海洋工程行业市场前景及投资研究报告：深海油气开发提速FPSO景气周期

证券研究报告

行业深度报告深海油气开发提速，F

PSO

进入景气周期——海洋工程行业深度报告日期：2026年07月6日目录01.

核心观点与投资逻辑02.03.行业背景：深海油气开发提速，海工装备迎十年底部反转FPSO市场深度解析：大价值量与高确定性04.

产业链重构与中国企业的崛起05.

相关公司分析06.

风险分析1、产储错配与开采成本下降共同驱动油气开发走向深海

核心逻辑：全球常规油气储量替换不足形成产储错配，叠加深水开采技术成熟、单位开发成本持续优化，驱动全球油气勘探开发重心持续向深海转移；FPSO

是深海油气开发经济性最优的核心浮式生产设施，行业迎来结构性复苏与全球订单集中释放周期。国内海工企业依托船体、上部模块制造产能与交付成本优势持续提升全球市场份额，深度受益本轮深海油气资本开支扩张。

供给端：全球油气新发现量自1960s峰值以来持续大幅回落，且存量油田产量自然衰退，难以满足未来需求。全球常规油气年发现量于1960–1969

年达到历史峰值，此后长期中枢下移，仅少数年份因圭亚那、巴西、纳米比亚等深水巨型油田出现阶段性反弹，整体呈长期下行趋势；叠加全球成熟存量油田年均自然产量衰减，常规油气储量替换率持续走低，仅依靠常规油气新增储量难以覆盖现有产量衰减，供需平衡压力持续抬升。非常规领域的深水油气、页岩油气等成为填补储量缺口的核心增量迈进。，因此全球油气勘探开发重点开始向深远海图：自1960s以来常规油气田发现量呈逐年下降态势，供需缺口逐年扩大数据：

IEA，中信建投41、产储错配与开采成本下降共同驱动油气开发走向深海

经济性：油价高企叠加深海开采成本下降，使得深海油气资源的开采价值更加突出，油气开发转向深海转移已成不可逆趋势。国际油价中枢维持高位，叠加深水勘探开发技术迭代摊薄单位桶油成本，深水油气资源商业开发价值持续提升，深海成为全球油气储量增长核心主线。根据Rystad

Energy

2024年测算，当前未开发深水油气、北美页岩新油田全周期盈亏平衡价格分别为43

美元/桶、45

美元/桶；中长期来看，深水大型整装油田单桶成本具备优化空间，长期经济性有望逐步优于成熟页岩产区，推动全球油气公司加大深水项目资本开支。

产储错配：深水储量储备充足但产能释放缓慢，FPSO等浮式生产设施是深水储量转化为实际产量的核心载体，行业长期存在产能建设缺口。2022

年全球深水油气日产量约1100

万桶油当量/日，全球油气总产量约1.83

亿桶油当量/

日，深水占比仅为6%，预计2030年深水产量占比有望提升至8%以上。与此同时，近十年全球101

个大型油气发现中，深水油田数量占67%、储量占68%，浅水与陆上大型发现占比仅

32%，深水已成为全球增储绝对主力。图：浅海仍为海洋油气产油主力，且已被充分勘探图：各地区浅水、深水、超深水可采油气储量占比数据：

《海洋油气发展回顾及展望》，中信建投52、全球海上油气田项目资本开支呈上升趋势

资本开支：全球海上油气资本开支持续上行，带动海工全产业链需求扩张、景气度稳步抬升。

核心驱动：陆上常规油气与浅海油气新增储量增量见顶，深水、超深水已成为全球各国油气增储上产核心发力方向。海上油气项目单项目投资规模大、水下工程与浮式装备技术壁垒高，持续打开海工装备长期市场空间。根据IHS

Markit数据显示，预计未来5年全球上游勘探开发支出将以5.5%的复合年均增长率增长。展望来看，油价短时间内仍将保持高位震荡，油气资本开支意愿较强，油服设备需求有望持续提升。

行业壁垒：海工行业准入门槛较高，新进入者难以快速形成竞争能力。海工行业对总包、施工及运营企业的大型深水项目交付经验、海洋工程专项资质、海上安全作业认证均有严格硬性要求，新进入者难以快速形成竞争能力。图：国际主要油气公司资本开支同比持平微增图：预计未来5年油气资本开支CAGR达5.5%（亿美元）全球油气上游资本开支同比增速（右轴）7000600050004000300020001000060%50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%-40%2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

2029E

2030E6数据：IHS

Markit，中信建投3、油价、CAPEX、订单、产能共同推动海工行业进入景气周期

关键变量：国际油价中枢、深水/超深水项目资本开支（CAPEX）、FPSO订单释放节奏、头部总包商产能约束四大核心变量共同决定海工行业景气度，当前多重利好共振，推动行业进入中长期景气上行周期。①

油价高企拓宽深海项目投资安全边际：2026年初中东地缘冲突反复扰动原油市场，布伦特油价维持高位震荡；叠加全球原油供需长期偏紧，高油价显著增厚油企现金流，为深海大型项目

FID

落地提供充足盈利安全垫。当前深海项目盈亏平衡点普遍在20-40美元/桶区间，显著低于当前油价运行中枢。预计短期布伦特原油运行区间65–90

美元

/

桶，中长期中枢维持70–75

美元

/

桶，油价持续高于深水项目盈亏平衡点，油公司深海资本开支意愿保持强劲。图：地缘政治风险带动油价波动加剧图：深海用钻井平台使用率呈现上升趋势期货结算价(连续):布伦特原油（美元/桶）140钻井船自升式钻井平台半潜式钻井平台120100806040200数据：

Wind，ICE，中信建投数据：

EMA，中信建投73、油价、CAPEX、订单、产能共同推动海工行业进入景气周期

关键变量：国际油价中枢、深水/超深水项目资本开支（CAPEX）、FPSO订单释放节奏、头部总包商产能约束四大核心变量共同决定海工行业景气度，当前多重利好共振，推动行业进入中长期景气上行周期。②

