与全球FPSO总包龙头SBM签署战略合作框架协议：2026年3月，公司全资子公司天津博迈科与SBMOffshore的子公司SingleBuoyMooringsInc.签署长期合作协议。这标志着公司角色从单纯的上部模块分包商向深度合作伙伴迈进。机构估算该协议有望为公司每年锁定2-3艘FPSO的模块合同，对应年化价值量约30-50亿元。该协议是市场对公司竞争地位的一次重要认证，也是激活远期成长预期的关键事件。

在手订单饱满，2026年进入集中交付与订单释放大年：截至2026年初，公司在手订单初始合同额区间约21-27亿元（2025年新签），叠加后续新增订单，在手未执行订单超40亿元。公司指引2026年为订单集中交付年，Q2起进入密集交付期。

公司在过去三个月内接连落地重大经营进展。2026年4月30日，公司公告与Saipem签署了金额约2.2亿美元的海上平台生活楼模块建造合同，为卡塔尔NFPS项目的一部分，计划于2030年3月完工。2026年3月19日，公司公告与全球FPSO总包龙头SBM Offshore的子公司签订了为期三年的长期合作协议，标志着双方合作进入战略深化阶段，为公司未来获取SBM订单提供了高确定性。这些事件直接增厚了公司在手订单，并锁定了未来与核心客户的合作份额，有力提振了市场对公司短期及中期业绩的信心。

业绩拐点预期与减值风险出清：随着2025年新签大额订单于2026年二季度起进入密集交付期，公司收入和利润将逐季改善。同时，对俄罗斯Arctic LNG 2项目的减值计提已持续数年，分析师预计2026年为减值高峰期，后续影响将大幅减弱，为2027年及以后的业绩反转铺平道路。

受益于全球深海油气"超级周期"，FPSO需求确定性高增：全球能源安全诉求及高油价背景下，深海油气开发经济性凸显，资本开支进入上行周期。作为深海开发的核心装备，FPSO（浮式生产储卸油装置）市场景气度高企。据SBM Offshore预测，2026-2028年全球平均每年将有14-15个FPSO项目授标，远超过去几年均值，对应上部模块年均市场空间高达112-120亿美元。公司作为全球领先的FPSO上部模块制造商，将直接受益于行业需求的确定性爆发。

深度绑定全球寡头客户，核心供应商地位稳固：公司是全球两大FPSO总包商MODEC和SBM Offshore的核心供应商，在手订单中两大客户份额接近100%。公司与MODEC合作始于2007年，与SBM的合作也于2026年3月升级为三年期战略合作框架协议，有望成为SBM在中国的核心模块供应商。这种深度绑定的关系构筑了极高的客户壁垒，保证了公司在行业上行周期中获取订单的确定性，竞争优势显著。

产能储备充足且具备总装潜力，成长天花板高：公司拥有76万平方米的生产场地和超1000米的自有深水码头岸线，年模块建造能力达15万吨，可同时建造6-7艘上部模块，并具备4艘FPSO的总装能力。充足的产能储备确保公司能承接未来的订单爆发。更重要的是，公司正从上部模块制造向上游的设计和下游的总装环节延伸，若成功切入总装业务，单船合同价值量可提升约1.5倍，进一步打开成长空间。

2026年一季度实现营收2.58亿元，同比/环比-52.56%/-55.41%，归母净利-0.59亿元，同比/环比-608.11%/-254.83%。公司一季度营收同比下滑主要系春节假期工作量相对减少及汇率波动影响，归母净利同比下滑主要系俄罗斯LNG项目资产减值计提影响。考虑到公司目前在手订单饱满，作为全球领先的FPSO上部模块制造商或将深度受益本轮深海油气开发景气度的上行。

26Q1毛利率波动较大，主要系汇率影响。26Q1公司毛利率2.04%，同比-15.89pp、环比-27.43pp，公司毛利率大幅下滑主要系汇率波动影响。2026年一季度公司期间费用率3.89%，同比-1.22pp、环比-1.31pp。其中销售费用率2.52%，同比+1.22pp、环比+0.74pp；管理费用率7.32%，同比+4.01pp、环比+2.89pp；研发费用率5.44%，同比+3.20pp、环比+2.47pp；财务费用率-11.39%，同比-9.66pp、环比-7.41pp。公司期间费率同比下降，主要得益于财务费用有所优化。

