行业核心观点 - 全球海洋油气勘探支出持续增加，行业维持高景气度，2022年海上油气绿地项目投资突破1000亿美元，今明两年有望继续维持在1000亿美元以上 [1][4] - 海洋及深海是未来石油工业的重点方向，深水油气发现占比和产量预期均显著提升，深水原油产量有望从2015年的600万桶/天增至2040年的1000万桶/天，深水天然气年产量有望从2015年的830亿立方米增至2040年的4610亿立方米 [4] - 中国将海洋能源作为保障能源安全的战略重点，通过税收优惠政策降低海洋油气勘探装备及天然气进口成本，旨在提升国内油气自主供给能力 [2][4] 政策内容分析 - 对在我国海洋进行油气勘探开发作业的自营及中外合作项目，进口国内不能生产或性能不能满足需要的直接用于作业的设备、仪器等，免征进口关税和/或进口环节增值税 [2] - 对符合条件的跨境天然气管道和进口液化天然气（LNG）接收储运装置项目接收的进口天然气，按一定比例返还进口环节增值税 [2] - 具体返还细则包括：对2014年底前签订的长贸气合同项下进口天然气，进口环节增值税按70%比例返还；进口价格高于参考基准值时，增值税按倒挂比例的80%予以返还 [8] 行业趋势与数据 - 全球海洋油气探明储量中深水占比持续提升，2000-2010年年均探明储量350亿桶油当量，深水发现占30%，2011-2023年年均发现180亿桶油当量，深水发现占比达51% [4] - 中国海洋油气上游资本支出持续增长，中海油2024年资本支出为1327亿元，较2023年增加31亿元，2025年预算为1250-1350亿元，其中开发支出占比61% [4] - 中国天然气消费量持续增长，2025年消费量4320亿立方米，预计2026年达4500-4550亿立方米，2030年约5500亿立方米，2025年进口依赖度为40%（LNG占21%，管道气占19%） [7] 产业链影响与机遇 - 政策直接减免海洋勘探开发核心设备进口关税，降低设备采购及海上油气勘探开发综合成本，有效提升项目内部收益率，并有助于推动边际及深海油气田开发 [3][6][9] - 进口天然气增值税返还机制有助于平滑进口成本波动，特别是在气价高企时，降低管道天然气及LNG的进口成本压力，稳定进口商预期 [3][7][8][9] - 全球海洋油气高端装备技术仍以欧美企业为主导，国内在深水钻机、防喷器、水下生产系统及部分新型地震采集技术等方面仍需进口，税收减免可切实促进开发 [5][6] 相关公司关注 - 海洋油气勘探开发直接受益，建议关注中国海油、中海油服、海油发展 [3][9] - 进口天然气增值税返还受益，建议关注中国石油、中国海油 [3][9]

文章核心观点 - 近期石化ETF表现强劲，资金大幅流入，其背后受到国家能源资源勘探开发进口税收优惠政策的直接推动，该政策旨在提升海洋油气勘探开发能力并降低企业成本 [1] - 机构观点认为，深海油气开发具有战略与商业双重价值，政策支持下有望快速发展，国内油企通过一体化布局和多元化策略增强了业绩韧性，全球炼油产能趋紧或利好国内炼化企业 [1] - 石化ETF跟踪中证石化产业指数，其投资逻辑聚焦国家“大能源”安全，通过配置上下游龙头公司，既能分享化工品利润修复，也能在油价上行周期中锁定上游资源价值 [2] 市场表现与资金流向 - 截至2月24日13点32分，石化ETF（159731）上涨3.84% [1] - 该ETF近20个交易日资金净流入总计12.50亿元 [1] - 该ETF最新份额达17.61亿份，最新规模为17.84亿元 [1] - 其持仓股中和邦生物、云天化、川发龙蟒涨幅居前 [1] 政策动态与影响 - 2月14日，财政部、海关总署、税务总局联合发布“十五五”期间能源资源勘探开发进口税收优惠政策 [1] - 政策聚焦海洋油气勘探与应急保障，对相关自营项目进口的关键设备、仪器等免征进口关税 [1] - 该政策有利于增强我国海洋油气勘探开发能力和应急救援水平，并有效降低相关企业进口成本 [1] 机构观点与行业分析 - 国信证券认为，深海油气开发兼具战略价值和商业价值，在政策及科研项目推动下有望快速发展并取得较高经济利益，海洋油气企业有望受益 [1] - 平安证券分析指出，国内油企通过上下游一体化布局和多元化油气进口来源，降低了整体业绩对油价波动的敏感性 [1] - 同时，国内油企通过加速挖掘国内海上油气资源和在“一带一路”沿线国家投资，以降低能源对外依存度 [1] - 全球炼油产能增速趋缓，海外成品油供给收紧，汽柴油裂解价差有望修复，或利好国内油品生产企业 [1] 产品结构与投资逻辑 - 石化ETF（159731）及其联接基金（017855/017856）跟踪中证石化产业指数 [2] - 该产品投资逻辑聚焦于“大能源”安全 [2] - 其不仅能分享下游化工品的利润修复，还通过高配“三桶油”等炼化龙头，锁定能源上游资源价值 [2] - 该结构使得该产品在油价上行周期具备更强的业绩韧性 [2]

