公司近况。 中石油董事会通过议案,拟成立东部管道全资子公司,并通过产权交易所公开转让东部管道公司100%的股权。公司将聘请中介机构评估管道公司股权,确定转让价格。 东部管道公司,将主要由宁夏中卫以东的西气东输一线和二线的相关资产及负债组成。2013 年底净资产290 亿元人民币,经评估机构依重臵成本法估算的净资产约390 亿人民币。 评论。 优化融资结构,推进混合所有制。出售东部管道公司的股权,有利于中石油优化融资结构和渠道,而100%的股权出让上限不但符合发展混合所有制的大趋势,甚至令人联想到天然气长输管道业务的独立运营和开放使用。 股权转让的实际比例和定价尚待观察。由于拥有庞大资金实力和长输管道管理经验的公司较少,而日后输气业务对中石油的依赖程度又较高,本次股权转让可能有多家投资者同时参与,最终交易还可能涉及管输运营管理等改革内容。按照长输管道公司不低于12%的IRR,我们预计东部管道公司每年的净利润约35-40 亿元人民币,具体盈利数字尚待中石油披露。东部管道公司经评估的净资产390 亿元人民币,对应10-11 倍的市盈率。未来股权的转让价格,取决于政府对于管输费的监管和定价政策,上游天然气生产商和下游输配企业对管输量的保证,以及东部公司自身的现金分红政策。 估值建议。 维持2014/15 年每股0.76 和0.80 元人民币的盈利预测,维持A 股“审慎推荐”评级,目标价9 元人民币;重申港股“推荐”评级,目标价从10.4 港元上调至11 港币,对应11 倍2014 年市盈率。近期催化剂包括:政府上调国内存量天然气价格,预计幅度约0.3-0.4元/立方米;混合所有制改革和产权出让在其他业务板块进一步开展。 风险。 长输管道费率下调;油品消费下滑,以及进口放开;国际原油价格波动;成本上升;天然气价格上调幅度和时间点低于预期等。

盈利因检修小幅低于预期。 一季度收入同比增长18%至67 亿元人民币,归属于上市公司股东的净利润同比增长17%至14 亿元人民币,合每股收益0.30 元人民币,小幅低于市场预期,主要由于第一季度自升式钻井船检修天数较多,日历天使用率同比下降12 个百分点至84.1%,导致自升式作业天数同比下滑6.4%。一季度盈利增长,主要依靠去年投产的半潜式钻井船COSL Promotor、南海7 号和南海9 号的贡献,以及半潜式日历天使用率同比增加10 个百分点至97.1%。 经营现金流同比增长224%至11.2 亿元人民币,同比大幅好转。 发展趋势。 国际钻井船日费率分化,对公司实际影响有限。全球自升式钻井船在2013-2016 年间将投产40-60 条/年,主要由于船龄超过30 年的自升式钻井船数量约240 条,占比超过50%,更新换代需求较大;以及市场对高端钻井船的需求增加,高端新船的日费率比旧船高5-6 万美元/天,幅度约50-60%。我们预计国际高端自升式日费率可能维持高位,但旧船日费率将有所下滑。半潜式钻井船方面,2014-16 年均投产20-30 条,供给压力确实较大,半潜式钻井船的日费率可能有所下滑。中海油服在海外作业的自升式钻井船,全部是高端为主;现有半潜式钻井船均签署了5-8 年的长期合同,国际日费率波动对公司影响并不大。 盈利预测调整我们维持2014/15 年1.61 和1.83 元人民币的每股盈利预测。 估值与建议。 目前A 股股价对应2014/15 年的市盈率为10 和9 倍,港股股价对应2014/15 年的市盈率分别为9 倍和8 倍。维持中海油服A 股和港股的“推荐”评级,A 股目标价从26 元人民币下调至24 元人民币,对应15 倍的2014 年市盈率;港股目标价从30 港币下调至25 港币,对应12 倍2014 年市盈率,股价仍有约三成上升空间。 风险。 国际市场日费率波动风险;租赁和分包费用增加,可能导致利润率下滑;营运资本管理风险;油田服务作业失误;气候因素、政治因素等。