钻井平台利用率结构性分化，验证深海开发提速，深水

CAPEX上行空间充足。从全球海上钻井平台利用率（Wes

two

od

RigLogix）来看，市场呈现明显结构性分化：深水钻井船（Drills

h

ip）利用率维持

93%

高位持续走强，深水勘探需求旺盛；半潜式平台（Semis）利用率

84%

走势分化；适配浅海作业的自升式平台（Jackup）利用率仅85%，同比下滑7

个百分点。深水浮式钻井资产景气度显著优于浅海自升式设备，直观印证全球勘探开发资源持续向深水倾斜。

深水勘探钻探活动持续活跃，新增探明储量将逐步转化为开发项目FID，带动FPSO

等浮式装置EPCI资本开支迎来一轮集中投放高峰，为海工行业中长期景气提供坚实需求支撑。图：地缘政治风险带动油价波动加剧图：深海用钻井平台使用率呈现上升趋势钻井船自升式钻井平台半潜式钻井平台8数据：

Wind，ICE，中信建投数据：

EMA，Westwood

，中信建投3、油价、CAPEX、订单、产能共同推动海工行业进入景气周期

关键变量：国际油价中枢、深水/超深水项目资本开支（CAPEX）、FPSO订单释放节奏、头部总包商产能均成为影响海工行业的重要因素，当前共同推动海工行业进入景气周期。③

行业头部

FPSO

总包商在手订单规模刷新历史高位，下游建造供应链产能持续趋紧，充分印证行业高景气周期。以全球龙头

MODEC为例，公司2025

年末各板块在手订单合计创历史新高，受自有总包项目管理资源、全球建造配套产能约束，大量建造分包订单持续向外转移。分业务板块看，MODEC

2025年末

EPCI

在手57亿美元，同比增长97%；O&M长期运维在手订单122亿美元，同比增长

31%，项目储备充足，下游建造配套产能基本饱和，持续向国内模块、船体制造企业释放分包需求。图：MODEC

EPCI订单达历史峰值图：MODEC

O&M订单达历史峰值数据：

MODEC，中信建投数据：

MODEC，中信建投3、油价、CAPEX、订单、产能共同推动海工行业进入景气周期

关键变量：国际油价中枢、深水/超深水项目资本开支（CAPEX）、FPSO订单释放节奏、头部总包商产能均成为影响海工行业的重要因素，当前共同推动海工行业进入景气周期。④

头部总包商订单饱满反映全球深海浮式装备需求持续扩容，产业链上下游制造、运维企业均将充分受益本轮行业扩张红利。MODEC、SBM

等全球头部FPSO

总包商在手订单饱满，自有项目管理能力、海外传统船厂配套产能双双饱和，无法消化持续释放的海量建造需求，大量船体、上部模块分包订单向外转移。中国FPSO企业凭借完备产业链、充足船坞产能、成本与交付效率优势，长期深度绑定国际头部总包商，稳定承接南美、西非等区域深水项目制造任务；叠加国内厂商模块化建造技术持续迭代、逐步具备整体

EPC

总包实力，在全球产能紧缺周期中充分抢占产业转移份额，深度受益行业高景气。图：中国企业在海工行业竞争力分析图：FPSO建造产业重心向中国转移，在建项目中国占比46%数据：

维度网，博迈科，中信建投4、中国海工制造企业加速渗透，将充分受益于本轮景气周期

相关公司：关注具备核心模块建造能力、深度绑定国际头部总包商（如SBM

Offshore、MODEC）且产能充沛的中国海工制造企业，相关公司包括中集集团、博迈科等。2.1需求侧：深海成为增储上产主力

全球海洋油气勘探开发投资持续增长，深水及超深水区域成为新增油气供应的主要。

未来5年全球上游勘探开发支出CAGR达5.5%，热点集中于南美、亚太及非洲：全球油气上游资本开支加速向深海、超深海等高价值区块集聚，全球油服市场呈现结构性复苏态势，热点主要集中在南美、亚太及非洲等区域。根据IHS

Markit数据，未来5年全球上游勘探开发支出将以5.5%的复合年均增长率增长，资本开支意愿较强，油服设备需求有望持续提升。图：未来5年全球上游勘探开发支出CAGR达5.5%（单位：十亿美元）数据：

IHC，中信建投132.1需求侧：FPSO是当前深海油气开发最优解

深海区域普遍存在基础设施匮乏、离岸距离远、海况恶劣等特点，FPSO凭借成本效益高、风险低、投产速度快三大核心优势，成为当前深海油气开发的最优解决方案。

FPSO是集生产/储存/外输/动力/生活于一体的深海开发核心装备：FPSO即浮式生产储卸油装置，是海洋油气开发的核心装备，集生产处理、存储外输、动力供应、生活保障于一体。FPSO适用于深海和超深海多种环境条件，可在特定地点连续运行长达20年。

FPSO具备成本/风险/速度三重不可替代优势：相较于固定式平台、SPAR、TLP等其他深海开发方案，FPSO具有三大不可替代优势：①成本效益，无需建设固定平台和管道，初期投资显著降低，综合盈亏平衡点约20-40美元/桶；②风险低，模块化建造，可在油田枯竭后转移至新油田，资产再利用率高；③投产速度快，建造周期通常30-36个月，远快于固定平台，适配偏远无管道基础设施区域。图：FPSO浮式生产结构示意图数据：亚洲油气决策者俱乐部，中信建投2.1需求侧：高油价是FPSO新增项目的重要推手

FPSO

订单与中长期油价中枢具备显著正向关联，FPSO行业订单迎来爆发。从1997年至2025年历史数据看，FPSO授标量与WTI油价高度正相关。2026年上半年中东地缘冲突带动原油宽幅震荡，WTI上半年均价中枢约82

