【博迈科深度】订单与业绩现拐点，未来三年以上有望持续高增长

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公司是国际化专业EPC服务公司，聚焦海洋油气开发（主要为FPSO项目）、液化天然气、矿业开采的模块设计与建造，与 YAMGAZ、ABB、Modec、中海油、BHP Billiton 等国际油气开发巨头长期合作。受较高油价催化， 2016年营收26.84亿元，归母净利润2.33亿元 ，11-16年 归母净利润CAGR为42.97% 。虽然2016年初油价即开始触底反弹，但油气公司资本开支在2017年后才开始逐渐释放，而公司所做业务处于整体项目后段，因此，公司从18年开始订单有一定复苏， 2019年营收和业绩步入拐点，其中前三季度营收7.68亿元，同比+315.28%，归母净利润0.23亿元，同比+178.71%。

受14年后油价走弱降低油气开发经济性影响，全球FPSO项目低迷。随着油价回暖、油气开发成本的下降，前两年被抑制的资本开支逐渐加速释放。 据Spears&Associates预测，2019年全球油气勘探开发投资将恢复到4720亿美元 ，同比+16%。 深海石油资源量约占全球石油资源总量的19%，FPSO适应深海，优势明显，在油价恢复至50美元以上时逐渐展现出开发经济性。 根据 Rystad Energy统计，19-21 年全球市场将新增33个FPSO项目 ，全球FPSO订单将加速释放。另一方面，液化天然气项目投资周期更长，受油价扰动更低， 2019年Yamal-2期项目订单释放，目标产能1980万吨/年，规模超过一期，也将是公司未来几年重点参与的项目。

受订单完成周期影响，公司海洋油气开发收入确认较订单签订滞后1-2年，LNG业务滞后2-3年，矿业开采滞后1-2年。 公司18-19年三大业务新接订单规模合计超过56.9亿元，其中19年签订的Yamal- 2期订单规模达47.2亿元 。而随着全球FPSO项目的逐渐落地，与公司长期保持合作关系的SBM，Modec等总包方有望带动公司共同享受本轮增长红利。2011-16年公司净利率水平长期维持在9%以上，随着收入逐渐接近甚至有望超越上轮高点，我们预计公司未来三年业绩将保持高增长。

公司作为专业模块EPC业务的领先企业，服务全球市场， 在油气行业整体复苏、LNG大额订单释放、公司市场占有率逐渐提升的背景下 ，我们预计公司业绩19-21年业绩0.4/1.6/3.7亿元，对应PE为102/25/11，首次覆盖，予以“ 增持 ”评级

油价大幅波动风险；项目预算风险；市场竞争风险

内容目录

正文

1.1.   专业模块制造领先企业，服务于国际高端客户

聚焦海洋油气开发、矿业开采、LNG的模块设计与建造。 公司成立于 1996 年，总部位于天津滨海新区。公司主要面向国际市场，拥有近二十年的海洋油气项目管理经验。公司业务涵盖四大领域：海洋石油开发的上部模块（主要为FPSO项目）；油气陆地模块化的设计、采办、建造以及项目管理，（主要为液化天然气项目的模块化服务）；矿业陆地模块化的设计、采办、建造以及项目管理；上述领域产品的现场连接、调试以及售后服务， 主要产品包括海洋油气开发模块、矿业开采模块、LNG模块三大领域的数十种品类。

图1：公司主要产品服务于海洋油气开发、矿业开采、LNG

国际项目经验丰富，高端客户资源持续 。公司定位于国际市场，拥有近二十年的国际化项目运作经验，项目广泛分布于国际主要油气资源开发和矿业开采地区。公司熟悉国际主要油气资源开发区域适用的各种工程标准和工程规范。在承接和实施订单的过程中，能有效地与业主及国内外的供应商沟通协调，保证工作完成的效率和质量。

图2：公司项目分布广泛

客户结构多样，高端客户持续性强。 公司主要客户均为国际知名的油气开发公司、矿业开采公司、海洋工程项目总承包公司、工程咨询设计公司、专业油气处理工艺设计公司、电气及各种设备提供商，多样化的客户结构为公司提供了充足的订单和丰富的业绩。公司在高端客户中口碑良好， 持续获得ConocoPhillips、YAMGAZ、Modec、中海油、BHP Billiton、Bechtel等公司的赞誉和推荐 ，因为高端客户在行业波动情况下依然具有长期性投资采购需求，公司的高端客户持续性强。

