海上钻井平台未来数年供需错配

钻井平台主要用于海洋油气资源项目的钻探开发阶段。通过钻井作业获取地质样品并测量地层信息，确定油气井的位置和深度。传统钻井平台为固定式，利用钢管搭建从海上直插海底的导管架。其上再铺设甲板，放置钻井装备。该平台一经安装便无法移动，最大工作水深不超过90m。除了一些特定的使用环境如今已经几乎不再使用。相比之下，移动式钻井平台在重复性、稳定性和工作水深方面有更突出的优势。目前主流的移动式海上钻井平台主要分为自升式钻井平台、半潜式钻井平台、钻井船：

1）自升式钻井平台由上部平台、桩腿和升降结构组成。在升降装置的作用下，桩腿可以垂直升降固定在海床上。同时将平台托起使其离开海面免受波浪和潮汐影响，从而实现稳定的钻井操作。自升式钻井平台适用于水深较浅的海域，通常工作水深不超过200m。

2）半潜式钻井平台通常由钻井平台、中间立柱、下部浮体和锚链系统组成，部分还拥有推进系统。工作时向浮体和立柱的压载舱充水排气使平台重心下移从而保持垂直方向稳定，锚链系统可以保持水平方向的稳定。整个平台下沉至预定深度呈半潜状态即可进行钻井作业，工作水深一般在500m到3600m之间。

3）钻井船在机动船或驳船上布置钻井设备，靠锚泊或动力定位系统定位。通过导航系统到达钻井作业区域进行定位后，依靠起重机将钻头等钻井设备潜入海底进行钻井操作。相比于其他移动式钻井装备钻井船的稳定性较差，但具备较强的灵活性和适用性，可以在不同海洋环境和200~4000m水深之间进行钻井作业。钻井船最大工作水深可达3000m以上。

移动式钻井平台市场空间大，油气分布决定类型差异，竞争格局天然集中移动式钻井平台大幅出清，主要出清类型为半潜式和钻井船。截止2023年2月，全球可供应移动式钻井平台数量共有606座，比2014年10月最高峰的实际存量（802座）少24%。主要出清类型为半潜式钻井平台和钻井船，分别比周期顶部数量减少118座和37座。目前自升式钻井平台实际存量占比73%（444座），半潜式钻井平台占比14%（82座），钻井船13%（80座）。与存量出清相对，钻井平台的利用率持续回升。从工作水深来看，浅水和深水（500~1500m）钻井市场优先恢复。相应的，截止2023年2月，自升式钻井平台利用率已达86%，同比+6pp；1500m以下工作水深的半潜式钻井平台利用率已达69%，同比+19pp。

海上油气勘探开发仍以浅水为主导，深海占比逐步提高，形成“三湾两海两湖”格局。海洋油气资源主要分布在陆架区和深水陆坡区，其中陆架区资源量占60%，陆坡区约占40%。在海洋油气探明储量中，浅海域（<200m）仍占主导地位。但随着油气勘探技术的进步，将逐渐进军深海。2013～2022年全球探明海上油气田666座，其中浅水（<500m）占66%、深水（500~1499m）占16%、超深水（≥1500m）占19%，深水及超深水油田数量持续提升。

从区域上看，海上油气勘探开发形成“三湾、两海、两湖”的格局。“三湾”即波斯湾、墨西哥湾和几内亚湾；“两海”即北海和南海；“两湖”即里海和马拉开波湖。目前，全球90%左右的已发现深水石油储量集中在巴西、西非、美国墨西哥湾和挪威四大海域。

海上油气资源水深分布决定钻井平台需求结构，200m深度成为钻井平台选择分界线。钻井平台的选择主要由油气田水深决定。受限于最大工作水深，自升式钻井平台只能承担小于200m水深的油气田钻井工作，深水及超深水主要依靠半潜式钻井平台和钻井船。2013年以来新勘探油田中，200m以下水深油气田数量为340个，200m以上水深油气田数量为329个。分区域来看，近十年亚洲和中东200m以下勘探油气田占比分别为77%和67%，自升式钻井平台仍占据主导地位，深海油气开采仍处于起步阶段。欧洲西北部和地中海区域自升式钻井平台和半潜式钻井平台/钻井船比例发展均衡。美洲和西非200m以上水深的勘探油气田占比皆为81%，区域集中在墨西哥湾、几内亚湾、巴西、安哥拉、尼日利亚等地，主要依靠半潜式钻井平台和钻井船来向更深的水域进行开发。