业绩符合预期 第一季度收入同比增长49%至1.22亿元人民币,归属于母公司股东的净利润同比增长19%至1,790万元人民币,合每股收益0.04元人民币,符合预期。 不考虑母公司的软件销售和数据处理解释服务的收入和盈利贡献,恒泰艾普一季度收入同比增长85%至8,732万元,归属于母公司股东的净利润同比增长83%至1,446万元,盈利大幅增长,主要由于收购博达瑞恒和西油联合剩余49%权益,以及欧美科和中盈安信51%权益的影响。 发展趋势 公司提出了3-5年之内,建设成国际化综合性油服公司,在海外业务开创了以Anterra和Range为代表的新业务模式,有望实现跨越式的发展。公司新业务模式的成功,服务费和产量分成的现金流回收,严重依赖Anterra和Range油公司的产量提升进展和幅度,建议投资者持续观察国外油公司的项目进展。 盈利预测调整 我们维持2014/15年0.62和0.86元人民币的每股盈利预测。 估值与建议 目前股价对应32倍和23倍的2014/15年市盈率,维持“审慎推荐”评级,目标价从25元人民币下调至23元人民币。 风险 Anterra和RangeResources的产量提升缓慢,现金流紧张;收购公司整合不顺利;软件开发支出过高;国际市场风险;费用控制风险;商誉减值;营运资本管理风险等。

业绩符合预期 海油工程2014年第一季度收入同比增长22%至31亿元,归属于上市公司股东的净利润同比增长23%至3.16亿元,扣非后净利润增长29%,合每股收益0.07元人民币。经营现金流14.6亿元,同比大幅增长;新签订单25.2亿元,同比增长241%。 第一季度陆地建造完成钢材加工量7.5万结构吨,同比增长39%;海上安装工作量增长25%;管理层预计第二季度陆地建造和海上安装的工作量十分繁重,在进行项目质量管控、成本和进度控制的同时,加强国际市场的开拓力度。 发展趋势 国内近海油气投资在2015年保持稳定,海外业务是近期重要增长点。中海油“削峰填谷”的策略,使得2015年的国内近海投资有望保持稳定和持续,我们预计公司2014年国内新签订单有望同比持平,而海外业务是重要增长点。我们预计2014年海外新签订单约100亿元人民币,相比去年10亿元人民币的订单,大幅增长。 “东海大开发”和南海深水项目,决定中长期增长前景。随着中海油在东海发现包括“宁波22-1”在内的大型油气田,按照正常的开发周期,我们预计“东海大开发”有望在2016年启动,中国近海的投资增长将更加明朗。此外,南海深水方面,中海油在陵水发现了一个中型天然气发现,未来该区域能否持续获得勘探突破将很关键。同时,中国近海油气稳产压力逐渐加大 ,稳产投资支出可能持续增加,这一趋势一旦进一步确立,也将在中长期对公司盈利趋势起到稳定器作用。 盈利预测调整 维持2014/15年0.80和0.96元人民币的每股盈利预测,同比分别增长30%/20%。 估值与建议 目前股价对应9倍的2014年市盈率,重申“推荐”的评级和12元人民币目标价。我们认为,目前公司的成本控制能力,使得海外业务有望成为公司盈利的重要增长点;中海油“削峰填谷”的策略,使得2015年的国内近海投资有望保持稳定和持续;同时,“东海大开发”和南海深水业务的进展,将增加公司中长期增长的确定性。 风险 海外项目管理风险;营运资本管理;近海油气投资大幅波动等。

2013 年业绩低于预期,一季报符合预期 2013 年收入同比87%至9.51 亿元人民币,归属于母公司股东的净利润仅增长8%至1.03 亿元,合每股收益0.23 元人民币,低于预期,主要由于公司海外EPC 订单授标时间较晚,无法确认收入;并购、新业务开拓、环保技术研发和管理人员增加导致管理和销售费用大幅增加;此外,由于天然气调价,收购的城市燃气公司的净利润仅为963 万元人民币,低于预期。 第一季度收入同比增长38%至2.36 亿元人民币,归属于母公司股东净利润同比增长45%至1,166 万元人民币,符合预期。公司预告今年上半年净利润同比增长20-40%,我们判断,主要可能由于工程项目结算原因导致去年二季度基数较高,而公司第一次执行海外EPC 订单时,盈利增长指引比较谨慎。 发展趋势 关注海外EPC 订单的持续性。公司海外EPC 工程业务获得突破后,未来将通过并购等多种方式,加强与国际工程公司的合作,同时完善专业化的管理团队,大力开拓中国油公司的海外项目,以及国际油公司的市场,使EPC 业务成为公司的持续增长点。 石化环保装备和服务市场。公司已经研发出撬装式压裂液处理系统和撬装式含油污泥处理系统,满足国内非常规油气开发的市场需求。同时,管理层今年将进一步加大中东环保市场开拓力度,并关注环保服务类公司的收购。 油气资源开发及利用值得期待。针对天然气业务,公司未来将大力发展CNG/LNG 加气站和城市燃气等新市场,同时与中国燃气加强合作,推进柳林煤层气的开发,并可能继续寻找上游气源,抵御天然气涨价对下游业务的冲击。此外,公司也在关注国外成熟油田,以及非常规油气田的开发业务,不断延伸产业链。 盈利预测调整 出于对EPC 订单确认进度的考虑,我们下调2014 年每股盈利预测14%至0.45 元人民币,维持2015 年0.69 元人民币/股的预测。 估值与建议 目前股价分别对应25 和16 倍的2014/15 年市盈率,维持“推荐”评级”和16 元人民币目标价,对应35 倍的2014 年市盈率,建议关注海外订单的持续性和产业链延伸的机会。风险包括海外订单增长出现问题,产业链延伸遇到阻碍。