图3：公司高端客户持续性强

1.2.   油价回暖释放油气开发订单，19年经营拐点明确

公司营收与业绩跟随油价波动，滞后期约一到三年 。公司下游客户为国际油气开发公司，油价高于50美元时，FPSO等油气开发项目才显现经济性。公司的大额订单如FPSO项目和LNG项目收入一般在合同执行后的一到三年确认完毕，收入与业绩增速较油价波动滞后期约为一到三年。

11-16年公司订单充裕，业绩CAGR达42.97%，2019年进入上升通道 。2014年之前，国际油价保持在90美元以上高位，公司在手订单充裕， 11-16年营业收入CAGR为50.47%，归母净利润CAGR为42.97% 。2014年下半年，国际原油价格下跌，布伦特原油期货结算价从14年中旬的114美元/桶，跌落至16年初最低时的27.88美元/桶，跌幅约为75%，受此影响，下游海洋油气开发订单释放量减少，导致公司16年之后收入和业绩增速放缓， 2017年油价开始反弹，2018年10月油价最高时恢复至86.29美元/桶，油价回暖释放14年之后被压抑油气开发订单，公司18年收入增速开始复苏，19年收入和业绩进入上升通道。2019年前三季度公司营业收入7.68亿元，同比+315.28%，归母净利润0.23亿元，同比+178.71%。

图4：公司营收与业绩滞后于油价波动两到三年

图5：2019年前三季度公司营业收入同比+315.28%

图6：2019年前三季度公司归母净利润同比+178.71%

国际化战略布局，18年后大额订单均来自海外。 公司的主要客户分布于中国、澳大利亚、巴西、中东、北海、非洲、东南亚、墨西哥、俄罗斯等二十多个国家和地区，覆盖全球大部分油气资源丰富地区。 公司2014-2018年营业收入大部分来自海外市场，2018年之后，公司新接的大额订单全部来自海外。

图7：2014-2018年公司营业收入大部分来自海外市场（百万元）

图8：18年后公司新接大订单全部来自海外

公司19年前三季度资产负债率22.01%，三费率保持稳定。 从偿债能力看，2015年之后公司偿债能力显著提升，2019 年前三季度公司流动比率达2.77，资产负债率为22.01%，公司偿债能力较强。从三费率看，17-18年受公司使用闲置资金购买中短期理财产品以及汇兑损益的影响，财务费用率大幅下降，其他年度公司期间费用率保持稳定。在2019年新签订单逐渐投产的背景下，前三季度三费率合计12.54%，较18年底-3.79pct，三费控制良好。

图9：公司19年前三季度资产负债率22.01%

图10：公司LNG业务毛利率较高

1.3.   LNG和FPSO新签大订单落地，2019前三季度在建工程同比+875.43%

LNG和海洋油气业务营收占比达九成，LNG 47.2亿元新订单推动未来业绩。 公司营收中，海洋油气开发和LNG二者合计营收占比常年保持在90%以上。 其中LNG业务订单规模较大，收入确认周期较长，毛利率较高，对公司营收和业绩影响较大 。受到2011年和2014年澳大利亚Wheatstone LNG和Yamal-1期LNG项目订单的影响，公司LNG业务营收自2013年开始快速增长， 2016年LNG业务收入占比达85.28% ，后续新接订单较少，2018年 LNG业务有所收缩。 2019年7月公司中标Yamal-2期LNG模块订单，金额达42亿元，后续追加合同额约5.2亿元，合计47.2亿元，远超公司Yamal-1期21.65亿元初始订单规模 。参考公司13-16年Yamal 1期订单毛利率保持在25%左右，预计Yamal-2期大单将保持1期较高的盈利能力，在未来三年推动公司营收和业绩。

2018 签订5.7亿元FPSO订单，签订3.75 亿元矿业开采订单 。在海洋油气业务方面，公司凭借以往的工作效率和质量保证，与Modec等海洋油气开发公司保持良好的关系。 2018年，公司与Modec签订了5.7亿元FPSO模块建造订单，计划于2019年下半年完工 。随着原油价格的走高，市场上FPSO订单逐渐放出，公司还将积极跟进其他FPSO相关订单。 在矿业开采方面，公司2018年与必和必拓公司签订了3.75亿元订单，涉及1000个模块的建造工作，预计2019年12月完工 。未来公司收入和业绩将随三大业务订单完成进度提升而逐渐释放。

