海油工程：软硬件实力稳步提升，由“浅”入“深”

1 海上油气开采流程复杂，竞争格局较为集中

1.1 海上的油气开采流程较多

海上油气开发可以分为勘探、建设等众多环节，中海油出租开采平台，海油工程建造和安装生产平台，同一产业链，分工不同。（1）海上油气开采流程复杂，大致上可以分为勘探、钻井、海上平台建设与安装以及后续开采等环节。海上油气开采流程复杂，但是大体上可以分为以上几个环节：勘探，油气勘探以及设计总包方案等；钻井，即使用不同类型的钻井平台在海底钻井；海上平台建设与安装，是指油气开采平台的建设与安装。（2）海油工程业务集中在海上开采平台的建造和安装，中海油服业务集中在勘探、钻井以及后续开采等环节。在国内，负责完成此类工作的企业基本出自中海油旗下，主要是中海油服和海油工程。由于在从中海油总公司剥离时两家公司的定位就有所不同，中海油服前身为中海油旗下五家从事钻井. 油井服务和石油物探的公司，后来合并吸收了从事海上运输和补给的中海石油南方船舶有限公司和北方船舶有限公司，因此从人员配置、装备、项目经验上来说，都定位于勘探与钻井业务；海油工程则由原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发起设立，其主要业务在于建造和安装各类海上平台，以及进行一些附属设施的建造与安装工作。①国内的海洋油气田开发从中海油总公司的采油区块开始，总公司拥有这些区块的开采权，并委托中海油服进行勘探。②中海油服旗下的勘探船进行地震等勘探作业，发现油气构造后，动用其钻井船与钻井平台打井，如确认具有经济价值的油气流，则中海油服会在这一位置继续依照设计方案打井，打井结束后钻井平台撤离，在海底留下若干个被封堵的井口。③之后，海油工程将其建造的生产平台拖带到井口上方安装完毕，交付给中海油服人员再次钻井，打开先前被封闭的井口，并进行相应的完井固井等作业。生产平台具备生产能力后，由总公司人员接管，进行日常管理和操作，中海油服继续提供这一海域的物资供应、修井、救援等支持服务。

1.2 海上油气开采各环节竞争格局多较为集中

按照业务板块分，海上油气开采可以分为八个业务板块，总市场空间接近1700亿美元，大型油服与设备公司多集中于其中几个业务板块。①海上油气开采按照业务板块分，可以分为钻探管理、钻井设备与服务、细节工程、固定结构建造、浮动结构建造、水下、工程采购安装调试与海洋运输等八个环节，2016年这几个业务板块的市场空间分别为404、440、202、131、153、86、85、192亿美元，总市场空间接近1700亿美元。②大型油服与设备公司多集中于其中几个业务板块，钻井设备与服务、细节工程、浮动结构制造、水下、工程采购与调试以及运输安装等技术门槛较高的环节，市场格局多比较集中。在钻探管理环节市场比较分散，Transocean、Seadrill、ENSCO、Noble、Nabors、Rowan等市占率分别为10.30%、7.90%、6.90%、5.50%、5.50%、4.60%；在钻井设备与服务环节格局比较集中，SLB、HAL、GE/Baker、NOV、Weatherfor、US Steel市占率分别为25.30%、14.40%、12%、6.60%、5.20%、4.70%；在细节工程业务板块格局比较集中，Flour、TechnipFMC、Saipem、Wood Group、Worley Parsons、Aker solutions市占率分别为19.90%、13.10%、12.60%、11.90%、8.80%、6.20%；在固定制造环节，市场竞争格局较为分散，HHI、MDR、Kvaerner、Saipem、DSME、Heerema市占率分别为6.80%、6.20%、5.70%、3.80%、3.40%、3.80%；在浮动结构制造环节，市场竞争格局较为集中，Sembcorp Marine、DSME、SHI、HHI、SBM Offshore市占率分别为21. 5%、16.80%、14.80%、14.10%、10.50%；在水下环节，市场竞争格局较为集中，Technip FMC、Schlumberger/Cameron、Aker Solutions、GE/Bake、DrillQuip市占率分分别为31.80%、29.50%、12.80%、7.20%、5%；工程采购安装调试环节，市场竞争格局较为集中，Technip/FMC、GE/Baker、NKT(NOV)、 Prysmian、Oceaneering市占率分别为23.50%、10.40%、9.90%、8.20%、8.10%；海洋运输与安装环节，市场竞争格局较为集中，Technip/FMC、Saipem、Subsea 7、MDR、Allseas市占率分别为20.80%、16.60%、14.60%、6.80%、5.20%。

2 海油工程所处行业对“软硬件”要求极高

2.1 海上油气生产平台建造与安装流程复杂

浅海多为固定式生产平台，上部组块、导管架与采油管道是三个最重要的组成部分。（1）上部组块、导管架与采油管道是三个重要部件。导管架是支撑固定式平台的钢结构，其主体结构为一个高达上百米的塔型支架，下端插入海床中，上端与上部生产生活设施所在的甲板连接，为整个平台提供牢固的基础。除钢结构外，导管架还包括一些其他的功能性附件，如防腐金属块、滑靴、系泊点等。上部组块是平台主要功能区，通常分为多层甲板。下层甲板安装各类生产设备如井口采油树、井口盘、计量器等，上层甲板主要是人员居住和办公区，中控室、宿舍、仓库等一般配置在这一层，顶层甲板则主要用于安装吊机和直升机降落平台，也兼作吊装货物和人员上下平台的场所。

