海油工程是國內唯一海洋油氣工程總包，立足于國內海上，業務向海外、深水、總包以及LNG擴展。

【資料圖】

行業趨勢之一：23年海上油氣資本開支或強勁增長，深水成核心增長點

全球: IHS預計2023年海上資本開支仍保持強勁增長，預計同比+23%，是2011年以來海上資本開支最高增速。隨著海上項目盈虧平衡點顯著下降，以及深水明顯的儲量優勢，使得深水油氣項目已成為全球增儲上產的核心領域，國際油氣公司上游資本開支重點向深水區域傾斜。國內：中海油2022年實際資本開支接近1000億元，實際開發占比約56%。2023年規劃資本開支持續增長1000-1100億元，開發環節占比提升到59%，預計2023年開發環節資本支出同比+12%。

行業趨勢之二：全球LNG投資有望創新高

全球天然氣供需區域不匹配是LNG投資增長的長期邏輯。2021~2022年，現貨貿易利潤拉大，且市場普遍預期2022年后全球LNG市場將出現供需缺口，LNG投資步伐加快。2023年全球LNG項目FID數量有望創新高。

公司周期性特征：業績滯后訂單1~2年

訂單：國內訂單跟隨中海油資本開支周期，海外訂單跟隨LNG投資周期，近年來也有FPSO和海外油氣項目。2022年起，公司可獨立直接投標巴西國家石油公司投資的工程、采購和建設項目，特別是FPSO。周期特征：公司工作量基本同訂單同步，收入波動往往滯后公司訂單1-2年，毛利率更為滯后。

公司硬實力提升，增強國際競爭力

深水作業能力提升：2021年公司總包的陵水17-2 深水氣田工程項目投產，深水工程總承包能力跨越式提升，有更多機會拓展深水市場。裝備水平從全球第三梯隊躍居第二梯隊：與Saipem、Subsea 7等國際同行一樣具備3000米深水作業能力，鋪管直徑最大60英寸、深度可達3000米；公司起重船最大起重量為7500噸，僅次于Saipem。場地擁有明顯優勢：場地總面積、碼頭岸線長度與年加工量均遠勝Saipem和Subsea 7。目前公司年加工量總計為71.4萬噸。人工成本優勢: 對比Subsea 7, 公司單位員工成本（31.3萬元）遠低于Subsea 7（140萬元），僅為Subsea 7的22.3%。

盈利預測和估值

我們預測22/23/24年歸母凈利潤14.9/18.2/27.3億，EPS分別0.34/0.41/ 0.62 元。從PB估值來看，海油工程目前1.33倍，低于可比公司平均PB 1.53倍。2023年按照1.53×PB給予海油工程目標價8.0元，首次覆蓋給予“增持”評級。風險提示：國際油價大跌致海外油氣資本開支下滑的風險；新訂單毛利率難以進一步回升的風險；項目執行情況較差致虧損的風險。

目錄

1. 公司簡介：國內唯一海洋油氣工程總包，擁有多元業務能力

海油工程是是中國唯一一家集海洋石油、天然氣開發工程和液化天然氣工程于一體的大型工程總承包公司，是亞太地區最大的海洋油氣工程EPCI(設計、采辦、建造、安裝)總承包商之一。

公司實際控制人為中國海洋石油集團有限公司，以直接及間接的方式控制了公司約55.3%的股份。

海油工程主營業務包括海洋工程總承包項目、非海洋工程項目、海洋工程非總承包項目，前兩大業務收入在2022上半年分別占總營業收入的61.30%，31.86%。

海洋工程總承包項目主要包括為海洋油氣資源開發提供設計、陸地制造和海上安裝、調試、維修等專業工程和技術服務。2019年、2020年，隨著中國油氣增儲上產“七年行動計劃”的持續推進，油氣田開發項目進入施工高峰期，海洋工程總承包項目保持平穩增長；2021年，海洋工程陸地建造工作量減少，海洋工程總承包項目收入相應減少至97.52億元。

非海洋工程項目收入主要包括LNG儲罐和接收站項目的建造收入、電儀產品等特種設備收入。該業務是公司重要增長極。自2018年以來，非海洋工程項目收入快速增長，從3.23億元增長到2021年82.06億元，主要得益于陸上LNG儲罐和接收站項目工作量增長。

