1.1地缘冲突抬升油气价格中枢

美伊冲突导致油价大幅上涨。2026年2月下旬，美伊核谈判破裂，美方要求伊朗永久弃核、解除武装，伊朗拒绝。2月28日，美以发动空袭，打击伊朗核设施与指挥中枢，造成高层伤亡。伊朗随即启动“真实承诺-4”反击，导弹与无人机饱和打击美以目标，并封锁霍尔木兹海峡。受霍尔木兹海峡通航受阻、地缘冲突升级影响，欧洲天然气核心期货价格、布伦特原油期货价格大幅上涨，处于危机引发的高价区间。

霍尔木兹海峡是全球最重要的航运路线之一。这场危机除了对该地区能源基础设施的直接破坏外，还导致霍尔木兹海峡的油轮运输几乎完全停滞。霍尔木兹海峡位于伊朗与阿曼之间，是波斯湾唯一出海通道，是全球最繁忙的海运走廊之一，也是最关键的石油运输咽喉。原油及石油产品经由霍尔木兹海峡的运输量已从战前每日约2000万桶(Mb/d)的水平急剧下降至目前的极低水平。在航运流量未能迅速恢复的情况下，供应损失势必将进一步增加，直接威胁全球能源安全和工业供应链。

能源设施损坏后修复难度超预期。国际能源署(IEA)警告，中东战事损毁九国逾40处能源设施。一般，油井长期停产后复产成本高昂，部分产能或永久损失。油井停产超1年需重建地层压力、修复腐蚀套管，成本接近新钻井的50%-100%；霍尔木兹海峡封锁叠加设施损毁，国际能源署警告此为“史上最严重能源冲击”，供应链恢复需6个月以上。

1.2中长期看，全球能源需求的持续增长与产能瓶颈或存在失衡

需求端：石油和天然气在2040年前仍占全球一次能源的主导地位。根据《WorldEnergyOutlook2025》,石油需求峰值从2025年延长至2030年，日均需求量约1.02亿桶；石化与航空领域的石油需求将持续增长，分别至2035年与2050年。在充足供应及美国、卡塔尔大规模液化天然气（LNG）扩产支撑下，天然气需求至2035年将以近1%的年均增速增长，随后趋于平稳。因此，尽管全球能源结构向可再生能源的转型，但是在2030年之前石油和天然气仍是能源系统的支柱，需求仍将保持韧性。

供给端——开采端：全球油田自然衰减率持续提升，需要持续资本开支保障产量稳定提升。IEA此前预计2025年全球油气投资下滑4%，近90%的上游投资用于抵消产量递减，而非扩产。根据《WorldEnergyOutlook2025》，IEA对全球约1.5万个油气田的分析显示，自然递减率正变得更陡峭。这意味着，若立即停止现有油气生产的所有资本投入，全球石油供应每年将减少约550万桶/日、天然气产量减少2700亿立方米；2010年这两个数字分别为390万桶/日和1800亿立方米。若维持投资不足，现有油气田产量加速递减将构成重大供应风险。

供给端——油气贸易运输路线严重依赖海上重要关口，脆弱性持续加剧。石油和天然气贸易流量越来越被中东出口到亚洲的路线主导地位。全球七大关键海上咽喉要道（包括霍尔木兹海峡、马六甲海峡、苏伊士运河和红海、巴拿马运河、丹麦海峡、曼德巴布）承担着全球大部分油气运输的狭窄航道。2025年上半年，全球石油及其他液体总供应量约76%通过海运贸易运输。而且大多数瓶颈没有实际的替代方案路线，即使可以通过其他路线绕过，这大大增加了通行时间。关键瓶颈以及主要出口和进口港口容易受地缘冲突、海盗和环境灾害等风险，将加剧全球能源安全的脆弱性。

1.3能源安全战略下，我国夯实油气增储上产战略

中东冲突进一步凸显供应链风险，倒逼各国重新审视能源安全战略，加大本土能源开采力度。欧洲多国重启或扩大北海油气开发，提升本土供应能力；中国加快陆上与近海油气产能建设，提高自给水平；阿根廷等资源国加速页岩油气规模化开采。这些举措旨在降低对中东油气及国际通道的依赖，增强能源安全韧性。

