深度报告-20230211-天风证券-海油工程-600583.SH-行业复苏提升业绩_硬实力增强重塑国际竞争力_24页_2mb.pdf

公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 1 海油工程（600583）证券研究报告 2023 年 02 月 11 日投资评级行业石油石化/油服工程 6 个月评级增持（首次评级）当前价格 6.92 元目标价格 8.0 元基本数据 A 股总股本(百万股)4,421.35 流通 A 股股本(百万股)4,421.35 A 股总市值(百万元)30,595.78 流通 A 股市值(百万元)30,595.78 每股净资产(元)5.21 资产负债率(%)38.52 一年内最高/最低(元)6.96/3.85 作者张樨樨分析师 SAC 执业证书编号：S1110517120003 资料来源：聚源数据相关报告 1 海油工程-年报点评报告:订单持续增长，业绩有望崛起 2020-03-24 2 海油工程-季报点评:19Q3 点评：扭亏拐点之后，业绩如何展望？2019-10-28 3 海油工程-首次覆盖报告:行业复苏拉动业绩，国际竞争力塑造成长性 2019-09-14 股价走势行业复苏提升业绩，硬实力增强重塑国际竞争力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。行业趋势之一：23 年海上油气资本开支或强劲增长，深水成核心增长点全球: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%。行业趋势之二：全球 LNG 投资有望创新高全球天然气供需区域不匹配是 LNG 投资增长的长期逻辑。20212022 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。公司周期性特征：业绩滞后订单 12 年订单：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。公司硬实力提升，增强国际竞争力深水作业能力提升：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%。盈利预测和估值我们预测 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。财务数据和估值 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(百万元)17,862.58 19,795.48 24,743.90 28,561.02 35,098.05 增长率(%)21.43 10.82 25.00 15.43 22.89 EBITDA(百万元)2,501.03 2,405.38 3,108.41 3,424.22 4,562.77 归属母公司净利润(百万元)363.30 369.80 1,494.82 1,821.25 2,732.09 增长率(%)1,200.90 1.79 304.23 21.84 50.01 EPS(元/股)0.08 0.08 0.34 0.41 0.62 市盈率(P/E)84.22 82.74 20.47 16.80 11.20 市净率(P/B)1.35 1.35 1.30 1.25 1.19 市销率(P/S)1.71 1.55 1.24 1.07 0.87 EV/EBITDA 5.02 4.69 7.07 4.70 4.24 资料来源：wind，天风证券研究所-24%-15%-6%3%12%21%30%39%2022-02 2022-06 2022-10海油工程沪深300 公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 2 内容目录 1.公司简介：国内唯一海洋油气工程总包，拥有多元业务能力.5 2.行业分析.6 2.1.海上资本开支拐点已至.6 2.1.1.全球油气投资：2023 持续回暖，海上再度扩张.7 2.1.2.能源“去俄化”趋势.7 2.1.3.深水：增储上产核心区.7 2.1.4.油气投资持续性.8 2.1.5.油气公司计划：聚焦深水资本开支.9 2.2.全球 LNG 投资有望创新高.10 2.2.1.LNG 供需矛盾：全球天然气区域不匹配持续.10 2.2.2.LNG 投资增长持续性：LNG 贸易利差丰厚，刺激相关投资.11 2.2.1.FID 数量：2023 年 LNG 项目 FID 数量有望创新高.11 3.公司分析.12 3.1.盈利周期特征.12 3.1.1.订单：跟随油气资本开支.12 3.1.2.业绩：滞后订单 12 年.13 3.2.深水作业能力提升.14 3.2.1.深水工程能力跨越式提升.14 3.3.公司硬实力优势持续提升.15 3.3.1.装备对比.15 3.3.2.场地优势：加工能力优势.16 3.3.3.提前交付优势.17 3.3.4.成本优势.17 3.3.5.周期同步：订单上升期，业绩仍在相对底部.17 3.3.6.每轮周期都是成长机遇.19 4.盈利预测与估值.21 4.1.盈利预测.21 4.2.估值.22 5.