投资评级与核心观点 - 报告对利柏特（605167.SH）给予“买入”评级，当前股价为18.30元，合理价值为20.41元 [9] - 核心观点：全球FPSO（浮式生产储油卸油装置）投资加速，看好公司南通基地投运后海工业务的成长 [2] - 预计公司2025-2027年归母净利润分别为2.15亿元、2.62亿元、3.55亿元，同比增速分别为-10.7%、+21.9%、+35.5% [4][9] - 维持合理价值20.41元/股的判断，对应公司2026年35倍市盈率估值 [9] 行业分析：FPSO模块化建造与市场前景 - FPSO是海洋油气开发的核心装备，模块化设计建造技术可有效缩短建造周期、提高建造质量并降低风险，已逐渐取代传统非模块化建造方法 [9][27] - FPSO产业链中游的模块设计与制造是核心环节，负责将设计图纸转化为实体模块 [9][23] - 能源安全战略驱动国内海上油气发展提速，2024年中国海洋油气产业生产总值达2542亿元，2019-2024年复合年增长率为10.5% [35][38] - 海外市场方面，巴西国家石油公司（Petrobras）预计在2026-2030年战略计划中投资1090亿美元，推动FPSO需求 [9][44] - 根据能源海事协会（EMA）预测，2025-2029年全球浮式生产系统（FPS）总投资约1260亿美元，其中FPSO占比70%，其上部模块价值量占比约60%，据此测算全球FPSO上部模块年均市场规模约105.8亿美元 [9][45][48] 公司竞争力与业务进展 - 全球FPSO行业呈阶梯分布，海外巨头（如SBM Offshore、Modec）掌握上部模块核心设计技术并长期绑定国际油企；中国船厂集群（如海油工程、中集来福士）属于以制造为核心的第二梯队 [49][52][56] - 利柏特作为专业模块制造商，于2022年首次参与荷兰JOGS的FPSO项目，承接了5个上部模块的设计与制造 [9][53] - 公司拟建的南通基地紧邻黄海，拥有440余米岸线及自有码头资源，大型船舶可直接停靠，便于进行FPSO上部模块加工，区位优势显著 [9][53] - 国内同行中，海油工程是具备EPCI总承包能力的绝对龙头；中集来福士具备FPSO“改造+建造+调试”一体化能力；博迈科近期签署了合同金额约1.9-2.4亿美元的FPSO上部模块项目 [23][54][55][57] 财务预测与估值 - 预计公司2025-2027年营业收入分别为29.05亿元、30.64亿元、39.98亿元，同比增速分别为-16.8%、+5.5%、+30.5% [4][60] - 预计同期每股收益（EPS）分别为0.48元、0.58元、0.79元 [4] - 基于2026年盈利预测，报告给予35倍市盈率（P/E）估值，得出合理价值20.41元/股 [9][60]