业绩符合预期 2014年1季度归属于母公司净利润342亿元,合每股盈利0.19元人民币,同比下滑5%,环比持平。经营性现金流同比增长20%至206亿元。 正面:得益于油品升级,炼油盈利持续改善。2014年国IV汽油标准实施后,价格上涨290元/吨,炼油板块实现盈利20亿元,同比和环比均大幅提升。销售盈利超预期。成品油销售板块实现盈利33亿元人民币,同比和环比均大幅增加。中石油实施了针对低效加油站的承包,下放用人选择权、薪酬分配权和费用支配权等,板块盈利能力出现回升。管道板块利润同比提高27%。公司整体经营成本同比下降3%,环比下降11%。 负面:由于原油实现油价同比下降3美元/桶、成本上升、海外天然气产量下滑21%,以及资源国货币贬值,上游板块经营利润同比下降7%至527亿元人民币。但我们注意到,这一盈利水平,已经远高于去年三季度油价更高时期。究其原因,我们估计公司通过提高井口气价,将城市门站气价上调带来的收益向上游板块进行了转移,有利于鼓励国内增产,但也同时多缴纳了资源税。此外,国内主要化工品价格在第一季度下滑约10-20%,化工板块亏损同比增加10亿元人民币,但环比亏损减少16%。资本支出同比提高5%,自由现金流缺口重扩到一年前的500亿水平,负债也相应提升。 发展趋势 国内天然气价格可能上调。我们预计政府将在2014年继续推进天然气定价机制改革,使存量气价格向增量气价格靠拢,幅度可能在0.3-0.4元人民币/立方米。天然气存量气价格上调,有利于增厚国产气盈利水平,减少进口气的亏损,但调价执行过程并非一蹴而就。降本增效和创新激励将持续实施,有可能进一步产生积极效果,抵消油价下滑和下游需求疲软等不利外部环境。另外,我们也不排除在未来的上游改革中,税负压力减轻的可能。 盈利预测调整 维持2014/15年每股0.76和0.80元人民币的盈利预测。 估值与建议 维持A股“审慎推荐”评级,目标价9元人民币;重申港股“推荐”评级,目标价10.4港元。

业绩同比下滑 2013年收入同比增长9%至2.35亿元,归属于母公司股东的净利润同比下滑29%至7,338万元,合每股收益0.34元。 盈利下滑,主要由于新产品过钻头测井仪器的交付时间延长,导致高毛利的测井仪器销售量下滑29%至7.5套,从而导致测井仪器销售收入下滑16%至1.23亿元人民币,毛利率下滑6个百分点至74%;虽然测井、射孔和定向井服务的收入增长同比86%至9,800万元,但油服业务毛利率同比下降3个百分点至38%。 发展趋势 2014年测井仪器销售可望好转。我们预测2014年公司测井仪器销售量将达到13套,可能出现同比大幅增长。销售好转一方面由于去年延迟交付的订单在今年确认收入,另一方面得益于常规电缆测井仪器的需求有所好转。 油田服务产业链持续延伸。1)2014年测井服务淡季不淡,主要由于公司部分队伍在延长石油的天然气井作业,工作量比较饱满;预计公司在2014年将新增4支海外测井服务队伍,测井服务业务已经初具规模。 2)公司在2013年收购天元航地,进入定向井服务领域,我们预计公司的LWD 产品推出后,将有助于天元航地低成本布局定向井服务队伍,提高竞争力。3)管理层计划加强一体化服务能力建设,我们预计公司将继续进行油服产业链延伸,并在合适的时机,介入海外油气一体化总包业务。 盈利预测调整 考虑到测井仪器销售可能出现延期交付,我们分别下调2014/15年每股盈利预测13%/8%至0.63和0.82元人民币。 估值与建议 目前股价分别对应31x/24x 的2014/15年市盈率,维持“审慎推荐”的评级和22元人民币的目标价,后续催化剂包括新产品LWD 的成功推出,油服产业链延伸,以及油气区块承包及一体化开发业务的进展等。 风险 订单延期风险;石油公司缩减资本开支;产业链延伸进度低于预期;技术优势维持;作业失误;季度盈利波动;应收帐款管理风险等。