风险提示.22 图表目录图 1：公司营业收入结构（单位：亿元）.5 图 2：截至 2023 年 1 月公司股权结构.5 图 3：各地区毛利率（%）.5 图 4：各地区收入占比.5 图 5：海油工程重大项目数量及分类（单位：个）.6 公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 3 图 6：全球上游资本开支变动情况（十亿美元）.7 图 7：全球各类型油气上游原油开支（十亿美金）.7 图 8：俄罗斯油气上游资本开支下滑.7 图 9：近年来各类型新投产油气田在全球数量的占比.8 图 10：世界不同资源产量指数增长（2022-2030）.8 图 11：新石油项目的平均盈亏平衡价格（美元/桶）.8 图 12：中海油桶油生产成本（$/桶）.8 图 13：海上原油盈亏平衡成本下滑.8 图 14：海上油公司 ROE（%，右轴）和油价（美金/桶，左轴）.8 图 15：中海油资本开支（左轴，亿元）及开发环节占比（右轴）.9 图 16：其他海上油公司资本开支（十亿美元）增长情况.9 图 17：20112021 年全球 LNG 贸易增速远超管道贸易增速（bcm）.10 图 18：20222025 年各区域天然气消费增长与供给增长不匹配（bcm）.10 图 19：战争前，管道气是欧洲进口天然气的重要途径（bcm）.11 图 20：俄乌冲突后，欧洲进口天然气结构变化.11 图 21：国际主要市场现货天然气价格（美元/百万英热）.11 图 22：美国到欧洲现货贸易利润：JKM-HH（美元/百万英热）.11 图 23：全球 LNG 长协签订情况（单位：百万吨/年）.11 图 24：俄乌战争之后，欧洲宣布的新增 LNG 进口终端超过 10 个.11 图 25：海油工程订单结构（亿元）.13 图 26：海油工程国内订单（亿元）.13 图 27：海油工程订单 vs.建造工作量.13 图 28：海油工程订单 vs.安装工作量.13 图 29：订单 vs.陆地建造导管架与组块.14 图 30：订单 vs.海上安装导管架与组块.14 图 31：海油工程国内收入（亿元）、毛利率（%）vs.订单（亿元）.14 图 32：海油工程海外收入（亿元）、毛利率（%）vs.订单（亿元）.14 图 33：海油工程船舶的数量（艘）及投资额（右轴）.15 图 34：海油工程船舶数量对比（艘）.15 图 35：海油工程起重船舶数量及最大起重量对比.15 图 36：船龄结构对比.15 图 37：2021 年公司成本结构.17 图 38：可比公司员工单位成本（百万元/人）及员工数（右轴）.17 图 39：Technip 收入和营业利润（右轴）单位：百万美元.17 图 40：Technip 新订单和在手订单单位：百万美元.17 图 41：Fluor 收入和营业利润（右轴）单位：百万美元.18 图 42：Fluor 新订单和在手订单单位：百万美元.18 图 43：Saipem 收入和营业利润（右轴）单位：百万美元.18 图 44：Saipem 新订单和在手订单单位：百万欧元.18 图 45：MODEC 收入和营业利润（右轴）单位：百万美元.18 图 46：MODEC 新订单和在手订单单位：百万美元.18 公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 4 图 47：Subsea 7 收入和营业利润（右轴）单位：百万美元.19 图 48：Subsea 7 新订单和在手订单单位：百万美元.19 图 49：海油工程收入和营业利润（右轴）单位：百万美元.19 图 50：海油工程新订单和在手订单单位：百万元.19 图 51：Aker solution 收入和营业利润（右轴）单位：百万美元.19 图 52：Aker 新订单和在手订单单位：百万美元.19 图 53：海油工程重点运行项目数量（左轴，个）及海外项目占比（右轴）.19 图 54：海油工程收入结构（亿元）及海外项目收入占比（右轴）.19 图 55：2020-2023 年全球 FPSO 合同.20 表 1：海油工程核心竞争力变化.6 表 2：国际石油公司油气勘探战略重心规划.10 表 3：2022 年及以后全球液化天然气待建项目.12 表 4：海工深水作业能力提升.14 表 5：海油工程生产基地.16 表 6：Saipem 生产基地.16 表 7：Subsea 7 生产基地.16 表 8：2022 年 Q3 最新季报重点项目进展情况.20 表 9：经营模型假设.21 表 10：公司估值比较（截止 2023 年 2 月 10 日）.22 公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 5 1.公司简介：国内唯一海洋油气工程总包，拥有多元业务能力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。图 1：公司营业收入结构（单位：亿元）图 2：截至 2023 年 1 月公司股权结构资料来源：Wind，天风证券研究所资料来源：公司官网，天风证券研究所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。图 3：各地区毛利率（%）图 4：各地区收入占比资料来源：Wind，天风证券研究所资料来源：Wind，天风证券研究所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。