华泰 | 机械深度研究:海工钻井平台——困境反转,周期共振

（以下内容从华泰证券《华泰 | 机械深度研究:海工钻井平台——困境反转,周期共振》研报附件原文摘录）
　　海上钻井平台未来数年供需错配，建议关注国内优质钻井设备运营与制造企业 由于海上油气项目有着大投资、长周期的特点，使得过去数年伴随国际油价的回升，海工产业链整体的复苏呈现了温和升温、冷热不均、逐次修复的特点。行业复苏传导叠加供给端底部大幅出清，目前钻井平台已成为产业链紧缺环节，未来数年预计将持续处在供需大幅错配状态。自2022年底以来钻井平台的新造、二手报价均已回到2010-2014年上一轮周期高点水平，推荐困境反转、具有全球竞争力的国内优质钻井设备运营和制造企业。 核心观点 钻井平台结构由油气资源水深分布决定，重资产属性使得运营端格局集中 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。而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不超过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。截止2023年2月，全球可供应移动式钻井平台数量共有606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）。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，这也使得规模效应下运营端竞争格局天然集中。 海上油气项目大投资、长周期使得产业链呈现温和升温、逐次复苏的特征 2010-2014年是海上钻井平台订单大批量释放的黄金年代。多年的高油价使得运营企业盈利能力提升、扩张自有船队规模诉求迫切，另一方面，由于民船处在下行周期，船厂产能过剩。这使得新钻井平台订单付款条件较为宽松，大量的投机性订单受到了鼓励。泡沫期过后，过去的8年时间里产业链整体泥沙俱下，出清惨烈。15-21年，移动式钻井平台年均新接订单仅2座，相较周期顶部2013年减少97%。得益于海上开采技术的发展，海上油气项目盈亏平衡价格持续下行。叠加油价中枢自2016年回升，海工产业链整体持续修复。但由于海上项目大投资、长周期的特点，使得复苏过程呈现出温和升温、冷热不均、逐次复苏的特点。 本轮景气复苏与民船大周期共振，制造端行业底部格局已整体重构 随着景气度的逐步传导，而供给端在底部大幅出清，使得目前海上钻井平台已成为产业链紧缺环节。新造、二手报价均已回到上一轮周期顶部水平。考虑到2-3年的新钻井平台建造周期，且与上一轮周期不同民船订单正持续挤占海工产能。未来数年钻井平台将持续处在供需错配的状态。而本轮上行周期供过端的克制与民船上行周期的共振，将使得本轮周期的持续性大幅拉长。此外，周期底部行业格局已整体重构，中国企业在设计、总装制造、关键配套等方面持续打破欧美垄断。 风险提示：经济周期波动的风险，金融市场波动与汇率风险，主要原材料价格波动风险。 正文 需求反转+周期共振，海上钻井平台未来数年有望持续供需错配 由于海上油气项目有着大投资、长周期的特点，使得尽管国际油价中枢持续回升，但过去数年海工产业链呈现温和升温、冷热不均、逐次复苏的特点。目前海上钻井平台已成为产业链最紧缺的环节。供给端底部大幅出清叠加过去两年大量释放的民船订单持续挤占了部分的海工船厂的产能，这将使得钻井平台环节未来数年预计将持续处在于供需错配的状态。2022年底以来，钻井平台新造、二手报价已回到2010-2014年周期高点水平，持续看好行业底部大幅出清后具有全球竞争优势的国内优质钻井设备运营、制造企业。 与市场不同的观点： 市场普遍担心由于碳中和对能源结构提出的转型要求，使得海上油气相关的钻井平台环节将持续处在需求不振、利用率疲软的阶段。