业绩基本符合预期 2013 年归属股东净利润同比增长3.5%至672 亿人民币,合每股收益0.57 元。2013 年全年每股(摊薄后)分红0.24 元,派息率上升至42%。2014 年资本开支计划1,616 亿,同比缩减13%,其中上游资本支出预算保持平稳。 正面:预计2014 年原油产量同比增长9%,主要来自收购海外资产贡献,天然气产量同比增长7%;全年资本支出1,686 亿元,比年初计划压减7%;2013 年炼油板块实现营业利润86 亿元,而2012年亏损114 亿元;经营现金流同比提升7%至1,519 亿。负面:负自由现金流;净资产回报率降1 个百分点至11%;4 季度上游板块营业利润同/环比降46%/49%至80 亿;全年销售板块营业利润下滑18%至351 亿,化工板块盈利同比减少约3 个亿。 发展趋势 页岩气:公司涪陵页岩气示范区块约4,000 平方公里,地质资源量达2.1 万亿方,区内页岩气资源可以和美国优秀的页岩区块媲美。 涪陵项目一期工程21 口钻井已经完成,建成产能约6 亿方;公司预计到2014/15/17 年底产能可达18/50/100 亿方;2018 年之后的项目计划将于2014 年底公布。管理层认为现阶段页岩气示范项目的成本高于传统气田,但是投资回报至少与传统气田相当。一口4500 米深井的成本已由最初的1 亿元下降至8000 万以下,并有望在今后两年中进一步下降至5000 万左右。我们估算,要在2015年底建成50 亿方产能,公司可能需在今后两年内共投资约250 亿元。在此之后,资本支出可能随着规模经济和技术进步而减少。 销售板块的混合所有制改革:公司预计2014 年3 月底设立油品销售有限公司;6 月底公布社会资本引资标准。管理层强调“三个避免”:合理定价,避免国有资产流失;机会均等,避免股权不合理分配;引入新的治理机制,避免新股东话语权缺失。管理层表示在重组中将青睐能给公司带来新市场或者协同效应的战略投资者,并将尽量平衡海外和国内投资者比例,同时强调了8000 万会员对发展非油业务的重要性。募集资金将主要用于三方面:页岩气,偿还债务和环保项目。 盈利预测调整 我们维持2014/15 年每股0.66 和0.68 元的盈利预测。 估值与建议 重申中石化A/H 股推荐评级,A 股目标价6.6 人民币,港股目标价8.5 港币。

业绩符合预期,新签订单和经营现金流好于预期 海油工程2013年收入同比增长64%至203亿元,净利润同比增长224%至27.4亿元,合每股盈利0.62元,符合预期。2013年新签订单同比增长24%至198亿元,年末在手订单同比增长18%至200亿元。经营现金流34亿元,同比增长87%,好于预期。 发展趋势 2014年工作量增长确定;中长期东海和南海深水勘探开发潜力仍然巨大。管理层预计2014年陆地建造和海上安装的工作量将保持增长,今年计划实施26个项目,10个潜在工程项目有望开工,工作量和盈利增长比较确定。虽然中国近海油气开发投资有一定的周期性,但中海油在本轮周期已经力图实现“削峰填谷”,2015/16年的国内投资有望保持稳定和持续。此外,从中长期来看,中国东海和南海深水的勘探开发,仍大有可为。 海外市场今年有望丰收。得益于成本和工期控制的优势,我们预计海外新签订单,有望从2013年的10亿元增长至2014年的60亿元以上。中长期来看,公司海外新签订单和收入占比有望达到40-50%的水平,海外市场将是公司持续的利润增长点。 珠海深水基地尝试混合所有制,加速提升深水技术和管理能力。公司计划试水混合所有制,选择国内或者海外具有竞争优势的合作者,通过珠海深水基地的合资经营,提早锁定新订单,加速提升公司的深水设计、总承包,以及装备制造和业务管理能力。 盈利预测调整 维持2014/15年0.80和0.96元人民币的每股盈利预测,同比分别增长30%/20%。 估值与建议 目前股价仅对应10倍的2014年市盈率,重申“推荐”的评级和12元人民币目标价,催化剂包括海外订单和一季度业绩超预期等。 风险 海外项目管理风险;营运资本管理;近海油气投资大幅波动等。

