核心观点
公司简介：聚焦海外市场的海洋工程小巨人
公司业务主要聚焦于海洋油气开发FPSO模块、油气处理模块、LNG模块等设计与建造，目前主要在海洋工程业务模式中担任分包商的角色。
公司业绩跟随油气景气度呈现周期波动特点，同时业绩高峰滞后于行业景气高峰2年。
公司主要聚焦海外市场，项目质量相对国内较高，利润水平表现更好。
行业趋势：海工复苏明显，订单有望回流向国内
趋势一：2023年油气公司资本开支持续回升，海上项目为主要增长区， FPSO合同释放未来可期，主要集中在南美和西非地区。SBM预计全球未来3年内平均每年可以授予12艘FPSO合同，其中至少40%是大型FPSO。
趋势二：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。
中国凭借成本竞争优势，订单有望在本轮景气周期中回流向国内市场。
公司投资逻辑：低谷困境期，等待反转
LNG模块建造：至暗时刻已过，俄罗斯北极2项目重启。受西方制裁的催化，俄方或加速寻求中印支持解决资金问题，此外Novatek在2023年初预计Obsky LNG（即为Arctic LNG 3）将于2023Q2-Q3 进入FID，该项目将完全采用俄罗斯制造技术。凭借两次参与俄罗斯世界级LNG项目，其工程能力得到业主和市场的高度认可。因此若Arctic LNG 3项目如期释放，博迈科有望获得相应订单。
FPSO模块建造：博迈科历年来深度绑定国际顶级FPSO总包方（Modec和SBM offshore），我们预计总包商未来几年有大量订单积压，许多造船厂也正在接近产能上限，有望更多模块建造订单释放给博迈科。
盈利预测与投资评级：我们预计2023-2025年营收分别为19/27/47亿元，归母净利润分别为-1.2/1.1/2.8亿元。目前博迈科处于上市以来低谷期，FPSO模块及LNG模块业务具有更高成长性，2025年或达到业绩高峰，根据可对比同行2025平均PE，给予2025年19倍PE，目标市值53亿，目标价18.9元。首次覆盖给予“买入”评级。
风险提示：1）油价下跌风险，新订单的拓展不达预期；2）订单的拖延风险；3）订单实施过程中的不确定风险；4）汇率波动风险。
1.博迈科：聚焦海外市场的海洋工程小巨人
1.1.业务：模块化建造分包商
博迈科由渤油有限（以前系挂靠中国海洋石油渤海公司的下属公司）整体变更设立，承继其全部资产与业务，主要从事业务为海洋油气开发（比如FPSO模块、油气处理模块等）、天然气液化（比如LNG模块）、矿业开采行业的专用模块集成设计与建造。
目前海洋工程领域中开发装备常用模块化集成设计与建造技术，模块化建造有利于降低投资成本、节约空间、提高场地利用率及建造效率等优势，因此衍生出“业主-总包商-分包商”的业务模式。
目前博迈科在海洋工程业务模式中担任分包商的角色，即业主（比如油公司）将合同授予总包商（主要为具有总承包能力的知名油服公司，比如SBM、Modec等知名海工油服企业）后，总包商公司会把部分模块业务拆分为不同的分包合同，中国海工企业（比如博迈科、巨涛等）通过中标分包合同，以分包建造工程的方式实际建造这些模块。
1.2.业绩特点：周期波动，业绩滞后订单约2年，稳步成长
公司业绩跟随油气景气度呈现周期波动特点，同时业绩高峰滞后于景气高峰2年。前两轮周期景气度峰值分别为2014、2019年，而公司收入和利润均在2016、2021年达峰值水平，主要原因是公司业务性质为工程建造类，一般建造周期为2-3年，收入按照工作量完成度确定，因此业绩会滞后订单2年左右。
但长期来看，公司业绩呈稳步增长趋势。前两轮景气周期，第二轮收入峰值远高于第一轮收入峰值，增长52%。
2022年公司营收32.2亿元，同比-21%；分结构来看，天然气液化模块收入同比-50%，主要系俄乌战争影响，北极2项目停滞影响工作进度，同时毛利率出现进一步的下滑（2022年为12.7%）；油气开发模块收入同比+16%，毛利率提升，2022年扭亏为盈达11.8%。
毛利率对比：博迈科主要聚焦海外市场，项目质量相对国内较高，利润水平表现更好。除了2014-2015年高油价下海油工程获得高毛利率订单外，其他时期博迈科毛利率和净利率整体均高于海油工程。短期内2022年由于俄乌突发事件的发生，导致博迈科在执行的北极2项目受影响，导致净利率出现明显下滑，然而未受俄乌冲突影响的海油工程其毛利率与净利率随行业景气度提升而增加。