美元

/

桶，虽

6

月末价格回落至70

美元附近，但全年均价仍大幅高于深水开发盈亏平衡点。高油价保障油企深海项目盈利空间，叠加深海储量投放需求，全球

FPSO订单有望持续放量，行业景气度上行趋势明确。图：浮式生产系统订单量与油价呈现正相关关系数据：

EMA，EIA，中信建投152.1需求侧：能源安全促使国内海上油气发展提速

能源安全诉求升级，国内政策（如2025年《政府工作报告》提出推动深海经济）催化海上油气发展提速。我国油气对外依存度持续高位，增储上产政策力度持续加码，三桶油资本开支有望加速上行，其中中海油资本开支屡创新高。

发展深海油气相关政策：2019年国家、能源局启动油气勘探开发七年行动计划；2021年十四五海洋经济发展规划明确大力发展深海油气；2023年深海一号工程荣获国家科技进步奖一等奖；2024年我国海洋经济总量首次突破10万亿元，海洋原油增产量占全国总增量近八成；2025年政府工作报告明确将深海科技纳入新兴产业重点部署，能源局接续实施中长期增储上产战略

中海油净产量5年CAGR达8%、连续创历史新高：2025年中海油净产量达7.773

亿桶油当量，同比增长约7%。2021-2025年CAGR达8%。图：深海油气相关政策图：中国海油年净产量持续增长时间政策

/

事件核心内容完善深海油气勘探开发投资政策，明确加强深海油气勘探开发2017年1月

国务院《能源发展"十三五"规划》国家能源局《加快油气勘探开发与新2023年2月

能源融合发展行动方案（2023-2025年）》统筹推进海上油气与新能源融合，加大油气勘探开发技术创新攻关力度国家能源局2023年大力提升油气勘探

加强深海油气勘探开发，加快建设海2023年4月开发力度工作推进会洋强国加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快油气勘探开发与新能源融合发展中共中央、国务院《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》2024年8月支持海洋能为海上油气平台提供绿色能源保障，推动深远海油气开发与海洋能融合发展自然资源部等六部门《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》2025年2月数据：中国政府网，中信建投数据：中国海油，中信建投2.2供给侧：历史性存量出清与产能紧约束

2014-2021年海工行业经历剧烈出清，全球生产性平台持续老化，订单存量比连续6年低于10%，2022年以来海工行业迎来景气修复。

2014-2022年受油价、疫情影响，海工行业深度调整，供给侧产能剧烈出清。2014年油价暴跌引发海工行业深度调整，FPSO新建/改装授标量自2016-2017年跌至谷底，行业整体陷入低迷，供给侧产能长期承压。2022年以来FPSO新建/改装与再部署授标量同步攀升，2024-2025年分别达到17艘和7艘历史高位，两大市场共振印证全球深水油气开发活动全面提速，深海油气勘探处于活跃状态。

2022-2025年FPSO新建与再部署订单同步回升，印证海工行业景气反转。2022年以来FPSO新建/改装与再部署授标量同步攀升，2024-2025年分别达到17艘和7艘历史高位，两大市场共振印证全球深水油气开发活动全面提速，深海油气勘探处于活跃状态。图：全球FPSO再部署订单两年期授标量图：全球FPSO新建及改装订单两年期授标量数据：Rystad，中信建投数据：Rystad，中信建投2.2供给侧：FPSO产能向中国转移

FPSO供应链全线产能紧张，中国企业凭借成本及技术优势在船体建造和上部模块制造领域占据主导地位，目前中国企业占据全球FPSO船体建造市场7

6%，控制50%上部模块制造。当前全球

FPSO

全产业链产能全线趋紧，新加坡、韩国传统建造基地船坞与人力供给约束凸显；中国企业依托完备海工产业链、规模化模块化生产基地、成本、交付效率与深水建造技术多重优势，在

FPSO船体、上部模块制造环节形成全球主导格局。根据

Rystad

Energy

统计，以全球新建FPSO在手及在建项目口径测算，中国企业占据全球FPSO船体建造市场76%，新建FPSO上部模块制造市场份额达50%。图：FPSO建造产业重心转移路径数据：博迈科，中信建投3.1FPSO是目前最核心、最成熟的深海油气开采装备图：各类深海用海工装备平台

FPSO

是当前规模化应用最成熟、经济性最优的深海油气浮式生产装备。按适用水深与功能定位划分，海上浮式油气装备可分为三大类别：①

深水

/

超深水生产型浮式平台（适用于300m以上海域）：半潜式生产平台（Semi）、单立柱平台（SPAR）、张力腿平台（TLP）、FPSO浮式生产储卸油装置、FLNG浮式液化天然气装置；②

浅海固定式装备（300m以内）：导管架平台、自升式钻井/

生产平台；③

近岸

LNG

接收专用装备：FSRU浮式储存再气化装置，多用于水深

20–112m近岸区域，不承担油气开采功能。数据：

EMA，EIA，中信建投203.1FPSO是目前最核心、最成熟的深海油气开采装备图：FPSO水下系统示意图①

FPSO直接受益深海油气开发趋势，行业确定性最强：FPSO

集海上油气生产、原油储存、外输卸载功能于一体，适配浅海、深水、超深水各类海域开发场景。全球新增油气储量持续向深海、超深水集中，国际油公司持续加大海上上游资本开支；对比半潜、SPAR、TLP

等固定式浮式平台，FPSO无需铺设长距离海底管线、可整体拖航迁移、投产周期更短，综合经济性优势突出，现已成为全球深海油田开发的主流解决方案，行业中长期景气上行确定性较强。数据：