投资评级 - 对中海油服A股及H股维持“优于大市”评级 [1][3][20][22] 核心观点 - 国际油价预计稳中上行，2026年布伦特油价中枢在55-65美元/桶，地缘冲突可能推动油价小幅冲高 [1][3][8] - 海洋油气是未来开发重点，国内相关资本支出有望维持高位，行业高景气度将支撑公司发展 [3][9][17] - 公司作为国内油服龙头，业务结构优化，毛利率预计逐步提升，在大型装备使用率及日费提升背景下，经营持续向好 [3][18][19] - 预计公司2025-2027年归母净利润分别为40.98亿元、42.74亿元、45.6亿元，对应每股收益0.86元、0.90元、0.96元 [3][20] 行业与宏观环境分析 - 美国页岩油新井成本较高，决定了国际原油价格中枢，2025年第一季度页岩油企业实现盈利性钻探的平均成本为65美元/桶 [4] - 美国页岩油企业钻探成本上升部分源于《通胀削减法案》对甲烷排放收费，2025年费用提高至1200美元/吨 [5] - 美国页岩油厂商在低油价下资本开支意愿较低，不具备大幅增产条件，其决策更多是“被动接受油价的结果” [5][8] - 全球海上油气绿地项目投资额在2022年突破1000亿美元，今明两年有望继续维持在此高位 [9] - 全球油气勘探发现整体减少，但深水发现占比提升，2011-2023年深水发现占比达51% [9] - 深水原油产量有望从2015年的6百万桶/天增至2040年的10百万桶/天，深水天然气年产量则有望从830亿立方米快速增至4610亿立方米 [9] - 若未来国际油价维持在60美元/桶，约85%的未开发海上油田具备盈利能力 [13] 公司经营与财务 - 公司预计2026年资本性开支约为人民币84.4亿元，用于装备投资更新、技术研发和基地建设等 [2][18] - “十四五”期间，公司年均推动四十余项新技术落地，覆盖全业务链，在提速提产的同时完成降本，服务分包率持续下降 [18] - 2025年公司钻井船出租率突破90%，船舶运营率达到95%，大型装备出租率整体达历史高位 [19] - 2025年公司总资产周转率、全员劳动生产率、用工回报率均同比提升，租赁成本同比下降 [19] - 预计2026年公司核心指标将继续优化 [19] - 母公司中海油2024年资本支出为1327亿元，较2023年增加31亿元 [17] - 根据盈利预测，公司2025-2027年毛利率预计分别为17%、17%、16% [24]

投资评级 - 报告对中海油服A股及H股维持“优于大市”评级 [1][3][20] 核心观点 - 国际油价稳中上行，预计2026年布伦特油价中枢在55-65美元/桶，在地缘冲突影响下有望小幅冲高 [1][3][8] - 海洋油气经济性高，是未来原油增储上产的重要方向，全球及中国相关资本支出预计维持高位 [3][9][17] - 公司作为国内油服龙头，业务结构优化，毛利率预计逐步提升，在大型装备使用率及日费提升背景下，经营持续向好 [3][18][19] - 公司预计2025-2027年归母净利润分别为40.98/42.74/45.6亿元，对应每股收益0.86/0.90/0.96元/股 [3][20] 油价分析与展望 - 美国页岩油新打井-完井的完全成本处于61-70美元/桶区间，实现盈利性钻探的平均成本为65美元/桶，是国际原油价格的重要支撑 [4][8] - 美国页岩油企业现有油井运营成本平均为41美元/桶，较2024年第一季度增加2美元/桶 [4] - 由于美国页岩油较高的新井成本，预计2026年布伦特油价中枢在55-65美元/桶，WTI油价中枢在52-62美元/桶 [8] 行业趋势：海洋油气前景 - 全球海上油气绿地项目投资额在2022年突破1000亿美元，今明两年有望继续维持在1000亿美元以上高位 [9] - 2011年到2023年，全球年均油气发现180亿桶油当量，其中深水发现的占比达到51% [9] - 深水原油产量有望由2015年的6百万桶/天增加至2040年的10百万桶/天 [9] - 若未来国际油价维持在60美元/桶，约85%的未开发海上油田开发后具备盈利能力 [13] - 2024年中海油资本支出为1327亿元，较2023年增加31亿元，显示中国海洋油气勘探力度维持高强度 [17] 公司经营与战略 - 公司预计2026年资本性开支约为人民币84.4亿元，主要用于装备投资更新、技术研发和基地建设等 [2][18] - “十四五”期间，公司年均推动四十余项新技术落地，覆盖全业务链，服务分包率持续下降 [18] - 2025年公司钻井船出租率突破90%，船舶运营率达到95%，大型装备出租率达历史高位 [19] - 2025年公司总资产周转率、全员劳动生产率、用工回报率均同比提升，租赁成本同比下降 [19] 财务预测与估值 - 预计公司2025-2027年营业收入分别为49500/55500/60740百万元 [24] - 预计公司2025-2027年毛利率分别为17%/17%/16% [24] - 预计公司2025-2027年归母净利润分别为4098/4274/4560百万元 [24] - 基于2026年1月28日收盘价16.70元，对应2025-2027年预测市盈率（P/E）分别为19.42/18.56/17.40倍 [22]