图11：海洋油气开发和LNG营收占比保持在九成左右（百万元）

图12：公司LNG业务毛利率较高

2019前三季度在建工程0.69亿元，同比+875.43% 。自2018年开始，公司在建工程受在手订单影响开始增多，2019年，在Yamal-2期订单和前期FPSO及铁矿石订单影响下，公司大量增加设备安装、投资车间厂房和 2#码头。预计随着公司新接订单和已有订单完工推进，公司在建工程将回到2014年前水平。

图13：2019前三季度在建工程0.69亿元，同比+875.43%

2.1. 全球原油缺口加大促进油价回稳，油气公司加大资本开支利好油服市场

2018年石油+天然气占全球能源消耗量57.7% 。尽管近年来风能、核能、太阳能等新型能源快速发展，但依然无法撼动石油和天然气在全球能源结构中的地位。据《BP世界能源展望2019》， 石油和天然气消费占全球一次能源消费比例达57.7%，其中石油占比33.6%，天然气占比23.9% 。液化天然气的发展（LNG）推动天然气消费占比的提升，据IEA预计，到2040年，超过80%的天然气增量来自液化天然气。

图14：18年石油+天然气占全球能源消耗量57.7%

2009-2018年全球石油年均产销缺口6867.63万吨，产销缺口促进油价回稳。 自2010年以来，受全球经济回暖影响，全球石油需求持续增加，年消费量从2009年39.60亿吨升至2018年的45.29亿吨，CAGR为1.35%。除2015年原油产量反超消费量以外，其余年份均有较大产销缺口，2009-2018年均原油产销缺口为6867.63万吨。长期看，原油作为全球消耗量首位的能源，其供需的内在稳定性将驱使油价保持稳定局面，国际原油价格在经历2014年断崖式下跌后，16年初开始逐步回稳。 2018年布伦特原油现货平均价格为71.31美元/桶，同比增长31.59%。

图15：全球石油消费需求持续增加

图16：2009-2018年全球石油年均产销缺口6867.63万吨

低油价下被抑制的开发投资逐渐释放，预计2019年上游油气勘探开发投资同比+16% 。受2014年原油价格下跌影响，油气公司勘探开采活动减少，全球原油新增探明储量不断下降， 2018年全球原油储采比降至53.62，为近十年来最低水平。 随着油价回稳，油气公司勘探开发资本开支逐步增加，据Spears&Associates预测， 2019年全球油气勘探开发投资将恢复到4720亿美元，同比增长16% 。据《BP世界能源展望2019》预测，如果未来投资被限制于开发现有的油田并且没有对新产区的投资，全球产量将以年均4.5%的速度衰减，到2040年全球石油产量将仅约3500万桶/日，远低于目前8000万桶/日到13000万桶/日变动，为满足2040年的石油需求，石油行业未来二十年还需要数万亿美金的投资。油气公司资本开支的增长将利好油服公司发展。

图17：布伦特原油价格16年之后开始回暖（美元/桶）

图18：2018年全球原油储采比降至53.62，近十年最低

2.2.   海洋油气开发走向深海，合理性、经济性、紧迫性促进FPSO市场火热

海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34％，深海产量提升空间大。 据中石油官网2018年数据披露， 海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34％ 。按海域深浅不同，可将海洋石油产区划分为浅海（水深不足500米）、深海（水深超过500米）和超深海（水深超过1500米）。 2000~2017年海上油气发现平均水深为824米，全球已进入深海油气开发阶段 。根据中石油官网数据，2005-2015年在北美以外的常规发现中， 深海和超深海的石油技术可采储量占57％，深海和超深海的天然气技术可采储量占46％ ，在已发现的深海及超深海油气储量中90%集中在巴西、西非、美国墨西哥湾和挪威四大海域。根据IEA预测， 全球深海油气产量占全球油气总产量的比重将从2017年的9%提升至2035年的22~25%，深海领域油气产量提升空间前景广阔。