國內渤海和南海的作業毛利率較高，中海油在2022年戰略規劃中提及勘探策略“穩定渤海、加快南海”，我們預計未來南海作業量有望提升，拉高盈利水平。國外毛利率2021年因為海外 LNG 項目盈利提升而有所恢復，同時2021年前后隨著國外虧損項目的收尾，海外業績有望扭虧為盈。公司從事“工程服務”，主要服務于海上油氣勘探開發的“開發”環節。油氣勘探開發生產整個產業鏈中，勘探環節壟斷性強，75%的地震采集處理服務由法國地球物理維里達斯公司、挪威石油地質服務公司和西方奇科地球物理公司提供，64%的鉆井服務被越洋鉆探、瓦拉里斯、海上鉆探、諾貝爾鉆探和鉆石海上鉆探公司壟斷。開發工程方面全球市場化，工程設計、裝備制造、總裝等服務采用全球招標。海工承接重大項目能力提升。海油工程運行重大項目數量從2009年的20個下滑至2017年的14個，自2017年起保持逐年增長，至2021年末26個。海油工程運行的重大項目中，LNG項目占重大項目數量比重顯著增長，從2018年的11%增長到2022年Q3的32%；同時FPSO項目占比也從2017年的7.7%增長到2022年Q3的16%。重大項目結構呈現出優化的特點，FPSO等技術含量高的項目逐步增加，LNG 接收站及儲罐項目保持增長，為公司發展注入活力。

核心競爭力變化。海油工程通過“海基一號”、首套深水水下多功能管匯系統等項目實現在深水領域導管架平臺制造安裝、水下生產裝備技術的重要突破，逐漸向深水領域轉變核心競爭力。

2. 行業分析

2.1. 海上資本開支拐點已至

2.1.1. 全球油氣投資:2023 持續回暖，海上再度擴張

長期資本開支不足疊加能源“去俄化”趨勢，解決能源危機成為全球迫在眉睫的大事，油氣公司于 2021 年便開始謹慎回補上游資本開支。根據 IHS 預測，2023 年全球上游勘探開發資本或超過 2019 年歷史小前高水平，達到 4800 億美元，同比+11%。

結構方面:資本開支或向海上深水、超深水項目傾斜。IHS 預測未來陸上常規項目資本開支增長或出現停滯，主要是陸上非常規與海上項目呈現持續增長。其中海上資本開支從2021 年開始高速增長，根據 IHS 預測 2023 年海上資本開支或達到 1470 億美金，同比+23%。此外，《中國海洋能源發展報告 2022》報告顯示，2022 年全球海洋油氣勘探開發投資中深水、超深水投資顯著增長。

2.1.2. 能源“去俄化”趨勢

根據Rystad energy，2022年俄烏沖突發生之后，西方制裁導致資金及合作商從俄油氣行業大規模外流開始顯現，審批活動也急劇下降，2022年預計俄羅斯上游投資降至350億美金，甚至低于疫情時期，并且可能延續到2025年。主要是幾大LNG項目的延遲，西方合伙人的退出，受到技術和資金的限制，項目現在已經推遲了5-6年。

2.1.3. 深水：增儲上產核心區

2011-2021年深水油氣項目已成為全球油氣增儲上產的核心領域。根據《全球油氣勘探開發形勢及油公司動態（2022年）》的數據，新發現的101個大型油氣田中，深水油氣田數量占比67%、儲量占比68%。中國工程院院士童曉光指出，全球海域待發現油氣資源量超過1200億噸油當量，其中大部分分布于深水區域。因此近年來，全球新投產油氣田陸上數量及產量占比明顯下降，深水和超深水區域油氣開發活動不斷升溫。Wood Mackenzie預計2022-2030年深水產量增長60%以上，巴西、圭亞那是主要的增長動力。

2.1.4. 油氣投資持續性

1）經濟性方面由于深水和超深水勘探開發技術、工程技術與裝備能力日趨成熟，開發生產成本大幅下降，有相當部分項目完全成本降至40美元/桶以下，推動其開發收益的增長。根據wood Mackenzine統計，當前已實現商業化的299個深水油氣項目中，項目總體回報強勁，內部收益率均值為24%，僅不足20%的深水油氣開發項目內部收益率低于15%。其中中海油憑借本公司優秀的降本增效能力，自2013年以來桶油成本從45美金/桶降至2020年26.34美金/桶，年均復合降速達7.4%。