业绩略好于预期 2013全年净利润同比增长12.4%至1,296亿元,扣非后净利同比下降2.5%至1,167亿元。四季度净利达340亿,同/环比增长21%/15%。全年经营性现金流同比增长20%,自由现金流几乎转正。全年股息0.32元/股,A/H股股息收益率4.2%/5.4%。 2013年天然气新发现储量为2000年以来最多;全年炼油减亏289亿;资本支出3,190亿元,低于预算10%;2014年资本支出计划2,970亿元,同比降7%,其中上游开支将保持平稳,而下游明显下滑。4季度管道板块经营利润环比增250%至55亿元。全年有效税率下降2ppt至20%。负面情况有:销售板块利润同比降54%;化工增亏98亿;海外利润同比降17%;操作成本同比升11%。 发展趋势 天然气管道板块盈利贡献可望发力:如果今年出现和去年相似的门站提价,我们估计板块利润因此可能提升近200亿(税后每股收益贡献近0.07元)。即便年内不再出让管道资产,这部分增利仍可能维持板块利润平稳。 降本增效和财税改革可能缓解油价下滑对上游板块的压力:我们估计上游成本,特别是操作费用,2014/15年间可能得到明显控制。在此期间,即便油价可能下滑超过10美元/桶,我们预计上游板块利润下滑幅度可能控制在10%以内。我们不排除未来上游改革中,税负压力减轻的可能。在乐观情形下,上游利润仍可能趋于平稳。 下游板块可能持续改善:目前公司生产的车用汽油已经全部达到国IV标准,并将继续优化产品结构。得益于成品油“优质优价”、产品结构优化,我们预计2014/15年下游板块利润将逐年提升。 改革措施:中石油管理层宣誓建设“阳光央企”,强调一系列改革,包括:完善治理;严格投资纪律和优化投资方向,施行“轻资产”战略;针对员工创新激励机制;专业化重组;内部市场开放等。我们认为,激励各级员工积极性可能对推进改革产生实质性作用。中石油的做法务实可取,改革的正面效果,可能在短期内持续释放,并集中体现在经营现金流回升和资本回报率改善等方面。 盈利预测调整 维持2014/15年每股0.76和0.80元人民币的盈利预测。 估值与建议 维持A股“审慎推荐”评级,目标价9元人民币;重申港股“推荐”评级,目标价10.4港元。

业绩超市场预期: 中海油服2013 年实现归属于母公司股东的净利润67.2 亿元人民币,同比增长47%,对应摊薄后每股盈利1.41 元人民币,比市场和我们的盈利预测分别高出7%和3%;扣除非经常性损益后的净利润为65.3 亿元人民币,与我们预测一致。 2013 年业绩高增长,主要得益于新增装备的贡献,以及钻井船日历天使用率提高2.4 个百分点至95.6%。公司经营现金流85 亿元人民币,保持在较高水平。公司计划派发现金股利0.43 元/股,对应2013 年股息收益率2-3%,分红比率稳定在30%。 发展趋势: 2014/15 年稳健发展,增长确定性强。我们预计2014/15 年中国近海油服和工程业务景气周期仍将延续,在国内工作量比较饱满的情况下,中海油服通过适当增加装备产能,合理利用外部资源,优化国内外钻井船的布局,收入和盈利在2014/15 年间有望实现15%复合增速。2014 年70-80 亿人民币的资本支出计划,是建立在目前在建项目所需要的金额上;公司表示在优化船型和时机的前提下,考虑进一步购买二手船或者租赁设备来满足市场需求,加快盈利增长。 国际日费率波动,实际对公司影响不大。近期西非和北美地区的深水半潜式钻井船日费率有10%左右的波动,虽然短期内深水钻井市场存在一定的不确定性,但公司在北海的半潜式钻井船均签署了5-8 年的长期合同,国际半潜式钻井船日费率的短期波动,对公司现有业务的实际影响不大。 盈利预测调整:我们维持2014/15 年1.61 和1.83 元人民币的每股盈利预测。 估值与建议:目前A 股2014/15 年的市盈率为11.5 和10.2 倍,港股2014/15 年的市盈率分别为8.8 倍和7.7 倍;维持中海油服A 股和港股的“推荐”评级,A 股目标价为26 元人民币,港股目标价30 港币,对应15 倍2014 年市盈率。 风险:租赁和分包费用增加,可能导致利润率下滑;营运资本管理风险;市场费率变化风险;油田服务作业失误;气候因素、政治因素等。