深海油气开发向上趋势明确，关注南美基本盘与西非的再活跃。随着全球深海油气开发成本的不断下降与关键项目的陆续批准，FPSO作为核心生产装备也正迎来新一轮需求释放。分区域来看，南美地区基本盘稳固向上，其中巴西国家石油公司2026-2030年战略计划明确运营11座FPSO，SEAP系列的P-81、P-87两座FPSO的新建订单已于26年3月落定头部总包商SBMOffshore。此外，西非深水市场时隔多年重新活跃，有望成为重点增量市场。随着尼日利亚《石油工业法案》落地及蒂努布政府投资激励政策推动下，国际油公司对西非的信心正在恢复，2026年4月，埃克森美孚向尼日利亚上游石油监管委员会通报投资计划，拟对Owowo、Bosi、Usan、Erha等深水项目投入高达240亿美元。

公司深度合作总包龙头，有望充分受益于FPSO行业景气上行。公司深度合作全球总包龙头MODEC与SBM，自2007年起与MODEC已合作了十余个上部模块项目，承接模块核心程度和合同金额整体不断提升；SBM方面，公司2020年首次承接SBM的Mero2FPSO项目，并于2026年3月与SBM签署合作协议，从单纯模块分包商向深度合作伙伴迈进。我们认为公司与FPSO头部总包商均有良好的合作历史与交付口碑，并且从单一建造环节不断向总装等高附加值领域延伸，有望充分受益于本轮FPSO行业景气度的上行。

海工模块制造企业，切入FPSO总包龙头供应链。公司成立于1996年，生产基地位于天津，截至2025年末拥有76万平方米生产场地、700米自有深水码头及325米待建资源，具备FPSO/FLNG/FSRU大型项目总装能力。

2007年与MODEC合作进入国际FPSO供应链，2020年起与SBMOffshore合作。

1996年，公司成立，早期主要面向海洋工程领域开展模块化工程服务。

2007年，公司开始与MODEC合作，进入国际FPSO头部客户供应链。

2011-2012年，公司由海洋油气模块逐步拓展至LNG、矿业模块。2016年，公司登陆资本市场，为后续产能扩张和大型项目承接提供资金支持。

2019年，公司获得ArcticLNG2大型LNG模块订单，超大型项目履约能力得到验证。

2020年，公司开始与SBMOffshore合作，头部客户体系进一步完善。2025年，公司连续取得苏里南、圭亚那FPSO重大订单。

临港基地持续扩容，15万吨年模块建造能力支撑大型FPSO项目承接。公司生产基地位于天津临港经济区，具备独立码头出运能力。2021年，天津港大沽口港区临港博迈科2#码头工程正式投入使用，公司购置9万平方米拓展场地，并配套325米待建深水码头资源，后续扩产空间进一步打开。随着四期改扩建等项目逐步落地，公司产能平台持续完善。根据官网，截至2025年末，公司拥有约76万平方米生产场地，年模块建造能力15万吨，拥有超1000米深水码头岸线，水深条件及码头资源支撑其承接FPSO、FLNG或FSRU等大型浮式生产设备总装业务。

公司实控人与经营管理层绑定较深，核心团队具备较强海工产业经验。截至26Q1末，彭文成通过天津博迈科投资控股（持股80%）及海洋石油工程香港（持股99%）合计间接控制公司42.81%股份，为实际控制人，同时担任董事长、总裁；其弟彭文革担任副董事长、副总裁，长期参与经营管理。彭文成曾任中海石油平台制造有限公司项目经理、天津渤油船舶工程有限公司总裁，2012年至今掌舵公司，海工项目与企业管理经验丰富。

公司收入与毛利结构正持续向海洋油气资源开发模块集中。根据公司重大合同公告，此前，公司承接俄罗斯NovatekArcticLNG2项目海上液化天然气工厂模块建造合同，2019年初始合同金额约42亿元，后续追加订单后累计合同金额超过64亿元，项目内容涵盖模块部分详细设计、加工设计、采办、建造及调试等。2022年俄乌冲突后，TechnipEnergies逐步退出ArcticLNG2项目，相关制裁对项目交付、结算及回款节奏产生影响，公司亦对相关合同资产、应收款项及存货等进行了减值计提。整体来看，ArcticLNG2项目体现了公司在大型LNG模块领域的承接能力；而自2023年以来，公司业务重心明显向海洋油气资源开发模块倾斜，该业务收入占比由2023年的53.89%进一步提升至2025年的99.41%。