專注海上油氣資源的公司比如中海油、巴西石油和挪威石油公司，在2022年油價均價再攀約100美金/桶時，2022年上半年三家公司ROE分別為21%、27%和51%，均接近或超越2012-2014年自身高油價時期的ROE水平。

2）環保性方面受益于相對較好的資源條件，深水油氣生產在二氧化碳排放強度指標方面具有顯著優勢。特別是相對較高的單井油氣儲產量，意味著深水油氣開發過程中相對較低的溫室氣體排放。從排放強度看，殼牌、雪佛龍、BP、埃尼和伍德賽德等公司深水油氣開發排放強度均低于13噸二氧化碳當量/千桶油當量，大幅低于全球平均水平。2.1.5. 油氣公司計劃：聚焦深水資本開支海上油公司：1） 國內中海油為保證國家能源安全，推動能源儲備，我國積極鼓勵國內石油公司加大上游勘探開發力度、促進增儲上產。中海油作為國內三桶油之一，主導海上油氣資源，擁有中國海域95%的總探礦權，為積極響應國家戰略導向，公司于2016年起資本支出穩步提升，2021年達到887億元， 5年CAGR達12.6%，此外為保證油氣產量穩步上升，2022年規劃900-1000億元的資本開支，實際資本開支接近1000億元，其中實際開發占比約56%。2023年規劃資本開支持續提升（1000-1100億元），其中開發環節占比提升到59%，預計2023年開發資本支出同比增加12%。2） 國際海上油公司國際海上油公司資本開支增長均呈高增速。Petrobras（巴西國家石油公司）上游勘探生產資本支出預計2022年達到88億美金，同比+23%，2023年計劃達到133億美元，同比+51%，此后2024-2025年維持在150-160億美金。Equinor（挪威國家石油公司）預計2023年整體資本支出提升到100億美金，同比+18%，2024-2025規劃120億美金資本支出，維持高增速20%。Pemex（墨西哥國家石油公司）規劃2022年資本開支同比+49%。

國際綜合性油氣公司

除了海上油公司外，國際五大油氣公司Shell、XOM、CVX、BP和Total是主要的深水資源儲量擁有者，拓展深水油氣勘探開發業務成為其核心戰略。比如Shell聚焦于深水區和大西洋邊緣盆地的勘探，大于70%的上游資本開支投資于深水區塊；XOM計劃2023-2027年上游投資的70%聚焦于Permian、Guyana、Brazil、LNG方面，其中Guyana、Brazil主要是深水作業。BP于2010年就開始布局巴西深水區，也是墨西哥深水灣最大的投資者，2021-2023年正在運行以及待啟動的項目幾乎50%是海上項目，50%是LNG項目。此外TOTAL上游聚焦于深水和LNG領域。據Rystad Energy估計，2022—2025年間，埃克森美孚、BP、殼牌、雪伏龍、埃尼、道達爾能源這6家國際大石油公司將花費270億美元用于常規油氣勘探，其中海上勘探支出占95%以上，而深水領域支出占總勘探支出的87%。

2.2. 全球LNG投資有望創新高2.2.1. LNG供需矛盾：全球天然氣區域不匹配持續

近年來天然氣作為“雙碳”背景下能源轉型的最佳過渡能源品，全球各國對其需求整體是呈快速增長趨勢，再疊加天然氣產地和消費地不匹配問題，導致某些地區的供需缺口越發明顯，比如亞太地區。而各洲之間的天然氣貿易更多需要通過LNG解決。2011~2021年，全球天然氣消費增速2.2%，而LNG貿易增速4.6%。

除了亞太地區之外，歐洲地區或也加大對LNG進口的依賴度。從歷史來看，歐洲天然氣進口的主要來源方式是通過管道氣運輸，2011-2021年管道運輸平均占比進口總量的75%，歐洲嚴重依賴管道運輸方式。而2022年由于俄烏戰爭引發的一系列蝴蝶效應，比如北溪管道的意外破壞，導致歐洲管道進口俄羅斯的天然氣數量大幅下降，因此歐洲需尋找新的天然氣來源LNG，彌補缺口。