我国油气能源对外依存度高，持续夯实油气增储上产战略。长期以来，由于我国原油、天然气需求量快速增长，而国内产量增长缓慢，导致我国石油对外依存度持续提高，2025年我国石油、天然气对外依存度攀升至73%、38%。为了提升国内油气自主保障能力，国家发改委、国家能源局于2019年组织实施《油气勘探开发“七年行动计划”（2019-2025年）》。2025年在“七年行动计划”收官后，国家能源局提出接续实施中长期增储上产战略。

我国油气上游资本开支保持高位运行，今年有望加大开发力度。为贯彻我们增储上产能源安全政策，我国“三桶油”持续强化国内油气资源勘探开发力度，资本开支保持高位运行。2022年受俄乌冲突影响、国际原油价格暴涨，“三桶油”的资本开支均大幅提升。今年受到中东地缘冲突影响，“三桶油”的资本开支大概率上行。

1.4油价高位运行有望带动油服行业景气上行

油价高位运行有望带动油服行业景气上行。油服行业涉及领域众多，为油气开采提供全周期服务。油服行业（油田服务行业）是伴随着油气资源开采过程而产生的，主要为石油、天然气勘探与生产提供工程技术支持和解决方案的生产性服务行业。油服企业收入受原油价格间接影响，受油气公司资本开支直接影响。一般，主要传导链条为：供需关系、美元指数、地缘政策——原油价格——油气公司利润——资本开支——油服企业订单、收入。

2.1海洋油气是增产主力，全球“重海油、轻陆油”趋势明显

全球市场看，海上油气成绝对增长主力。过去10年全球油气产量呈现鲜明海陆分化，海上石油累计增幅23.75%，陆上则微降2.97%；海上天然气累计增24.49%，增速超陆上9.5个百分点。海上油气全球占比稳步提升，陆上受常规油田递减拖累，仅靠非常规品类小幅对冲。

我国海油处于“黄金上产期”，陆油进入“稳产期/递减期”。2016-2025年，我国海油产量从5162万吨增至6800万吨，累计增幅31.7%、年均复合增速3.02%；陆油产量基本持平在1.48亿吨左右，十年近乎零增长，2021年后年均增速不足1%。我国深海油气成重要增长极，2025年海油占全国原油新增产量的达80%。从增产上看，2025年我国海洋石油产量同比增长约250万吨，约占全国石油增产量超过80%，海洋油气发现继续引领全球油气新增储量增长。

2.2油服产业链较长，包含勘探开发、钻井、油田技术服务、工程建设等

油服，即油田服务，指以油田为主要业务场所，油服行业主要由物理勘探、钻井完井、测录井、油气开采和油田建设这五大部分组成。油气开发业务流程为勘探找油气→钻井建井筒→压裂增产→生产采油气→工程建管网/平台→装备提供硬件。

 勘探服务：油服产业链起点，核心是通过地震勘探、重力磁法、测录井等技术寻找油气藏、评价储量品质。该环节技术壁垒高、前期投入大，是油气开发的决策基础，并直接影响后续开发布局与投资风险，决定油气田开发可行性。

钻井服务：油服行业价值量最高的核心环节，负责按设计钻出油气井，涵盖直井、定向井、水平井及超深井作业。该环节对设备、工艺、人员要求极高，海上与复杂地层钻井壁垒尤为突出。

油田技术服务：专业性强、技术门槛较高，资产较轻。主要包括测井、定向井、固井、完井、修井及油田增产，这一系列的技术服务相互配合，贯穿于油气田的勘探到生产阶段，保证了油气资源的有效开发与利用。

工程建设：陆上油气工程建设负责地面系统搭建，包括联合站、集输管网、处理厂、储输设施等，实现油气收集、处理与外输。海洋油气工程建设涵盖平台建造、海底管线、FPSO、水下生产系统等，采用EPCI总包模式。作业环境恶劣、技术壁垒极高、投资规模大、建设周期长，是深海开发核心壁垒。

石油开采运营：是油服产业链中后段环节，海油和陆油差异较大。在石油开采环节，抽油机和浮式生产平台分别为陆油和海油的代表性生产设备。在海油生产中，随着海洋石油工业向着深远海进军，能够适应更复杂海域条件的浮式生产平台以其灵活性高、适应性强的特点，成为了深海和超深海油气田开发的主要工具之一。其中，浮式生产储卸装置（FPSO）能够初步处理原油并且其内部有专门设计的舱室用于储存原油，这些储油舱具有较大的容量，能够在海上长时间储存所采集的原油，是一种用于深海或偏远海域的多功能海上设施。