1.3.承接历史重大项目，屡屡突破记录
1.3.1. LNG模块建造重大订单突破
1）澳大利亚Wheatstone LNG：
Wheatstone project LNG Plant-module Fabrication OBSL项目2011年签订初始合同金额12亿元，截止2016.6.30确定年项目合同金额为21.3亿元。
2）俄罗斯北极项目：
Yamal项目中博迈科承包量排名第四，4.5万吨模块重量，占比10%，初始合同金额约3.27亿美金。
2019年7月成功签署了天然气液化领域订单Arctic LNG 2，Arctic LNG 2项目中博迈科跃居第一，承接7万吨模块重量，并于2019年11月签署追加部分工作量合同（追加合同金额5.2亿），合同总额高达47.2亿元人民币，成为公司历史上单个合同金额最大的订单，此外在2021年部分重点模块交付后，增加项目追加合同订单17.32亿元，共计约64.5亿。
1.3.2. FPSO重大订单情况
FPSO是海洋油气开发代表性产品，巴西是全球FPSO主要应用市场，巴西国油持续推进其BOOT战略。凭借较低的开发成本，以及逐步流行的融资租赁模式，巴西FPSO市场始终保持稳定。
目前公司主要作为Modec和SBM的分包商，深度绑定全球海工龙头总包商，签订重大FPSO订单合同，承包巴西国家石油公司的项目。
2020年7月，中国模块建造专家博迈科获得日本浮式生产巨头Modec位于巴西Buzios油田FPSO上部模块建造合同，合同金额7763万美元。加上公司1月份和Modec签署的价值1687万美元的化学注入撬合同，博迈科在该项目的合同总额超过9400万美元。
Mero2项目是公司承接的首个FPSO总装、调试项目，成功突破进入FPSO、FSRU、FLNG等浮式生产设备总装业务市场，迈向EPCI服务模式。
2.海工复苏明显，订单有望回流向国内
2.1.油气公司资本开支回升，海上勘探为主要增长区
国家海上油公司2023年资本开支增长呈高增速。Petrobras（巴西国家石油公司）上游勘探生产资本支出2023年计划达到133亿美元，同比+91%，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+16%，2024-2025规划120亿美金资本支出，2024年同比+20%。Pemex（墨西哥国家石油公司）2022年实际资本开支同比+29%。
国际五大油公司整体资本开支2023年增长放缓，同比+4%。然而国际五大油气公司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。
2.2. FPSO上部模块建造
2.2.1. FPSO订单释放可期，客户集中在南美和西非
在海洋油气开发中,FPSO具有建造周期短、投产快速、移动灵活、适用范围广、成本低廉等特点，适用于浅水、深水、超深水等各种类型的海洋油气资源开发，是最适合海洋油气开发的装备之一。未来能源开发向深海迈进，将刺激FPSO市场蓬勃发展。根据WER数据库，2020年FPSO占油气生产浮式平台总量的68%，占据主导地位。
FPSO合同释放潜力可期，主要集中在南美和西非地区。SBM预计全球未来三年内平均每年可以授予12艘FPSO合同，其中至少40%是大型FPSO，预计大多数在南美（49%）和西非(20%)。而Rystad energy也预计2023年或授予15项FPSO合同，其中约50%为巴西和圭亚那项目。此外SBM offshore 预计过去两年不断上涨的成本也将FPSO的价格推高了1/3。
其中巴西国油预计未来5年新增18条FPSO，约为全球未来新增的50%。其中Buzios油田在运行FPSO 4艘，在建 FPSO 7艘；Mero油田在运行2 艘FPSO，在建3艘FPSO；均为大型FPSO。
2.2.2.我国是FPSO上部模块建造大国
FPSO模块建造市场格局演变：
1）2018年以前，FPSO上部模块在中国建造较少，主要在韩国、新加坡和东南亚其他地区建造；