根據IEA的預測，2022~2025年，天然氣產量增長區域和需求增長區域不匹配的情況將加劇。需求缺口主要在亞太（需求增長遠超供給增長），其次是歐洲（需求和產量下滑）。供給增長則主要來自北美（美國、加拿大）、歐亞大陸（俄羅斯和中亞地區）、以及非洲（埃及、莫桑比克）、中東（伊朗、沙特等）。全球供需增長不匹配的量約156bcm。跨州的天然氣貿易，除了小部分從俄羅斯中亞到亞太和歐洲可以通過管道，大部分要通過LNG方式解決。假設其中80%靠LNG貿易，則需要2022-2025年LNG貿易量增速達到5.6%。2.2.2. LNG投資增長持續性：LNG貿易利差豐厚，刺激相關投資2021年下半年開始，銷地（日韓市場、英國市場）與北美現貨（亨利港）價格差距拉大。短期內TTF價格雖因歐洲超預期的良好天然氣庫存回建、暖冬等因素大幅下跌，但價格中樞仍高于歷史平均中樞水平，危機并未徹底解決。我們預計全球LNG的供給約束要到2025年之后才有望得到一定解決。在利潤刺激和對遠期供需的良好預期下，LNG投資步伐加快。

2.2.3. FID數量：2023年LNG項目FID數量有望創新高2020年受疫情的影響，一些LNG液化出口終端項目被推遲或取消，包括美國、加拿大、卡塔爾和莫桑比克項目。到2021年，盡管需求和價格都明顯回升，但是受長協覆蓋不足的影響，LNG設施投資還是沒有明顯上升。2021年只有三個項目獲批，包括卡塔爾的北地擴建項目、波羅的海LNG項目和Pluto LNG二號項目。然而波羅的海LNG項目受俄羅斯制裁影響有可能取消。2022自從俄烏戰爭之后，超過10個LNG進口終端建設計劃出臺。其中主要是FSRU（浮世天然氣儲運平臺），這種平臺的改造時間比較短，通常只需要幾個月。

預計有總量超過1640億方（11670萬噸）的潛在FID項目將從22年開始陸續推出，包括卡塔爾、莫桑比克、美國、俄羅斯、加拿大等眾多LNG項目。其中，美國Calcasieu Pass LNG (T13 – T18)液化廠已于2022年9月份開始投運。

3. 公司分析

3.1. 盈利周期特征

3.1.1. 訂單：跟隨油氣資本開支

整體訂單以國內為主。中國海油內部項目大部分由海油工程承接，所以海油工程國內承攬額與中國海油資本開支呈現同步變化趨勢，但并不完全同步，易受個別項目落地影響。國內訂單：國內訂單以傳統海上油氣田開發項目為主，市場開發重點圍繞南海海域展開，2018年起簽訂的陸豐、流花、恩平等國內海洋工程總包項目均為南海海域項目。同時， 海油工程積極融入國家天然氣產供儲銷體系建設重大戰略，沿海陸上LNG終端項目等非海洋工程項目承攬額增長迅速。2017-2021年，除2019年公司簽訂沙特阿美 Marjan 油田項目工程合同、日揮福陸陸地模塊建造合同兩份重大海外合同，海外訂單占比達48.9%外，國內外訂單結構保持穩定，國內訂單均占比穩定在90%左右。

3.1.2. 業績：滯后訂單1~2年大部分項目從簽訂合同到正式建造有一定的時間差，所以公司業績波動往往滯后公司訂單1-2年。1）工作量與訂單基本同步。回溯歷史數據，公司鋼材加工量、海上作業船天、導管架和組塊的陸上建造、海上安裝等與訂單基本同步。2）收入滯后訂單1-2年，此外國外訂單比國內訂單高峰滯后一年。前兩輪周期，第一輪國內訂單高峰2013年，收入高峰2014年；第二輪國內訂單高峰2018年，收入高峰2019年。第一輪海外訂單高峰2014年，收入高峰2016年；第二輪海外訂單高峰2019年，收入高峰2021年。3）毛利率變動更為滯后。上上輪周期中，毛利率見頂的時間比收入見頂的時間還要晚一年，國內是2015年，海外是2017年。

3.2. 深水作業能力提升

3.2.1. 深水工程能力跨越式提升

深水油氣工程能力提升。2013年至今，公司從裝備、技術、能力等方面不斷提升與突破，于2021.6公司總包的陵水17-2 深水氣田工程項目投產，標志著公司初步形成了1500 米級超深水油氣田工程能力，深水工程總承包能力跨越式提升。同時意味著將有更多機會拓展深水市場，拓寬發展空間。總包能力不斷提升。1）同步運營管理能力提升，2021年同步運營項目 從20-30個快速提高到50個以上，項目數量快速增長，大體量項目增加，總承包能力提升。2022年4月，巴西國家石油公司允許中國海上承包商海油工程在沒有外國合作伙伴的情況下直接投標該公司投資的工程、采購和建設項目，競標其EPC合同，特別是浮式生產、儲存和卸載船舶。

