1 公司概述：石油钻井工程服务为基，建立石油勘探开发的产业链布局

1.1 历史沿革：以装备和油服起家，布局石油勘探开发业务

公司不断扩展品类，已成为集石油勘探开发+工程服务+装备制造的一体化企业。

公司成立于2003年，并于2017年在上海证券交易所上市，是一家专注于石油、天然气领域的综合性油气上市公司。

公司早年以钻井装备起家，后逐步延伸至钻井工程服务，并形成了工程服务+装备制造两块主要业务布局。

2018年，公司成功获得新疆塔里木盆地温宿区块石油天然气勘查探矿权，成第一家获得国内石油区块探矿权和向国家申报石油储量的民营企业，并将业务范围进一步延伸至勘探开发业务，形成集勘探开发+工程服务+装备制造的一体化企业。

1.2 业务结构：钻井工程服务占比最大，石油销售业务逐步放量

以钻井设备及钻井工程服务为基，向石油勘探开发扩展。公司主要业务包括石油勘探开发、 钻井工程服务和钻井装备制造。

（1）油气勘探开发：依托钻完井工程服务与石油装备制造的一体化优势，公司在国内完成 了新疆温宿油田的投标、中标、勘探、发现、开采，在国外参股收购了哈萨克斯坦两个油气田。

（2）石油钻井工程服务：钻井工程是指以勘探开发石油天然气为目的，在地层中按照事先 设计的井眼轨迹，钻成一定深度的圆柱形孔眼并将套管入井固定，完成地面与油气层连续通道的工程服务。

钻井工程业务具体包括：钻井、测井、录井、固井、完井、钻井液以及定向井等项目。公司的钻井工程项目一般有两种形式：一种是仅提供钻井作业的分包服务，另一种是提供涵盖上 述各工艺流程的大包服务。

（3）钻井装备制造：钻机装备制造业务是指根据自身工程施工或客户需要设计、生产钻机 装备并为其提供安装、培训以及后续维护服务的业务，主要产品包括：钻机部件、钻深 2000 米到 9000 米的各类交流变频电动钻机、直流电驱动钻机、机电复合驱动钻机等。

钻井工程服务为主要业绩来源，石油销售业务快速增长。

收入方面，钻井工程服务为公司最大的营收来源，2020 年该钻井工程服务营收占比达 81.1%；2021 年起，原油销售业务开始贡献业绩，2021H1 原油销售业务收入占比达 11.4%，钻井工程服务占比下降至 62.2%，钻机装备制造收入占比提升至 25.7%。

毛利方面，2021H1，钻井工程服务毛利占比为 53.6%，较 2020 年的 69.0%有所下降，主要系原油销售业务占比从 0%提升至 23.2%影响。

1.3 财务分析：近几年钻井工程服务利润率下降明显，原油销售利润可观

营收降幅收窄，归母净利转正。

营收方面，受疫情和油价暴跌影响，2020 年公司实现营收 15.9 亿，同比下降 35.6%，2021 年前三季度实现营收 11.5 亿元，同比下滑 5.66%，降幅较 2020 年收窄。

归母净利润方面，2020 年公司实现归母净利润-4.86 亿元，大幅亏损；随着疫情的控制，2021 年前三季度公司实现归母净利润 0.39 亿，扭亏为盈。

从 2017 年至今的业绩变化趋势看，受油价及上游资本开支变动影响，公司业绩波动幅度较大。

钻井工程服务毛利率有所回升，原油销售毛利率可观。

毛利率方面，钻井工程服务毛利率从 2017 年的 45.0%下降至 2020 年的 10.6%，系油价持续低位石油公司资本开支意愿不足影响；2021H1，受油价回暖影响，公司钻井工程服务业务毛利率提升至 24.4%；此外，2021H1 公司原油销售毛利率为 57.2%，毛利率水平可观。横向对比看，公司钻井工程服务毛利率略低于竞争对手。

