高质量按计划运行。 高油价叠加政策驱动，中海油海上油气资本开支增加，公司直接受益：国际原油供需缺口偏紧，预计2023年油价仍然高位运行，推动石油公司提升上游资本开支。中海油积极推进增储上产，海上油气资本开支增长，且向国内倾斜，公司将直接受益。 LNG工程和海上风电双轮驱动，推动公司综合竞争力持续提升：2018-2022年，LNG业务年复合增长率为83.77%，占公司总营收的比值从4.23%增加到18.18%，LNG业务有望成为公司新的增长极。此外，公司积极践行国家“双碳”战略，海上风电业务也加速落地，目前“海油观澜号”主体已完工，公司新能源领域布局迈出重要一步。 一带一路促进海外地区共发展：公司持续践行国家“走出去”的战略，主要通过总承包方式承揽工程合同，为客户提供“交钥匙”工程。业务分布在中国各大海域、俄罗斯、加拿大、巴西、中东等20余个国家和地区。2022年新签多个海外项目，海外业务业绩有望持续兑现。 盈利预测与投资评级：我们预计公司2023-2025年营业收入分别321.7、365.8、419.1亿元，同比+10%、+14%、+15%；归母净利润分别20.3、27.9、37.0亿元，同比+39%、+37%、+33%，对应2023-2025年EPS（摊薄）为0.46、0.63和0.84元/股，按2023年4月27日收盘价对应的PE分别为13.69、9.97和7.51倍。考虑高油价背景下，油服工程行业持续高景气度，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：宏观经济波动风险；国际油价剧烈波动风险；汇率波动风险； 上游资本开支不及预期；油气田开发项目进度不及预期。 1.海油工程：远东最大海洋油气工程EPCI总承包之一 1.1.深耕行业二十余载，中国海洋油气工程EPCI总包龙头之一 公司是国内唯一一家集海洋石油、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于一体的大型工程总承包公司，是亚太地区最大的海洋石油工程EPCI（设计、采办、建造、安装）总承包商之一。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，能够更高效地为客户提供“交钥匙”工程。公司围绕传统海洋油气工程主业，并且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；业务涉足20多个国家和地区，为众多中外海上油气项目业主提供优质产品和服务业务并建立良好稳定战略合作关系。 图1：海油工程：海洋油气工程领导者 中海油集团为公司实际控股股东，以直接或间接方式持股约55%，股权结构集中。 公司的发展历程可以追溯到1982年中国海洋石油总公司成立，2000年公司由中海油旗下5家工程设计制造公司合并设立而成，包括中海石油平台制造公司、中海石油海上工程公司、中海石油工程设计公司、中国海洋石油南海西部公司和中国海洋石油渤海公司。 因此，公司在成立之初便承继了三家主要发起人在相关业务领域积累的技术、人才和专有设备。2002年公司在A股成功上市。截至2022年末，中海油集团直接与间接合计持股比例约55%，是公司实际控股股东。 图2：公司发展历程 图3：公司股权结构（截至2022年末） 公司定位海上油气田生命周期开发阶段，行业领先地位稳固。海上油气田生命周期可以分为勘探、开发、生产三个阶段，中海油服、海油工程、海油发展分工明确，国内市场竞争格局稳定。其中，海油工程负责海上油气田建设，具体包括海上平台建造安装（导管架、上部模块等）、海底管道铺设、浮式生产储油卸油装置FPSO总承包等。公司垄断国内海上油气田建设市场，全球市场上装备、场地优势持续提升。 海油工程主营业务包括海洋工程项目（包括总承包和非总承包）和非海洋工程项目。 海洋工程项目主要包括海上平台（导管架、上部组块等）的设计、采办、建造、安装，海底管道铺设，浮式生产储油卸油装置FPSO项目总承包等；非海洋工程项目主要包括LNG接收站建造、LNG模块化建造项目等。2016-2017年，行业环境严峻，公司总体工作量下降，加之原材料钢价格波动上升、公司在建的项目签订时处于油价低谷期，海洋工程行业毛利率达到最低。2017年，非海洋工程行业由于俄罗斯Yamal项目工作量变更及成本节约，拉动整个非海洋工程行业毛利率的上升，达到45.18%的历史高位。2018年及之后，海洋工程行业毛利率缓慢回升，而非海洋工程行业毛利率迅速下降并基本保持10%以下（2020年除外）。2022年，海洋工程项目、非海洋工程项目的营业收入分别为204.18亿元、89.40亿元，分别占公司总营收的69.55%、30.45%，毛利率分别为11.41%、3.47%。 图4：公司营业收入结构（%） 图5：公司整体毛利率以及两大主营业务毛利率（%） 立足国内海洋油气田市场，同时不断拓展境外业务。公司以渤海与南海业务为根基，为中海油、国家管网集团等提供优质产品，其中中海油常年稳居海油工程第一大客户，双方近年协作关系紧密，2022年营收中超过61%源于中海油；同时，公司积极拓展境外业务，已在北美、中东与亚太三大海外市场构建区域中心平台，为壳牌、康菲、沙特阿美、巴西国油、哈斯基、科麦奇、Technip、MODEC、Aker Solutions、FLUOR等国外客户提供海上油气田工程服务。2018-2022年，公司主要开展国内业务，境外业务的营业收入占比低于30%。 表1：2022年公司前五名客户的营业收入情况（亿元） 图6：公司国内外业务占比（%） 1.2.收入持续回升，业绩大幅回转 公司营业收入持续回升，2022年创历史新高。