3.3. 公司硬實力優勢持續提升一家油氣工程公司成功獲得訂單的要素包括——裝備、場地、技術、成本等競爭力。此部分主要選擇國際同行公司Saipem、Subsea 7、Mcdermott進行對比分析。3.3.1. 裝備對比近十年來，我國海洋工程技術裝備從全球第三梯隊躍居第二梯隊的領先地位，在深水油氣開發技術和裝備國產化方面與國外先進水平差距逐漸縮小。截止2022年9月，公司共有19艘船舶，其中大型深水船舶7艘，具備3000米級深水鋪管能力、4000噸重型起重能力和3級動力定位能力的深水鋪管起重船“海洋石油201”，以及作業水深可達3000米的水下工程船等。具備3000米級水下工作作業能力。對比同行企業，公司裝備能力不斷提升，位居國際前列水平。比如起重船，海工擁有6艘，最大起重量為7500噸，僅次于Saipem；Saipem擁有8艘，最大起重量為14000噸；Subsea擁有10艘，但最大起重量僅5000噸；Mcdermott 起重船僅5艘，其中最大起重量約4000噸。鋪管方面，海工裝備也具有躋身國際領先水平。海工鋪管直徑范圍是4-60英寸，Saipem和Mcdermott 最大直徑范圍也僅60英寸，Subsea鋪管直徑范圍也是4-60英寸。此外，海工同Saipem、Subsea等鋪管深度均能達到3000米。

船齡結構對比同行subsea 7、Mcdermott，其中海工使用年限20年 以下的船舶數量占比為84%，接近Subsea 7（約88%），優于Mcdermott（62.5%）。因此公司船齡結構較為健康。

3.3.2. 場地優勢：加工能力優勢公司優勢在于場地。公司場地總面積為407萬平方米，主要擁有青島120萬平米海洋工程制造基地，天津市濱海新區臨港工業區建成57.5萬平方米海洋工程智能化制造基地，珠海（中海福陸 公司持股51%，Fluor參股49%）207.9萬平米海洋工程制造基地，目前珠海1-3期建成投產，達30萬噸加工量，4-5期后續陸續展開。根據現有投產情況，公司年加工量總計為71.4萬噸，遠超Saipem加工能力（目前僅12萬噸）。此外碼頭岸線長度與吃水深度情況也優于Saipem，具有適合大型海洋工程船舶及浮式生產儲卸油裝置（FPSO）停靠的優質碼頭資源。場地利用率明顯提升。2022前三季度，天津臨港的智能制造場地的利用率89%左右,青島場地利用率達到100%,中海福陸重工（珠海基地）是81%，場地利用率有所提升。

3.3.3. 提前交付優勢在保障技術和質量達標的要求下，客戶對于項目交付期也有一定的要求。根據歷史項目實施情況，公司相較于國外同行具有較強的按期交付能力，甚至有些項目提前完工。比如以下項目，公司相較于同行均有提前完工：1） 陵水17-2項目在工期緊張、疫情擾動背景下，實際工期僅為國外同類型項目 2/3，創造了“陵水速度”。2） 巴西石油P70項目，2019年12月,經過18個月的建造,P70在青島成功交付,比合同約定的建造工期提前90天，比“姊妹船”P67 的建造效率提升四分之一，創造了國際超大型FPSO交付速度新紀錄。3） 傳統工廠到智能工廠的跨越。根據基地承接的首個工程項目渤中29-6運行，預制作業各環節工效提升10%-20%以上，檢驗作業提效24%，總裝周期縮短約50%。3.3.4. 成本優勢公司最大優勢在于人工成本，成本結構中人工費用占比較低。對比Subsea 7，2021年公司員工人數約8000人，Subsea 7員工僅約5000人，然而公司單位員工成本（31.3萬元/人）遠低于Subsea 7（140萬元/人），僅為Subsea 7的22.3%。