图19：深海和超深海的天然气技术可采储量占46％

图20：深海和超深海的石油技术可采储量占57％

2.2.1.移动灵活、适应深海，FPSO具备投资合理性

FPSO适用于30-2000米水深 。对于海上原油的开采生产一般采取两种方式：对浅海油气开发时，主要使用固定式平台，将采油平台与海底固定连接形成固定不动的装置，这种装置具有稳定性好，技术成熟，较大的甲板荷载等特点，缺点是不能移动无法重复使用。对深海油气开发时，需要使用浮式生产系统（FPS）。以FPS中最具代表性的FPSO为例，FPSO（Floating Production Storage &Offloading）即海上浮式生产储卸油装置，是一种集生产处理、储存外输及生活、动力供应于一体的海洋油气开发平台， 适应水深30-2000米 。其主要负责对开采的石油进行油气水分离，实现原油产品的储存和运输，集人员居住与生产指挥系统于一体。FPSO 主要包括上部生产设施、船体和水下单点系泊系统。

图21：FPSO工作示意图

FPSO应用灵活，优势突出，占全球深海油气开发总支出的20% 。随着海洋油气田的开发、生产向深海不断深入，FPSO相较其他钻井、生产平台优势明显， 主要体现在生产系统投产快、投资低、抗风浪环境强、储油能力大、移动方便、适应水深范围广、可重复使用等方面，具备投资的合理性 。据Douglas-Westwood估算，2015-2019年全球FPS投资总支出占深海油气开发总支出的25%， 其中FPSO占FPS 总支出的80%，占全球深海油气开发总支出的20% 。

图22：FPSO各项参数优于传统固定平台

2.2.2. 随着国际油价上涨，FPSO具备投资经济性

FPSO订单随油价上涨释放，19-21年新增FPSO订单预计达33个 。根据能源咨询公司Douglas-Westwood统计，原油价格在35美元/桶-65美元/桶时，深海油气项目才能具备经济效益。2014年下半年原油价格下跌，2016年初国际原油价格跌破35美元，受此影响，全球FPSO市场订单14-16年逐年下滑。随着17-18年油价趋于平稳，前期积压的大量 FPSO 项目进入盈亏平衡点，FPSO订单量开始释放。 根据 Rystad Energy 的数据统计，2019-2021 年市场将新增 33 个 FPSO 项目，其中有14项目的盈亏平衡点低于 50 美元/桶， 15 个浮式项目在 50 美元/桶至 70 美元/桶之间 。根据EMA推测，如果未来油价超过70美元，每年新增的FPSO订单最多将达到17个。截止2019年11月的国际原油价格保持在60美元/桶之上，因此投资FPSO项目具有经济性。

图23：预计2019-2021年市场新增33艘FPSO订单

2.2.3. 巴西国内经济低迷+巴西石油公司负债高筑，FPSO具备投资紧迫性

巴西拥有在役FPSO数量全球第一，引领全球FPSO发展 。巴西海洋油气资源丰富，全国80%以上的油气资源来自海上。根据OFFSHORE杂志统计， 2018年世界各地现役FPSO有178艘（126艘为旧油轮改造而成，52艘为新建FPSO），其中服役于巴西的FPSO数量位居全球第一，共44艘 。据EMA预计，巴西国油订购的浮式装置数量将在决定全球浮式装置需求方面发挥关键作用，到2022年前，巴西国油每年将会订造2至4艘FPSO。

图24：巴西拥有在役FPSO数量全球第一

巴西经济持续低迷，巴西国油公司巨额债务强化FPSO投资紧迫性。 自金融危机之后，由于经济结构不合理、雷亚尔贬值以及贪腐等问题，巴西国内经济恶化，2018年巴西国内生产总值为1.87万亿美元，同比-9.03%。国内经济环境恶化叠加2014年以来原油价格下跌，巴西国内最大公司——巴西国油面临日益严重的债务问题，2014年底，其负债总额从两年前的约1810亿雷亚尔（约557亿美元）增至3320亿雷亚尔（约1023亿美元），增幅达83%。2015年2月和8月，穆迪和标普连续把巴西国油的信用评级下调。在内忧外患的情况下， 巴西石油2015-2016年几乎没有授出原油勘探开采订单，巴西国内石油储采率下降至2017年12.47，为近十年来最低水平。