渤海油田2025年产量创历史新高 - 2025年渤海油田累计生产油气当量突破4000万吨 创历史新高 [2] - 渤海油田是我国海上产量最高、规模最大的主力油田 拥有60余个在生产油气田和200余座生产设施 累计生产原油超6亿吨 [3] 2025年产量目标达成与支撑因素 - 公司制定了2025年实现油气产量4000万吨的目标任务 [3] - 2025年产能建设全面提速 全年钻完井作业量创历史新高 [3] - 推动垦利10-2、渤中26-6等亿吨级油田在内的多个重点项目快速建成投产 支撑产量目标 [3] - 通过实施老油田二次调整项目 2025年老油田年产原油超3200万吨 稳住了产量基本盘 [3] 产量增长背后的科技创新 - 投用首套国产化浅水水下生产系统 推动我国浅水海域油气开发 [5] - 耐高温注采一体化装备推动非常规稠油油田开发 支撑热采年产量从30万吨突破至200万吨 [5] - 渤海油田近5年以年均5%的油气产量增幅前进 [5] - 渤海油田原油增量约占全国总增量近40% 成为支撑国内油气增储上产的核心力量 [5] 未来发展规划 - “十五五”期间 公司将重点建设万亿大气区 以进一步增强海洋油气供给保障能力 [5]

渤海油田产量创历史新高 - 中国海上最大油田渤海油田2025年累计生产油气当量突破4000万吨，创历史新高[1] - 渤海油田是我国海上产量最高、规模最大的主力油田，现拥有60余个在生产油气田、200余座生产设施，累计生产原油超6亿吨[4] 2025年产能建设与重点项目 - 2025年渤海油田产能建设全面提速，全年钻完井作业量创历史新高[4] - 推动包括垦利10-2、渤中26-6等亿吨级油田在内的多个重点项目快速建成投产，为达成4000万吨目标提供支撑[4] - 技术团队实施绥中36-1、旅大5-2油田二次调整项目，使2025年老油田年产原油超3200万吨，稳住了产量基本盘[4] 科技创新驱动产量增长 - 渤海油田投用首套国产化浅水水下生产系统，推动了我国浅水海域油气开发[6] - 耐高温注采一体化装备推动了旅大5-2北、锦州23-2等非常规稠油油田开发，支撑热采年产量实现从30万吨到200万吨的突破[6] - 渤海油田近5年以年均5%的油气产量增幅前进，其原油增量约占全国总增量近40%，成为支撑国内油气增储上产的核心力量[6] 未来发展规划 - “十五五”期间，渤海油田将重点建设万亿大气区，以进一步增强海洋油气供给保障能力[6]

文章核心观点 - 海洋软管是深海油气输送的关键“海底生命线”，因其柔性、耐腐蚀、耐高低温等性能，在恶劣海洋环境中比传统钢质管道更具优势 [1] - 海洋软管核心技术曾长期被国外垄断，2010年由无棣海忠软管制造有限公司实现国产化突破 [1] - 全球能源需求增长推动海洋油气资源开发，带动海洋软管应用日益广泛，2024年中国海洋软管行业市场规模达26.83亿元，同比增长18% [1][11] - 行业未来将受益于深海油气资源开发加速及柔性管道应用深化，市场空间广阔 [1][12] 海洋软管行业概述 - 海洋软管是用于海洋石油勘探、开采、生产、运输，由金属和聚合物材料制成的软管，是连接采油平台与海底油气井的关键管道 [3] - 主要分为非粘结型和粘结型海洋软管，其中非粘结型软管是市场主流产品，由多个独立层状结构组成，适用于长距离管道工程 [3] - 非粘结型软管典型管体结构包括骨架层、内衬层、抗压铠装层、耐磨层、抗拉铠装层、中间层和外包覆层，各层功能不同 [5] 行业产业链 - 产业链完整，涵盖上游原材料、中游制造与下游应用三大环节 [8] - 上游原材料包括用于内衬层、耐磨层的HDPE、XLPE、PVDE，用于保温层的PP、PVC，以及用于骨架层、抗压铠装层的不锈钢、镍基合金、碳钢等 [8] - 下游应用领域主要为海上油气勘探、开采和运输，用于连接采油平台与海底油气井 [8] - 聚丙烯是制造保温层的关键原材料，其产能从2018年的2317万吨增长至2024年的4369万吨，年复合增长率11.15%；产量从2018年的2092万吨增长至2024年的3472万吨，年复合增长率8.81%；自给率已达90%以上 [10] 行业发展现状与驱动因素 - 2024年中国海洋原油产量为6550万吨，海洋天然气产量为262亿立方米 [11] - 2025年预计海洋原油产量将提升至6800万吨，海洋天然气产量有望突破290亿立方米，这将拉动海洋软管市场需求增长 [11] - 国内企业技术突破显著：2025年4月，无棣海忠软管启动国内首条2000米级超深水非粘结挠性管样管项目 [12]；2025年6月，厦门卓励石化交付首套国产LNG复合软管，打破进口依赖 [12]；2025年8月，揭阳亨通海洋技术的非粘接海洋柔性软管首次出口海外 [12] 行业竞争格局与重点企业 - 行业已形成以本土企业为主导的竞争格局 [13] - 无棣海忠软管制造有限公司是国内首家、世界第4家海洋软管制造商，占据国内市场主要份额，2010年国产首条11.5公里3英寸输气软管投产，填补国内空白，迄今已生产投入使用超400公里软管 [13] - 其他主要企业包括河北泽邦塑胶科技、揭阳亨通海洋技术、烟台泰悦流体科技、河北恒安泰油管、山东龙口特种胶管及山东悦龙橡塑科技等，共同构建完整产业体系 [2][13] - 漯河利通液压科技股份有限公司正在建设海洋石油软管产线，预计2025年第四季度完成试产 [13] - 河北泽邦塑胶科技在橡胶管路领域深耕20多年，其海洋输油管通过法国BV船级社认证，产品远销50多个国家和地区 [14] 行业发展趋势 - **技术升级与产品创新**：行业将研发更高承压、更强耐腐蚀与抗疲劳的软管产品，应用新型复合材料，并集成智能化监测技术以实现实时监控 [15] - **环保化**：行业将致力于开发环境友好型软管，应用可降解材料与低环境冲击生产工艺，确保产品全生命周期环保 [16] - **向综合解决方案服务模式转型**：企业将从产品供应商转变为覆盖设计、安装、检测、维护的全生命周期服务商，构建预测性维护系统以提升运营效率与安全性 [17][18]