期间费用率方面，除去 2020 年外（受疫情影响，营收大幅下降），公司期间费用率在 20% 的中枢波动。

1.4 股权结构：公司实际控制人为朱逢学、李玉池

公司实际控制人为朱逢学、李玉池。

截至2021年11月，朱逢学、李玉池直接持有公司18.27% 的股权，并分别通过中曼控股以及上海共兴、共荣、共远三个投资中心累计间接持股 36.9%，合计持股达 55.17%，为公司实际控制人。

2 钻井工程服务：高油价支撑油服行业景气度回升

2.1 油价：长期富余产能不足，推动油价震荡上行

2.1.1 供给端：长期富余产能不足，供给增量有限

OPEC：原油产量逐步恢复，但实际生产能力不足将导致供给增量有限。

从产量来看，欧佩克组织日均原油产量从 2020 年 6 月的 2224.3 万桶/天逐步提升至 2022 年 1 月的 2798.1 万桶/天，但仍低于 2019 年全年的日均产量 2985.3 万桶/天。

从月度增产幅度看，2021 年 8 月至 2022 年 1 月，欧佩克日均原油产量增量均低于 40 万桶/天的计划值，其中 2022 年 1 月份日均产量增幅仅有 6.3 万桶/天，远低于 40 万桶/天的计划增产幅度，这侧面说明了 OPEC 实际生产能力不足的问题。

因此，预计 2022 年 OPEC 供给增量或继续低于预期。

美国方面：DUCs 持续下降，剩余产能不足。

据 EIA 数据，2022 年 1 月，美国已开钻但未完钻井（DUCs）数量为 4466 口，较 2021 年 12 月减少了 191 口，并已处于 2014 年以来的底部位置。

由于美国页岩油钻井和完井之间的时间间隔是几个月，这导致了大量的 DUC 库存，生产商可以将其作为工作库存来管理石油生产，即 DUCs 数量反应了美国页岩油的剩余产能，而 DUCs 的持续下降或将导致 2022 年美国原油产量增长有限。

2022 年，美国页岩油资本开支预计将达到 1350 亿美元，但仍不到 2014 年的一半。

根据标普资本智商公司的统计数据，2004 年至 2014 年，美国 27 家主要石油生产商的资本支出增加了两倍，达到了 2940 亿美元，然后在 2020 年削减至 1110 亿美元，预计 2022 年资本支出将达到 1350 亿美元左右，同比增长 21.6%，但仍不及 2014 年投资水平的一半。

由于美国页岩油投产周期较短，且产量衰减速度块，因此需要持续的资本投入以支撑产量的持续增长。而资本支出的不足或将导致美国页岩油在 2022 年的增量有限。

EIA 认为，2022 年全球石油供给将增加 5.93 百万桶/天至 101.38 百万桶/天，其中，OPEC 国家将增加 1.45 百万桶/天至 20.33 百万桶/天，非 OPEC 国家将增加 3.33 百万桶/天至 67.22 百万桶/天。

2.1.2 需求端：疫情影响逐步消失，需求稳步恢复

原油需求逐步复苏，2022 年将恢复至疫情前水平。

OPEC 方面，OPEC 组织认为尽管 Omicron 变种新冠病毒带来了不确定性，但是 2022 年世界经济将继续复苏，预计 2022 年全世界 GDP 增速为 4.2%，经济复苏过程中石化行业以及交通运输行业的石油需求将对总体石油需求形成支撑，而旺盛的需求有助于维持较高油价以及刺激石油公司加大资本开支；其预测 2022 年世界将会新增石油需求 4.15 百万桶/天至 100.8 百万桶/天，超过 2019 年。

EIA 方面，EIA 在报告中预测 2022 年石油需求将会增加 3.52 百万桶/天至 100.61 百万桶/天，基本与 2019 年持平。

IEA 方面，IEA 在报告中预测 2022 年全球石油需求将增加 3.4 百万桶/天至 99.7 百万桶/天，高于 2019 年。

综上所述，三大机构均预测 2022 年全球石油需求将恢复至疫情水平。

中长期来看，供需紧平衡下，油价中枢将提升，有望维持在中高位。

就 2022 年来看，受“碳中和”影响，原油上游资本开支有所恢复但仍较为谨慎，导致全球原油供给增量受限；在疫情影响逐步消失的情况下，全球原油需求稳步复苏；原油供需格局有望保持紧平衡，进而将提升油价中枢，并维持在中高位。