3.3.5. 周期同步：訂單上升期，業績仍在相對底部對比國際同行公司，如Technip、Fluor、Saipem、Subsea 7、Modec、Aker Solution；公司盈利周期與國際同行基本同步，目前訂單已進入上升期，業績仍處相對底部，我們預計2022~2024年公司及國際同行公司均將進入業績釋放期。

3.3.6. 每輪周期都是成長機遇每一輪景氣周期中，海油工程都有機會實現海外市場突破。本輪景氣周期，亞太、中東、非洲、美洲等區域工程招投標有望進一步活躍，有望帶來行業情況的進一步改善。前兩輪景氣周期中，公司均實現了LNG項目和海外油氣田總包的突破。本輪周期我們預計公司仍在LNG項目中持續突破，同時在海外深水油氣田項目中會有新的突破。2022年起，海油工程可獨立直接投標巴西國家石油公司投資的工程、采購和建設項目，特別是浮式生產、儲存和卸載船舶。根據Rystad energy，2023年全球FPSO合同數量陡增，數量幾乎翻倍，其中巴西及圭亞那項目占比接近50%。

此外海外項目毛利率或有明顯修復。歷史上出現較大損失的海外項目如卡塔爾、沙特、尼日利亞等，都已于2021年先后完工，主要風險敞口收窄，公司表示未來公司盈利穩定性有望增強。

4. 盈利預測與估值

4.1. 盈利預測

假設：1）新簽訂單假設：根據公告2022年全年新簽訂單預計為254億元；2023-2024年，國內新簽訂單假設收益中海油開發環節資本開支拉動（同比增速為12%），預計2023-2024年國內新簽訂單為251、282億元；根據前兩輪油價周期，平均海外新簽訂單比例為27%，近年來公司裝備、技術、場地等硬實力的顯著提升，提高公司在國際市場的競爭力，因此預測本輪油價周期，海外新簽訂單占比或提高到30%，預計2023-2024年海外新簽訂單分別為108、121億元。綜上，2023-2024年新簽訂單預計分別為359、402億元。2）營業收入：根據訂單完成度來預測收入，按照項目訂單平均三年完成期，依2：5：3的完成進度測算，預計2022-2024年營收分別為247、286、351億元。3）毛利率：2022年前三季度毛利率為9.74%，相較2022年上半年7.85%明顯修復，預計全年毛利率約11%。2023/2024年，由于海外虧損項目的收尾，以及油服行業景氣度提高，公司深水作業能力大幅跨越或帶來一些高毛利率的深水項目訂單，毛利率或有修復，假設毛利率2023/2024年達到13%/15%。4）費用和稅收：管理、銷售、研發費用跟隨收入增長，但是增幅慢于收入增幅。假設實際所得稅率20%。此外，公司于 2022 年 12 月 31 日將中海福陸納入合并報表范圍，公司按公允價值對所持有的中海福陸 51%股權重新計量，將公允價值與賬面價值的差額約 5.17億元計入當期損益，同時轉回有關遞延所得稅資產約 1.2億元，對公司凈利潤影響約 3.97億元。另外，公司采用資產基礎法及收益法兩種評估方式對中海福陸股權價值進行資產評估，收益法評估結果略低于資產基礎法評估結果，導致合并日負商譽產生，金額約為0.34億元。因此盈利預測結果：預測22/23/24年歸母凈利潤14.9/18.2/27.3 億，EPS分別 0.34/0.41/0.62 元。

4.2. 估值當前股價對應22/23/24年PE分別20.2/16.5/11倍，PB分別1.31/1.30/1.27倍。可比公司選取中海油服、中油工程、杰瑞股份，從PB估值來看，海油工程目前僅1.33倍，低于可比公司平均PB 1.53倍。2023年按照1.53×PB給予海油工程目標價8.0元，首次覆蓋給予“增持”評級。

5. 風險提示

1） 全球經濟衰退，國際油價大跌致上游油氣公司大幅削減資本開支、上游開發生產等項目停滯或延后，新增訂單情況不及預期等風險；

2） 受ESG政策轉型影響，上游公司在油氣開發領域的資本開支保持謹慎性，導致油服行業新簽訂單價格及毛利率難以進一步回升的風險；3） 實際項目執行過程因地緣政治、自然環境等突發事件影響，導致項目實施進度不及預期、甚至致虧損的風險。

本文編選自“樨樨和她的油氣小伙伴”，作者：張樨樨團隊 ；智通財經編輯：汪婕。

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