-40%-20%0%20%40%60%80%0100200300其他业务海洋工程非总承包项目非海洋工程项目收入海洋工程总承包项目收入yoy-40-2002040602015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 LNG 0%20%40%60%80%100%LNG 公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 6 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。图 5：海油工程重大项目数量及分类（单位：个）资料来源：公司公告，天风证券研究所（2022Q3 表示截止 2022.9.30 披露的正在运行的重大项目量）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。表 1：海油工程核心竞争力变化项目实现内容重要意义我国自主设计建造安装的亚洲第一深水导管架“海基一号”机械完工国内首次 300 米级水深海域导管架平台的 EPCI 工作顺利完成。刷新了中国海上单体原油生产平台的重量记录，标志海油工程完整掌握深水超大型导管架平台制造安装的成套关键技术。海油工程天津智能化制造基地正式投产实现从项目管控、车间建造到厂区管理的全流程智能化，为海洋油气装备行业提供可复制、可推广的数字化智能化运营管理模式。我国首个海洋油气装备制造“智能工厂”正式投产，标志着我国海洋油气装备行业智能化转型实现突破。正式交付自主设计、建造和调试的首套深水水下多功能管汇系统实现中国国内完成首套自主研发 500 米水深的带控制系统的水下管汇工程化产品。标志着我国海洋油气水下生产装备自主研发、设计、制造和测试技术取得重要突破。二氧化碳封存示范工程设备制造安装预计实现每年可封存二氧化碳 30 万吨，累计封存 146 万吨以上。我国海上首个二氧化碳示范工程项目在公司青岛场地完成全部设备制造和安装。资料来源：公司公告，天风证券研究所 2.行业分析 2.1.海上资本开支拐点已至 051015202530油气田 LNG FPSO 其他公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 7 2.1.1.全球油气投资：2023 持续回暖，海上再度扩张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。图 6：全球上游资本开支变动情况（十亿美元）图 7：全球各类型油气上游原油开支（十亿美金）资料来源：IHS，天风证券研究所资料来源：IHS，天风证券研究所 2.1.2.能源“去俄化”趋势根据 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。图 8：俄罗斯油气上游资本开支下滑资料来源：Rystad energy，天风证券研究所 2.1.3.深水：增储上产核心区 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-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%-100 200 300 400 500 600 700 800 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22E 23E 24E 25E 26EOnshore conventional onshore unconventionaloffshore 海上同比（右轴）0100200300400 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22E 23E 24E 25E 26EOnshore conventional onshore unconventionaloffshore 公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 8 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。图 9：近年来各类型新投产油气田在全球数量的占比图 10：世界不同资源产量指数增长（2022-2030）资料来源：全球海域油气开发形势与展望常毓文，天风证券研究所资料来源：Wood Mackenzie，天风证券研究所 2.1.4.油气投资持续性 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%。图 11：新石油项目的平均盈亏平衡价格（美元/桶）图 12：中海油桶油生产成本（$/桶）资料来源：Rystad Energy Ucube，天风证券研究所资料来源：公司公告，天风证券研究所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。图 13：海上原油盈亏平衡成本下滑图 14：海上油公司 ROE（%，右轴）和油价（美金/桶，左轴）01020304050作业费用折旧、折耗及摊销弃置费销售及管理费用除所得税之外的其他税金公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 9 资料来源：国际石油公司上游发展动向探析金钟，天风证券研究所资料来源：Wind，天风证券研究所 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%。