2.2 油价上涨推动上游资本开支增加

2.2.1 油价上涨，上游资本开支逐步恢复，油服企业业绩向好

从历史来看，石油行业上游资本开支会随着油价的上涨而提升，但是本轮油价上涨带来上游 投资额并不多。

根据历史数据看，油价与上游资本开支强相关，在油价较高时，石油公司资本开支意愿较强，而油价大幅下降时，石油行业上游投资也跟着大幅下降；而石油上游投资相对油价表现出了一定的滞后性。

因此，随着 2020 年以来油价的逐步复苏，2021 年上游投资额较 2020 年有所增加，但是仍显著低于 2014 年至 2019 年的投资额。

总量来看，尽管承受疫情和能源转型的双重压力，2021 年石油天然气行业资本开支仍然有 所上升。

根据 IEA 世界能源投资报告统计，在遭受了新冠疫情的巨大打击之后，2021 年全世界主要石油天然气上游资本开支有所恢复，尽管仍然不及 2019 年水平，但是同比 2020 年增长了 8%，总计超过 3500 亿美元。

大型跨国石油公司仍然保持谨慎，国家石油公司已经开始加大投资力度。从公司类型上看， 大型跨国石油公司在资本开支上仍持保守立场，其 2021 年上游资本开支较 2020 年下降了 2%；而国家石油公司在 2021 年的上游资本开支同比 2020 年增长了 10%；其中，中国的国家石油公司和中东的国家石油公司增长最快，沙特阿美在 2021 年的总计划资本支出为 350 亿美元，同比增长约 30%。

2021 年以来，油价逐步回升，世界石油上游投资提升，石油服务公司逐渐走出困境。

根据 Rystad Energy 估计，石油服务行业预计 2021 年的收入将接近 1020 亿美元。

此外，从 2021 年上半年的数据来看，世界排名前五的钻井服务公司 2021Q2 的收入环比 2021Q1 均有提升，这说明油服行业正逐步走出疫情带来的困境。

2.2.2 中长期来看，中国及 OPEC 资本开支有望继续稳定增长

中期来看，石油和天然气仍然是未来十年的主要能源，油井服务开支将继续投入。

虽然各国政府均制定了能源转型的目标，以减少二氧化碳排放并加快向绿色能源的转变，但这并不意味着石油和天然气将停止生产或失去在能源行业中的重要地位。

未来十年，尽管可再生能源比重将会不断增加，但是，石油和天然气仍将继续作为关键能源，这意味着对钻井和油井服务的需求将会保持强劲。

Rystad Energy 预计，在 2021 年至 2030 年期间，全世界石油公司将在油井服务上花费总计 1.7 万亿美元，其中中国的国家石油公司、沙特阿美和俄罗斯的国家石油公司将主导这些投资。

2021-2030E，中国及中东国家石油企业将继续增加上游资本开支，继续增加钻井数量。

根据 Rystad Energy 估计，预计到 2030 年，在中国减少石油进口依赖的目标指引下，中石油将支出 1200 亿美元，其次是沙特阿美和俄罗斯石油公司，各自支出约 700 亿美元。