但我们深度复盘行业情况，认为在油公司资本开支结构性向海上油气资源开发倾斜的背景下，海上钻井平台环节的困境反转具有较强可预见性与持续性： 随着海工产业链多年景气度复苏的逐步传导，而供给端在底部大幅出清，使得目前海上钻井平台已成为产业链最紧缺的环节。日费率、利用率、新造、二手报价均已回到上一轮周期顶部水平。 一方面，考虑到2-3年的新钻井平台建造周期，且与上一轮周期不同民船订单正持续挤占海工产能。钻井平台环节未来数年预计将持续处在于供需错配的状态。本轮上行周期供给端的克制与民船上行周期的共振，将使得本轮周期的持续性大幅拉长。 另一方面，周期底部行业格局已整体重构，中国企业在设计、总装制造、关键配套设备等方面持续打破欧美垄断。看好本轮上行周期整体的持续性，推荐困境反转、具有全球竞争力的国内优质钻井设备运营和制造企业。 “三湾两海两湖”的海上油气开发格局，重资产属性的海上钻井平台 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 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。 海上钻井平台历史复盘：回不去的黄金时代，不一样的复苏周期 2007-2014年：回不去的黄金时代，投机性订单与民船过剩产能共振 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。 2014-2021：运去英雄不自由，惨烈的行业上下游出清 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。 2022后及展望：不一样的复苏周期，或行更稳更远 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%。 展望未来，本轮复苏周期区别于上一轮周期，将走的更稳更远，差别主要在于： 1) 民船周期与海上钻井平台上行周期并未错位，目前民船产能都处在紧缺的状态。船东投机性订单将大幅减少，行业预付款比例和新造价格将显著高于上一轮周期。 2) 制造端将更加克制。与民船供给端逻辑相似，当前行业景气度下，供过端的释放将比上一轮周期更加谨慎、也更加困难。 3) 尽管海上油气占比将持续提升，相关资本支出将在未来数年持续支撑海工行业。但不管是国家石油公司还是国际石油公司，都面临了全球碳中和要求下新项目资本开支的压力。这将使得整个油气行业在较长周期中产能的释放更加平稳，使得本轮海工行业复苏周期更稳更远。 海工行业多年文火慢蒸、各环节逐次修复，深海成本、储量优势驱动行业向上 海上油气项目投资额大，开发周期长。海上油气项目开发分为四个阶段：前期开发、开发、生产运营和废弃退役。第一步是前期开发阶段，通过勘探和项目评估来分析海底地下岩层构造从而寻找油气藏。第二步是开发阶段，包括钻井、完井、设备制造、安装。最后是对油气进行生产、储存和外输，直至油井废弃退役。以深水项目为例，据Energy and Industrial Advisory Partners预计整个生命周期的总支出约90亿美元，生命周期长达30年。最高支出水平发生在项目开发期间，耗费超44亿美元，年均成本支出8.8亿美元，远超全流程年均3亿美元的支出水平。尤其在设备建造和钻井过程，分别需要消耗美金约23亿和17亿。在生产运营年份，每年的运营支出估计略低于1.7亿美元。 各类型设备分工明确，海工辅助船穿插其中。海洋油气开发是一个开发难度高、周期长的工程，需要使用多种海工装备和开发技术。在前期开发阶段，主要依靠地震勘探船借助声学探测器和地震仪等设备确定油气储层的位置和性质。开发阶段使用钻井平台在海底进行钻井和完井，并完成水下生产系统的安装。