2）2018年以后，我国海工产业开始大量转型建造以FPSO为代表的浮式海工生产装备，包括船体和上部模块，全球市场份额一度超过75%，使我国一跃成为全球FPSO建造大国。2020年中国的FPSO上部模块占全球市场份额的75%左右，主要原因是巴西FPSO上部模块基本都在中国建造。
中国FPSO模块制造竞争优势——成本。根据sinorigoffshore调研，目前中国海工产业优势在于低成本。
1）中国海工行业劳动力成本全球最低：2020年新加坡时薪工资水平为12美元左右，韩国平均工资在17美元左右，中国长三角地区焊工的平均工资每小时约5美元，尽管中国劳动成本在提升，但是该优势仍然明显。
2）中国在项目管理方面的成本优势明显，新加坡和韩国的项目管理人员工资远高于中国的项目管理人才。
此外，项目管理和生产效率方面我国进步空间大，随着我国不断扩大海工装备的市场份额，大量海工项目将培养大量海工人才，经过多个项目的磨练，也会逐渐变得专业和高效，和国外的差距将不断缩小。
2.3. LNG市场景气度提高
2.3.1. LNG液化市场投资景气度提升
根据IEA的预测，2022~2025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%。
从能源安全角度，管道运输方式较为脆弱，而LNG运输方式运力调配更为灵活且不易受地缘政治影响。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，因此欧洲较为高效地寻找新的天然气来源LNG，弥补缺口。
受俄乌冲突影响，对各国能源运输安全也是一个警钟，各国从能源安全的角度，或加大LNG一体化的建设。
2.3.2. 2023年LNG项目FID或创新高
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。
由于2022年俄乌催化，LNG市场面临重新平衡的需求，IGU预计有总量超过1640亿方（11670万吨）的潜在FID项目将从22年开始陆续推出，包括卡塔尔、莫桑比克、美国、俄罗斯、加拿大等众多LNG项目。
2022年液化天然气运输船订单创历史新高165艘，根据 Refinitiv 的数据，相比2021 年增长 130%。由于需求强劲，韩国造船厂产能有限，导致新建液化天然气船价格急剧上涨，推动中国企业参与LNG造船市场：中国船厂接到多达57艘新LNG订单，2022 年的船舶数量再创新高，增长超过五倍。我们预计LNG接收站、液化站产能也需要同步提升。
3.公司困境等待反转
3.1.至暗时刻已过，俄罗斯项目重启，LNG 3有待放量
3.1.1.俄乌冲突发生后，俄罗斯项目短期停滞
1）资金撤出
自欧盟制裁开始以来，许多参与俄罗斯北极能源项目的主要能源公司，包括道达尔、埃克森美孚、英国石油、壳牌和挪威国家石油公司，都选择终止参与俄罗斯合资企业或进行财务注销。日本三井还宣布，其持有该项目 10%的股份产生了会计亏损。此外Technip也将控制权移交至Novatek或相关合作伙伴。
2）项目暂停
根据 Upstream 的说法，LNG 2项目一共分为3条生产线。三号生产线的工作于 2022年4 月 29 日停止，二号生产线于2022年 5 月 27 日停止。模块制造分布在至少六个中国造船厂，包括 Bomesc、中远海运重工、蓬莱巨涛海洋工程(PJOE)、Wilson Offshore Engineering 和 Qingdao McDermott Wuchuan。包括 PJOE 和 Cosco 在内的一些船厂已经完成了各自的模块，正在等待 Technip 的装运指示，而 Bomesc 等其他船厂仍在建设中。Train 2 完成了大约 40%，而 Train 3 还不到 10%。
3.1.2.曙光乍现，积极解决制裁阻碍
1）国产设备替代，规避欧盟制裁
造船厂被要求用中国同类设备替代欧洲设备，以规避 2022 年2月俄乌冲突后实施的欧盟制裁。
2）原总包商转移合同权利
在总部位于巴黎的 Gygaz（Technip Energies 和 Saipem 的合资企业）将其剩余的合同权利和义务转让给总部位于迪拜的新财团 Gydan LNG SNC 之后，位于摩尔曼斯克的 Arctic LNG 2 项目的 2 号和 3 号线的工作恢复，俄罗斯项目管理公司 Nipigas是唯一的成员。