从价值量看，陆上油服以钻井、工程建设、井下作业为主，价值量占比分别为46%、25%、14%。海上油服则以海上油技术服务、钻井、海洋工程建设为核心，油田技术服务占比超36%，钻井平台等设备投入大、钻井服务价值量占比约19%，技术壁垒和成本远高于陆上。

2.3我国油服行业竞争格局：由三桶油旗下国企主导、格局稳定

我国油服行业呈现高度集中、国企主导的格局。我国“三桶油”几乎垄断了我国油气行业。而“三桶油”旗下油服企业在物探、钻井、工程建设等核心环节占据绝对优势。因此，我国油服行业格局集中、且国企为主。我们估计，我国油服市场国有企业占据了约80%的市场份额，民营企业主要聚焦压裂、修井等细分领域，外资仅在高端技术与装备环节有限参与。

具体看，三大石油公司的油服公司分工不同。

中石油油服市场：中石油集团旗下专业化油服平台——中油油服（未单独上市），统筹钻探、测井、物探等技术服务。其核心钻探公司包括大庆钻探、川庆钻探、西部钻探、渤海钻探等，为油气田提供钻井、压裂、固井等工程服务。

中石化油服市场：旗下中石化石油工程技术服务股份有限公司（石化油服），2014年A H上市，为国内全产业链油服龙头。石化油服覆盖物探、钻井、测录井、井下作业、工程建设五大板块，是中石化境内外勘探开发的主力服务商。石化机械为其提供装备支撑。

中海油油服市场：上游勘探开发以旗下中海油服 海油工程为主，开采运营以海油发展为主。中海油服是国内海上油服绝对龙头，业务含物探、钻井、油田技术、船舶服务四大板块，服务中海油及埃尼、BP等国际油企。海油工程专注海上油气田工程建设，提供平台设计、建造、安装、调试一体化服务，是我国深水油气开发工程建设的核心力量。海油发展聚焦海上油气生产全流程配套服务，与中海油服、海油工程形成互补，是国内海上油气生产综合服务龙头。

2.4产业链上游对油价敏感性较高，有望率先受益

钻井环节技术要求高，全球钻井平台利用率及租金对油价高度敏感。钻井环节即在已知的油气藏上方钻探井眼，形成一条通往地下储层的通道，允许油气流入井筒内。油价上涨，油企快速增加钻井作业，利用率攀升；油价下跌则需求收缩、利用率下降。因此，钻井业务对油价最为敏感。一般，利用率超85%-90%后，日租金呈非线性跳涨；利用率偏低时，租金承压下行。三者形成油价→利用率→日租金的正向传导链条。其中，陆地钻机部署灵活，响应时间仅数周至数月，远快于海上。

海上钻井平台资产重，毛利率对钻井平台的租金和利用率弹性高于陆上。目前，海工装备供需关系矛盾加剧，供应侧的过剩产能基本出清，而且海上钻井平台资产较重，折旧成本占比高。因此，当钻井平台租金和利用率上行后，海上钻井业务毛利率提升弹性大。复盘过去十年，中海油服钻井业务与中海油资本开支高度绑定，CAPEX增速直接决定其收入与毛利弹性。2025年，依托中海油CAPEX高位运行叠加作业率、日费改善，中海油服钻井毛利率重回上行通道。石化油服钻井业务与中石化资本开支高度绑定，CAPEX波动直接决定其收入与毛利弹性。近年CAPEX高位震荡，钻井业务增速放缓、毛利率低位企稳，整体呈现“强周期、低弹性”特征。

3.1全球海洋油气开发前景广阔

全球海洋油气探明与开采增长强劲。《中国海洋能源发展报告2025》显示，2025年，海洋油气新增探明储量约占全球油气（不含陆上非常规油气）新增储量的79%。超深水油气勘探发现了3个探明可采储量超5亿桶油当量的大型油气田。得益于开采技术的发展，海上油气开采成本不断降低，投资支出呈上升态势。2025年，全球海洋油气勘探开发投资预计达2175.5亿美元，占全球油气勘探开发总投资的35.7%，连续5年保持增长态势，复合年均增速达11%。海洋油气发现继续引领全球油气新增储量增长，占比将超过80%。