在生产运营过程中，采油树、管道和阀门等设备可以将油气从储层输送到油气生产平台进行加工和处理。中间过程的物资支持、维护修理、平台移动、油气运输等则由海工辅助船承担。 海工行业逐次修复，钻井平台制造端即将迎来复苏 2014年后受油价大幅下跌影响，海工市场进入低迷期，制造端多年处于谷底。2011～2013年，布伦特原油价格一直维持在高位110$/bbl附近，导致钻井平台制造商盲目扩张。这三年期间，移动式钻井平台年均新接订单较此前三年均值增长107%达94座。随着钻井规模的扩大，开采油田数量增多。2014-2015年油价大幅下跌至52$/bbl，油气勘探需求减少。2015年勘探油气田数量同比减少15%至125个。钻井平台供应过剩，海工装备市场进入低迷期。2015-2021年，移动式钻井平台平均每年仅有2个新接订单，相比周期顶部减少97%。相应的，交付订单也大幅下滑，平均每年交付13个历史订单，相比周期顶部减少73%。近年疫情背景下自升式钻井平台几乎没有新接订单，海工市场处于谷底。 勘探环节温和升温，整体仍处在修复阶段。地震勘探船位于产业链最前端，水温整体仍偏冷。2014下半年油价大幅下跌以来，勘探需求急剧下滑。地震勘探船处于持续出清状态，拆解量一直超过交付量，导致其船队规模从2015年的233艘缩减到2022年的199艘。43%的勘探船仍处于停工状态，利用率仅有33%，远低于76%的正常水平。2022年新勘探油田数量仅为62座，相比近10年106个的平均数量水平减少42%。由于海工市场的改善和高油价的支持，2022年勘探船的利用率比上年适度上升，温和复苏、整体仍处在修复阶段。 钻井平台利用率持续上升，浅水深水超深水分化恢复。从工作水深来看，钻井平台恢复速度由浅及深。浅水（<500m）钻井市场于2016年优先恢复。截止2023年2月，自升式钻井平台利用率相比2016年增长20个百分点至86%。深水（500~1500m）市场修复紧随其后。以2019年为基点，1500m以下工作水深的半潜式钻井平台利用率增长36个百分点至69%。得益于钻井船利用率的提升，超深水（>1500m）钻井市场于2021年持续修复。其中，2023年2月钻井船利用率相比2021年增长25个百分点至91%。2019年以来，超深水半潜式钻井平台利用率以5pct的增速缓慢恢复至77%。从活跃钻井平台数量看，截至2023年2月，超深水钻井平台活跃数量已增至98座，同比增长14%。超深水市场改善的背景下船东的拆解欲望下降。2022年仅有4艘超深水浮式钻井平台被拆解，是8年以来的最低水平。 2015-2019年海工辅助船存量持续出清，水温高于钻井环节。海洋工程辅助船以三用工作船和平台供应船为主，它们通过供应、抛锚、拖带等来维持平台生产运营和支持移动。由于船舶存在强制报废周期，海工辅船现有存量不断减少，2022年比上年减少50艘。然而2022年海辅船的活跃数量比上年增长13%达2252艘。市场可用供给的减少已推动其新造船价持续上涨，市场进一步改善。在油价高涨、钻机需求坚挺和油田开发持续的背景下，2022年海辅船利用率比年初上升6个百分点。日费率方面，海工辅助船日费率指数连续27个月上涨，2022年底同比上升28%到138，海工辅助船市场情绪持续修复。 油气生产平台处在生产偏后端，借助油价回升优先复苏。油气生产平台处在项目开发的第三阶段，直接生产原油消费品，经济效益受油价波动影响明显。生产设备方面，FPSO借助初始投资低、海上安装周期短、储油能力大等优势成为现存移动式生产平台主流。据克拉克森，截至2022年底FPSO市场存量占比56%达212艘。伴随2017年油价回升，移动式生产平台恢复速度快于其他环节。2022年油价恢复至2014年99$/bbl水平，FPSO制造端同步改善。