（2）海上作业费用高，多在陆地上将组块分别建造，之后再运输到海上组装。①由于海上施工需要大量特殊船舶如起重船、潜水支援船等辅助作业，且物料、生活物资、淡水等需要从陆地运来，产生的生活垃圾、废料废水等需要运回陆地处理，因此海上作业费用通常很高，以钻完井作业来看，浅水区平均每天钻井综合作业成本约200~300万元，深水区则高达500万元以上，对比陆地钻完井每天数十万元的费用，代价高昂。总的来说，海洋油田开发的作业成本可达陆地作业成本的6~10倍之多。出于节约成本的考虑，一般需要在陆地上完成尽量多的工作。②另一方面，海上安装施工受到设备和气象的限制，不能简单地将整个生产平台在陆地建造组装完成后整体搬运出海安装，否则会面对巨大的作业风险和设备施工能力限制。在水深100米以上的海域，单个固定式平台包括水下部分的重量可达10000吨以上，目前世界范围内还没有能够对这一规格的平台进行整体起吊的起重船，而滑移下水则会严重损坏已经安装的上部生产设备和管线等。综上，目前在建造浅水区固定式海上油气生产平台时，多将其分为导管架和上部组块，分别建造，拖运至指定海域后，再利用专用设备进行组合安装的方法，进行施工。

海上油气生产平台的安装流程复杂，多需要特种船舶配合完成。

①陆地相关模块建设。在陆地场地，导管架需要完成整体组装，达到功能完备状态，上部组块则需要完成主体结构的施工和大型设备管线的安装。一般来说上部组块出海时不会完成全部建造作业，一方面是由于某些设备在拖运吊装的过程中较易损坏，另一方面也因为我国海域气象状况季节性非常明显，以南海为例，冬季风浪较大，对海上大型施工作业来说风险系数较高，因此南海的建造工程一般选择在10月初下水安装，一些尚未来得及安装的设备只能运输到海上再行安装。

②相关组块装船：大型的组块和导管架则一般采用拖拉滑移装船法。在陆地建造完成后，上部组块和导管架需要分别拖运出海进行安装，为此，需要先将二者装船。小型的组块和导管架可以采用直接吊装的方式，大型的组块和导管架则一般采用拖拉滑移装船法。拖拉滑移装船是指在导管架和组块建造时，就将其放置在滑道上的滑靴上，装运导管架和组块的运输驳船甲板上设置有与场地上滑道相对应的滑道，当二者保持高度一致时，用绞车拉动滑靴上的拖点，带动导管架或组块在滑道上滑移，慢慢移动至驳船上指定位置的过程。

③到达指定位置后完成安装作业：管架体积和重量都较大，除直接吊装入水外，也可采用滑移入水法。在导管架或上部组块被拖运至海上指定位置后，需要完成定位安装作业。导管架体积和重量都较大，除直接吊装入水外，也可采用滑移入水法。该方法需要专门的导管架入水驳船。入水驳船通过对尾部注水使自身倾斜，达到一定角度后(一般6到7度)，卧倒的导管架依靠自身重力和机械牵引，从驳船上滑入水中。在浮力作用下，经注水调整和吊机辅助，导管架自身就可站立起来，之后再由起重船将其移动到设计位置，进行安装。

④上部组件安装。导管架被稳固地固定于海底后，即可进行上部组块安装工作。较小的上部组块可采用与导管架相同的吊装法安装，较大的组块则采用浮托法安装，该方法利用一个事先在两舷安装了防碰撞装置的重型驳船装载组块，该船在绞车和拖轮的帮助下进入导管架下方并调整位置直至组块与导管架连接点对齐，然后对驳船进行注水压载，组块的重量被完全转移到导管架上后，让驳船退出。

⑤剩余组块安装。组块与导管架焊接完成后，平台的主体安装作业即已完成，此后，承包方还需要继续在海上完成剩余的设备安装和调试作业、管线连接作业等。

⑥水下作业：海底管线铺设和水下设备安装。除海上平台的建造与安装之外，海上油气田建设施工还需要完成一系列其他水下工作。在浅水区，工作量不大的任务可以由潜水员在潜水支援船的配合下完成。但是，对于较深的水域，以及一些人力无法完成的工作，就需要特殊的专用工作船，这类工作主要包括海底管线铺设和水下设备安装等。海底管线铺设可采用牵引法、卷筒法或铺管船铺设法，前两种受限制较多，牵引法仅适用于浅近海域，且易发生管道卡死的事故，卷筒法不适用于管径超过400毫米的大型管道铺设，而目前海上油气开发中应用的管道规格越来越大，也限制了这一方法的应用范围。铺管船铺设法的基本原理是：在船只精确定位于管道铺设位置后，已事先连接好的油气管道从船尾的铺管滑道下水，被缓慢放置于海床上的预定位置。这一作业的特征要求船只具备在一定海况下稳定于海面的能力，且其定位能力必须很强。水下设备安装则需要专门的水下吊机、水下作业机器人和定位系统，水下吊机本体设置于水面上，但其作业范围可达水下数百米深处，在定位系统的辅助下，水下吊机可排除洋流波浪等的干扰，将需要安装的设备精确地安放在指定位置，再在人工或水下作业机器人的帮助下完成连接。

