（报告出品方/作者：华金证券，刘荆、何海霞）

绑定中海油，全球最具规模油服供应商之一

公司于2001年由中国海洋石油总公司旗下五家从事钻井、油井服务和石油物探的公司合并设立，2002年香港主板上市，2007年上交所上市。 目前中国海洋石油集团有限公司持有中海油服50.53%的股份，是公司的控股股东。公司是中国海洋石油集团内唯一从事油田技术服务的公司。

业务覆盖油气田勘探、开发和生产的全过程

全球油田服务行业屈指可数的有能力提供一体化服务的供应商之一。 业务分为四大类：钻井服务、 油田技术服务、物探勘察服务及船舶服务。

钻井服务及油田技术服务为公司两大主要收入来源

钻井服务及油田技术服务为公司两大主要收入来源，持续贡献80%以上营收。 2021年，两者合计收入占比约为80.54%。而历年船舶服务以及物探采集和工程勘察服务收入约占15%-20%;相比于钻井、油田技术两大板块，船舶、物探板块收入较为稳定，两者合计约占15%-20%。

业务遍布全球，国内市场占比约四分之三

公司主要作业于中国海域，并不断拓展海外市场，目前已涵盖并拓展至亚太、中东、美洲、欧洲、非洲、远东六大区域，覆盖全球40多个国家和地区。 业务遍布全球，国内市场占比约四分之三 资料来源：公司官网，华金证券研究所 图：公司业务覆盖范围 资料来源：公司官网，华金证券研究所 图

公司目前拥有油服行业较领先的行业地位

公司钻井平台规模是全球第一，行业龙头地位。 固井行业规模，公司排名全球第三。 而特别在长期国外公司垄断的定向钻井领域（包括旋转导向系统、LWD录井系统、MWD测井系统），公司已取得全球市场第四的规模，仅排在三大国际油服巨头之后。

卡位海上油服赛道，尽享行业景气上行

油价主导的油服行业的景气周期影响

油服公司发展具有的一定周期性规律，油服公司业绩受油价影响明显。 国际油价上涨，高于油气企业采油成本，赚钱效应明显，油气企业加大勘探开发资本开支，油服行业高景气； 国际油价低迷，油气企业利润降低，甚至亏损，油气企业缩减勘探开发资本开支，油服行业进入低谷期。

复盘中海油服业绩与油价的关系，可以分为3个阶段：2011-2014年期间，油价处于历史高位，价格在100-120美元/桶之间，远高于油气公司采油成本，油气公司赚钱效应明显，资本开支力度大。公司业绩逐年增长。 2014-2018年期间，油价下行，甚至出现年均跌幅46%的情况，油气公司利润骤减，大幅缩减资本开支。期间，中海油服业绩最大下滑55%。 2018年至今，油价在2019年小幅震荡，2020年历史性暴跌。但中海油服收入2019年逆势上涨，2020年仅同比下滑6.9%。

“（油价+能源安全）-资本开支-油服业绩”的传导机制

复盘中海油服营收与中海油资本的关系，中海油服的营收与油气公司的资本开支高度相关。 国内油气资本开支不再完全受单一油价影响，也受国内能源安全政策的影响。油价与中海油服收入的传导机制已由已由传统的“油价-资本开支-油服业绩”演变为“（油价+能源安全）-资本开支-油服业绩”。

中海油降本增效，产量屡创新高

中海油坚持降本增效，2013年起，桶油成本实现连续7年下降，累计降低41%，2020 年已达到26.34美元/桶油。 产量方面，公司油气产量屡创新高。2022年，产量达到620百万桶当量，2023年650~660百万桶当量目标；

当前，中海油每桶油利润翻两番

公司历年原油实现价格与布伦特原油价格基本接近，且变化趋势一致； 桶油主要成本与与布伦特油价出现历史最大价差，每桶油利润暴涨。 2022前3季度，桶油平均实现价格101.4美元/桶，每桶油毛利润达到71.11美元/桶，是2020年同期3.86倍；

预计中海油2023利润继续保持历史高位水平

公司预计2023年产量为650-660百万桶。假设23年桶油主要成本保持30.29美元/桶，年产量650~660百万桶当量，按照EIA预测油价97美元计算、天然气价格按照8.14美元/千立方英尺： 预计公司2023年油气收入约3847亿元人民币，同比增长6%；中海油2023年，以桶油主要成本估算油气利润达1505亿元，同比增长3.5%，保持历史高位；