图25：巴西国内石油储采率下降至2017年12.47，近十年来最低

加快FPSO订单释放，2019年巴西FPSO在建订单占据市场“半壁江山”。 巴西出口收入中25%左右的收入由包含石油在内的自然资源构成。为摆脱国内经济下滑趋势，以及提升巴西石油公司的盈利能力，巴西国油从2017年开始加速扩展FPSO订单，根据FPSO NETWORK 统计， 2019年全球在建共有26个FPSO项目，而巴西在建FPSO项目就多达13个 ，占据半壁江山。2019年6月和11月，巴西石油公司分别将两条FPSO项目授予SBM Offshore和Modec。此外， 巴西国油计划在2019 - 2020年间投入841亿美元，其中688亿美元将用于其勘探和生产业务。

图26：2019年巴西FPSO在建订单占据全球市场“半壁江山”

2.3.   SBM与Modec主导巴西FPSO市场，中国海工油服公司接单优势明显

2.3.1.   巴西市场贡献SBM与Modec超半数产能，两巨头占据巴西FPSO 40.91%市场

全球浮式生产两巨头，SBM与Modec占据巴西40.91%FPSO市场 。作为全球最大的FPSO运营商，荷兰SBM Offshore公司的FPSO产量约占全球深水油气产量的10%。2018年SBM在全球有18座生产平台，其中14座为FPSO，7座位于巴西。日本浮式生产巨头Modec和SBM一样，在全球运营18座浮式生产平台，其中在巴西运营FPSO共11座，FSO 1座，两家巨头在巴西合计共有18座FPSO生产平台，占全部巴西全部现役FPSO数量的40.91%。

巴西市场贡献SBM超半数原油产能，贡献Modec超八成产能 。2018年SBM生产平台船队原油日处理能力为172万桶，天然气日处理能力2200百万立方英尺，其中仅巴西原油日产量就占到87万桶，占其全球原油总产能50.58%。日本巨头Modec因为历史和移民还有两国政治经济的强联系，在巴西市场更有优势，Modec生产平台船队原油日处理能力为170万桶，天然气日处理能力2700百万立方英尺，其中巴西原油日处理能力为136.5万桶，天然气日处理能力2440百万立方英尺，巴西贡献了Modec超过八成的产能。

2.3.2.   成本领先+融资能力强，助力中国企业吸纳全球FPSO模块订单

成本领先+融资能力强适应BOT模式，中国企业占据FPSO改装和建造市场 。全球FPSO改装和建造市场主要在中新韩三国， 中国企业依托本国较完整的产业链和较低的材料、人工成本，在价格上相对新加坡和韩国企业更有优势，在油价保持在60-70美元/桶时，油公司会优先考虑中国供应商 。近期巴西国家石油公司将逐渐引入BOT（Build， Operate，Transfer）的承包战略，BOT模式是指承包商垫资建造并且运营该FPSO，运营一段时间后，一般是3年，然后将FPSO资产转移给油公司，其本质上是油公司和承包商合作的模式，承包商将承担更多的融资风险，由于中国主流海工船厂和油服公司都背靠集团公司，融资能力强，所以在BOT承包模式之下，SBM Offshore之类的承包商往往会将订单交给中国企业。

中国成为全球FPSO上部模块建造大国 。据Sinorig Offshore统计2016-2018年，全球交付和在建的19个FPSO里，至少有11个FPSO项目的大部分上部模块建造工作在中国完成，中国FPSO上部模块的建造份额已经超过75%，中国已经成为全球FPSO上部模块建造大国。

Modec和SBM Offshore上部模块工作量全面向中国转移 。Modec和SBM Offshore之前的上部模块建造量分布在全球各地，2018年以来，全球FPSO上部模块的工作量明显向中国转移。 2019年2月，Modec计划在上海设立分公司，处理公司亚太区业务 。SBM Offshore最近2年也在建设中国FPSO供应链， 2019下半年，SBM Offshore与博迈科签署Liza-3FPSO上部模块和集成合同的合作备忘录，博迈科被认为最有可能在未来取代SBM Offshore在新加坡的传统上部模块供应商Dyna-Mac(精砺控股)。 两大全球FPSO巨头用实际行动表明了中国在全球FPSO建造领域的地位。

3.1.   天然气消费量快速增长，环保政策+运输方便激发LNG需求

天然气作为清洁能源应用广泛，预计2035年全球天然气需求+41% 。随着全球新兴市场对于环保问题的重视，作为清洁能源的天然气消费量保持快速增长。根据 BP 的数据显示，2018 年全球天然气产量达 3.48万亿立方米，同比+ 5.3%，天然气消耗量3.87万亿立方米，同比+5.0%。2018年天然气在一次能源中的消耗占比达23.9%，仅次于石油。 据壳牌集团《LNG前景报告2019》，预计到2035年，天然气的需求将增长41% ，国内生产和LNG进口是全球天然气供应的主要方式。北美和中国将贡献大部分增长，电力、工业、民用与商用及交通运输将是天然气的四大需求板块增长点。