图 15：中海油资本开支（左轴，亿元）及开发环节占比（右轴）图 16：其他海上油公司资本开支（十亿美元）增长情况资料来源：中海油公告，天风证券研究所资料来源：各公司公告，Bloomberg，Wind，天风证券研究所（注：Petrobras 是上游资本开支，Equinor 和 PEMEX 是整体资本开支）-200204060050100150Brent(/0%20%40%60%80%02004006008001000120020122013201420152016201720182019202020212022E2023E 051015202530Petrobras Equinor PEMEX 公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 10 国际综合性油气公司除了海上油公司外，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%。表 2：国际石油公司油气勘探战略重心规划公司战略重心 Shell 聚焦深水区和大西洋边缘盆地的勘探,80%资本用于核心区域（70%投资于深水）。XOM 2023-2027 年上游投资的 70%聚焦于 Permian、Guyana、Brazil、LNG 方面。BP BP 于 2010 年开始进军巴西深水区并加强核心产品组合，过去 10 年墨西哥深水湾最大的投资者；2021 年 50%的项目都是 deep water，其余 LNG；目前 2022 年启动运行中、和建设中待 2023 年启动的项目 50%是海上项目，其余为 LNG。TOTAL 油方面战略：“short cycle investment capturing high prices”；公司优先考虑技术成本低和低盈亏平衡点的石油项目。2018 2020 年投产的 19个项目中，主要集中在深水和 LNG 领域。道达尔在巴西、尼日利亚等地均有大的深水发现，未来油气增长主要集中在陆上常规和深水。到 2028 年，公司深水和浅水项目将占公司新资源量的近三分之二。CVX 重点是深水区的产量增长，尤其是墨西哥湾计划 2026 年产量提高到 30 万桶/日以上，比 2020 增加 50%+；根据 2020 年的数据墨西哥湾生产的碳强度在投资组合中最低。同时 2022 年新的海上 Ballymore project 超深水项目（2000 米）获得批准。资料来源：各公司官网及公告，天风证券研究所 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。20112021 年，全球天然气消费增速 2.2%，而 LNG 贸易增速 4.6%。图 17：20112021 年全球 LNG 贸易增速远超管道贸易增速（bcm）图 18：20222025 年各区域天然气消费增长与供给增长不匹配（bcm）资料来源：BP，天风证券研究所（注：CAGR 为 2011-2021 年均复合增速）资料来源：IEA，天风证券研究所除了亚太地区之外，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。-60-40-20020406080100亚太非洲中南美洲欧亚欧洲中东北美供给增量需求增量缺口增量公司报告|首次覆盖报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 11 图 19：战争前，管道气是欧洲进口天然气的重要途径（bcm）图 20：俄乌冲突后，欧洲进口天然气结构变化资料来源：BP，天风证券研究所资料来源：Bruegel，天风证券研究所（注：横坐标代表周）根据 IEA 的预测，20222025 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。图 21：国际主要市场现货天然气价格（美元/百万英热）图 22：美国到欧洲现货贸易利润：JKM-HH（美元/百万英热）资料来源：Bloomberg，天风证券研究所资料来源：Bloomberg，天风证券研究所 2.2.1.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。图 23：全球 LNG 长协签订情况（单位：百万吨/年）图 24：俄乌战争之后，欧洲宣布的新增 LNG 进口终端超过 10 个 010020030040011 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21Pipeline Russia Pipeline AfricaPipeline Other CIS Pipeline Middle EastLNG imports02000400060008000100001 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49RUSSIA NORWAY LNG ALGERIA050100HH TTFJKM 长协模拟价0204060802019/1/1 2020/1/1 2021/1/1 2022/1/1JKM-HH JKM HH 公司报告|首次覆盖报告请