3）LNG 2项目重启
在欧洲对俄罗斯制裁相关活动中断八个月后，俄罗斯诺瓦泰克已命令中国造船厂重启西西伯利亚年产 2000 万吨北极LNG 2 项目模块的工作。
3.1.3.北极LNG 3 项目未来可期
由于北极丰富的油气资源，俄罗斯对北极油气资源勘探开发非常重视，俄罗斯联邦政府在2008年发布《俄罗斯北极地区发展战略和2020年前俄罗斯联邦国家安全》，2014年俄政府批准了《俄罗斯联邦北极地区社会经济发展计划》，将北极油气开发视为国家的长期战略之一。
1）Yamal项目也曾经历黑暗时刻
2014年美国也因乌克兰问题对俄罗斯的能源、金融等核心领域进行制裁，并且对Novatek追加金融制裁，导致融资困难，同时欧美公司退出以及无限期地搁置合作交易也一度使北极开发项目进入停滞状态。
但在习主席提出的“一带一路”大背景下，促进中俄之间的合作关系密切，打破了北极Yamal项目停滞的局面。资金层面，中石油参股Yamal项目20%、中国丝绸之路基金参股9.9%，此外中国进出口银行、中国国家开发银行为Yamal项目提供贷款。技术工程服务层面，为克服西方制裁导致的负面效应，试图引入非西方国家的技术，中俄在石化能源领域的战略合作关系愈发紧密，我国承揽了Yamal 全部模块的85%，合同金额高达78亿美金。
此后，在Yamal项目正式投产之后，2018年6月俄罗斯联邦能源部负责人公布了中国准备参与北极LNG-2项目的消息，并且双方对此展开磋商并实现落地。
2)北极LNG 3项目为长期战略之重
今年俄罗斯在最近与中国和印度的外交会谈中，北极地区航线一直是重要议题。在西方制裁之后，北极航道的战略发展已成为重中之重，俄罗斯也加强了和中印之间的贸易关系。
我们认为北极航线的开拓也有助于北极项目的开发与落地。
受西方制裁的催化，俄方或加速寻求中印支持。Novatek在2023年初预计Obsky LNG将于2023Q2-Q3 进入FID。这是第三个使用俄罗斯技术和国产设备建造的工厂。该LNG项目将完全采用俄罗斯制造技术。
博迈科历史参与过2次俄罗斯北极LNG项目，并且在Arctic LNG 2项目中模块工作量跃居市场份额第一，其中Arctic LNG 2 项目中博迈科承接的 CCB 模块是目前全球在建最大的电气间模块，1TMP005 模块滚装重量高达 15,147 吨，是国内出口单体重量最大的模块，可见博迈科的工程能力得到业主和市场的高度认可。因此若俄罗斯后续LNG项目如期释放，博迈科有望获得相应订单。
3.2.场地资源充足，深度绑定总包商
3.2.1.场地质量
博迈科拥有76万平米的建造场地资源，包含1000米的深水码头岸线，年模块建造能力15万吨。深水码头水深12m，航道14m。在可比公司中，比如岸线长度，博迈科仅次于海油工程，单地的加工产能也仅次于海油工程与惠生海工的舟山基地（主要做LNG模块）。
临港建造基地为全混凝土自由建造场地，龙门吊全覆盖，单个龙门吊最大起重能力1000吨，承接大型项目和FPSO总装项目能力得以强化。相比于非混凝土基地，能够更大限度的接受单体重量更大的模块，比如博迈科完工的1TMP005模块是国内出口单体重量最大的模块。
3.2.2.深度绑定总包商，订单有望放量
业主或总包商在合作前要对施工方的人员经验,场地安全,质量标准,进行一系列审核,周期一般为3-5年,最短也要1-2年。公司目前已通过MODEC、SBM、云升、Technip等龙头总包商审核,并在已合作的订单中有较好业绩,在国内工程企业中形成了一定壁垒。
Modec和SBM offshore均为国际顶级FPSO总包方，两者约占国际FPSO市场超过5成的市场份额。博迈科历年来深度绑定龙头总包方，博迈科自2007与MODEC保持多年的密切合作关系，曾参与其多艘FPSO上部模块的建造工作；2020年开始与SBM offshore 合作并签署总装项目，预示着博迈科设计、建造技术及运营管理等多方面综合实力再度获得国际巨头客户认可，更重要地是开启了博迈科承接FPSO总装项目新篇章。
