海油工程油气产业链系列深度报告六: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。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,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。

    (2)海油工程所处行业对“软硬件”要求极高。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。深水区多采用浮动式的生产平台,FPSO占据主流。①硬件是海洋工程的必须品:船队、建造基地。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。②软件也是非常重要的因素:项目经验。海上油气开采平台的建造与安装业务的盈利能力会与项目执行情况高度相关,执行情况不同会有惩罚或奖励。

    (3)国内外海上油气开采是未来主流。①中国大陆新发现油气田多为低品位资源。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。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。

    (4)国外海上油气开采已经触底回升。①海上油气开采的成本在下降。预计2018-2019年海上油气开采的成本是2015年总成本的70%。石油开采成本的下降受益于各个环节成本的下降。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,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,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。 (5)国内海上油气开采复苏已见“端倪”。①国内海上油气开采空间大。近海石油的探明度为28%,天然气的探明度为9%,空间较大。②受益降本增效,与2013年相比,中海油桶油成本大幅下降。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。③“不可能三角”下中海油资本开支必然提升,且弹性较大。

    (6)海油工程实力提升,有望抓住行业机会。①海油工程实力提升,由“浅”入“深”。硬件实力提升:深水船队初步构建, 软件实力提升:积累宝贵高难度项目经验。②工作量快速提升。海油工程订单量以及工作量2018H1大幅提升。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,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毛利率逐步改善。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。YAMAL项目确认完毕后,公司非海洋工程项目毛利率将显著下降,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。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,折旧费用占比将会下降,公司毛利率将会提升。

    (7)投资建议:预计公司2018-2020年收入分别为126、161、194亿元;归母净利润分别为4.6、11.6、17.6亿元;对应的EPS分别为0.11、0.26、0.40元,PE分别为64、26、17倍。

    (8)风险提示:油价大幅下滑。