中海油资本开支紧跟油气收入增长

中海油资本支出与其油气收入高度相关，表现为， 中海油资本支出与油气收入总体保持相同变化趋势，但资本支出的恢复，相比油气收入，有1年左右的时间延迟；

OPEC+坚持温和供给，但产量一直不达标

OPEC+坚持温和供给，根据OPEC+最新会议决定，OPEC+成员国仍坚持执行减产协议；最新减产协议：从2022年11月开始，将OPEC和NON-OPEC成员国的总产量从2022年8月的要求产量水平下调200万桶/日，即从43.86百万桶/天降至41.86百万桶/天； 其中，OPEC产量目标由26.69百万桶/天下调至25.42百万桶/天，NON-OPEC产量目标由17.17百万桶/天降至16.44百万桶/天；

美国原油产量增长缓慢

美国原油产量正从疫情低位缓慢回升，美国旋转钻井已从底部回升至650座，但距离2019年最高点984座，还有30%的空间。旋转钻井数处于低位，多年以来冲击原油市场的页岩油短期对市场边际影响较低。

新井数不及完井数，美国页岩油增长空间有限

页岩油油井有效生命周期短，消耗较快，高产量意味着更高数量的新井投入。以美国页岩油主要产区Permian为例，2016年之前，新井数与完井数基本一致，可能略高于完井数；2016年，随着油价上涨，页岩油开采积极性明显上升，在2018年年中，新井数远超完井数。对比之下，2020年5月份至今，新井数远低于完井数，最大差值在2020年4月份，为207座。当前，新井数较低，也反应页岩油生产商资本投资意愿较低。

俄罗斯在世界石油市场上扮演着巨大的角色

它是仅次于美国和沙特阿拉伯的第三大石油生产国，是仅次于沙特阿拉伯的世界第二大原油出口国，也是包括成品油在内的最大总出口国。它每天出口约500万桶原油，约占全球原油贸易量的12%，每天出口约285万桶成品油，约占全球成品油贸易量的15%。 根据OPEC观点，俄罗斯2023年原油产量约10.13百万桶/天，较2022年产量降低0.9百万桶/天；

能源安全倒逼加大能源开发力度，油服行业增长前景可期

我国能源安全问题突出

1. 对外依存度不断攀升。我国能源结构呈现富煤贫油少气的特征，对原油和天然气的依存度逐步提升，截止2020年，我国原油对外依存度为73%，天然气对外依存度为43%。 2. 原油产量增速不尽理想。

不断出台加大能源勘探力度的相关政策

能源战略下，我国不断出台加大能源勘探力度的相关政策。2019年，明确提出油气开发工作需落实到位的要求，确保完成2019-2025七年行动计划。

政策支撑，三桶油资本开支坚挺

2015/2016年，资本开支受油价回撤30%以上 ； 2020年即使油价处于历史低位，国内三桶油总资本开支仅下调12%，仍处于较高水平； 2020年，中海油资本开支与2019年持平，反应出海上油气开采勘探开发力度较大；

国内海上油服龙头，钻井板块日费率触底回升

中海油服拥有强大而完整的钻井装备阵容

公司共运营和管理钻井平台57座（包括44座自升式钻井平台,13座半潜式钻井平台）;近海工作船舶130多艘; 钻井平台全部持有ABS/DNV/CCS船籍证书，配备先进的顶部驱动装置、大功率柴油机、泥浆泵和振动筛等一流的钻井装备。 可为客户提供作业水深15-10000英尺、钻井深度15000-30000英尺的钻探服务。

公司钻井平台规模处于行业第一

根据22年中报，公司运营57座钻井平台，其中44座自升式钻井平台、13座半潜式钻井平台。规模行业领先； 公司57座钻井平台中，4座半潜式钻井平台、16座自升式钻井平台在海外工作；

公司钻井平台作业数已超过到2014年油价高位时的水平

2022年前三季度，公司钻井平台总作业数12326天，同比增长22.2%；自升式钻井平台作业数10078，同比增长24.1%；半潜式钻井平台作业数2248，同比增长14.3%；自升式、半潜式钻井平台平均日历天使用率达84.2%/61.3%；

日费率将触底回升

2021年自升式钻井平台、半潜式钻井平台营收分别约7.97 /3.6亿美元，仅为14年峰值的60%/32%；2022中报显示，公司自升式钻井平台、半潜式钻井平台日费率约为7.1/11.5万美元/天，自升式钻井平台日费率较2014年高位下降44.1%/64.3%；

