大摩看多海上钻井市场：供需收紧推升日费率，首选SLB与HAL

概览

摩根士丹利发布海上钻井行业研报，指出该市场正处于多年上升周期的早期阶段。在持续的需求增长与严格的供给纪律共同作用下，海上钻井市场基本面正在收紧。研报预计，到2028年海上钻机的营销利用率将攀升至80%的中高段，这将为钻井承包商带来强劲的定价权，推动高规格资产的日费率在未来1-2年内回升至2023年的峰值水平。

核心观点

需求端：研报预计到2030年，全球海上钻井平台需求将增长约12%（其中深水平台增长17%，浅水平台增长10%），相关资本支出将增长约11%。这一增长主要由非洲、除巴西外的拉丁美洲以及亚太地区的强劲势头驱动。今年以来深水平台的招标活动已达到近15年来的最高水平，合同前置时间和持续时间均高于常态，显示出市场正在收紧。 供给端：与市场需求的稳步增长形成对比的是，供给端表现出高度的纪律性。研报假设在2027年至2030年间，市场上不会出现任何冷堆平台的重启或新建平台的交付。此外，由于前几年的集中拆解，平台退役数量也保持在低位。目前，高规格的冷堆浮式平台高度集中在少数几家上市钻井公司手中，这进一步降低了供给端意外冲击市场的风险。 价格预测：供需的错配将直接转化为定价能力。研报预计，到2028年，6G+钻井船和半潜式平台的领先日费率将分别上涨约20%，达到约52.5万美元/天和47.5万美元/天；高规格自升式平台的日费率到2030年将上涨10-15%，达到约17.5万美元/天。 投资主线：在标的选择上，研报偏好具有全球多元化业务的综合油服巨头。SLB（海上收入占比约25%）和HAL（海上收入占比约15%）被列为首选。对于纯海上钻井公司RIG，虽然其风险回报比优于同行，但由于当前估值已高于历史中位数且盈利预期与市场共识一致，维持平配（EW）。NOV作为海上资本支出敞口最大的公司（超40%），同样维持平配。

分析框架

机构从经典的供需基本面出发构建分析框架。首先，通过拆解各区域（如非洲、拉美、亚太）和作业类型（深水、浅水）的资本支出计划，预测未来的钻机需求。其次，结合当前船队状况、冷堆资产集中度以及退役情况，测算未来的有效供给。通过供需两端的对比，推导出利用率跨越关键阈值（80%以上）的时间点，并以此为依据，结合历史定价规律预测日费率的涨幅。在估值层面，针对综合油服公司采用混合估值法，而针对重资产的纯钻井公司则引入了基于船队重置成本的资产价值估值体系。

方法论与常识提炼

• 行业/产业分析框架供需框架

  供需框架分析

  研报通过分别预测全球各区域的海上钻机需求，并剔除冷堆与退役平台计算有效供给，以此推导市场利用率的收紧趋势，这是判断周期行业景气度拐点的核心范式。

• 估值方法

  EV/Asset Value (企业价值/资产价值) 估值

  针对资本密集型的纯海上钻井公司，研报计算其船队重置成本与激活成本得到总资产价值，再用企业价值（EV）与之对比，以此评估公司相对其实际底层资产价值的溢价或折价水平。

• 估值方法DCF 现金流折现

  DCF 现金流折现与 EV/EBITDA 混合估值

  对综合性油服公司，研报采用50%的预期EV/EBITDA目标倍数估值与50%的DCF现金流折现估值进行加权得出目标价，兼顾了同业相对估值与绝对内在价值。

标的映射与对比

研报将主题/逻辑映射到具体标的时的结构化摘要（优势、劣势、对比与风险）。

• Schlumberger NV (SLB)

  受益：全球多元化服务巨头，海上油气资本支出敞口约25%，能够充分捕获海上上升周期红利。

  优势

  业务全球多元化，抗风险能力强，评级为超配（OW），目标价57美元。

  对比

  海上敞口略高于HAL，同为机构首选。

• Halliburton Co (HAL)

  受益：海上收入占比约15%，被机构列为行业首选标的（Top Pick）。

  优势

  全球化布局，非核心业务提供增长支撑，评级为超配（OW），目标价42美元。

  对比

  与SLB同为综合油服首选，海上敞口略低但估值具吸引力。

  风险

  北美活动意外下滑，国际市场份额流失。

• Transocean Ltd. (RIG)

  受益：纯海上钻井标的，直接受益于日费率上涨。

  优势

  风险回报相对具有吸引力（目标价上行空间+13%，高于覆盖均值的+7%）。

  劣势

  当前EV/AV（1.24x）已高于历史中位数，且未来几年盈利预期与市场共识基本一致，缺乏预期差。

  对比

  纯钻井公司中估值要求相对较低，但基本面弹性受制于无新供给假设。

  风险

  市场份额流失，老旧资产营销困难，财务杠杆及债务再融资风险。

• National Oilwell Varco Inc. (NOV)

  受益：全球海上资本支出敞口最大的公司（收入占比超40%）。

  优势

  作为领先的海上资本设备供应商，若海上OEM投资增加将直接受益。

  劣势

  研报假设未来几年无冷堆平台重启或新建交付，限制了其设备销售的爆发潜力。

  对比

  海上敞口高于SLB和HAL，但股价表现可能更趋于行业平均水平。

  风险

  油田活动放缓，营运资本改善不及预期，定价压力。

关键数据

• 2030年海上钻井平台需求增速+12%其中深水(DW)需求预计增长17%，浅水(SW)增长10%。
• 2027-2030年新增供给假设0假设无冷堆平台重启或新建交付。
• 2028年营销利用率预测80%中高段预计达到2010年代初以来的最高水平。
• 2028年6G+钻井船日费率~52.5万美元/天较2025年上涨约20%。
• 2028年6G+半潜式平台日费率~47.5万美元/天较2025年上涨约20%。

影响与含义

海上钻井市场基本面的持续收紧，意味着行业盈利能力和现金流潜力将在广泛的大宗商品价格情景下保持韧性。然而，由于纯钻井板块的股价在过去一年中已大幅跑赢能源板块，估值已提前反映了部分增长预期。因此，在当前的上升周期早期，配置那些既能享受海上活动红利，又拥有其他非核心业务（如数字化、新能源）作为缓冲的全球综合油服巨头，是更为稳妥的策略。

风险

• 北美及国际市场钻井活动增速不及预期。
• 大宗商品及周期性价格波动风险。
• 竞争对手激进的投标行为导致定价承压。
• 纯钻井公司面临客户合同取消、财务杠杆过高及债务再融资困难等特定风险。

后续跟踪

• 深水及浅水平台的招标活动数量及合同期限的边际变化。
• 高规格冷堆平台的激活情况以及新建平台的交付进度。
• 非洲、除巴西外的拉丁美洲及亚太区域海上资本支出的实际落地情况。
• 中东地缘冲突对全球浅水钻井市场需求的潜在影响。