项目投产与规模 - 我国“深海一号”二期项目于今年6月25日全面投产，成为迄今产量最大的海上气田[1] - 项目标志着我国迈出以深水气田群建设实现深海油气规模化开发的关键一步[1] - 两期项目23口深水井全部投产，最高日产能达1500万立方米，预计年产能超45亿立方米，累计产量已超120亿立方米[7] 资源储量与潜力 - 全球超过70%的油气资源蕴藏在海洋，其中40%来自深水[1] - 我国南海石油资源量约248亿吨，天然气约42万亿立方米，约一半蕴藏在深海海域[2] - “深海一号”大气田探明天然气地质储量超1500亿立方米[5] 技术突破与创新 - 项目攻克水深1200米至1500米超深水作业难题，代表我国跻身世界深水油气开发阵营[3] - 项目首创“水下生产系统+浅水导管架平台+深水半潜式平台远程操控系统”开发模式[6] - 核心装备“深海一号”能源站为全球首座10万吨级深水半潜式生产储油平台，总重超5万吨，最大排水量达11万吨，实现3项世界级创新和13项国内首创技术[4] 开发难度与挑战 - 深水作业难度随水深增加呈几何倍数增长，1500米水深设备表面压力相当于150个大气压[4] - 二期项目面临地层最高温度138摄氏度、最大压力超69兆帕的极端地质条件[5] - 项目构建了作业水深跨度超1500米、地理跨度超170公里的超大规模油气生产设施集群[5][6] 开发模式与经济性 - 项目采用“深浅结合”、“新老结合”思路，经济高效开发，建成我国南部海域首个“四星连珠”油气生产平台[7] - 该模式使建成近30年的浅水气田装置转变为新建“深水大气区”的油气传输枢纽[7] 战略意义与影响 - 项目对提升我国海洋资源开发能力、支撑海洋强国战略具有重要意义[1] - 所产深水天然气通过香港、三亚、珠海等地陆岸终端流向粤港澳大湾区和海南，并接入全国天然气管网[7] - 项目建立的技术装备体系为未来开发南海更宽海域和超深水领域奠定基础[8]

海底管道网络建设成就 - 渤海油田建成国内最密集海底管道网络，海底油气管道总长达3200余千米 [1] - 海底管道网络助力中国海洋油气管道总长度突破10000千米，跃居世界前列 [1] - 海底管道作为海洋油气生产系统“生命线”，串联水下井口、海底管道与陆地终端，形成完整生产链 [1] 铺管技术与装备能力 - 铺管作业能力实现全面提升，铺设规格实现从2英寸到48英寸海管的全尺寸覆盖 [1] - 铺管技术涵盖单层管、双层管、复合管、子母管等国际主流海管全部类型 [1] - 铺管技术及装备能力达到国际先进水平，并在装备技术体系完整性方面走在国际前列 [1] 船舶装备迭代与海外项目 - 船舶装备持续迭代，从第一代浅水铺管船发展到3000米级超深水起重铺管船，推动海管建设自主可控 [2] - 公司积极为“一带一路”国家和地区能源发展贡献力量，承揽东南亚、中东、非洲等10余个项目 [2] - 在海外市场累计铺设海底油气管道超过500千米 [2]