低油价时期，公司重资产业务出现大幅计提减值现象

2016年是油价从14年高位跌落谷底，公司钻井平台属重资产业务，作业价格、使用率等处于底部，资产出现减值。 同样地，2020/2021年，经历疫情、原油价格战以及能源行业快速转型等多重因素影响后，公司部分大型装备的作业价格和使用率处于低位，出现减值迹象，因此大幅计提减值。

日前，自升式、半潜式（浅水）钻井平台有效使用率接近90%

根据S&P数据，在经历2011-2014年，油价处于历史高位的时期，全球勘探生产作业高度活跃，自升式、半潜式钻井平台供给在2015年达到峰值523、275座； 钻井平台属重资产装备，服务生命周期长，市场消化慢；截止目前，自升式、半潜式钻井平台数量已降至493/158座，降幅分别为9%、43.8%； 截止2023.01，自升式钻井平台总使用率达到79%，半潜式平台使用率达到68%；而排除维修等冷停平台外，自升式钻井平台有效使用率达到91%，半潜式钻井平台有效使用率接近90%;

行业可能出现老平台即将退役、新平台供给减少的供给偏紧局面

根据S&P数据，目前自升式钻井平台共493座，其中362座处于工作状态，42座待签，60座冷停；而102座待签或冷停平台中，62座是使用年限已超过30年，并且已冷停超过3年的老平台，竞争力非常有限； 同样地，158座自升式钻井平台中，120座处于工作状态，18座待签，21座冷停；在39座待签或冷停的钻井平台中，90%是属于Valaris等3家头部公司，平台的维护、重新激活必将经历严格的流程，入市需要一段时间； 在新建产能方面，目前在建钻井船14艘、半潜式平台3座；根据Valaris观点，考虑到新建成本高昂，以及全球船厂产能有限，未来不太可能有新一轮平台建设周期，半潜式平台供给将保持非常平稳；

2022-2024年，自升式钻井平台需求将以11%年复合速度增长

需求端，根据S&P数据，2022年全球自升式钻井平台需求为336座，2023年预计达到365座，年增速8.6%；2024年，预计达到373座，呈逐年上涨趋势；

2022-2024年，半潜式钻井平台需求将以6%年复合速度增长

根据S&P数据，2022年全球半潜式钻井平台需求为111座，2023年预计达到123座，年增速10.81%； 2022年至2027年，全球半潜式钻井平台需求年复合增速预计达到6%，呈逐年上涨趋势；而半潜式钻井平台供给端新增产能有限，半潜式钻井平台使用率将大幅提升，甚至出现供给紧张；

行业内公司钻井平台日费率上升明显，最高已到达45万美元/天

根据Transocean 钻井平台状态更新报告，以Transocean Norge为例，2022年日费率28万美元/天，2023年提升至34.4万美元/天，增幅22.9%；而Petrobras平台，订单已签至2029年，签约日费率为45.6万美元/天，反应行业共识，钻井平台日费率呈现逐年上升趋势。 根据Valaris公司钻井平台状态更新报告，目前2023年签约订单，半潜式钻井平台日费率为24.8万美元/天；自升式钻井平台日费率为9.4万美元/天。而2024年，公司签约订单中，自升式、半潜式钻井平台日费率讲分别为10.6/29.3万美元/天。

行业最高壁垒的定向钻井技术

定向钻井是使井眼沿预先设计的井眼轴线钻达预定目标的钻井过程，但技术长期被国外垄断。定向钻井技术包括无线随钻测量与录井（MWD+LWD）、旋转导向（RSS）两个核心技术环节，长期以来，在全球范围内，定向钻井技术基本被斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯等国际油服巨头垄断（市场份额占65%以上），其他国家只能高价从其手中购买设备或者服务。 定向钻井技术的使用有着显著的经济效益，提高产量，缩短建井周期，甚至成功开发效益差的油田。 占用土地面积减少； 建井周期缩短；绥中36-1油田J区从原来的22天缩短至3.71天，最快一口井建井周期仅1.6天； 单井油产量提高，经济效益更好。以陕北油田为例：陕北油田主要是近水平的含油砂层，含油层厚薄不均。通过定向钻井选择合适的井斜角，增加与油层接触面积，日出油量显著提升。

报告节选：

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。