亚洲油气决策者俱乐部，中信建投213.1FPSO是目前最核心、最成熟的深海油气开采装备②

FLNG受益海上天然气开发，但行业成熟度仍低于FPSO：FLNG

集成海上天然气液化、储存、外输全套功能，可单独开发偏远海上孤立气田，省去陆上液化工厂配套，大幅提升边际小气田开发经济性。伴随全球天然气与LNG

贸易需求持续增长，远海气田开发需求带动

FLNG

市场空间逐步扩容。但FLNG海上液化工艺技术复杂度、建造运维难度显著高于

FPSO，商业化落地时间更短、全球在役项目数量偏少，行业整体成熟度相较FPSO仍存在明显差距。③

FSRU偏中下游基础设施：FSRU核心功能为LNG

储存与海上再气化，属于天然气进口端配套基础设施，不具备油气勘探、生产、液化能力。相较陆上LNG

接收站，FSRU建造周期短、部署灵活、可重复搬迁复用，近年全球能源安全诉求下多国加速布局，市场需求快速增长。但其需求驱动核心为LNG跨境贸易、进口终端扩容，与深海油气上游开采资本开支关联度较低，赛道逻辑与FPSO、FLNG存在本质区分。图：中集来福士改装完成的FLNG图：Turquoise号FSRU22数据：深圳特区报，中国水运网，中信建投3.2市场规模（量）：未来5年全球FPSO订单超700亿美元，增幅达57.14%

FPSO

是浮式生产装备赛道内价值量最高、行业景气确定性最强的细分核心环节，在全球浮式生产系统（FPS）资本开支中占比达53%，是当前海洋油气开发投资吸引力最强的细分赛道。

市场规模：根据SBM

Offshore预测，2026-2030年浮式装置EPCI预计投资将达1177亿美金，投资主体以FPSO、FLNG

两类浮式生产装备为主；其中仅FPSO

新建EPCI订单市场空间合计700-800

亿美元。分交付节奏看，2021-2025

年全球FPSO累计授标42

艘，对应年均

8.4

艘；展望

2026-2030年五年累计新增FPSO订单预计66

艘，年均新增13.2

艘，相较前五年订单规模增幅达57.14%，行业订单放量趋势明确。

中资企业全球供应链份额持续提升，深度受益本轮订单周期：从中集集团持续斩获海外大型FPSO

总包、船体及上部模块订单，叠加博迈科、利柏特等国内模块厂商持续落地

SBM、MODEC

海外分包项目可以看出，中国海工制造企业已深度嵌入全球FPSO核心供应链。在全球头部总包商产能饱和、海外传统船厂排期紧张的背景下，国内企业依托产能、成本、交付周期综合优势持续承接转移订单，将在新一轮FPSO

订单爆发周期中充分兑现业绩弹性。图：未来5年浮式装置EPCI超千亿美金图：中集集团FPSO订单占比提升数据：EMA，中信建投数据：船舶前线，中信建投3.2市场规模（价）：FPSO大型化、深水化推动价值量显著提升

依据SBM

Offshore与EMA统计数据显示，2021-2025年行业高端化订单较2015-2020年实现大幅跃升。超1500

米超深水FPSO

订单11

艘增至

20

艘（增幅

82%）、天然气处理≥350

MMscfd大处理量

FPSO

由

8艘升至

16

艘、上部模块超

3

万吨大型

FPSO

由

5艘增至15

艘。FPSO

上部模块价值占全船

EPCI造价

60%

以上，超深水、大处理量、大型模块三大高端化订单同步翻倍，单船投资价值显著提升；此类大型项目建造分包订单主要流向国内海工企业，持续抬升国内厂商订单价值与盈利弹性。

超深水FPSO订单82%增长，深海开发长期趋势明确：2015-2020年水深超1500米的超深水FPSO累计授标11艘，2021-2025年跃升至20艘。全球油气开发向超深水倾斜的行业趋势已得到订单数据验证。超深水油田单井储量规模更大、单船投资体量更高，带动浮式装备整体市场空间扩容。

大处理量、大型上部模块订单数量翻倍，单船价值持续抬升：天然气处理能力≥350

MMscfd、上部模块总重超

3

万吨的高端FPSO订单实现翻倍增长，而上部模块是FPSO价值核心载体，占全船造价六成以上。该类大型项目的船体、上部模块建造分包需求主要由中国海工企业承接，大单集中落地持续推升国内厂商订单规模与单项目营收体量，充分打开国内制造企业业绩增长空间。图：FPSO大型化+复杂化趋势数据：SBM，EMA，中信建投3.3区域分布：南美市场为新增FPSO项目核心主力

南美市场是新增FPSO项目的核心主力，其中巴西占绝对主导，预计2026-2030年南美市场FPSO市场总投资约403.5亿美元，占全球浮式装备投资总额

34%，仅布齐奥斯油田已规划6艘FPSO项目。

SBM项目储备中南美占比领先，2026-2028项目集中落地：根据SBM

Offshore

2025年财报梳理，2026-2028

年公司可参与的全球FPSO

潜在授标项目合计44

个，其中南美区域储备项目约14

个，项目储备规模全球领先。Petrobras、Equinor、Shell

等油企持续推进盐下深水区块开发，巴西多座新建FPSO集中于2026-2030

年分批投产，行业交付需求持续释放。

SBM深度绑定巴西国油，SEAP两大BOT

项目落地释放景气信号：Petrobras主导的P-72至P-75系列FPSO均在建造推进中，单船设计产能达18-22.5万桶/日。2026年4月Petrobras已将SEAP

I和SEAP

II两个FPSO项目以BOT模式授予SBM

Offshore，为市场提供了强有力的景气信号。图：巴西FPSO核心项目时间表项目

地区

业主

/运营方状态2026

关键节点投产

/启动窗口设计能力P-71

巴西P-72

巴西P-73

巴西P-74

巴西P-75

巴西PetrobrasPetrobrasPetrobrasPetrobrasPetrobrasEquinorEquinorShellPetrobras已投产2026