深水区多采用浮动式的生产平台，FPSO占据主流。以上讨论的主要是我国眼下最常见的浅水区油气田建设的流程，在深水区，施工作业的状况会变得非常不同。深水区水深在300米以上，一般可达1000米，使用固定式平台从成本上来说非常不划算，因此国际上一般使用浮动式平台开发深水油气田。此类平台没有导管架，其上部组块安装在浮动的基座上，通过锚索与海底系泊点相连接，固定在指定位置上。在这一类平台的建造和安装过程中，需要安装水下锚点并系泊，部分平台的上部组块与下部基座的连接在出海前已完成，需要用半潜船载运出海。另一类主流深海油气开发装备是FPSO，这是一种搭载有油气初步处理装置、可以储藏相当数量油气的巨型船舶，吨位可达30万吨，通过系泊桩与水下采油设施相连接，开采出的原油在FPSO进行初步处理后，可通过油轮或管道进行外输。相比于生产平台，FPSO是一种灵活性强、适用范围广、初期投资小的开发工具，因而得到了广泛的应用，目前全世界的深水油田中，FPSO占据主流。使用FPSO进行开发的海上油气田，最主要的建设工作都与水下设施相关。

2.2 “软硬件”缺一不可

2.2.1 硬件是海洋工程的必须品：船队、建造基地

总的来说，场地、设备、船队等硬件，是海洋油气项目承包商必备的关键资产，也是该行业的硬性门槛。考虑到其投资极其高昂，配置成本可能高达上百亿，硬件上的要求也成为外部企业进入该行业的最大阻力。

一家公司承接海洋工程的能力，直接受到其可调动的船只特别是特种船只数量和质量的制约。①海上工况恶劣对施工船的性能要求高。海洋工程施工环境特殊，其安装作业位于远离陆地的海上，因此需要大量的船只作为运输工具、作业平台甚至直接作为作业工具，在作业中必然要将吊机、铺管设备等与船只相结合，形成各类特种作业船舶。同时，海上作业条件与陆上不同，常年风浪，而在一些对定位要求较高的作业中，要求作业平台本身位置保持相对静止。为此，某些船只专门配备了一套动力定位系统（DP），该系统包括多个推进器和传感器，可以在较恶劣的海况下保证船身稳定。国际上按照系统冗余度和可靠性的大小，将该系统分级为DP-1，DP-2和DP-3级，其中DP-3级系统最为可靠。

②水下作业较多，需要特种船只配合。要想完成一些精细的作业，装备有DP系统的专用船舶是必不可少的。实际项目中，承包商常需要完成一系列的水下施工作业，如导管架水下部分的焊接、防腐金属块的安装与更换、海生物的清理、海底管线与设施的安装等，也需要能够在不存在固定保障基地的前提下进行潜水作业的能力。潜水支援船在其中扮演了举足轻重的角色，此类船舶装备有潜水系统如潜水钟等，船内设置有月池，可将人员和设备从舱内直接下放入水，有效提高了作业效率和安全性。③深水区工况更加恶劣，需要性能更高的船只。在深水区，作业区域远离陆地，风浪大，对作业船只的稳定性、自持力等都提出了很高的要求。且深水区海底水压极大，人工无法作业，高度依赖可在上千米水深作业的遥控机器人（ROV）和可精确吊放水下货物的深水吊机等专用设备，对这些专用设备的性能要求也极高。

国际上，大型海洋油服公司都耗费巨资配备规模巨大的作业船队，以满足自身作业要求。由于高端特种工程船建造标准高，具有建造资格的厂商少，建造周期长，全球范围内此类船舶存量较少，且日程常常排满，难以通过临时建造或租赁解决需求，即使能够租赁，费用也极高。以Subsea7、Technip FMC和Saipem为代表的海洋油服工程公司，针对其业务领域，旗下都有总价数百亿元的数十艘专用于海上施工的工程船舶，其中不少是专为深水作业准备的。深水ROV和定位系统更在这些公司的船舶上大量装备。如果没有足够规模和技术水平的船队，一家承包商很难在海洋油气开发项目中有所作为。

除必备的船只外，建造基地亦非常重要。在陆地建造过程中，由于最终建造的成品工作环境恶劣，且体量巨大，对于其建造过程有很多特殊的要求。例如，施工场地必须位于港口，水深要能够满足重型驳船靠泊需求，且场地上要有足够多的大型吊机，能够一次吊起数百吨重的钢结构件；场地上必须配备多条滑道，用于协助组块和导管架等大型结构装船；承包方必须拥有能够焊接大型管件的设备，并对其进行专门的防腐处理等。如果没有固定的、交通便利、设施齐备的建造场地，承包商就需要面对场地和设备租赁可行性和费用巨大的不确定性，在采购物资、召集人员时，也必然承担额外的成本和风险，这会将承包商至于不利的位置，严重影响其在一定成本限制下完成项目的能力，进而导致业主对其能力的怀疑，使其在获取项目上遭受重重阻力。

2.2.2 软件也是非常重要的因素：项目经验

海上油气生产平台的建造安装对施工单位的设计和施工等软实力要求极高。

（1）海上工况恶劣，设计难度大。海洋油气开发设施在使用环境上与陆地油田设施多有不同，使得从设计到施工上都有很大区别。在设计和施工上的专业性以及大型项目的复杂性，都使得在这一领域经验显得极其重要。