标志性事件： SBM Offshore与博迈科签署Liza-3 FPSO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）。
订单拐点已现。暨2022年油气订单空窗期后，2023Q2公司与Modec签署了FPSO上部模块的建造合同（涵盖FPSO上部模块的详细设计、加工设计、材料采购和建造等），该FPSO投产后部署在Guyana 近海Starbroek区块，业主为埃克森美孚，合同金额约1.52亿美金（由固定价格+预估可变工作量所核算的金额组成），交货方式为FOB（公司码头船上交货），计划于2025年8月完工。
2023年下半年，预计博迈科有更多合同订单承接。比如Modec承接为开发挪威国油Equinor 在巴西坎波斯盆地的 Pao de Acucar 盐下油田而建造一座FPSO（BM-C-33）项目（将成为进入巴西运营的最大的 FPSO 之一），该FPSO的上部模块于2022Q3选定了博迈科，根据谅解备忘录，博迈科将参与建造用于发电、低压分离和公用事业的上部模块，订单合同有望落地。
我们预计SBM 和 MODEC 未来几年有大量订单积压，许多造船厂也正在接近产能上限。需求旺盛使得合同价格大幅上涨，有望更多模块建造订单释放给博迈科。
4.盈利预测与估值
4.1.盈利预测
各板块收入假设：
公司目前聚焦在全球油气开发活跃地区，比如中东、南美等地。
1）海上油气开发模块业务：2022年未获得相关订单，因此假设2023年收入或下滑，但2023年迎来订单拐点，上半年已落地一个圭亚那FPSO项目，金额为1.52亿美金，Q3落地中东卡塔尔海上平台生活楼模块项目，金额为2.2亿美金。目前公司在跟踪订单有中东、南美地区的订单，我们预计2024-2025年海上油气订单加速落地，假设海上油气收入开发模块2023-2025年收入增速分别为-35%/40%/65%。
2）天然气液化模块业务：在手订单北极LNG 2 项目收入确认由于受之前总包商退出、项目搁置等影响，2023年收入确认或有下滑；由于假设2024年落地北极LNG 3项目，2025年或是建造高峰期，因此2025年确认收入占比较大，假设2023-2025年收入增速分别为-50%/30%/100%。
3）其他业务假设2023-2025年收入增速分别为0%/80%/80%，毛利率分别为0%/5%/10%。
毛利率假设：
公司2022年净利率下滑到2%，主要可能受疫情限制、大宗商品价格上涨等因素的影响。油服行业景气度提高，新签订单的毛利率水平有望提升。公司加强技术研发能力，提高生产效率，挖掘成本控制潜力，有望使毛利率得以提升。因此假设2023-2025年海上油气开发模块毛利率分别为12%/15%/18%；天然气液化模块毛利率分别为-8%/17%/20%；其他业务毛利率分别为0%/5%/10%。
综上假设，预计2023-2025年营收分别为19/27/47亿元，归母净利润分别为-1.2/1.1/2.8亿元。
4.2.股价复盘
从历史来看，公司股价主要由大合同订单、业绩催化，比如2021年这次股价高峰主要是因为公司再次追加了北极2项目订单合同17.3亿，同时由于2019年签订的47.2亿元订单需2-3年完成期，在2021年实现业绩小高峰，股价也迎来又一峰值。
若预期项目如期落地，我们预计2023-2024年或是订单高峰期，2024-2025年或是业绩高峰期。目前博迈科处于上市以来低谷期，FPSO模块及LNG模块业务具有更高成长性，2025年或达到业绩高峰，给予2025年19倍PE，目标市值53亿，目标价18.9元。首次覆盖给予“买入”评级。
5.风险提示
1）油价下跌风险：油价大幅下跌会影响油公司资本开支计划，从而可能引起油服公司在新订单的拓展上不达预期。
2）订单的拖延风险。因不可抗力等因素，海外项目在订单的授予上可能出现拖延的情况，导致新订单的获取滞后于原计划，从而影响业绩表现。
3）订单实施过程中的不确定风险。订单实施过程中，可能存在项目质量不符合业主要求、原材料购买困难等不确定事件，有可能导致公司在实施过程中出现一系列问题，从而致使订单收益低于预期。
4）汇率波动风险。由于公司客户主要集中在海外，以外币结算的项目由于汇率波动，有可能对公司财务费用产生一定影响。