2025年，海洋油气开发模块营收18.9亿元/占比99%。受在手项目执行及减值影响，2025年，营收19.0亿元/-28.0%，归母净利润0.61亿元/同比-38.9%，阶段性承压。

市场展望：油价提升下景气上行，年均模块市场空间达120亿美元。

产业链：石油深水开采流程深度依赖FPSO装备，中国制造端正加速承接全球份额深水开采流程深度依赖FPSO装备。浅海开采流程（依托海洋石油生产平台）：浅海区域依靠钻井平台、钻井船完成海底油气钻探，油井产出的油气水混合流体经海底管线输送至固定式海洋石油生产平台做初步分离；分离后的原油、天然气通过海底管道上岸，分别送入原油接受处理终端、天然气接受处理终端与天然气处理工厂净化提纯，加工后的天然气供给天然气发电厂发电，全程由海工工程船负责管线铺设、平台运维补给。深水开采流程（依托两类FPSO）：深水海域使用钻井FPSO、钻井船钻探油井，海底产出流体输送至生产FPSO；FPSO船上一体化完成油气水分离，原油储存在舱内等待穿梭油轮外运，分离出的污水回注海底，伴生气一部分供船舶自用，多余天然气可管线输往陆地处理设施；海工工程船配套完成水下采油设备检修、FPSO运维等海上作业。

产业链看：设计与总包由SBM、MODEC等主导，制造端加速向中国转移，模块制造以博迈科、森松、蓬莱巨涛、利柏特为代表。

FPSO产业链分工清晰、格局稳定，呈现上游配套齐全、中游制造向中国集中、下游设计与总包由国际龙头主导的产业特征。具体来看，FPSO上游涵盖流体控制、动力增压、智能测控、结构建材、开采作业、油气工艺、能源供给、定位固定等核心供应；中游为建造集成环节，船体建造以上海外高桥、中集来福士等船厂为主，模块制造以博迈科、森松、蓬莱巨涛、利柏特等企业为代表；下游分为总包商与终端客户，其中MODEC、SBMOffshore、BWOffshore、BumiArmada、Yinson为核心总包服务商，巴西石油、马来西亚国家石油、安哥拉石油、埃尼、壳牌等国际油公司为终端需求方。产业链利润分布中，设计与总包壁垒最高，长期被SBM、MODEC等国际头部公司把持；而制造端则正在加速向中国转移。根据不完全归纳，2015-2025年，全球约56个FPSO项目，博迈科至少承包其中20个项目的上部模块制造环节。

FPSO产业链分工清晰，中国制造端正加速承接全球份额。从产业链分工看，终端石油公司（埃克森美孚、Equinor、道达尔能源、Petrobras等）主导油田开发决策，MODEC、SBMOffshore等国际总包商负责FPSO全生命周期方案，船体建造集中于中国头部船厂（外高桥、招商工业等），上部模块制造则由中国企业（博迈科、中远重工等）与新加坡企业（Seatrium、Dyna-Mac等）共同承接，总装集成环节目前仍以Seatrium为主导，博迈科为少数具备独立总装能力的中国分包商之一。

全球深水油气勘探成果丰硕、产量增长明确，资源规模与年度产量均呈现稳步上升趋势，为FPSO行业提供坚实需求支撑。根据成都大学学报，近十年全球共发现441个深水油气藏，平均水深1621m，水深最大的是2019年发现的位于西非加纳科特迪瓦盆地海域的Nyankom1油藏（水深3089m，发现2P可采储量1.79亿桶油当量）。当前，全球深水油气总产量约为50亿桶/年；2030年，预计达到62.5亿桶/年。按照国际标准（1吨原油大约等于7.0至7.8桶）换算，2026年全球深水油气年产量约6.8亿吨/年，2030年将达到8.5亿吨/年。近10年来，国际大石油公司产量结构已发生显著变化。据上海石油天然气交易中心，深水油气产量占比已经从2020年的22%提升至2024年的27%，预计到2030年达到29%。

从业主层面看，深海油田投资决策主要取决于油价中枢和项目盈亏平衡成本。深水/超深水项目初始资本开支较高、开发周期较长，但单体资源规模大。近年来，深水项目成本曲线已明显改善，根据S&PGlobal，美国、巴西和圭亚那的新建深水项目盈亏平衡油价分别为57.70、55.29、34.09美元/桶，低于近年Brent油价中枢。