图27：2018年全球天然气产量同比+5.3%

图28：2018年全球天然气消费量同比+5.0%

液化天然气技术压缩气体体积，解决供给区域与消费区域的不匹配问题。液化天然气技术使同等重量的天然气体积降低至原先的1/600左右， 突破了主要依靠管道输送的原有格局，促进了天然气的生产和消费。天然气液化主要在天然气液化工厂进行，将天然气经过脱水、脱烃、脱酸性气体等工艺后，使得原料气符合液化处理的技术要求，天然气液化工厂采取制冷工艺或外部冷源使天然气变为-162℃的低温液体。天然气液化工厂主要包括生产系统、控制系统、生活设施、公用设施和辅助设施。其中， 生产系统、控制系统是天然气液化工厂中的核心部分，采用模块化的建造方式。 随着天然气消费需求的增长，在海洋油气开采已成熟应用的模块化技术凭借高效、环保及低成本的特点也逐步应用于天然气液化设施中。

图 29：天然气液化工厂中的核心部分采用模块化的建造方式

预计2019年液化天然气产能同比+9.6%，2030年液化天然气产能将达到7.5亿吨每年 。据能源咨询服务公司Rystad预测， 全球液化天然气产能将从2018年的3.96亿吨增加到2019年的4.34亿吨，同比+9.6% 。需求增长主要来自亚洲，据《能源研究与信息》杂志数据， 2018年亚洲液化天然气贸易量已经占到全球的70% ，中日韩贡献了大部分需求。2017年中国加大环境治理力度，积极推动“煤改气”；2018年韩国延长核维修时间表；2018年，日本九州电力公司的Genkai核电厂3号和4号反应堆以及关西电力公司的Ohi核电厂3号和4号反应堆重启，都将加大未来亚洲地区对液化天然气的需求。 根据 BNEF 的预测，到 2030 年全球天然气液化产能将超过 7.5亿吨/年 。

LNG需求动力来自环保政策支持和交通领域发展 。韩国近年来不断提高煤的税收，而天然气税收则稳中有降，2019年降至0.6美元/百万英热左右。欧盟的碳价获得政策推动，同样助力天然气发展。中国政府大力推动“煤改气”，使得北京过去5年的冬季空气质量明显改善，2018年中国的二氧化碳排放量共计减少了1.76亿吨，中国期望2020年使天然气在一次能源消费中占比达到10%。此外，在交通运输方面，2018年，中国公路运输业消耗LNG 670万吨，拥有LNG加注站2552座。欧洲的重载运输工具正在向LNG转变，目前拥有5500辆LNG卡车，预计2030年该数字将变成28万。船运方面，预计2035年的船舶年消费LNG将超过3000万吨。

3.2.   储量、航道、低温三大优势造就亚马尔半岛LNG项目

3.2.1.   2019年全球获FID的LNG项目已达3480万吨

2019年获FID的LNG项目已达3480万吨 。2014年之后，受油价表现低迷影响，LNG订单释放量明显较少，2017年仅有1个大型液化天然气项目进入最终投资决定阶段（FID），即位于莫桑比克的产能为340万吨的Coral South浮式液化天然气设施（FLNG），16-17年总计产能释放仅700万吨。随着油气开发景气度上升，全球LNG市场开始复苏，2018年做出最终投资决策的新产能达到2100万吨/年。 截止目前，2019年度已有两个LNG项目进入最终决定（FID），分别是Yamal-2期,三条线合计产能1980万吨，以及莫桑比克的LNG项目，两条线合计产能达到1500万吨，2019合计新增产能数值将已达3480万吨 。据壳牌集团预计2021年则会进一步增加到3500万吨以上。

3.2.2.   亚马尔半岛LNG项目具备储量、航道、低温三大优势

Yamal-1期项目总投资规模达270亿美元，合计产能1650万吨 。随着极地气温变暖，极地附近的资源迎来大规模开发时期。2014，中俄亚马尔液化天然气LNG项目招标， 总投资规模达270亿美元，合计产能1650万吨 ，2017年12月正式投产。该项目所在的亚马尔半岛位于俄罗斯西伯利亚平原的西北部，北临北冰洋，半岛总面积约为12.2万平方千米。亚马尔半岛拥有世界上最大的天然气储存量，被俄罗斯誉为“俄罗斯战略性天然气储备区”。