2022年新接订单比上年增加4艘，达11艘，与钻井平台近年没有新订单形成鲜明对比。从利用率看，各类型油气生产平台利用率保持高位80%以上，景气度已显著回升。借助油田数量的平稳开发，未来油气生产装备将保持良好势头。 水下采油树排产周期长，在手订单持续增长。采油树由管道和阀门组成，用来连接海底油井的顶部以控制油气的流动，是水下生产系统的主要设备。据克拉克森交付订单数据，截至2022年底采油树订单主要由TechnipFMC和Schlumberger承揽，市占率达37%和20%。采油树从接单到安装平均需要3~4年，2020年以来在手订单继续呈上升趋势。2022年数量同比增长7%达1024棵。根据Westwood统计，2023年1月海底采油树预计订单中意向和确定为189棵，同比增长9.2%，显著高于去年同期。2023年海洋油气开发扩张趋势持续，预计未来会进一步释放需求。 钻井平台市场经历多年出清，制造端新订单箭在弦上。移动式钻井平台市场可供应数量不断减少。截止2023年2月，克拉克森数据表示浮式钻井平台市场可供应数量由2014年的307座减少47%至162座。市场可用供给的减少推动钻井平台利用率持续上升。其中，主要出清类型为钻井船和半潜式钻井平台，相对顶部2014年分别减少32%和59%。目前移动式钻井平台利用率已由周期底部2017年的65%恢复至87%。随着钻井平台利用率恢复，日费率开始反映回暖信号。2022全年看，自升式钻井平台租金同比增长30%达11万美元/天，浮式钻井平台租金同比增长39%至27万美元/天。钻井平台日费率的整体回暖，意味着钻井装备市场经历多年谷底后开始加速恢复，制造端新接订单箭在弦上。 海工行业属性决定产业链倒序复苏，热度已传导至钻井平台环节。海工产业链具有大投资、长周期的特点，所以油公司新项目决策速度较慢。例如对于一个典型的深水项目，全生命周期长达30年，需要耗费90亿美元。因此，2016年油价中枢整体回升后，油公司开始优先利用已处在开发和生产环节的存量库存油田。因此从产业链的复苏顺序看，整个海工产业链复苏的节奏是从后到前，逐次修复的。随着多年产业链复苏的传导，目前整个产业链已复苏至钻井平台环节。截至2023年2月，克拉克森数据显示钻井平台利用率由底部2017年的65%提升20pp至85%。 深海成本、储量优势驱动行业景气度持续向上 碳中和对碳排放提出新要求，深海油气田带来新机会。截止2023年2月，已经有138个国家提出了“碳中和”的气候目标。为实现“碳中和”愿景，根据麦肯锡分析，到2050年油气全生命周期需减少95%的温室气体排放，油气产业链的碳减排措施将贡献15%的减排。以20年为尺度，甲烷的增温潜势约为二氧化碳的86倍，是需要优先控制的一类温室气体。在油气产业链贡献的15%温室气体减排量当中，超过60%来自甲烷减排，剩下40%来自二氧化碳减排。然而根据克拉克森，预计2023年全球原油需求达到101.4mbqd，全球天然气需求达到394.43bcfd。全球油气需求维持高位，且由于传统油田每年产量衰减的特点将使得油气企业依然需要维持稳健向上的资本开支。而在“碳中和”和降本增效的背景下，深海油气储量大、成本低，受到油气企业重视。 近十年新发现海上油气占比74%，深海超深海占20年1-10月新发现油气50%以上。随着陆上的油气勘探日趋成熟，新发现的油气藏规模越来越小。相比之下，深水、超深水资源潜力丰富，探明率较低，更容易发现大型油气藏。据IHS统计，近10年全球新的油气发现有74%的分布在海域，其中深水占23%，超深水占36%。RystadEnergy研究显示，2020年1~10月，全球已有73个重要油气新发现，陆上36个，海上37个。以储量计，新发现海洋油气储量占比超3/4，超深水区占33%，深水区占38%，浅水区占29%。其中，新发现天然气可采储量约37.5亿桶，占发现储量的46%。 