年

1月已公告投产2025.12

/

2026.01

公告

18

万桶油

/

日；720

万方气

/

日正建待投产

计划

2026

年

8月投产2026.08（公开计划）后续波次18

万桶油

/

日；720

万方气

/

日22.5万桶油

/

日在建在建在建已投产在建2026

年仍在建造推进2026

年仍在建造推进2026

年仍在建造推进进入稳定运营期后续波次22.5万桶油

/

日后续波次22.5万桶油

/

日BaRaGaM-At巴西巴西巴西巴西2025.12027/202822

万桶油当量

/

日15.5万桶油

/

日；5.65亿方气

/

日15

万桶油

/

日2026

年仍在建造推进FID

后推进

2026

年进入执行与工程开展期

2028已投产已投产进入稳定运营期进入稳定运营期2024.110

万桶油

/

日巴西

Brava

Energy2024.125万桶油

/

日数据：亚洲油气决策者俱乐部，中信建投3.3区域分布：西非为增量市场，利好国内总包商

西非是下阶段核心增量市场，利好国内海工企业：2026-2030

年西非浮式装置EPCI预计总投资163.0

亿美元，占全球浮式装备投资总额

14%。区域新建

FPSO

以

10-15

万桶

/

日中等处理量标准化船型为主，相较于巴西盐下超深水高难度

FPSO，西非项目高压、高腐蚀工况更少，整体工程技术门槛相对温和，国内模块与总包企业具备更强竞标优势。

西非潜在7个授标项目，为全球第二大FPSO增量市场：2026-2028

年西非待授标、待FID

FPSO

潜在项目合计7-9

个，分布于尼日利亚、安哥拉、纳米比亚、科特迪瓦等国，从新增订单维度看是仅次于南美的全球第二大FPSO增量市场。其中纳米比亚奥兰治盆地Orange

Bas

in

是近年全球重磅深水勘探热点，TotalEnergies

运营的Venus

巨型油田计划2026

年底完成最终投资决策（FID）、2030年实现首油，叠加Mopane

区块远期开发规划，将持续为西非释放中长期FPSO

新增需求，打开区域增量空间。3.3区域分布：圭亚那、苏里南等新兴前沿区域逐步释放项目机会

圭亚那3艘+苏里南GranMorgu于2026-2029年陆续投产：圭亚那Stabroek区块

3

艘新建

FPSO分阶段投产，Uaru

于

2026年投产，Whiptail、Hammerhead

分别计划

2027、2029年交付，2027-2029

年仍有两艘大型

FPSO

落地。苏里南Gran

Morgu

深水项目2024

年完成

FID，2026

年全面进入建造施工期，配套

FPSO

预计

2028

年投产，项目建造订单由国内船厂承接，持续贡献海工增量需求。图：圭亚那、苏里南FPSO核心项目时间表项目地区业主

/运营方状态已投产正建待投产在建2026

关键节点已进入运营，2026年

2月完成购买交割2026

年启动作为

SBM

三大在建项目之一持续推进2026

年进入工程推进阶段2026

年处于实施推进期投产

/启动窗口2025.082026设计能力FP

Ye

圭亚那

ExxonMobilUa

圭亚那

ExxonMobilJaHa

圭亚那

ExxonMobilGr25

万桶油

/日25

万桶油

/日25

万桶油

/日15

万桶油

/日22

万桶油

/日圭亚那

ExxonMobil202720292028获批推进

/工程启动在建苏里南

TotalEnergies数据：亚洲油气决策者俱乐部，中信建投图：圭亚那Jaguar与苏里南GranMorgu项目建造进度时间轴数据：SBM，中信建投3.4FPSO商业模式演变：从L&Q模式向BOT模式转型行业有三种商业模式图：FPSO三种商业模式现金流对比图

Sale

&

Operate油公司全额出资，竣工后购买，再委托运维，油公司承担全部融资风险；

BOT（建设-运营-移交）总包商垫资建造并运营约2年后移交，风险共担、收益锁定；

Lease

&

Operate总包商自筹资金，与油公司签订20年长期租赁合同，锁定长期稳定收益。数据：SBM，中信建投3.4FPSO商业模式演变：从L&Q模式向BOT模式转型

从市场结构看，Lease

&

Operate

租赁模式为全球存量

FPSO主导模式；BOOT/BOT模式近年在巴西快速推广，成为行业转型新方向；油企自建Turnk

e

y

模式存量占比持续回落。

Sale

&

Operate（自建运维模式，传统模式

）油公司全额承担FPSO

设计、建造全部资本开支，项目竣工后资产所有权直接归属油企；生产运维可自主运营，也可单独与总包商签署

O&M

运维外包协议。

风险分配：油公司独立承担项目融资、建造延期、产能不及预期、油价波动等全部投资风险，代表企业为巴西国油、中国海油自有FPSO

船队。；

②BOOT/BOT（建造-

拥有

-

运营

-

移交，新兴转型模式）总包商全额垫资完成

FPSO

建造，持有资产所有权并开展特许运营，运营周期普遍

3–8

年，特许期结束后将

FPSO

完整移交油公司；油企前期资本支出大幅降低，双方共同分摊项目风险，总包商锁定中长期运营收益，当前巴西国油

SEAP

系列新项目均采用该模式。

③Lease

&

Operate（租赁运营模式，当前全球主流）国际头部总包商（SBM、MODEC等）自筹资金完成建造，自持FPSO资产；与油公司签署15–20

年长期租赁协议，按日费收取稳定租金，租约期内总包商负责全流程运营维护，独享资产增值与长期稳定现金流。3.4FPSO商业模式演变:从L&Q模式向BOT模式转型当前全球FPSO

市场依旧以租赁运营（L&O）模式为绝对主流，其中巴西市场出于油企降资本开支需求，加速推广BOOT（建造-

拥有

-运营

-移交）模式，但全球其余海域仍以长期租赁模式为主。

L&O

模式已占FPSO

授标量72%，成为绝对主流：2024-2025

年租赁运营（Lease

&

Operate）合同占全球FPSO

授标量72%，较2020-2021

年

58%

大幅提升14

个百分点，总包商承担FPSO建造融资、并通过15-20

年日租金回收投资。图：Lease

&

Operate

模式占

FPSO

授标量比例（2020-2021

vs

2024-2025）数据：Mordor

Intelligence，中信建投4.1FPSO产业链结构：中国制造商正在承接全球产业链转移

FPSO

产业链呈现清晰分层格局，上游前端

FEED设计、带融资租赁总包赛道长期由国际头部企业主导；中游船体建造、上部模块集成环节依托产能、交付与综合成本优势，中国企业占据全球主导地位，持续承接全球产业转移订单。