图30：亚马尔半岛拥有世界上最大的天然气储存量

储量优势：亚马尔半岛已探明天然气储量占全球13.7%。 根据《BP世界能源统计年鉴2018》2017年底，俄罗斯天然气已探明储量高达35万亿立方米，占全球已探明总储量193.5万亿立方米的18.1%，位居世界第一。其中亚马尔半岛已探明天然气储量为26.5万亿立方米，占全球已探明总储量13.7%。

航道优势：北极航道，比绕行苏伊士运河省时20天。 由于LNG项目前期的模块运输和投产后的液化天然气运输都需要借助航运，航道通常尤为重要。亚马尔半岛地处北极航道核心部位，东北有白令海峡，西可通往大西洋的温暖水域，南有鄂毕河连接内陆，在夏季，液化气用北方航线通航运输，冬季运输船则会向西航行，在比利时泽布吕赫港换装到普通运输船上，再运到最终目的地。便捷的航道不但降低了运输成本，还联通了全世界的模块供应商和下游市场。 2015年以来，亚马尔LNG项目全部模块超过60%通过北极东北航道，平均用时16天左右，比通过苏伊士运河节省近20天，航道距离至少缩短1/3的航程，大幅降低了运输成本。

图31：北极航道降低了Yamal-1期运输成本

低温优势：利于天然气液化，结合模块化生产进一步降低成本 。液化天然气是天然气经压缩、冷却至其沸点（-161.5℃）温度后变成液体，通常液化天然气储存在-161.5摄氏度、0.1MPa左右的低温储存罐内。亚马尔半岛位于北纬71度，深入北极圈内600公里，最低气温可达零下50摄氏度，有利于天然气冷却液化。模块化生产天然适应极地低温的气候，Yamal-1期项目将液化天然气工厂模块化生产，再由北极航道运至亚马尔半岛，降低了生产成本。

3.2.3.   亚马尔半岛后续开发持续性强，中国模块制造商继续担当供应主力

亚马尔半岛后续开发持续性强 。Yamal-1期项目目前已建成投产，每年产能的54%投向亚洲市场，其余投向欧洲市场。诺瓦泰克公司有关人士表示，亚马尔LNG项目由于生产成本低，即使在石油价格负面预期下，也能盈利。在1期项目成功投产后，2期项目在2019年进入最终投资决定阶段。预计未来将有更多国际资本流入亚马尔半岛进行液化天然气的开发。

Yamal-1期中85%的模块由中国企业制造，2期订单落地继续利好国内模块制造商 。在Yamal-1期项目中，液化厂85%的模块由海油工程、博迈科等中国企业制造，其中中国企业首次承担了核心模块的建造，在交付时间和质量上取得业主高度赞誉。2018年，Yamal- 2期项目启动招标，该项目位于俄罗斯亚马尔—涅涅茨自治区塔佐夫斯基区，格达半岛西部，旨在开发该地区的天然气资源。2019年Yamal-2期订单纷纷落地，其中博迈科等中国油服企业凭借Yamal-1期项目的优异表现，成功中标2期项目的订单。Yamal-2期项目预计2022年5月完工。

图32：博迈科中标Yamal-2期项目 订单47.2亿元

世界铁矿石资源丰富，澳大利亚铁矿石储量和含铁量世界第一 。2019年全球铁矿石资源储量达1700亿万公吨，含铁量840亿万公吨，其中澳大利亚铁矿石储量500亿万公吨，含铁量240亿万公吨，分别占全球比重的24.91%，28.57%，位列世界第一。

粉碎、筛选和运输系统是矿业开采成套化设施中的核心部分 。矿业开采的成套化设施，包括粉碎系统、筛选系统、运输系统、过程存储系统、采样系统、公用系统和辅助系统等。整套设施中粉碎系统、筛选系统、运输系统和过程存储系统主要通过模块化的方式进行建造。其中，粉碎、筛选和运输系统是矿业开采成套化设施中的核心部分。