海洋油气开发经济性持续凸显。当前主流深水项目和超深水油田项目开发成本低，显著低于当前国际油价水平。规模化开发与技术进步推动成本下降，单桶开采成本较十年前大幅降低。另外，深水项目储量大、产量高、稳产周期长，投资回报率普遍高于陆上常规项目，具备强成本竞争力与长期盈利确定性。

3.2FPSO是海上油气核心生产设施，迎来发展机遇期

FPSO是海上油气核心生产设施。海洋油气开发生产平台都可以分为固定式与移动式两大类。固定式平台是将采油平台与海底固定连接形成固定不动的装置，其结构及应用与水深、地理条件、环境条件有关。移动式平台与固定式平台相反，可以依靠自身动力或外界动力移动。FPSO（FloatingProduction,StorageandOffloading）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、存储、外输、动力、生活于一体，被称为“海上油气加工厂”。FPSO在偏远海域更受欢迎（水深大于400米），适用于多种水深（深水和超深水）和环境条件，并且可以建造成在特定地点连续运行长达20年。因为它们易于安装，在新形成的海上油田中没有管道基础设施，或在建设管道成本过高的偏远地区，FPSO尤其有用。FPSO是移动式平台中应用最多的，超过深水船的三分之二。

FPSO由海底系统、船体系统、系泊定位系统、动力系统、油气处理系统、消防监控系统、储油与外输系统、生活系统等十几个大类组成。FPSO可以由油轮改装而成，也可以是专门为此用途建造的船舶，通常以改装船为主、新建船为辅。FPSO体型庞大，整个FPSO重量通常在5-30万吨之间，大型船体可轻松做到日处理20-30万桶原油。

全球FPSO在役规模约212艘。截至2026年2月，全球水域有212家FPSO活跃运营，主要集中于巴西、西非、亚太及圭亚那深水海域，如巴西国家石油公司（Petrobras）、壳牌（Shell）等全球头部FPSO运营商，依托FPSO开展能源项目开发。另外FPSO（自营自营服务运营商）如MODEC、SBM公司正在扩充其FPSO（有限责任服务）船队，争取新合同，并为海上油气项目开发新技术。

FPSO每年订单量跟油价高度相关。同时由于FPSO是典型“高杠杆 长周期”重资产行业，杠杆率超过65%，因此，利率是第二约束变量。2024年以来，油价总体处于高位运行，但是FPSO新接和改造项目并未增加，主要由于美债利率持续上行，影响租赁商的项目收益率。

FPSO行业正从传统长期租赁向BOT模式加速转变，给行业带来新机。FPSO运营模式主要有三种：（1）Sale&Operate模式：油公司在FPSOEPC阶段提供所有或大部分资金，并且在建造完成后购买FPSO，随后与承包商签订运营和维护（O&M）合同。（2）BOT模式：总包商垫资完成FPSO的建设，油公司提供部分融资，建成后总包商继续运营2-3年，随后将其移交给油公司。（3）Leas&Operate模式：总包商自筹资金建造FPSO，建造完成后与油公司签订10-20年的运营合同。BOT模式由SBM公司与巴西国家石油公司（Petrobras）率先推行，该模式既降低油公司前期资本支出，又让运营商锁定长期收益，风险共担、收益更稳定，成为大型深水油田开发的主流合作方式，FPSO这种周期较长、投资规模大的复杂项目带来新机。

FPSO市场前景广阔，预计未来五年年均新增订单有望达7-15艘。南美占绝对主导、西非是下一个增量市场。根据SinorigOffshore的最新统计，到2025年末，全球计划中和前端工程设计中的FPSO项目约155条，相较于2021年的82条增长到21年的164条，增长近一倍，项目储备数量充足。根据全球能源市场研究咨询公司EnergyMaritimeAssociatesPteLtd（EMA）的总经理DavidBoggs先生（David），2026-2031年全球FPSO市场将保持稳健增长，保守估计年均新增订单至少7艘，乐观情况下可达11-15艘。区域方面，巴西深水开发体量大、项目延续性强，圭亚那则已建立长期合作关系且中长期仍有增量空间。除了巴西、圭亚那等传统热点，纳米比亚、奥克兰群岛等新兴前沿区域也将逐步释放项目机会，未来FPSO需求不会集中在单一市场。