预计在 2021 年至 2030 年期间，全球将钻探超过 60 万口井，其中中国将钻探约 17 万口井。

此外，在 2021 年至 2030 年，页岩油井的份额预计将从 15%左右翻一番，达到 30%。

长期来看，OPEC 仍是世界石油供给的最大增量，未来资本开支将保持稳定增长。

按照 OPEC 预测，未来十年北美页岩油将经历见顶回落的过程。

北美页岩油产量将在 2030 年之前到达顶峰并开始下降。

OPEC 的资本开支占比将逐步上升。

目前，北美页岩油的上游总投资需求约占全球中期投资需求的三分之二，并将在 2030 年前见顶后开始下降。

与此同时，OPEC 的上游资本投资份额将会在未来 25 年内保持持续上升，投资份额将从 2021 年的约 10%增长到 2045 年的约 20%。

综上所述，在未来的 25 年里，OPEC 预计石油生产上游的累计投资需求估计为 9.2 万亿美元，而主要贡献方将从北美页岩油转向 OPEC。

从活跃钻机数量看，钻井工程景气度维持上行趋势并且还有较大空间修复空间。

从活跃钻机数量看，疫情之前数年，中东活跃钻机数量都保持在 400 台左右，疫情使得活跃钻机数量骤降到最低值得 239 台。

2021 年 11 月的最新数据为 276 台，距离疫情前平均水平 400 台仍有较大差距。

亚太地区受疫情影响较小，活跃钻井波动较小，但距离最高点仍有 20%以上的空间。

从景气度变化趋势看，世界活跃钻机数量主要受原油价格影响，随着疫情后油价的上升并保持在较高位置，活跃钻机数量正在缓慢回升，行业景气度有望持续上行。

2.3 钻井工程服务订单量增质升

2.3.1 公司海外项目全部复工复产，新签订单数量回升

公司 2021 年合同签订金额为 23.8 亿元，同比+11.3%，订单金额回升。

2020 年，受新冠疫情影响，公司海外项目大量停工，进而对公司 2020 年业绩造成了很大打击；其中，2020 年，公司全年海外钻井项目累计合同金额为 15.7 亿元，同比下滑 4.6%，所有签订合同金额合计为 21.4 亿元，同比下滑了 22.7%。

2021 年，公司签订的海外钻井项目订单金额为 20.1 亿元，同比上涨 28.1%，所有签订合同金额合计为 23.8 亿元，同比上涨 11.3%，公司钻井工程服务订单显著提升，已经走出疫情影响。

获得沙特阿美订单，成功进军高端市场。

公司近年来不断进取，积极扩展客户，于 2018 年通过了沙特阿美公司的资格审查，并且在 2021 年 3 月与沙特阿美签订了金额约 1.2 亿美元的钻井工程项目合同，又于当年 9 月与沙特阿美签订了金额约为 5000 万美元的修井项目合同，这标志着公司成功进入世界油服行业公认的门槛最高的沙特钻井工程市场，实现历史性的突破，成为第一家与沙特阿美合作的中国民营钻井企业。

公司不断扩展客户，已经获得了包括沙特阿美、BP、斯伦贝谢和威德福等一系列大客户的订单，摆脱了刚上市时过度依赖单一客户订单的窘境。

公司钻井工程服务业务订单主要来源中东、俄罗斯和中国，有望持续受益于中国和 OPEC 国 家资本开支增长带来的订单增加。

从 2020 年至今的签订订单来看，公司主要的订单项目地为中东地区，有望受益于 OPEC 油气资本投资的持续增加。

3 石油开采销售：业务快速扩展，盈利增长加速

3.1 进军石油勘探开发领域，成为全国第一个民营油气生产商

我国油气改革持续推进，并已取得实质性进展。

长期以来，我国油气行业存在很多棘手的矛盾和问题，油气体制的改革是解决这些矛盾和问题的根本途径。

从2018年以来，我国油气改革步伐加快，国家不断出台包括《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》在内的多项改革意见和多个专项改革措施，油气改革也不断取得实质性进展。

下游领域，2018 年 7 月，我国成品油终端市场全面向外资放开，油气下游领域市场化改革迈出实质性步伐，标志着中国的油气改革进入了新的阶段；中游领域，2019 年 3 月，《石油天然气管网运营机制改革实施意见》通过，国家油气管网公司落地；上游领域，国家放开油气勘查开采准入限制，积极吸引社会资本加大油气勘查开采力度。总而言之，油气行业全产业链开放竞争的新格局正在逐步形成。

中曼石油成第一家民营油气生产商。

公司抓住油气体制改革的机会，积极参与国内油气勘探开采权限竞标，并于 2018 年 1 月竞拍获得新疆温宿区块的探矿权，2021 年 10 月 19 日获得国家自然资源部颁发的温北区块采矿许可证，成为国内第一家拿到油气采矿证的民营企业。