①相对于路上油气，海上油气开采设计难度大。海上从设计上来说，海洋环境下对设施的体积、重量和稳定性较敏感，导致大多数海上设施空间狭小，主体结构和设备尺寸受限，如何在有限地空间内符合标准地安排全部设施，并保证重心稳定，需要大量的经验。海上设施还需考虑台风、飞溅、盐雾腐蚀、冰凌、水压、浪涌等因素，部分设施位于水下，如水下井口盘、海管和海缆等，需要满足特殊的相关设计规范和设计要求。

②更为复杂的是，不同海域的工况区别也很大，例如我国渤海地区海上设施必须考虑冬季海面结冰问题。冰凌在海面上移动时，会对位于海平面高度的钢结构、外部设备等造成非常大的冲击，在损坏这些结构与设备的同时导致平台整体震动；实际使用中还发现冰凌可以爬上高度7米的沉箱顶部，暴露在外的天线、管道、传感器等设备在低温霜冻条件下也会损失性能甚至损伤，因此需要考虑为其配置专门的除冰设备和防冰凌结构。在南海，每年的台风对海上设施威胁巨大，夏季的高温也对设施的运行产生不利影响。

③深水区设施的设计要求更高，在1500米深的水底，水压高达150个大气压，相当于每平方厘米上承受1.5吨的压力。在如此高压下，油气开发成为一项风险很大的工作，一点点的错漏就可能酿成大祸，需要从设计开始就精准地把握成本与质量的平衡。此外，深水区难以应用固定式平台，使用浮动式平台需要面对如何保证自海底向上的上千米原油管道在无刚性支撑条件下的可靠性问题，因此平台系泊方案和管道支撑方案都需要综合考虑洋流、海风等因素影响后才能最终确定，这也需要承包商对这一领域有着深刻的了解。

（2）施工方面，意外因素经常出现，对承包商的管控能力与经验要求极高。在海洋油气开发项目施工方面，对承包商经验的要求也很高。作为一项非常复杂的、包含建造、安装、调试在内的大型工程，其项目管理难度远高于一般陆地项目。

①首先：吨位较大，对熟练度要求高。包括导管架和组块在内的一系列海上结构物体积巨大，在陆地施工时，要考虑不同分部的预制和组装之间的衔接；大型钢结构的制造本身就难度颇高，需要有熟练的技术工人，如焊工、吊车司机等，且海上结构物需要取得船级 许可，这一许可包含了关键工人也必须为特殊持证人员这一要求；组块各层甲板安装前需要完成下一层大型设备的安装工作，这也要求承包商把对各设备分包商的了解与工程进度管理相结合，以尽量节约施工时间。

②其次：设备多，调度协调能力要求高。其次，大型海上油气开发项目常常涉及数十家供应商与施工单位，很多关键元器件来自国外，如何协调来自世界各地的不同厂商，实现在项目进度表约束下的全球采办、全球调度，是一项对承包商管理能力的巨大考验。③其次：状况百出，应对能力要求高。再次，海上设施的运输和安装，包括由陆向海的装船、海上运输、海上安装、水下作业等，都内含巨大的风险，需要承包商能够在气象、人员、设备等发生不在设计方案中的突发情况时，有依据历史经验，及时选择可行解决方案的能力。这就要求承包商在实际作业中面对过各类情况，并有相对应的准备。

④最后：专用设备较多，对团队要求高，海上施工中需要应用到许多专门设备，进行一系列的专业操作，如人员潜水、水下起吊、海上多吊机联合起吊、遥控机器人水下操作等。为此，承包商需要一批高度专业的人员，而这一类人员大多身处现有海上油服公司体系内，难以一次引进整个团队。只有通过承包商自身在完成项目的过程中不断培养，才能得到一个适应自身管理和项目的作业团队。

3 国内外海上油气开采是未来主流

3.1 中国大陆新发现油气田多为低品位资源

国内油气对外依存度高：石油对外依存度接近70%，天然气对外依存度接近40%。我国石油和天然气消费随着能源消费的增长，2017年消费量已达到近6亿吨原油和2373亿方天然气，但油气资源的产量并未跟上消费量，导致我国不得不，大量进口油气资源，能源对外依存度逐年升高。

大陆新发现区块多为低品位油气田。油气资源对外依存度逐年升高，能源需求高速增长的同时油气资源开发进展缓慢，我国油气开采历来以陆上油田为重，而陆上老油田经过多年开采后纷纷进入枯竭期，难以继续维持高产，而新发现待开发的油田多为品相较差的低渗透率油田，开采难度大、产能增长慢，不足以弥补国内油气需求的巨大缺口。中石油近年勘探结果表明，我国陆上剩余油气资源地面地下条件复杂，主要为低品位资源。剩余油气资源60%以上分布在山地、戈壁、沙漠等环境，主要为复杂构造、复杂储层、岩性地层油气藏。剩余石油资源的64%以上埋藏深度大于2000米，剩余天然气资源的72%以上埋藏深度大于3500米，近几年四川盆地、塔里木盆地等井深大多超过5000米，部分接近8000米。剩余油低渗透比例为73%，剩余气低渗透比例为65%，且在新勘探到的油气藏重，低渗透的比例呈逐年上升的趋势。