南美仍是FPSO绝对核心市场，到2030年还有15个项目在路上。从Rystad最新统计来看，南美不仅在项目数量上领先全球，而且在技术复杂度、单体规模、开发水深等维度，都代表着当下浮式生产系统的最高难度。巴西仍然是绝对主力，圭亚那保持稳定节奏，苏里南开始进入实质性阶段，福克兰群岛出现边际增量。

3.3全球FPSO产业链向中国转移，中国企业将深度受益

全球FPSO产业链正在重构。FPSO行业大致上分为头部全球总包巨头、中部专业模块制造商、小型模块供应商。过去是“欧美设计 欧美建造 欧美运营”,现在是“欧美设计 中国建造 本土运营”转型。在FPSO产业链中,"设计"是利润最高、壁垒最深的环节。SBMOffshore、MODEC长期垄断市场,核心就是掌握了设计能力。它们能根据不同油田的地质条件、海况、产量需求,定制化设计FPSO方案。

FPSO租赁总包商由国际全产业链巨头垄断，竞争格局相对集中。截至2025年中期，SBMOffshore、MODEC、BWOffshore、Yinson和BumiArmada等顶级承包商控制着全球价值订单总额的约60%。随着FPSO向大型化发展，仅有头部总包商有能力承担，Seatrium、MODEC和SBM等目前在手订单饱满，租赁总包商格局呈现集中化趋势。

FPSO制造采用模块化设计与建造。FPSO的外形与油轮相似，但其复杂程度远高于油轮，所受的外部载荷也比普通油轮复杂得多，造价昂贵。FPSO通常由上部模块、船体、系泊系统、水下生产系统等几大部分组成。FPSO的建造周期通常为30~36个月。现役的FPSO中，约70%约的船体都是由油轮改造而成，新建仅占30%。

中国逐渐依靠成本和技术优势逐步成为全球FPSO建造的核心。根据RystadEnergy报告，中国目前占据全球FPSO船体建造市场的76%，同时控制50%的上部模块制造。中国正凭借强大的制造能力、成本控制能力、较快的交付能力和完善的供应链支持等综合优势，已经逐步成为全球FPSO建造的核心。

船体制造：中国船厂如中集来福士、招商局重工、海油工程、中远海运重工全球份额持续提升，已超过韩国、新加坡份额，稳居主导地位。

上部模块制造：中国、新加坡、巴西三分天下，中国具备产能弹性大和低成本优势。巴西国家石油、天然气和生物燃料局（ANP）规定，外国承包商为巴西建造FPSO时，高达25%-40%的工作量必须在巴西完成。在产业链分工上，中国承担FPSO核心模块建造与集成，巴西则聚焦辅助船和本地化配套。中国FPSO上部模块制造商如博迈科、中集来福士、蓬莱巨涛已进入头部总包商如SBM、MODEC与Seatrium的分包商名录，竞争力强。

FPSO租赁总包商由国际全产业链巨头垄断，竞争格局相对集中。截至2025年中期，SBMOffshore、MODEC、BWOffshore、Yinson和BumiArmada等顶级承包商控制着全球价值订单总额的约60%。随着FPSO向大型化发展，仅有头部总包商有能力承担，Seatrium、MODEC和SBM等目前在手订单饱满，租赁总包商格局呈现集中化趋势。

4.1看好海上油服板块盈利弹性

中东地缘冲突升级，直接推升国际油价与供应中断预期。油气高位运行，带动油服行业景气向上。从全球油气市场增量看，海洋油气市场占主导、超过80%。因此，短期看，油价高位运行，油服公司作业量有望快速提升，陆上油服公司竞争相对激烈，因此海上油服公司业绩有望迎更大弹性。中长期看，全球深海油气储备丰富、且开采综合成本较低，经济性凸显，深海油气项目投资前景广阔。建议关注中海油服、中集集团、博迈科、纽威股份、杰瑞股份等。