海洋油气利用率探明率双低，海洋油企储采比拉开差距。从开发利用情况来看，2017年深水和超深水的石油累计产量仅占其技术可采储量的12%和2%；天然气累计产量仅占5%和0.4%，远低于陆上油气的39%和37%。从探明程度上看，海洋石油和天然气尚处于勘探早期阶段，浅水、深水和超深水的石油探明率分别为28.05%，13.84%和7.69%，远低于陆上的36.72%；天然气分别为38.55%、27.85%和7.55%，远低于陆上的47.01%。根据各油气企业年报，以海洋油气开采为主的巴西石油2021年原油储采比最高，达到10.4年，高于中海油、中石油和中石化的8.9、6.8和5.8年。 海油盈亏平衡点持续下降，经济性显现。据睿咨得能源（RystadEnergy）2021年11月的分析指出，得益于开采技术的发展、海上油气开采成本正持续降低。据睿咨得能源（RystadEnergy）统计分析，2021年底深海原油整体盈亏价格为43美元/桶，较2014年的盈亏平衡价格下降了40%。2018-2021年间，近海及深水的盈亏平衡价格下降了30%，浅水领域的开采成本下降了17%。深海油气开发的经济性已持续显现，低于北美页岩油气44美元/桶的盈亏平衡价格。 全球海洋油气勘探开发迎来新机遇。随着陆上油气资源开采难度和成本的增加，世界油气勘探开采正逐渐转向海洋。深水、超深水海域，勘探程度低，油气资源储量丰富。据中国石油网，自2018年来，南美北海岸、北美墨西哥湾等区域相继获得多处重大油气勘探突破，深水油气正逐渐成为未来油气产量新的增长点和石油公司上游投资的焦点。据GlobalData预计，2018-2025年全球新增油气开发项目615个，在整个周期内共需资本支出约1.7万亿美元，有望生产原油超过120.03亿吨，天然气24.56万亿立方米。在这些资本支出中，海域油气项目共支出12510亿美元，占支出总额的73.4%。其中，超深水、深水和浅水区的资本支出分别为4290亿美元、3250亿美元和4970亿美元。 行业目前状态：油公司开始主动承担成本，恢复库存钻井平台投资回报周期缩短到6个月 目前行业复苏的核心矛盾在于，一方面，周期底部被各种弃单的海工制造企业接单意愿较弱；另一方面，运营船东目前下订单，大批量的产能也要到3-5年后才能拿到平台因此下单意愿偏慢。并且存在与LNG船、汽车滚装船等竞价能力更强的船东竞争产能的压力。这是这轮周期和上一轮海工上行周期最大的不同。 我们把整个行业制造端的复苏过程分为三个阶段。 第一个阶段：钻井设备利用率和运价持续上升，主要以恢复存量运力为主。 第二个阶段：服务费用非理性上升，供给侧持续受限，油公司主动承担成本，启用之前废弃扔在码头的钻井平台。 第三个阶段：新油田提前锁定钻机订单，海上钻井平台都将在提前锁定合同下新造。部分海上钻井平台将与LNG船类似，由油公司出资建造。 目前行业正处在复苏的第二阶段偏中后期，油公司开始主动承担成本恢复库存的钻井平台，钻井平台投资回报周期缩短到6个月。我们以Valaris恢复库存的钻井船所需成本为例。与2021年三季度相比，由于闲置时间较长，在2022年三季度恢复冷停的库存钻井船使得重启成本增加了2000万美金。但当前阶段，油公司愿意承担2000万美金的成本，加快恢复库存钻井船的速度，并提前承诺多年的长期钻井平台服务合同。按当前日费率估计，启动冷停的钻井设备投资回报周期仅剩6个月时间。随着冷停平台的持续消耗，钻井设备新订单已箭在弦上。 未来两年油价中枢有望持续上行，冷停可恢复钻井平台相当有限 原油长期资本开支不足叠加OPEC+持续减产，预计2023-2025年布伦特均价82/95/100美元/桶。据华泰证券研究所化工行业研究观点（《OPEC+预防性减产,油价底部已现》，2023年4月23日）：油价底部或已现，有望在供给协同下震荡上行，预计23-25年布伦特均价82/95/100美元/桶。