3.2 国外海上油气开采已经成为主流

海上油气资源是未来主要的石化能源，接近50%的待发现油气资源来自海上，其中多数来自深海。根据美国地质调查局2013年的评估，海洋待发现的石油为548亿吨，天然气为78.5万亿立方米，分别占世界待发现油气资源的47%和46%，其中大部分位于水深1500米的深海海域。二十一世纪全球最大的油气发现几乎全部来自海洋，其中56个位于深水区，12个位于超深水区。2006年后全球油气新发现储量中，深水油气占比超过一半，近5年来，全球重大油气发现中70%来自水深1000米以上的水域。巴西深水、东地中海、东非等海域均取得突破，发现了一大批世界级大型油气田。

深海油气开采一度成为海上油气开采主流。①深水勘探开发的成本高，但产量高。深水单井可控制的储量约为8000万桶油当量，明显大于陆地的1000万桶油当量和浅水的2000万桶油当量，深水油气开发体现出较好的经济性，因而在近年来受到投资者的广泛追捧。②深海油气开采油价高位时一度成为海上油气开采主流。目前，深海油气投资占全球海上总投资额的40%-50%，在全球排名前50的超大型油气项目中，四分之三是深水项目，埃克森美孚等5家国际大石油公司的海洋勘探开发投资占其总投资比例已达60%到85%，其中超过一半是深水勘探开发投资。2016年前，海上油气投资占总投资额的比例逐年增大，直到在油价低迷期因单个项目投资额巨大而暂时地收缩了，这在深水开发项目投资上表现的尤其明显。

4 全球范围内海上油气开采确定性开启复苏之路

4.1 国外海上油气开采已经触底回升

4.1.1 海上油气开采的成本在下降

受益于各个环节的降本增效，海上油气开采的成本较2014-2015年有大幅下滑。①预计2018-2019年海上油气开采的成本是2015年总成本的70%。总体上看，全球范围内2018-2019年各大石油公司与油服公司现金平衡所需要的油价基本在53美元/每桶（布油）左右，与2014-2015年相比成本基本上下降30%-40%左右。②石油开成本的下降受益于各个环节成本的下降。预计2018年勘探环节成本是2015年73.4%；预计2018年钻完井环节成本是2015年的67%；预计2018年总包环节成本是2015年的74%；预计2018年水下设备与服务环节的成本是2015年的67%；预计2018年运维与服务环节的成本是2015年的80%。

4.1.2 海上油气产业链订单开始复苏

海上油气开采领域订单开始明显复苏，考虑订单执行周期，截止到2018H1相关海上油气开采产业链公司营收与毛利率仍然处于底部。①海上油气开采产业链自2017年开始订单开始非常明显的复苏。由前文分析到，海上油气投资占比相比自油价下跌后快速下降，由此得知相比于整个行业的下降幅度，海上油气开采下降幅度更大。自油价开始复苏之后，2017年海上水下采油树的订单数量开始明显复苏，增长接近1倍。

②与整个油服产业链相比，海上油服公司的营收与毛利率的复苏要稍显滞后，我们认为海上产业链的订单执行周期较长是重要原因。国际范围内海上油气产业链上市公司主要包括Saipem、TechnipFMC、Subsea7、Aker Solutions、McDermott、TransOcean、Diamond、Ensco、Oceaneering，陆地和海上业务均有的大型综合型油服公司选取哈里伯顿等三家，营收上，可以发现3家主要的通用型油服公司的营收2017年增速已经开始转正接近20%，而9家海上油气产业链公司的营收在2017年依然是同比负增长10%，但是相比于2016年减幅已经大幅缩窄。从2008年油价下跌后的行业复苏，以及2017年的行业复苏，可以看出海上油气产业链的复苏实际上要滞后，但是从上文水下采油树的订单复苏时间考虑，海上油气产业链复苏时间滞后，海上产业链的订单周期较长是重要原因；毛利率端，可以看出自2008年以来油价持续在高位，相关产业链公司毛利率一直较高，但是自2014年油价大跌以后其订单毛利率并未快速下降，而是自2016年开始才逐步下降，订单的执行周期是重要原因。

4.2 国内海上油气开采复苏已见“端倪”

4.2.1 国内海上油气开采空间大

中国近海油气探明储量低，未来空间大。①中国近海共发育 10 个新生代沉积盆地 , 油气勘探总面积约 70×104km2 。近年来，中国近海勘探工作量总体上投入巨大 , 三维地震和钻井工作量大幅度增加 , 推动了勘探的进程。截至 2016 年底，国内共有197 个油气田储量获国家批准，其中油田 144 个、气田 53 个，探明石油原始地质储量为 52.22×10^8m^3，可采储量为 13.67×10^8m^3，探明天然气原始地质储量为 10695×10^8m^3，可采储量为 6437×10^8m^3；在生产油气田 121 个，2016 年油气产量为 5763×10^4t 油当量，其中，石油产量为 4562×10^4t、天然气产量为120.1×10^8m^3。②近海石油的探明度为28%，天然气的探明度为9%，空间较大。石油资源主要分布在渤海、珠江口、北部湾3个盆地，探明程度分别为30%、38%、22%，天然气资源主要分布在东海、珠江口、琼东南和莺歌海四个盆地，探明程度分别为5%、8%、14%和16%。这一数据表明，我国海洋油气资源还存在很强的开发潜力。

中海油较多“成功评价”油气尚未开采，具有较大空间。上表中，“成功评价”表示中海油对该区块的质量品位和开发效益进行了综合分析，认为其具备开采的经济价值。目前上表中列出的近年被成功评价的区块，截止2018年中，均尚未大规模开发建设，其中获得成功评价的大中型油田经济价值较高，有望成为未来数年内开发的重点。