4.2中海油服：中国海洋油服龙头，钻井业务弹性大

公司是中国海油旗下、亚洲领先的海上油气综合服务商。公司的服务贯穿石油和天然气勘探、开发及生产的各个阶段，主要业务包括钻井服务、油田技术服务、船舶服务、物探采集和工程勘察服务等。公司既可以为用户提供单一业务服务，也可以为客户提供一体化、总承包作业服务。公司的服务区域包括中国海上及陆地、亚太、中东、美洲、欧洲和非洲等国家和地区，公司核心客户为中国海油、占79%。

中海油服油田技术服务业务主要利润贡献板块，钻井业务贡献最大利润增量。2025年公司油田技术服务收入占比从57%微降至55%，仍为核心收入来源。钻井板块收入占比由27%升至30%、收入同比增长12.8%，并且毛利率13.4%、同比 6.84%，增长主因公司海外半潜式钻井平台高日费合同拉动，以及全球油气公司上游专注勘探开发需求增强推动，为唯一增长板块。

中海油服油田技术服务是公司基本盘，全球竞争力持续提升。公司油田技术服务业务聚焦海上，包括但不限于测井、钻完井液、定向井、固井、完井、修井、油田增产等专业服务；与三大国际油服（SLB、Halliburton、BakerHughes）错位竞争，在亚太、中东、北海逐步突破。2025年公司璇玑旋转导向、璇玥随钻测井等自主高端技术实现规模化应用，打破国际垄断同时也提供陆地油田技术服务。中海油服深度绑定中海油海上开发，油田技术服务业市占率国内第一、全球第二，2024年公司固井、钻井液全球市占率超8%。

中海油服钻井业务资产重，海外高端市场开拓使得公司钻井业务具有较大弹性。中国最大的海上钻井承包商，也是国际知名钻井承包商之一，主要提供自升式钻井平台、半潜式钻井平台、陆地钻机等相关钻完井服务。截至2025年底，共运营、管理六十座钻井平台（包括46座自升式钻井平台、14座半潜式钻井平台）等装备。2025年，公司海外高端市场拓展成效显著，挪威北海市场锁定优质合同，高价值项目有序运营并持续贡献利润；“南海八号”平台年内正式启动南美作业。由于钻完井服务需要购置和租用自升式钻井平台、半潜式钻井平台等设备，钻井板块属于重资产业务。因此，随着公司高费率钻井业务占比提升，公司钻井业务具有较大盈利弹性。

4.3中集集团：海工景气度持续上行，模块化数据中心贡献收入增量

公司是全球物流及能源装备龙头，多元业务布局多元。在物流领域，公司以集装箱制造为核心，并衍生出道路运输车辆、空港与物流装备、物流服务及循环载具业务，主要产品包括干货/冷藏/特种/罐式集装箱、道路运输车辆、旅客登机桥等；在能源装备领域，公司业务包括能源化工装备、海洋工程等，产品包括钻井平台、特种船舶等。此外，公司不断开发新兴产业，拥有服务集团自身的金融及资管业务。公司标准干货集装箱、冷藏箱、特种集装箱产量全球第一；罐式集装箱的产量全球第一；子公司中集车辆为全球排名第一的半挂车生产制造商，子公司中集天达为全球登机桥主要供货商之一，公司也是中国高端海洋工程装备企业之一。

集装箱业务贡献主要营收，海工收入占比持续提升。公司业务以集装箱、道路运输车辆、能源化工装备、物流服务业务为主。其中，集装箱业务占比最高，2025年新箱需求不足，公司集装箱收入占比下滑到28%，2026年有望逐步恢复增长。海工业务近年来受益全球海油勘探开发资本支出持续上行，公司海工业务持续增长，后续伴随行业景气度提升，看好公司海工收入占比持续提升。

公司通过子公司中集来福士经营海洋工程业务。中集来福士前身为1977年成立于烟台的造船厂，2022年由公司和烟台国丰集合资组建，主要业务涵盖海洋油气、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，是中国领先的高端海洋工程装备总包建造商之一。截至2025年末，公司持有中集来福士83%股份。