上游（前端FEED

设计、FPSO

总包环节）：该环节技术壁垒、资金壁垒、项目运营壁垒最高，单项目利润空间显著高于建造环节。SBM

Offshore、MODEC

两大国际龙头合计占据全球租赁运营类FPSO

总包订单约60%，叠加TechnipFMC、BW

Offshore等企业，外资总包商垄断全球绝大多数超深水、长租约高端项目前期设计与整体总包业务。近年国内企业在上游领域实现突破，但一体化总包能力与海外巨头尚有差距。中集、海油工程已掌握FPSO

详细设计能力，并落地海外完整EPC

总包项目，但在深水项目概念FEED、配套项目融资一体化总包领域仍与国际巨头存在差距。图：深海油气资源开发流程数据：亚洲油气决策者俱乐部，中信建投4.1FPSO产业链结构：中国制造商正在承接全球产业链转移

中游（船体建造、上部模块制造，产业链核心落地环节）：船体与上部模块是产业链价值落地核心载体，国内企业依托规模化船坞、全流程模块化生产线、本土完整海工配套、更快交付周期与综合成本优势，承接全球大量分包订单。按新建项目在手订单口径统计，中国企业占据全球FPSO船体建造76%、上部模块制造50%，新加坡、韩国传统建造基地产能饱和、人力成本上行，全球制造订单持续向国内转移。

下游（运营与运维服务O&M）：头部国际总包商自持大规模FPSO租赁船队，在签订长期租约时同步绑定全生命周期运维协议，叠加存量在役装置维保需求逐年释放，头部总包在手

O&M

运维订单规模持续高增，形成

“建造

+

租赁

+

长期运维”

一体化收益闭环。图：深海油气资源开发流程数据：亚洲油气决策者俱乐部，中信建投4.2FPSO产业链上游：设计与总包环节仍被外资垄断

FPSO产业链中，上游设计与总包环节目前仍被外资垄断，该环节技术壁垒最高、利润率最强。

CR5总包商垄断超60%全球订单：SBM

Offshore

推出

Fast4Ward

标准化通用船体方案，相比传统非标FPSO，整体建造交付周期缩短6–12

个月，标准化项目全周期控制在32–36

个月，大幅压缩项目落地时间；MODEC

自研可解脱式内转塔单点系统，极端台风工况下单点解脱、回接效率大幅优于传统外转塔方案，适配南美、西非恶劣深海海域。

上游总包租赁业务盈利中枢显著高于中游纯模块制造：以国内模块龙头博迈科2025年年报为例，全年营业收入19.00

亿元，归母净利润

6144.79

万元，销售净利率仅3.23%；国际租赁总包商依托

20年长租约稳定现金流，行业净利率中枢维持

10%–12%，盈利弹性显著优于重资产制造环节。图：五家头部FPSO公司图：上游/中游代表公司净利率对比数据：Mordor，中信建投数据：SBM，博迈科，中信建投4.3FPSO产业链中游：中国制造商在中游制造环节承接全球产业链转移

中国船厂以最低成本+最高效率形成独特竞争优势：根据Rystad

Energy数据，中国FPSO船体建造均价约94美元/立方米，显著低于日本（135美元）、新加坡（128美元）和韩国（111美元）；与此同时，中国工人平均时薪仅约5美元，远低于韩国（约17美元），但生产效率（Productivity）指数高达约2.0，为四国之最，低工资与高效率的组合构成中国船厂不可复制的双重竞争优势。图：亚洲各国FPSO船体建造均价与工资/产能对比数据：Rystad，中信建投4.3FPSO产业链中游：中国制造商在中游制造环节承接全球产业链转移

FPSO

建造全球产业重心四十年四次迁移，制造环节最终向中国集中：

1980年代前欧美主导→1980-1990年代欧日主导→1990-2014年韩国、新加坡主导→2014年后中国、新加坡主导。整体来看，FPSO中游船体与模块制造产业重心已完全落地中国；但上游FEED

概念设计、融资租赁一体化总包环节，仍由SBM、MODEC

等国际外资企业主导。①

1980年代前，起步阶段，欧美技术主导，小规模改装为主：FPSO

产业萌芽期，欧洲油公司掌握全套概念设计、总包技术，欧美船厂承接早期油轮改装项目；日本仅少量参与船体分段制造，无规模化产能，尚未形成亚洲产业集群。②

1980-1990年，亚洲产业转移第一阶段，欧日设计

+

新加坡改装并行：欧洲依旧把控高端前端设计，日本承接中型新建船体；新加坡凭借港口、修船配套优势，垄断全球FPSO改装市场，成为全球改装产业核心。图：FPSO建造产业重心转移路径数据：博迈科，中信建投4.3FPSO产业链中游：中国制造商在中游制造环节承接全球产业链转移

FPSO

建造全球产业重心四十年四次迁移，制造环节最终向中国集中：

1980年代前欧美主导→1980-1990年代欧日主导→1990-2014年韩国、新加坡主导→2014年后中国、新加坡主导。③

1990-2014年，亚洲双强格局，韩国主新建、新加坡主改装：韩国现代、三星、大宇重工拿下全球绝大多数大型新建FPSO

船体订单，占据新建赛道主导；新加坡持续垄断改装业务；同期中国仅承接小型简易模块，市场份额偏低。④

2014

年至今，产业重心向中国转移，中国占据新建制造绝对主导，新加坡仅留存改装存量业务：2015

年油价下行后，海外船厂人力、船坞成本高企，全球新建FPSO

船体、上部模块订单持续向国内转移；截至

2026

年，中国船厂占据全球新建

FPSO

船体订单

70%

以上、上部模块50%；新加坡仅保留存量改装、少量小型项目，韩国大型新建订单大幅萎缩。图：FPSO建造产业重心转移路径数据：博迈科，中信建投4.3FPSO产业链中游：中国制造商在中游制造环节承接全球产业链转移