投资建议 我们上调海油工程的评级至“推荐”,目标价从9.2元人民币上调30.4%至12元人民币,对应15倍的2014年市盈率;我们将公司2014/15年的每股盈利预测分别上调7%和28%至0.80和0.96元人民币,预计公司今、明两年的盈利增长分别为30%和20%。海外订单超预期,国企改革和未来中海油勘探新发现,可能成为股价催化剂。 理由 2 014年海外业务有望实现新突破。公司在过去2-3年,一直在持续加大海外市场营销力度,目前跟踪的海外项目金额已高达700-800亿元人民币。相比竞争对手,公司的成本优势明显,工期控制能力在提高,并且成功进入了壳牌的供应链体系。我们预计公司过往的努力将在2014年取得较大突破,海外新签订单总额有望从2013年的11亿元增长至2014年的60亿元以上,占公司全部新签订单的比重,可能从2013年的6%提升到2014年的25-30%。 中海油在本轮投资周期可望注重“削峰填谷”。中国近海2014年油气资本开支增速约15-31%,海油工程工作量增长依然比较确定。 2016年后,中国近海油气投资的增长可能回落,但我们预计中海油将更加注重保持投资和产量的稳定和持续性,峰谷年份间的投资差距可能缩小。 国企改革和勘探新发现也可能成为股价催化剂。我们预计海油工程将可能推广股权激励至核心员工,并加大对外技术合作,特别是深水方面。此外,中海油可能的勘探新发现或将为海油工程和兄弟公司中海油服提供新的增长点。 盈利预测与估值 我们将公司2014/15年的每股盈利预测分别上调7%和28%至0.80和0.96元人民币,目前股价分别对应10倍和8.5倍的2014/15年市盈率。 风险 中国近海油气开发投资的周期波动风险;海外工程项目管理风险;深水技术风险;营运资本管理。

投资建议 中石化启动销售业务重组,计划引入不超过30%的社会资本,实现混合所有制。我们认为销售板块资产潜力,特别是开拓非油业务的潜力,仍然巨大。中石化选择下游核心资产来落实混合所有制,既向社会资本展示极大的诚意,也寄希望于新合资股东能帮助开拓资产利用空间,在取得资金的同时,进一步创造增长机会。同时,我们认为,出让板部分块权益所获得的资金,公司还可考虑投资于回报率更高的勘探开发项目或者回购公司股票,最终提升股东估值。我们重申A股和港股“推荐”的投资评级,A股目标价6元人民币,港股目标价7.5港币。 理由 出让价格可望显著高于账面值。中石化销售板块2012年底净资产约1,739亿元,我们预计2013年底净资产约1900亿元,整体公司占比约22%;2013年营业利润可能达370亿元,对全公司贡献占比约35%;2013年境内成品油销售量可望达到1.65亿吨,国内市场份额约60%。销售板块拥有30,682座加油站,约20,000家易捷便利店。如果按照国际可比公司的估值,我们预计公司销售板块估值可望较目前账面净资产产生显著溢价。目前中石化市值约5,500亿元,市盈率约7倍,市净率不到1倍。股权出让后将可能提升中石化上市公司的价值。 出让权益所获资金用途,有望提升股东回报。我们判断中石化未来可能将所获取得的资金,用于开拓非油业务等新增长点,或者用于回报率可能更高的上游勘探开发项目,和用于回购公司股票。 这些安排,都可能提高股东价值。 国企改革的“组合拳”。降本增效、国企管理体制改革,以及业务重组等组合拳,可能使得大油央企们盈利继续回升。2014年部分国企股的改革“红利”,可能更垂手可得。 盈利预测与估值 我们预计中国石化2013/14/15年的每股盈利分别为0.59、0.66和0.68元人民币,分别对应A股和港股8倍、7倍和7倍的2013/14/15年市盈率。 风险 油价、汇率和利率的大幅波动;市场化改革超预期;产能过剩。