兼并收购油田，进军石油勘探开发业务。

国内方面，公司竞购获得了新疆温宿油气区块，国外方面，公司并购参股了哈萨克斯塔坚戈油田、收购岸边油气田。

目前，公司石油勘探开发业务已取得实质性进展，新疆温宿油气区块温北油田温 7 区已经开始贡献收入。

（一）新疆温宿区块

已完成 377 平方公里的三位地震勘探公司，占该区块的 34.7%。

新疆温宿区块探矿权面积总共 1086 平方公里，目前已做 377 平方公里的三维地震，剩余 709 平方公里尚未开展勘探工作；377 平方公里中主要分为温北油田温 7 区块、温北油田红 11 区块、温北油田红 26 区块、红旗坡区块和赛克鼻状构造区等五个区块。

温宿其余板块开发进度加速，增量可观。

公司在加快温 7 区块产能建设的同时，也加大了对温北油田红 11 区块的勘探力度。

根据公司公告，公司已经开始了试油试采的工作，目前红 11 区块的 6 口探井试气情况为每口井平均日产天然气 15.31 万立方米，5 口探井和评价井在试油的情况下平均每口井日产油 37.6 吨。

（二）哈萨克斯坦岸边区块

岸边区块地理位置优越，可采储量可观。岸边区块位于哈萨克斯坦阿特劳州，地处哈国最大 的含油气盆地—滨里海盆地，北距哈国最大的油田吉兹油田约 20 公里。

岸边项目，在区块内北块和中部上白垩统赛诺曼阶已获得工业油流发现，原油储量已落实。

岸边项目上白垩统赛诺曼阶原油储量 1987 年获得国家审批进入哈萨克斯坦国家储量平衡表，其中 C1 级原油地质储量 2513 万吨，技术可采储量 502 万吨；C2 级原油地质储量 886 万吨，技术可采储量 502 万吨。

D&M 公司 2014 年评估岸边项目北块和中块上白垩统赛诺曼阶 1P、2P、3P 原油地质储量分别为 1136 万、2480 万、2866 万吨，原油经济可采储量分别为 169 万、593 万、857 万吨。

岸边区块有望在 2024 年投产，年产量为 30 万吨/年。公司于 2020 年决定收购哈萨克斯坦 岸边区块 87.5%权益，并在 2021 年延长了探矿权。

目前已经完成了一部分勘探，内部估算 2P 原油地质储量为 2500 万吨左右。对于已经发现的原油储量，计划在 2021 年 11 月完成试采作业并先期进入开发，计划 2024 年建成原油年产 30 万吨的油田。

（三）哈萨克斯坦坚戈区块

坚戈区块位于哈萨克斯坦共和国第二大含油气盆地油气富集带，紧邻巨型油田乌津油田，地 质条件优越。

坚戈油气田的开发分为两个阶段，

一是 1964-2000 年的天然气勘探开发阶段：集中进行天然气开发，主要生产层段为中侏罗统上部ⅩⅢ-ⅩⅦ层，产量规模较大，坚戈气田为当时第二大气田；

二是 2000 年至今的原油开发阶段：主要生产层段为中侏罗统下部ⅩⅧ-ⅩⅩⅢ层，目前为开发初级阶段，原油产量稳定，开发形势良好。

坚戈油气田单井产量稳定。

目前，坚戈油气田已钻 76 口井，绝大部分井已钻到目的层 18- 23 号层，油气藏储层分布和含油气范围已基本明确；在产油井 19 口，日产油 300 吨，2019 年年产油约 10 万吨。

未来，通过老井修复和新井优化工作后，单井日产大多在 50 吨/天以上，这使项目价值得到很大的提升。

目前坚戈油气田单井产量稳定，未来预计可建成中型规模油气田。

公司目前通过投资获得了坚戈区块 30.54%权益，坚戈项目目前探明地质储量 6544 万吨，同时公司承诺，将在 2023 年底之前获得坚戈项目的控制权，以解决同业竞争问题。