2017-2022年，公司营业收入持续增长，至2022年达到293.58亿元，同比增长48.31%，创造历史新高水平。这主要是因为随着中国海油增储上产七年行动计划持续推进，国内渤海海域大型项目不断涌现，南海海域深水项目接续，公司订单饱和。 项目管控和提质增效作用显著，公司净利润大幅上升。2022年公司归母净利润达到14.57亿元，同比增长294.11%，这主要得益于2022年公司工作量保持增长，并通过良好的项目管控和提质增效措施保障项目高质量按计划运行，项目整体毛利率水平较上年同期提升，以及通过有成效的费用控制措施降低成本所致。另外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，也是推动净利润增长的重要因素。 图7：公司营业收入及增速（亿元，%） 图8：公司归母净利润及增速（亿元，%） 近些年公司毛利呈现缓慢回升趋势，毛利率趋稳。2018-2022年公司毛利逐年增加，至2022年达到26.39亿元，同比增长26.37%，但仍然远低于2013-2015年。2018-2022年公司整体毛利率持续低位，均不超过13%；2022年毛利率再次小幅下降1.56pct达到8.99%，这主要是受大宗商品涨价影响所致。 图9：公司毛利及毛利率（亿元，%） 疫后公司经营现金流迅速增加，夯实财务基础。2017-2019年，由于公司部分项目未达到项目里程碑点，相应未到收款节点，经营活动现金流入大幅减少，一定程度上阻碍了公司运营发展所需的高强度资本支出。2020-2022年，公司更加注重做好项目现金流跟踪和管理，做好催款收款工作，经营现金流快速好转。2022年公司经营活动现金净流量达到33.13亿元，同比增加9.24%，现金流充足，为公司后续资本支出提供了稳健的资金支持。 公司资产负债结构持续保持稳健且适中。近些年，公司资产负债率缓慢提高，至2022年达到39.77%，处于适中水平。公司资产负债结构持续保持稳健且适中体现了公司稳健的财务状况，也说明公司善于利用债务杠杆提高收益。 图10：公司现金净流量情况（亿元） 图11：公司资产负债率（%） 2.高油价叠加政策驱动，中海油海上油气资本开支增加，公司直 接受益 2.1.国际市场：原油供需趋紧，价格持续高位 2.1.1.供给侧：原油主产国供给弹性下降 全球原油供给结构中，OPEC、美国、俄罗斯原油供应占比60%左右。根据OGJ估算，2022年全球原油产量为46.18亿吨，其中OPEC、美国、俄罗斯持续占据前三位，2022年的产量占比分别为35.66%、12.82%和11.87%，三者原油供应量约占全球原油供应量的60%。因此，OPEC、美国、俄罗斯的原油产量增量很大程度上决定了全球原油产量的增长。 图12：2022年全球原油供给结构（%） 当前俄罗斯原油产量下降有限。2022年4月，俄乌冲突影响显现，俄罗斯原油产量环比下降90万桶/天至910万桶/天。但从2022年5月以来，随着俄罗斯原油出口贸易向印度和中国转移，俄罗斯原油产量逐步回升，截至2023年3月，原油产量已恢复至958万桶/天。 截至2023年3月，俄罗斯石油出口基本持平。2023年3月，俄罗斯石油出口总量为810万桶/天，与冲突前水平持平，其中，原油出口量为500万桶/天，与冲突前水平持平，环比增加10万桶/天，成品油出口量为310万桶/天，与冲突前水平持平，环比增加40万桶/天。 资本开支不足，俄罗斯原油产量已达产能瓶颈。根据国际能源信息署IEA，俄罗斯原油产能已从2021年10月的1042万桶/天下降至2023年3月的1020万桶/天，俄罗斯原油产能已经出现了衰减的问题。2023年3月，俄罗斯计划减产50万桶/天，或造成供给进一步收缩。 图13：俄罗斯原油产量与产能（万桶/天，万桶/天） 图14：俄罗斯石油对各地区出口情况（万桶/天） 截至2022年10月，OPEC+实际增产情况仍未达到计划目标。一方面，沙特、阿联酋等有增产能力的国家维持谨慎增产，另一方面，其他OPEC+国已达生产瓶颈，无力增产。 OPEC+决定在2022年8月产量目标基准上继续减产200万桶/天，减产区间为2022年11月至2023年12月。2023年4月，产油国削减石油总量超160万桶/日，其中俄罗斯、沙特减产幅度最大：自2023年5月起至2023年年底，沙特以及其他OPEC和多个非OPEC成员国自愿削减石油产量，其中：1）俄罗斯：将自愿减产50万桶/日的石油产量。2）沙特：实施自愿减产50万桶/日的计划。3）阿联酋：自愿将石油产量降低14.4万桶/日。4）哈萨克斯坦：将为OPEC+减产贡献7.8万桶/日。5）阿尔及利亚：将削减4.8万桶/日的石油产量。6）科威特：将自愿削减12.8万桶/日的石油产量。7）阿曼：将减少4万桶/日的石油产量。8）伊拉克：将削减21.1万桶/日的石油产量。 本轮减产面临增产能力不足的客观约束。一方面，OPEC+减产负担国能够较好执行减产计划。另一方面，未达产量目标的国家受产能不足影响难以实现大幅增产。因此我们对本轮减产计划执行情况的预期较为乐观。 在OPEC+部分国家产量达到极限、全球原油供给紧张未有效缓解的情况下，仅沙特和阿联酋拥有剩余产能，其维持油价高位的意愿非常强烈，其控制产量托底油价的措施或将有更大成效。 图15：OPEC+目标产量与实际产量（万桶/天） 图16：2023.03IEA对OPEC+剩余产能测算（万桶/天） 根据国际货币基金组织IMF的测算，2020-2022年OPEC+联盟各产油国财政平衡油价在70-90美元/桶，我们认为，当油价暴跌时，OPEC+减产联盟会采取联合减产措施挺价，中长期来看，油价中枢很难持