因此当油价维持在业主内部投资门槛之上时，巴西、圭亚那、苏里南等资源国及国际石油公司更倾向于推进FID（最终投资决定），进而带动FPSO总包及上部模块订单释放。历史上FPSO新签订单数量与油价呈现一定正相关关系。根据White&CaseLLP、美国能源信息署，

2011-2014年布伦特原油价格稳定在高位，驱动每年11-14艘FPSO新签订单；随2015年油价大幅下行至60美元/桶以下，FPSO订单量大幅缩水；

2017-2019年原油价格修复，驱动FPSO订单量回升；

2020年受新冠疫情影响，原油价格和FPSO订单量同步下降；

2020-2022年原油价格回升，FPSO订单量随之大幅提升。

深水化开采趋势的核心在于单产量高、油品质量较优、单位经济性与碳强度改善。根据WoodMackenzie，每个深水油井的估算最终可采量（EUR）平均为12mmboe（百万桶油当量），远高于全球行业平均（包括浅水油井和陆上油井在内）每个油井的最终可采储量（不足1mmboe）。更高的EUR意味着所需的油井数量更少，从而项目成本更低、开采周期更快、盈亏平衡价格更优。以巴西盐下油田为例，Petrobras披露Mero油田当前产量约65万桶/日，且该区域油品多为优质轻质油，商业价值较高；同时，盐下项目依托高产井、气体回注、数字化运营和大型FPSO标准化建设，碳排放强度为9.7kgCO2e/boe，远低于OGCI成员平均碳强度(17.2kgCO₂e/boe)。尽管深海油田自然递减率较高、需要持续资本开支维持产量，但在高产井与规模化FPSO共同作用下，深水油价仍成为国际石油公司中长期增储上产的重要方向，也将持续支撑FPSO及海工模块制造需求。

头部FPSO总包订单储备充裕、行业产能趋紧，具备成熟交付能力的中游分包将迎来显著的量订单会。从订单规模看，SBMOffshore始终保持稳定，2022-2025年FPSO订单始终保持在40-77亿美元。MODEC则呈现加速增长趋势，2024-2026年在手订单金额由129亿美元快速攀升至259亿美元，三年间规模实现翻倍，增长动能强劲。此外，YinsonHoldings2025年在手订单金额达199亿美元，BWOffshore、BumiArmada也分别实现22亿美元、79亿令吉的订单规模。头部总包商订单饱满、制造端产能趋紧，对成熟分包商依赖度有望提升。

市场空间看：FPSO单船整体造价约15亿美元。其中上部处理设施投资8亿美元，占比53%。SBM判断，26-28年全球有44个潜在FPSO授标项目，平均每年14-15个项目，对应单年上部处理设施部分市场约112-120亿美元。

2026-2028年全球平均每年约14-15个FPSO项目，对应单年上部处理设施部分市场约112-120亿美元。根据SBM，每艘FPSO平均每日生产25万桶石油，每年约为9125万桶石油。以2025年BPGTA项目FPSO为测算标杆，单艘FPSO（含有船体建造与整合、上部处理设施、系泊和上升管系统）整体造价约15亿美元。

其中上部处理设施投资8亿美元，占单船投资53%，占FPSO完整解决方案造价的29%。SBM判断，2026-2028年全球有44个潜在FPSO授标项目，平均每年14-15个项目，对应单年上部处理设施部分市场约112-120亿美元。

公司持有俄罗斯ArcticLNG2项目超60亿元订单，受俄乌突影响项目建设陷入停滞。ArcticLNG2项目是俄罗斯Novatek公司的第二个大型液化天然气项目，该项目主体包含三条生产线，由法国TechnipFMC承建。

公司于2019年7月与TechnipFMC全资子公司TECHNIPFranceS.A.签署了海上液化天然气工厂模块建造合同，初步合同额约42亿元人民币，并于同年11月和2021年6月分别追加合同额5.2亿元、17.32亿元，最终合同总额累计达64.52亿元，是公司成立以来承接的单个合同金额最高的订单。2022年2月24日俄乌冲突爆发后，TechnipEnergies开始从相关项目有序退出，并最终于2023年7月27日确认退出了ArcticLNG2项目。Technip的退出，叠加欧盟、美国、英国对Novatek的制裁，使ArcticLNG2项目推进严重受阻。截至23M5，公司已顺利交付ArcticLNG2项目GBS2系列最后一船模块。