3.2 产能建设顺利，未来扩产空间大，产油成本低

原油产量逐步释放，2021 年年产量达 17 万吨。

根据公司公告，2021 上半年，公司温宿区块实现原油产量 5.02 万吨；全年来看，2021 年公司全年共实现原油产量 17 万吨。

温 7 区块日产能已达 750 吨，年产能将达 35 万吨。

公司于 2019 年 9 月发布公告宣布在温 7 区块开始试采，10 月获得试采批准，于 2020 年上报储量，2021 年获得采矿许可证书，2021 年公司宣布要建成年产量 35 万吨的产能。

根据公司公告，2021 年 11 月，公司温 7 区块原油产能已达 750 吨/天。

红 11 区块逐步开发，产量有望超温 7 区块。

目前，温北油田红 11 区块已经探明部分储量，对比温 7 区块试采公告，红 11 区块储量及产量都有望高于温 7 区块。

同时，按照温 7 区块进度来看，第一年发布试采公告后第二年上报储量，第三年正式开采，并且上报审批不影响开采销售，未来温北油田有望保持扩产速度，产能再上台阶。

温北油田扩产空间大，未来产能有望超百万吨。

温 7 区原油储量 3011 万吨，经济可采储量 551 万吨，按照 40 万吨/年产能计算，至少可开采 14 年以上；按照公司规划，当红 11 区正式开采之后，温北油田年产量将达到 50 万吨以上；未来，随着红旗坡和赛克地区油田的建设，最终温北区块有望建成年百万吨以上规模的中型油田。

此外，温宿区块目前已勘探的面积仅为 377 平方公里，另有 709 平方公里尚未开展勘探，未来扩产空间大。

公司未来天然气业务潜力大。

中曼温宿区块毗邻油气资源丰富的新疆塔里木油田，油区距离环塔天然气管道 18 公里左右，对于未来能汇入国家西气东输管网具有极大的便利性。

公司抓住国家油气管网市场化改革的机遇，正进一步筹划布局天然气销售业务，已获批的温北油田温 7 区块的天然气储量及未完全探明的红 11 等新区的天然气储量将为产业链的延伸提供有力的资源保障。

公司原油成本仅为 19.1 美元/桶，低于中海油，为国内最低。2021 年半年报，公司第一次 公布石油开采销售相关数据，2021 年上半年销售原油 40454 吨，实现原油收入 8517 万元，实现毛利润 4873 万元，计算得到原油单吨售价为 2105.3 元，折合 44.6 美元/桶（2021H1 美元兑人民币汇率均值为 6.47 人民币/美元，假设 1 吨等于 7.3 桶），原油单吨成本为 900.7 元，折合 19.1 美元/桶（不含三费, 2021H1 美元兑人民币汇率均值为 6.47 人民币/美元，假设 1 吨等于 7.3 桶），毛利率高达 57.2%。随着 2021 年下半年国际油价进一步走高，公司业绩将显著受益。

4 盈利预测与估值分析

4.1 盈利预测和业绩拆分

我们的盈利预测基于以下假设：

（一）钻井工程服务

营业增速：钻井工程服务行业的景气度与上游资本开支相关，而上游资本开支与油价相关。

自 2020 年 6 月份起，受疫情影响逐步消失带来的需求复苏及供给受限影响，原油价格呈持续上 涨趋势，进而带动油气上游资本开支的回升，最终带来油服订单的增长，公司 2021 年订单金额 较 2020 年增长；此外，公司成功进入沙特市场，并与沙特阿美签订订单，有望带动 2022 年及 之后的业绩增长。