4.2.2 中海油开采成本在快速下降

受益降本增效，与2013年相比，中海油桶油成本大幅下降。根据中海油2017年公布的数据，中海油2017年桶油成本接近33美元，较2013年45美元的桶油成本大幅下降，主要原因在于通过公司的降本增效，其作业费用由2013年的12.25美元下降到7.93美元，销售与管理费用亦由3.21美元下降到2.2美元。

4.2.3 “不可能三角”下中海油资本开支必然提升，且弹性较大

稳产是石油公司的长期规划目标，但是稳产也是有“代价”的：存在政策选择的“不可能三角”。石油公司实际上是在三个目标之间进行选择：高产、低递减率（足够储采比）和低资本开支，三个目标中石油公司只能挑选两个实现：①低投资成本+低递减率，牺牲高产能。由上文分析，保持低投资成本，储采比过低，只能通过降低产量来保证低递减率。②低递减率+高产量，必须增加资本开支。高保持高产量的同时保证低递减率，必须通过增加资本开支来提高储采比。③低投资成本+高产量，造成较高递减率。

正如我们已发布 告《“不可能三角下”资本开支必然提升》中提到，为保证能源安全“高产”亦成为必选项，三桶油在政策“不可能三角”中必须选择“高产量+低递减率”，提高资本开支。①我国能源安全的问题比较突出，“高产”是必选项。在其生产决策中，高产量是三桶油无法主动放弃的目标。②三桶油只能选择“高产量+低递减率”，提高资本开支。前文分析道由于长期资本开支的欠缺，油田逐步进入衰退期稳产压力大，发改委表示到2020年，石油储采比提高到14-15，由此三桶油必然选择“高产量+低递减率”，提高资本开支。

中海油作为中小型石油公司，其资本开支增加具有较大弹性，预计若油价企稳，中海实际资本开支将大幅提升。①相较于其他“两桶油”，中海油体量小，资本开支波动大。相比于中石化与中石油，中海油规模较小，其现金等相对规模较小，自资本开支相对于中石油、中石油等大型石油公司变化幅度较大，在油价上升期2006年、2013年资本开支分别增加49%、55%，在油价下降期其资本开支亦有较大降幅2015年资本开支下降38%。我们认为2018年中海油计划资本开支相对于2017年实际资本开支有40%-60%增加，符合历史上中海油资本开支变动情况，实际资本开支的增加幅度可期。②若油价企稳，中海油实际资本开支将如期提高。参照中海油历年实际资本开支与计划资本开支完成额对比情况，我们认为油价是影响中海油实际资本开支完成额的重要因素，比如在2017年计划资本开支600-700亿，实际完成490亿，有较大的偏差，其中2017年上半年的油价调整是重要影响因素。若2018年油价企稳，我们认为中海油实际资本开支完成额有望同比提高。

5 海油工程实力提升，有望抓住行业机会

5.1 海油工程将继续以海洋工程业务为主

中国海洋石油总公司控股子公司，亚洲最大的海洋石油工程EPCI总包商之一。2000年，中海油旗下十家专业公司中的海工公司、设计公司、平台制造公司各自剥离出其专业服务相关资产，南海西部公司和渤海公司提供场地、设备、人员等，整合成为海洋石油工程股份有限公司。公司成立伊始，其定位就是为中海油海上油气开发提供系统化的设计、建造与安装服务。公司是国内惟一一家集海洋石油、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。

亚马尔项目后，海油工程将继续以海洋工程业务为主。公司在2014年签订亚马尔项目（101亿元），并且在2015、2016、2017年逐步确认，恰逢油价下跌，故在2015-2017年公司非海洋工程项目营收占比较高。在2017年亚马尔项目确认完毕后，公司业务结构中将继续以海洋工程项目为主。

中海油是海油工程的主要客户。中海油是公司最重要的客户，来自中海油（与中海油服）的营业收入占总营收的比例在2014年达到81%，之后随着油价下降中海油缩减资本开支，其营收占比在2017H1达到历史最低28%。海油工程业务增长主要受益中海油开发环节资本开支提升。海油工程业务主要集中在石油产业链中的开发环节，考虑到中海油与海油工程收入与支付确认的时间差，两年滚动期来自中海油的营业收入占中海油开发资本开支的比例相对比较稳定集中在22%-25%左右。

5.2 海油工程实力提升，由“浅”入“深”

5.2.1 硬件实力提升：深水船队初步构建

在船队与建造基地方面，经历行业寒冬，海油工程实力逐步提升。海油工程作为目前我国最大、实力最强、具备海洋工程设计、制造、安装、调试和维修等能力的大型海洋工程总承包公司，其旗下船队拥有多条国内最先进的海洋工程特种船舶与建造基地，可满足各种复杂条件项目需求。