钻井平台的重资产属性导致运营端竞争格局天然集中。钻井平台作为一种重资产，设备投资额高、单价昂贵，使得其运营成本非常高昂。截止2023年2月，自升式钻井平台/半潜式钻井平台/钻井船平均新造价为2.2/5.75/5.25亿美元，已逐步恢复至2014年水平。由于钻井平台的重资产属性，市场上供应商数量较少，竞争格局较为集中。据克拉克森报告，目前全球前十大钻井平台运营商掌握了市场的45%份额，包括华仕伯、中国海油、ADES、越洋钻探、诺布尔等。其中，ADES和华仕伯分别占据自升式钻井平台8%和7%的市场份额，越洋钻探和诺布尔分别占据了浮式钻井平台19%和9%的市场份额。考虑到部分钻井平台为国家石油公司所有，实际参与国际竞争与招投标的平台更加稀缺。这一竞争格局导致了头部公司在市场上的议价能力较强，同时也增加了新运营商进入市场的难度。

从2007-2014年历史复盘去看，海上钻井平台订单大批量来自于2014年前，且行业单月新接订单量与油价高度关联。细究其原因：

一方面，高油价中枢驱动油公司资本支出持续上行。受全球化带来的全球经济发展驱动，2002年后全球上游大宗商品整体处在高需求、高投资的正向反馈阶段。高油价中枢驱动油公司资本支出持续上行，使得下游钻井平台运营公司盈利能力提升、扩张规模提升自有船队竞争力诉求凸显；

另一方面，大量船东投机性的海工订单被民船周期下行期宽松的订单首付要求鼓励。2010-2014年，海工与民船大周期实际发生了整体的错位。在民船周期上行时以中国为代表的船厂在2002-2008年周期高点时均进行了激进的扩产。在金融危机后，民船需求的大幅下行使得大量顶部扩张产能过剩。为填补工作量，船厂纷纷转向高油价驱动下的海工装备订单需求。一般而言，下游船东进行钻井平台这样大额的资本开支一般在油公司提前锁定合同的情况下，而上行周期船东出于提升竞争力考虑，在没有油公司提前锁定工作量下的投机性订单开始增多。在船厂产能整体过剩下，对应风险向制造端转嫁。一般而言，对于单价高达2-5亿美金的钻井平台大单，高预付款比例是船厂锁定风险的必选。但大量空余的产能使得新船厂为获取市场份额和积累业绩经验，对于订单首付要求宽松，大量投机性订单受到了鼓励。

从钻井平台运营端来看，2014~2021年，国际油价的下行使得下游存量的海上钻井平台租约获取困难。而周期顶部新建的钻井平台及待交付钻井平台又大量涌入市场，整个钻井平台市场旋即进入过剩阶段。或主动、或被动，行业开始对在运营的钻井平台进行冷停、拆解、报废，曾经一座难求、变为废铁。

从制造业企业环节看，由于2007~2014年海工装备行业整体正处在快速发展阶段、为获取市场份额和积累经验，周期顶部大量钻井平台订单合同履约条款偏向船东、预付款比例低，使得大量订单发生船东支付违约、订单拖期、弃单的情况。尽管合同履约条款有要求，但下行周期产业链泥沙俱下。一些船东向各地船厂派出专门的工作小组，以记录在建平台的缺陷和不足，从而为船东推迟交付期的行为辩护。此外，由于预付款比例要求较低，制造业企业此前大量垫资，现金流困难。其后，金融机构加大了对海工企业风险的关注度，进一步加剧了海工企业的融资问题。大量海工制造业企业与上游船东一起破产重整。

总结来看，行业下行期，产业链整体呈现泥沙俱下，行业出清极为惨烈。在2016年油价反弹后，虽偶有船东抄底钻井平台订单。但由于海上油气项目本身大投资、长周期的特点，使得产业链整体温和复苏，需求仍处于长期底部。这种抄底最后转而变成再次弃单，反而使得底部艰难存活下来的海工船厂更加受伤。2021年1月周期底部受挪威船东抄底后再次弃单等影响，全球最大的海上钻井平台建造商吉宝企业(KeppelCorp)宣布，彻底退出海上钻井平台建造业务。

随着油价中枢多年抬升，周期底部较为彻底的出清，海工产业链整体温和修复。2022年，钻井设备环节迎来复苏。据Clarksons最新数据，2023年2月海上钻井设备整体日费率同比+39%，已回到2015年日费水平。整体利用率看，自升式/钻井船/半潜式钻井平台（>5000m）已达86%/91%/82%。