中国在全球新建

FPSO

市场逐步占据主导地位，过去十年产业格局发生根本性重塑：2016

年中国企业在新建FPSO市场份额仅为

11%，随后快速提升，韩国、新加坡传统建造中心份额持续萎缩。海外船厂受人力、船坞产能制约收缩供给，国内依托完整产业链、成本与交付效率优势承接全球转移订单，批量服务SBM、MODEC

等国际总包，覆盖巴西、圭亚那、西非核心深水市场；国内同步拓展上部模块集成与海外完整总包能力，上游高端设计、长租一体化总包虽仍由外资把控，但制造端主导地位具备中长期确定性。图：中国在全球新造FPSO市场份额稳步提升数据：博迈科，SinorigOffshore，中信建投4.3FPSO产业链中游：中国制造商在中游制造环节承接全球产业链转移

FPSO

改装赛道国内份额持续攀升，新建

+

改装双线竞争优势逐步确立：VLCC

改造

FPSO

船体工程，国内份额同样走出长期上行曲线，2016

年国内改造船体订单全球占比仅

17%，伴随大连中远海运重工、启东中远海运重工等改装专用船坞产能落地，叠加人工、场地、分段制造成本显著优于新加坡，在全球改装FPSO市场份额稳步抬升。图：中国在全球改装FPSO市场份额稳步抬升数据：博迈科，SinorigOffshore，中信建投4.4FPSO产业链下游：头部总包商仍在下游占据主导地位下游（运营与维护）：头部租赁总包商长租合同绑定全周期运维，在手

O&M储备订单持续高增

下游运维（O&M）业务随头部总包长租船队扩张持续放量，租赁一体化模式下

O&M订单储备显著增长，龙头公司SBM

Offshore

在手订单可覆盖未来25

年：行业龙头SBM

Offshore

2025

年末定向全周期在手订单311

亿美元，净现金在手订单84

亿美元；L&O

租赁板块现金流可视周期长达25

年、覆盖至2050

年，官方测算2031

年前年均税后净现金流约4.4

亿美元，2050

年长周期年均净现金流3.2

亿美元。长租合同捆绑终身运维服务，保障下游运维业务长期稳定现金流。图：SBM

Offshore

现金流数据：SBM，中信建投4.5模块化建造：中国制造的核心竞争力

FPSO

上部模块是中游制造附加值最高环节，新建

FPSO

EPC

造价中模块价值占比超

60%，自重约为全船三分之一，掌握上部模块能力即掌握FPSO中游制造环节价值链的核心。图：FPSO各模块结构示意图

上部模块由9大功能系统构成，技术复杂度高：FPSO上部模块由电气模块、分离器和水处理模块、原油分离器模块、加热和冷却模块、海水淡化处理模块（SRU）、乙二醇分离再生模块（MEG）、油气工艺处理模块、公用设施模块、生活楼模块等多个功能系统构成，各模块在工厂预制后集成安装，技术复杂度极高。

单艘上部模块价值超12亿美元、占全船价值量六成以上：18

万桶/

日以上超大型深水FPSO单套上部模块造价超12

亿美元，中型西非项目模块造价6–9

亿美元；博迈科2025年圭亚那

FPSO模块订单金额1.9–2.4

亿美元，国内企业持续切入高端模块分包赛道，完整掌握模块

FEED+EPC

总包是构筑长期竞争壁垒的关键。数据：博迈科，中信建投4.5模块化建造：中国制造的核心竞争力

模块化设计建造可有效缩短周期、降低成本与作业难度、提高可靠性和安全性

模块化建造可同步缩短周期/降本/控难度/保质量/提安全：①缩短建造周期：水下单点系泊系统、船身和上部生产平台可同步建造，最后拼接集成，工期可靠性高；②降低建造成本：工厂化生产提升效率，叠加中国成本优势，综合成本显著低于现场作业；③降低作业难度；

④提高质量一致性：受控工厂环境保障建造精度，质量一致性大幅优于现场作业；⑤提升安全性：减少高空海上现场作业，工伤事故率显著降低。

国内模块化建造工艺实力获得全球头部总包商高度认可：依托成熟模块化集成建造能力，国内头部模块厂商持续斩获海外超大型FPSO订单，博迈科2025

年连续拿下南美两大核心市场大额模块订单，苏里南项目7.5–10亿元、圭亚那MODEC项目

1.9–2.4

亿美元，单笔合同金额创公司历史新高，体现国产模块化建造能力全球认可度持续提升。图：模块化和非模块化建造FPSO差异序号项目模块化建造非模块化建造水下单点系泊系统、船身和上部生产平台同步建造，最后拼接按照水下单点系泊系统、船身和上部生产平台的顺序建造1建造步骤23456建造周期建造成本作业难度短低低高高长高高低低工期的可靠性建造的安全性数据：博迈科，中信建投5.1中集集团：世界领先的物流装备和能源装备供应商

中集集团是中国领先的高端海洋工程装备总包建造商之一：中集集团已构建物流及能源行业的关键装备及解决方案的产业集群，2025年物流装备与服务、能源装备与服务分别实现主营业务收入1003.01亿元、451.31亿元，分别占比64.04%、28.82%。图：中集集团业务结构梳理及主营业务收入占比数据：中集集团官网，中信建投5.1中集集团：世界领先的物流装备和能源装备供应商

海工业务通过83.30%持股的中集来福士运营，是FPSO高景气直接受益主体：集团间接持有中集来福士股权比例约83.30%；围绕"大海洋、新海工"战略，业务涵盖海洋油气、海洋渔业、海洋清洁能源、特种船、海洋空间利用、资产运营管理等领域。图：中集来福士海工板块业务矩阵图数据：中集来福士官网，中信建投5.1中集集团：世界领先的物流装备和能源装备供应商

FPSO被认为是海洋工程领域技术难度最高、管理最复杂的项目之一：具体而言，FPSO需在远离陆地的深水海域长期连续运行，集成油气处理、发电、海水淡化、储油、外输、生活支持等数十个复杂子系统，涉及工艺、结构、机械、电气、仪表、通信、系泊、立管等多个专业深度交叉。同时，其设计必须同时满足船级社规范、石油公司标准、国际海事法规及目标海域特殊环境条件（如台风、内波、洋流），对安全性、冗余性和可维护性提出极高要求。