因此，我们假设 2021-2023 年的公司钻井工程服务业务同比增速分别为 10%/30%/20%。

毛利率：根据历史数据显示，公司钻井工程服务业务的毛利率与油价正相关。随着油价的复 苏，公司钻井工程服务业务的毛利率亦逐步提升。

根据公司公告，2021H1 公司钻井工程服务的毛利率为 24.4%，并且随着油价的上涨，毛利率亦会逐步提升。

因此，我们假设 2021-2023 年 的公司钻井工程服务业务的毛利率分别为 24.4%/29%/29%。

（二）钻井装备制造

营业增速：自 2020 年 6 月份起，受疫情影响逐步消失带来的需求复苏及供给受限影响，原 油价格呈持续上涨趋势，进而带动油气上游资本开支的回升，最终带来钻井装备制造行业订单的提升。

因此，我们假设2021-2023年的公司钻井装备制造业务同比增速分别为 10%/10%/10%。

毛利率：根据历史数据显示，公司钻井装备制造业务的毛利率与油价正相关。随着油价的复 苏，公司钻井装备制造业务的毛利率亦逐步提升。

根据公司公告，2021H1 公司钻井装备制造的 毛利率为 24.9%，并且随着油价的上涨，毛利率亦会逐步提升。因此，我们假设 2021-2023 年 的公司钻井工程服务业务的毛利率分别为 24.9%/28%/28%。

（三）油气开采销售板块

国际油价：按照 OPEC、IEA 和 EIA 的预计，全年需求增长到约与疫情前持平，OPEC 国家 加速扩展的情况下供需平衡，并且在“碳中和”和长期富余产能不足的情况，未来油价有望持续维持在高位。

根据万得数据，2021 年布伦特原油期货价均价为 71 美元/桶，并且我们假设 2022- 2023 年布伦特原油期货价均值分别为 100/110 美元/桶。

实现油价：由于公司开采的原油主要销售给当地的炼厂等，因此实现的原油销售价格较实际 原油价格有所打折，因此，我们假设 2021-2023 年实现油价均为原油价格均值的减 10 美元/桶， 及实现油价分别为 61/90/100 美元/桶。

公司原油产量：按照公司公布的规划，我们预计公司产量如表 14 所示。

公司原油成本：根据公司披露，温 7 区本位大约在 21-23 美元/桶，红旗坡、赛克区块、坚 戈区块和岸边区块的成本均高于温 7 区。

结合公司原油产能的释放节奏，保守估计，我们假设 2021-2023 年原油销售成本分别为 25/25/28 美元/桶。

其他：一吨原油折合 7.33 桶，美元兑人民币汇率 6.5。

4.2 估值分析

预计公司2021-2023年营收为22.4/37.1/54.7亿元，归母净利润0.7/4.6/9.8亿元，EPS为 0.18/1.16/2.46元。

以可比公司中国石油、中国石化和中海油服2022年14倍的PE（Wind一致预 期）为参考，考虑公司主业油服随着油价回升将有所修复，且新疆温7区块等油田逐渐达产、投产将带来可观的业绩增长，未来成长性可期。

5 风险提示

1）原油价格大幅下跌的风险：公司三大业务的收入水平均与原油价格呈正相关关系，因 此，若原油价格大跌，则公司钻井工程服务、钻井装备制造和原油销售业务的盈利水平将下滑， 进而影响公司整体盈利水平；

2）温7区块上量速度较慢的风险，以及其他区块勘探开发进度较慢的风险：公司温7区块已 实现原油开采，其上量速度和节奏将会影响到公司原油销售业务的收入和盈利情况；同时，若其他区块的勘探开发进度较慢，则公司原油销售业务的收入提升速度将受到影响，进而影响公司整体的盈利水平；

3）温7区块成本上涨的风险：若温7区块的开采成本上涨，则原油销售业务的毛利润将下 降，进而导致公司整体毛利的下降；

4）疫情反复影响公海外油田作业的风险：公司钻井工程服务业务的收入主要来源于海外项 目，若疫情反复延缓了油田的作业，则公司钻井工程服务业务的收入将受到影响，进而影响公司 整体盈利水平。

5)速动比率和现金比率过低的财务风险: 2021年三季度，公司短期借款为9.2亿元，而货币 资金仅2.2亿元，速动比例和现金比例分别为0.69和0.11，均过低。若公司经营出现问题，则有 可能出现违约情况，进而影响公司经营。

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