投资建议 重申中海油服A 股和港股的“推荐”评级,A 股目标价为26 元人民币,并将港股目标价从27 港币上调至30 港币,对应15 倍2014年市盈率。2014 年中国近海资本开支同比增长15-31%,深水勘探投资力度不断加大,均有利于在勘探、开发和生产各个环节均有业务布局的中海油服。随着公司产能多渠道的扩张,盈利预测存在进一步超预期的可能。未来的催化剂包括:1) 中国南海深水、渤海湾深层和东海等近海勘探取得较大突破;2) 公司未来可能继续购买二手船或者新船,增加产能。 理由 中国近海2014 年资本开支增速约15-31%,中海油服工作量可能超预期。新项目的集中建设,老油气田的衰减压力,对于渤海湾深层、东海、南海等近海水域,以及南海深水勘探投资的强劲需求,中海油2014 年资本开支的资本开支约851-972 亿元人民币(不含Nexen),折合140-160 亿美元,同比增长15-31%;其中,中国近海资本开支占比保持稳定。 2014 年国内钻井日费率总体平稳,国际高端钻井船日费率将有所增加。目前海外高端自升式和半潜式的需求紧俏,日费率均处于上升通道;而中海油服投入海外市场钻井船的船龄较新,使用效率较高,在国际市场具备较强的竞争力,在合同续签时的日费率均有所增加。 海外市场的新机会值得期待。公司在挪威北海、美国墨西哥湾、和东南亚等市场均完成了业务和市场布局,未来有望在这些地区挖掘新业务机会;此外,母公司中海油有限公司收购Nexen 和其他海外资产,也将给中海油服在中长期拓展海外市场带来了机会。 盈利预测与估值 我们将中海油服2013/14/15 年的全面摊薄每股盈利预测上调3-6%至1.37、1.61 和1.83 元人民币,目前A 股2013/14/15 年的市盈率为16、13 和12 倍,港股2013/14/15 的市盈率为13、11 和10 倍。 风险 租赁和分包费用增加,可能导致利润率下滑;营运资本管理风险;市场费率变化风险;油田服务作业失误;气候因素、政治因素等。

投资建议:我们重申对海油工程“审慎推荐”的投资评级,目标价9.2 元人民币,对应12 倍的2014 年市盈率,未来中海油勘探新发现可能是重要催化剂。2014 年,在中国近海工程量可能超预期的情况下,海油工程通过提前组织资源,合理安排工程进度,净利润率仍可能保持在15%的水平;2015 年,我们预计本轮中国近海油气投资周期可能进入尾声,但海油工程通过加大海外项目的开拓力度,海外收入贡献有望逐步提升。 理由: 中国近海2014 年资本开支增速约15-31%,海油工程工作量可能超预期。不含Nexen 的贡献,中海油2014 年资本开支的资本开支约851-972 亿元人民币,折合140-160 亿美元,同比增长15-31%;其中,中国近海资本开支占比保持稳定。中海油仍然维持“十二五”期间6-10%的产量复合增长目标,意味着中国近海2015 年的产量增长速度可能超过15%,对应海油工程2014 年工程量的增长,也可能超出预期。 2015 年海外市场将可能成为增长亮点。根据McDermott 的统计,全球海工行业EPCI 投资在2013-18 年间的年均复合增速约8%,未来5 年的景气度依然较高。海油工程在经历中海油2005-2010年投资周期后,逐步开拓海外市场;依托成本优势,建造和海上安装业务是公司进入海外市场的首选领域。我们预计,随着海油工程跟踪的海外项目持续获得突破,2015 年海外市场将可能成为增长亮点。 盈利预测与估值:公司发布业绩预告,2013 年的净利润率超出市场预期,我们上调海油工程2013/14/15 年的每股盈利预测至0.62/0.74/0.75 元人民币,幅度约58-70%,目前股价分别对应13、11 和11 倍的2013/14/15年市盈率。 风险:中国近海油气开发投资的周期波动风险;海外工程项目管理风险;深水技术风险;新增场地折旧等固定成本压力;营运资本管理。