海工市场景气回升，中集集团海工业务利润大幅改善，在手订单充足。（1）收入端：2025全年营收约180亿元，同比 8%。（2）利润端：2024 年开始扭亏为盈，2025全年净利润约10.57亿元，25年利润率5.9%，盈利能力持续改善。主因2025年全球海上油气资本开支连续增长，FPSO、半潜钻井平台需求爆发，公司日费率与利用率上行。截至2025年底，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。集团海工资产运营管理业务涉及的各类海工船舶资产共14个，包括：2座超深水半潜式钻井平台、3座恶劣海况半潜式钻井平台、3座半潜式起重/生活支持平台、3座400尺自升式钻井平台、3座300尺自升式钻井平台。2025年，全球石油公司战略更加重视能源安全，通过放慢新能源转型步伐重新聚焦油气主业，中集海工资产运营管理业务持续提高资产上租率，第六代半潜钻井平台“仙境烟台”完成续租签约；超深水半潜钻井平台“蓝鲸一号”与国际客户签署新租约；半潜式起重/生活平台“BlueGretha（原华电中集01）”与国际客户签署新租约；其他多座平台也在通过多种渠道积极参与市场招标，寻求资产处置及租赁等业务机会。上租半潜钻井平台及自升式钻井平台的平均日费率均实现同比增长。

数据中心建设需求高增，公司模块化数据中心贡献收入增量。根据中集集团官微，当前全球数据中心需求正以19%-22%的年复合增速攀升，2030年规模预计将达171-219GW。传统数据中心建设存在土建周期长（以年为单位）、初期投入高、能耗高等问题，已难以匹配AI“按月、按周”迭代的快节奏需求。模块化数据中心（将“工地”搬进“工厂”），实现90%工序预制生产，现场仅需拼接调试，不仅让项目交付周期缩短50%以上，更实现质量、性能、交期的三重确定性。其分阶段部署的特性，还能有效降低利用率风险，适配光纤、电力供应不稳定地区的建设需求。亚马逊、微软、谷歌等国际巨头，以及字节跳动、阿里巴巴等国内龙头，均已将模块化方案纳入发展蓝图。

中集是国内模块化数据中心建设龙头，依托集装箱制造优势，2013年开始深耕模块化数据中心业务，现已成为全球AI算力基建的重要供应商。中集通过与项目总包方全链条的生态合作，从早期研发到后期安装落地，助力众多标志性数据中心在全球落地。2024年，中集交付全球首个超大型模块化数据中心——马来西亚2312AIDC项目，该项目配置833个标准模块，承载约60MW的IT负荷，从设计、制造、集成、运输到最终建设完成，全周期仅用不到10个月，较传统土建模式的1.5-2年工期缩短近一半。该项目的能效比达到行业领先水平，单瓦建造成本与传统钢结构加撬块方案持平，实现了建造速度、能效表现与经济效益的三重突破。

4.4博迈科：FPSO上部模块龙头，减值最大压力已过

博迈科成立于1996年，主要产品大类分为天然气液化模块、海洋油气开发模块、矿业开采模块等，产品具体涉及十多种子类别，在海洋油气开发、矿业开采和天然气液化领域属于专业承包商。公司是国内领先的具备专业模块设计和建造能力的设施提供商之一，公司产品面向全球市场，主要客户均为国内外知名客户，在国际海洋油气开发装备制造行业具有较高的知名度和一定的市场份额。

公司收入结构高度聚焦FPSO海洋油气模块，LNG等业务受到制裁收缩。公司产品模块化定制，整体毛利率稳定。

利润受资产减值显著拖累。公司LNG项目受俄乌冲突及国际制裁影响，项目交付与结算长期受阻，公司持续计提减值。2024年合计计提减值约0.95亿元，2025年全年减值约1.6亿元。目前项目仍未恢复正常执行，公司按谨慎性原则滚动评估减值风险，未来若地缘环境缓和、项目重启，减值存在冲回可能。

行业周期与油价波动风险。油服行业受国际油价及油气资本开支影响显著，若油价大幅下行或上游投资放缓，将直接导致订单减少、租费率下滑，对行业经营业绩形成较大压力。

项目交付与成本控制风险。油气项目建造周期长、技术复杂度高，易出现工期延误、原材料价格上涨等情况，可能引发合同索赔、毛利率下降，进而影响盈利稳定性。

市场竞争加剧风险。全球油服市场竞争激烈，国内外同行产能集中释放，可能导致订单价格承压、市场份额被挤压，持续削弱行业盈利能力与增长空间。

政治风险当前国际地缘政治局势纷繁复杂，争端和摩擦事件频发，对大型国际能源项目开发稳定性形成一定影响，进而增加业务开展的不确定性。