历经行业寒冬，海油工程已经逐步建立起完整的深水作业船队。

①虽在整理技术和船只数量上与海外龙头具有差距，已经初步具备深水作业船队。2012年以来，海油工程在国家政策和中海油发展方针的指导下，着眼深海，建成了以“海洋石油201”“海洋石油286”“海洋石油289” “海洋石油285”和“海洋石油287”等为代表的深水工程船队，形成了起重船、铺管船、水下工程船、工程辅助船“四位一体”的船舶集群，具备了与国际一流能源工程公司比肩竞争的深水装备能力。海油工程解决了深水船只有和无的问题，可以进行一些国内深水建设。工程辅助船，“海洋石油221”下水驳船最大运载能力超过8万吨，作业水深300米，是目前亚洲最大、世界第二的专业导管架下水船，“海洋石油278”被用于运输钻井平台、浮动船坞、其他船舶等，在海上油气开发尤其是深海油气开发中，“海洋石油278”可将大型钻井平台部署费用降低一半左右，并能依靠自身巨大的载货能力为平台提供持续的长期支持服务；起重船，“海洋石油201”船拥有世界上最先进的DP-3级定位系统，这艘船的下水使得海油工程的管道铺设和维修能力由300米拓展至3000米深水，达到国际先进水平。

②经过多年建造与购买的积累，海油工程拥有了一支实力国内居首的MPV船队。海油工程旗下的MPV船队功能明确，可为海上油气开发项目的各个阶段提供服务。姊妹船“海洋石油285”和“海洋石油287”，原名海洋石油701/702，为海油工程自中海油服处耗资10.6亿元购买，入列后进行了改装，分别改造为中海油第一艘饱和潜水支持船与第一艘深水检测维修船，定位为深水水下生产系统安装和深水水下设施检测与维修；“海洋石油295”则是海油工程投资建设，我国首艘自主设计建造的动力定位挖沟船，该船除海底管线挖沟以外，还支持海底管道应急维修抢修、海底电缆铺设、潜水支持等多项作业，填补了国内该领域的空白。提升我国海上挖沟作业装备能力，其作业效率将比常规浮吊船提升30%至50%，为海底管道安全保驾护航。

建造能力随着新厂区落成，得以提升。公司目前在建的珠海福陆合作场地和天津保税区场地是公司战略的重要一部分。①珠海场地有望成为全球最大的海工装备制造基地之一。珠海福陆场地计划于2019年建成，预计将具备年加工40万吨钢材的产能，该场地设施专为大型模块的工程设计和制造量身打造，旨在制造及发运重量超过5万吨的模块。该场地拥有35000/25000/12000吨级滑道和水下生产设施，可以制造大型深水浮式设施，有望成为全球最大的海工装备制造基地之一。②天津 税区场地是为了替代老旧的塘沽场地而建立。一期工程于2018年3月启动，规划面积57.5万平方米，计划投资39.89亿元。根据公司公告，天津场地将重点发展橇装和水下产品（100米以内）等特种设备制造、特色工程技术服务、弃置拆除、电仪、新能源、LNG、FPSO模块建造及调试、渤海及东亚、北亚8000吨以下海工产品建造等八大产业，以保障国家北方能源基地为目标，同时业务辐射东亚、北亚。

5.2.2 软件实力提升：积累宝贵高难度项目经验

“软实力”同样重要，海洋工程不断涉及高难度项目，积累宝贵的项目经验。之前分析，海洋工程项目建设不仅仅需要有足够的“硬件”条件支持，其项目管理能力等“软实力”更是重中之重，海油工程软性实力的提升，我们认为可以从其过往项目难度判断，其难度最高的项目代表着海油工程的软性实力，海工工程历经寒冬期，其软性实力的提升可以从以下几个方面评价：（1）海洋工工程方面，开始涉足深水领域；（2）非海洋工程方面，俄罗斯YAMAL项目与巴西FPSO项目建成。

海油工程开始逐步涉及深水项目。海油工程吸收了原中海油平台制造公司、海上工程公司、工程设计公司的主要资产和人员，承接中海油数十年积累的海上施工经验，与海油旗下各子公司、各油田关系良好，曾为道达尔、AMOCO、ARCO、康菲、中海油等国内外石油公司提供了优质产品。作为中海油体系内唯一一家海上工程建设服务的专业公司，海油工程在历史上几乎包揽了中海油所有海域的自行建造开发项目，可以说海油工程的业绩史就是中海油的开发史，由此带来的丰富的经验是国内任何潜在竞争对手都无法企及的。

仅近五年，海油工程完成的国内海上开发项目就包括：

非海洋工程项目方面俄罗斯YMAL项目与巴西FPSO项目的完成，为公司积累了重要的项目经验。除海上开发项目外，海油工程近年来还承揽了一系列陆上项目，主要是LNG储罐建设等。近五年来海油工程承揽的此类项目主要包括天津替代工程16万方储罐项目、浙江宁波LNG接收站二期工程项目和福建漳州LNG接收站及储罐项目，目前这些项目都在进行当中。在海外，海油工程承接了一系列大型工程项目，主要包括：

YAMAL项目体现了公司在模块化建设方面的实力。在这些项目中，俄罗斯Yamal天然气项目是海油工程近年来承接的难度最高的陆上项目。

①极地条件，YAMAL项目要求极高。该项目地处北极圈内，是全世界最大、纬度最高的液化天然气项目，项目所在地亚马尔半岛全年约有9个月时间是冬季，平均气温接近零下40℃，施工建造有极大难度，因此项目采用模块化建造方式。海油工程签订的合同价值16.43亿美元，不但在油价低迷期为公司创造了宝贵的营收，更有效提高了公司模块化建造、国际协调、低温环境施工的能力，在管线深冷保温、超大型不规则设备吊装、极寒环境焊接工艺等一系列关键技术上实现了重大突破。