图33：模块化设施生产降低开采成本和难度

模块化设施生产降低开采成本和难度，采矿服务稳定发展 。国际主要矿业开采企业（BHP Billiton和力拓集团等）拥有储量大、品质高、适宜自动化开采的优质矿产。因为许多高品质矿产埋藏较浅，且分布在人际罕至的地区，建厂条件差，使用传统的机械化方式大大提高了矿厂建设的难度、周期和成本。而采用模块化设施生产方式，可以把巨型开采设备设计拆分成各种具有独立功能的中小型模块，异地建造完成后运输至矿产当地进行安装就可投入使用。此外，由于模块设施功能独立、拆分简便，还可循环利用，能有效降低开采成本。在模块化设施生产方式下，采矿服务将稳定发展

5.1.   油价低谷期扩充产能以备未来订单，多元业务布局增强抗周期性

改扩建临港海洋重工建造基地 。2016 年，在油价处于低谷且公司前期订单收入确认尾声之时，公司分别投资 5.37 亿元和 5.43亿元用于临港海洋重工建造基地一二期改扩建工程项目和临港海洋重工建造基地三期工程项目（一阶段）。项目建设期均18个月，预计建成后总计年新增产能对应销售收入10.56 亿元，对应净利润 1.41亿元。

建设博迈科 2#码头工程，未来或进军FPSO总装项目 。2018年，为适应公司业务拓展需求及未来发展战略规划，股东大会通过公司以自有资金结合部分募集资金投资建设天津港大沽口港区临港博迈科 2#码头工程的方案，本项目拟建1个模块出运兼15万吨FPSO舾装泊位，泊位长度为300m，设置40t门座式起重机2台。 建成后该码头可年出运1000t及以下模块100个，1000t~25000t模块20个，或年舾装2艘15万吨FPSO 。该项目的开展，将有效提升公司场地产能，使公司承接FPSO、FLNG或FSRU等项目的总装变为可能，为公司持续拓展经营范围奠定基础。

2016年公司布局重油处理厂等新兴模块化建造领域 。公司凭借多年模块化项目经验，于New Refinery Project项目中建议并协助总包方建设模块化的重油处理厂，实现经济、安全、高效，符合业主的项目需求，获得了业主和总包方的高度认可。 2016年，公司获得了该项目24个电气间模块的建造合同，总金额为1,876万美元。业务和下游客户的多元化将提升公司营收渠道，增强抗周期性。

5.2.   海洋油气开发：公司积极跟进FPSO订单，预计营收稳定增长

公司海洋油气开发业务主要提供 FPSO 核心模块的设计与建造服务 。FPSO 上部生产设施主要通过模块化的方式进行建造。其中，上部油气处理模块为整个平台的生产系统，电气模块是平台的电力控制中心，生活楼模块为平台的指挥控制部分。以上模块具有较高的可靠性与安全性要求，是整个FPSO 的生产系统的核心部分。

图34：2018年公司与Modec签订5.7亿元订单，近五年来规模最大

公司凭借自身声誉，将积极跟进未来FPSO订单 。截至目前，公司已为Conoco Phillips提供了多个项目的生活楼模块和电气模块；与Modec合作向Petrobras提供了从MV18、MV20、MV22、MV23、MV26、MV29等多条FPSO的电气模块和油气处理模块；与ABB、SIEMENS合作生产了多个电气模块。由于公司订单交付准时，完成质量高，积累了较高的客户认可度。随着油价回稳，未来fpso市场订单将持续释放。公司18年与Modec签订了5.7亿元订单，未来公司还将积极跟进相关订单。

图35：2019年FPSO订单快速增长

海洋油气开发模块的订单交付一般为 1-2 年，营收确认有一定滞后性。 海洋油气开发模块的营收主要受到新增订单影响，与油价变化相比且具有一定滞后性。根据公司以往订单收入确认情况来看，海洋油气开发模块的订单交付一般为1- 2 年，因此，相关营收受到上年未完工订单与本年新增订单的共同影响。 以 2016 年为例，油价低迷影响上游海洋油气开发，公司新增订单出现大幅下滑。但由于 2015 年存量未完工订单的推动，公司海洋油气开发模块的收入下降并不明显。 但在 2017 年新增订单继续乏力的状况下，营收达历史最低点。预计未来公司将积极跟进FPSO订单，在订单充裕时，海洋油气开发业务营收将保持稳定增长。

图36：海洋油气开发大订单

图37：海洋油气营收确认有一定滞后性