受俄罗斯项目推进受阻影响，公司近两年减值损失大幅提升。2024年，公司资产减值损失0.29亿元/同比扩大0.24亿元，信用减值损失0.70亿元/同比扩大0.58亿元。2025年，公司资产减值损失1.10亿元/同比扩大0.80亿元，信用减值损失0.64亿元/同比减少0.06亿元。26Q1，公司资产减值损失0.51亿元/同比减少0.07亿元，信用减值损失0.16亿元/同比扩大0.13亿元。

俄乌局势趋缓，减值影响有望逐步消除。进入2026年以来，俄乌战场局势出现缓和迹象。26M1-2，美、俄、乌三方代表在阿布扎比进行了两轮接触，随后于2月17日至18日在瑞士日内瓦举行了第三轮三方会谈。2026年5月9日，俄乌双方共同达成了罕见的为期三天的全面停火，并在美方撮合下达成了一项总量达2000人的大规模战俘交换协议，地缘局势较此前已呈现一定程度的缓和。若后续项目恢复正常结算，相关减值将按会计准则予以冲回，直接增厚业绩。即使无法恢复正常结算，经过2024-26Q1的连续大额减值计提，俄罗斯项目的风险已逐步出清，同时公司当前业务重心已转向南美和中东市场，俄罗斯项目对公司经营的负面影响有望逐步消除。

积极转向南美、中东地区市场，与头部总包签约战略合作协议。从“FPSO+LNG双驱动”转向FPSO主导，订单结构持续优化。俄乌冲突发生后，公司及时调整经营战略，将经营重点逐渐转向中东、南美等地区市场，同时将业务重点由LNG转向FPSO。2022-26M4，公司获得了圭亚那Uaru油田、巴西Raia项目、苏里南GranMorgu油田等项目的多笔FPSO订单，总金额约5.8-6.7亿美元，同时获得卡塔尔NFPS项目两笔海上平台生活楼模块订单，总金额达4.4亿美元。2022-26M4期间公司获取南美和中东地区订单总计约10.2-11.1亿美元，折合人民币约70-76亿元（采用2026年5月21日美元兑人民币汇率），已超过ArcticLNG2订单总额，订单质量提高、订单风险改善，为公司业绩增长提供订单保障。

与SBM战略合作打开长期成长空间。SBMOffshore是全球FPSO龙头，核心业务为提供FPSO的全生命周期解决方案，涵盖设计、建造、租赁及运营。2025年度实现营业收入59.03亿美元，净利润11.09亿美元，资产总额180.97亿美元。SBM判断，2026-2028年全球有44个潜在FPSO授标项目，SBMOffshore在其中有16项具有较强竞争力和获取潜力。2026年3月16日，公司全资子公司天津博迈科与SBMOffshore旗下全资子公司SingleBuoyMooringsInc.正式签署3年期长期合作框架协议，标志着双方合作关系升级为战略合作伙伴关系。双方拟围绕FPSO项目的规划、开发、投标及相关延伸领域探索并推进协同合作，同时拓展工程设计、工程总承包等潜在合作领域。通过与SBMOffshore的战略合作，公司有望成为SBM在中国的核心模块供应商。同时这也标志着公司在相关领域的技术实力获得了国际市场的认可，将进一步提升公司在全球海工模块市场的地位。

公司催化：

1）地缘局势趋缓，俄罗斯项目减值风险有望逐步出清。公司持有ArcticLNG2项目合同额64.52亿元，受俄乌冲突影响部分项目建设陷入停滞、致使利润阶段性承压，随着俄乌局势趋缓，减值影响有望逐步消除。

2）订单结构优化，SBM战略合作打开空间。2022-26M4公司累计获取南美、中东订单约70-76亿元，FPSO订单占比持续提升；26M3与SBM签署三年期战略合作框架协议，有望成为其在中国核心模块供应商。

3）毛利率持续修复创近年新高，不考虑减值情况下净利率持续修复。公司于2023年启动“建造生产一体化管理平台”，实现了设计、采购、建造、调试全流程数字化闭环管理。2025年毛利率19.48%，较2023年提升11.01pct。

参考资料：

20260702-广发证券-博迈科：海工模块制造龙头，受益油气投资回暖、FPSO新建潮共振