中集来福士已完成能力的跃迁，具备承接全球头部油公司大订单的稀缺资质：公司自2017年正式进军FPSO油气业务以来，技术能力与项目层级持续进阶。至2024年，公司更首次主导ENI项目整体上部模块的FEED前端工程设计（涵盖21个模块、总重3万吨），初步形成整体FPSO上部模块EPC总包能力，完成了从单一模块建造向系统集成的战略跃迁。图：公司发展里程碑时间里程碑项目-事件描述2017年2019年2020年2021年进军FPSO油气业务首个电气间模块建造首个工艺模块EPC总包首个整体FPSO模块建造正式组建油气业务攻关团队，进军FPSO油气业务市场。油气业务线成立后第一个FPSO模块项目。首次承接的FPSO上部工艺模块EP总包项目。首次承接整体FPSO上部模块的建造及生产设计。获得巴油FPSO

EPC总包资质，签订P80/83首个船体EPC+上部部分模块EPC总包合同。H473-电气间模块M001管汇模块Mero3整体上部模块2022年2023年首个FPSO船体EPC总包首个FPSO化学注入模块P80/83船体+公用模块Agogo·工艺+化学注入模块

首次完成化学注入模块EPC项目。共21个模块，总重30000吨，首次完成整体FPSO上部模块的FEED设计，标志着来福士初步具备现整体FPSO上部模块EPC总包能力。2024年

首次整体FPSO上部模块FEED设计ENI整体上部模块FEED数据：中集来福士官网，中信建投5.1中集集团：世界领先的物流装备和能源装备供应商

海工板块营收规模持续扩大，净利润2025年实现大幅增长：2014年-2018年由于原油价格持续调整，导致全球海工行业进入深度调整期，市场萎缩、行业亏损，公司海工板块营收出现大幅下降，随后公司加快布局非传统油气行业，开拓滚装船、海上风电安装船等来对冲油气板块下行影响；2023年以来，由于国际油价处于相对高位水平，对油气生产平台仍存在促进作用，持续增长的海洋作业活动推动海工装备利用率和租金连续走高。2025年全球海工市场继续呈现结构性复苏，以FPSO/FLNG为代表的高端油气装备需求强劲，同时全行业新能源装备订单保持稳定增长，前期订单进入建造期，公司营收实现快速增长，海工板块从2022年的57.71亿元增长至2025年的179.38亿元，CAGR达45.94%。净利润绝对值来看，海工板块逐步从减亏转为盈利，2025年实现净利润10.57亿元，同比增长约371.79%。图：公司海洋工程收入持续攀升图：海工板块净利润持续改善（亿元）（亿元）15海洋工程收入同比增长（右轴）海洋工程净利润20018016014012010080300%250%200%150%100%50%1050-5-10-15-20-25-30-35-40600%40-50%-100%2002011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

20252013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025数据：Wind，中信建投数据：Wind，中信建投5.1中集集团：世界领先的物流装备和能源装备供应商

在手订单饱满，后续业绩存在较强支撑：随着海工板块景气度持续向上，公司在手订单保持较快增长，2025年末累计持有在手订单价值67.4亿美元，其中包括①累计持有在手订单价值50.9亿美元，其中油气、特种船订单占比约为7:3，其中龙口基地已排产至2030年；②1个FPSO总包订单16.5亿美金已中标尚待生效，同比基本持平，维持在历史高位。目前公司在手订单饱满，通常情况下，船厂从接单到排产需要1.5-2年及以上，目前在手订单为公司后续业绩提供较强支撑。。图：2024年公司海工新签订单创新高图：当前海工在手订单充足，业绩支撑强劲海工新签订单（亿美元）海工在手订单（亿美元）35302520151058032.569.267.470605040302010028.525.654.73916.814.517.6202183020202022202320242025202020212022202320242025数据：公司公告，中信建投；注：2025年新签订单金额包含1个FPSO总包订单16.5亿美金已中标尚待生效5.2博迈科：专注于国际市场的专业模块EPC服务公司

专业的FPSO供应商：公司是国内最早从事海洋油气开发装备模块化制造的企业之一，在海洋工程开发领域已从单一生活楼模块建造发展为生活楼模块、电气模块及上部油气处理模块等全平台模块建造能力，可为

FPSO、海洋油气平台等提供专业定制化解决方案。公司在天津临港经济区拥有76

万平米生产场地、自有700

米深水码头，具备承接FPSO、FLNG

或

FSRU等项目总装业务的能力；公司另拥有325

米待开发深水码头资源，可根据项目执行需要扩大深水码头规模，进一步提升模块出运以及浮式生产设备总装能力。图：博迈科生产场地数据：博迈科官网，中信建投5.2博迈科：专注于国际市场的专业模块EPC服务公司

公司在FPSO领域深耕多年：2005年签订了第一条FPSO上部模块建造合同；2019年实现FPSO的完整交付；2021年交付全球最大吨位之一的FPSO。图：博迈科发展历程数据：博迈科，中信建投5.2博迈科：专注于国际市场的专业模块EPC服务公司

深度绑定全球头部

FPSO总包商，客户结构优秀：博迈科的客户包括18家国际领先的油气开发公司、矿业开采公司；12家国际领先的总承包公司和工程设计公司；4家专业油气处理工艺设计公司和5家国际高端电气及各种设备供应商。图：博迈科客户——总承包公司和工程设计公司数据：博迈科，中信建投5.2博迈科：专注于国际市场的专业模块EPC服务公司

标杆项目MERO2成功交付：SBM首个全部在中国制造并总装出口的超大型FPSO

项目Mero

2

项目设计每天能够生产180,000

桶石油，日注水能力250,000

桶，可处理1,200

万立方公尺天然气，能够储存140

万桶石油，处理能力相当于占地10

平方公里的陆地油气加