②YAMAL项目超预期完成。在Yamal项目中，海油工程实现3800万工时安全无事故，被业主授予优秀承包商奖。该项目的顺利进行，为中海油打开国际LNG市场创造了良好机遇，2015年之后，公司收到包括北美、欧洲、澳洲、非洲等区域的LNG项目业主的投标邀请，且邀标范围多为核心工艺模块建造，标志着公司在国际大型模块化建造市场的认可度进一步提高。这也是 LNG模块化工厂核心工艺模块首次在中国建造，体现了国际大型油气商对公司在模块化建造领域业务能力的认可。

巴西FPSO项目是近年来海油工程承接的另一项难度系数极高的大型国际项目。在该项目中，海油工程负责P67船及P70船的上部组块设计、建造和全部的集成、调试工作。该项目规模巨大，是海油工程打开南美市场的第一步，也是我国在超大型深水油气装备制造上的一次突破。①项目难度大，众多国际竞争对手知难而退。P67最大排水量达35万吨，最大产油量15万桶/天，相当于四分之一个大庆油田，是世界上首屈一指的超级海上生产设施之一。原先该船的建造由巴西本国企业承担，但由于其难度过高，该企业被迫进行国际招标寻求有能力完成该项目的承包商。②海油工程圆满完成建造。在全球许多知名海工承包商知难而退的背景下，海油工程接手项目，并在其后克服了项目资料残缺、原承包商管理混乱、技术要求极高等困难，圆满完成建造。在项目中，海油工程进行了120多项技术和工艺创新，取得了一大批科研成果，在锻炼了自身能力的同时，也向世界表明了中国海工的实力。目前，海油工程已成为国内第一家FPSO工程总包商。

5.3 工作量快速提升，毛利率逐步改善

订单毛利率波动大，应该关注工作量和订单。油气设备与服务产业链中，订单毛利率的波动较大，大型工程公司与油服公司受到的影响最大，因此订单金额主要由工作量和毛利率我们认为判断海油工程的业绩复苏状况，应该注意工作量与订单两个指标。

海油工程订单量以及工作量2018H1大幅提升。①订单加速增长。公司2018年H1新签订单99.6亿同比增长87.5%，与2017H1订单同比41%增速相比加速增长，行业景气度持续。②公司工作量增长幅度更大。YAMAL项目在2017年确认完毕，即使考虑YAMAL项目，公司2018H1设计业务投入49.3万个小时同比增长3.7%，钢材加工量5万吨同比提高36%，安装等海上作业天数4862天同比提高73%。③公司产能利用率大幅提升。在行业高峰时公司的产能利用率在85%-90%左右，预计2018年建造全年的利用率 55%-60%，安装利用率在60%-65%，相比于2017年平均高了 8-10个点。

相比2017年，公司2018年的毛利率将显著下行，预计随着油价的企稳，毛利率将持续提升。①YAMAL项目确认完毕后，非公司非海洋工程项目毛利率将显著下降。公司2014年签订YAMAL项目，并且在2015-2017年集中在3年期间内确认，受到此项目的影响，公司非海洋工程类业务毛利率在2015-2017年显著提升，预计随着2017年公司YAMAL项目确认完毕，公司非海洋工程类项目毛利率将有比较明显的下滑。②公司海洋工程类订单的执行周期多为2年。如下图表77所示，公司海洋工程类项目订单的执行周期多为2年。③海洋工程类订单的毛利率随着油价多为“急下慢上”。如下图78所示，海洋工程类项目在油价下跌后，毛利率会快速的下行，而在油价上行后，石油公司会比较慢的提高毛利率，毛利率表现为“急下慢上”。④考虑订单执行周期与毛利率的“急下慢上”，预计公司毛利率在2018年探底以后将会随着油价的企稳快速上行。公司订单的执行周期多为2年，由此公司2018年确认收入部分多来自于2017年在油价较低时期所签订单，此外油价企稳的时间较短，2018H1新签订单的毛利率有小幅提升但是并不明显，预计随着油价的逐步企稳，公司新签订单的毛利率将会逐步提升，由此判断公司2019-2020年毛利率在2018年探底之后将会明显上行。

5.4 折旧费用绝对量将保持稳定，毛利率将改善

固定资产折旧费用占比提升拉低公司毛利率，预计未来2年折旧费用绝对量不会提升，随着营收规模提升，折旧费用由占比将会下降，公司毛利率将会提升。①2017年公司营业成本中，材料费、人工费用、折旧及摊销、燃料费、工程费用（合计）占比分别为22.15%、22.73%、11.74%、3.08%、40.30%。其中材料费用主要为钢材，公司现在多数合同在签订之初就会锁定钢材价格，与营收规模高度相关；人工费用，主要是工人工资，与营收规模相关；工程费用主要是建筑工程分包费，其中主要是建筑工程分包费，主要是一线工人工资，与营收规模高度相关；最重要的是其折旧费用与固定资产相关，与营收规模相关性小。②寒冬期公司折旧费用绝对量与占比均有较为明显提升，固定资产购置是重要原因。自2013年开始公司折旧费用快速上行，主要是2012年起公司购置大量建筑场地与船只，场地的平均折旧年限在25年，船只的折旧年限在20年，公司2017年折旧费用为9.4亿，公司天津产地2020年第一期投产，预计公司折旧费用在2018-2020年在10-11亿左右，绝对量不会有大幅增长。