供给侧，原油长期资本开支不足叠加供给端协同支撑油价中枢，同时促使原油景气周期延长。2023年4月，OPEC+宣布自愿减产合计164.9 万桶/日，在供给端对油价形成支撑。需求侧，一方面，后续SP1R补库存及中国经济回暖有望带动原油需求回升。另一方面，全球成品油由于供给端加速退出及转型，或将迎来盈利水平的中枢性改善。伴随美联储加息结束后国际原油有望迎来趋势上行期，预计2023-2025年布伦特均价预期为82/95/100美元/桶。 可恢复存量冷停平台已相当有限，油价中枢高位需求持续上行、不到一年或可消化。一般而言，冷停平台由于停止了所有的设备运行及运转，冷停时间越长越难恢复。船龄超过 30 年的钻井平台选择 2 年冷停后进行报废或者出售是最优的解决方案。而船龄小于 30 年的冷停钻井平台则仍存在重启可能。据克拉克森数据，目前冷停平台中小于 30年船龄的平台合计约 45 台，其中自升式钻井平台 16 台，用于深水的浮式设备（半潜式、钻井船）合计29 台。而历史回顾钻井平台工作量恢复情况：2021 年，布伦特原油价格年均约在 70 美元中枢，自升式钻井平台年恢复 10 台，浮式设备年恢复 4 台；2022 年，布伦特原油价格年均约在 99 美元中枢，自升式钻井平台年恢复 34 台，浮式设备年恢复约 20 台。以此估计，23-25年油价中枢 82/95/100 美元估计下需求逐步向上，可恢复存量平台已相当有限，不到一年时间或可消化完毕。 制造端供给端底部大幅出清，看好中国制造业企业竞争力和困境反转的弹性 行业供给端大幅出清，优质海工产能稀缺 行业供给端底部大幅出清，部分海工巨头接连退场。2021年1月，世界最大的钻井平台制造商吉宝宣布彻底退出海上钻井平台建造业务。2023年2月，吉宝企业将旗下一家船厂出售给新科工程，逐步剥离海工资产。在此之前，2016年3月现代重工关闭一家位于昆山的海工装备建造船厂。2017年12月中石油旗下的辽河重工也决定退出海洋工程装备制造业，转向专注陆地石油装备及服务。同一时间，川崎重工撤销了最后一艘在建海工船订单，正式退出海工装备建造市场。2018年8月，上海船厂受4艘钻井船和2艘钻井驳船订单取消的拖累被迫关停造船业务。受国外买方弃船影响，2021年6月大船海工破产重整。海工装备制造是一个高技术门槛、资金需求大、市场竞争激烈的行业，2014年海工市场低迷以来，越来越多的企业选择退出转而投资其他领域。 全球海工产能趋紧。海工装备制造和船舶制造是两个相互关联的领域，在基础设施和生产设备方面存在一定的重叠。以外高桥为例，公司除了经营民船产品外还承接海工装备。两者都需要焊接切割设备来加工组装部件以及大型船台船坞进行装配和测试，所以钻井平台产能一定程度受到船舶市场的影响。船舶行业十多年周期下行和环保政策压力使得大量中小船厂刚性出局，产能趋紧。中国作为海工装备市场大国，万吨以上船台船坞数量相比2010年周期顶部736座减少36%至472座，海工产能进一步收缩。 民船在手订单饱满，持续挤占海工行业产能。近五年全球船舶年均完工量8800万载重吨，与2009-2013年平均每年142百万载重吨完工量相比下降38%。而截止2023年2月，全球船舶行业手持订单225百万载重吨。不考虑后续的新接订单，按照目前产能也需要近3年才能交付完成。根据克拉克森，2021年船舶新接订单139百万载重吨，达到2013年来的最高水平。海工设备产能进一步被船舶新接订单挤压，未来3年主流船厂几乎没有空余产能接单海工平台，头部优质海工企业有望率先受益。 全球海工装备产能扩张受到限制，优质企业空余产能稀缺。一方面，海工设备制造是一个技术难度大、资金需求高、周期长、市场需求波动大的行业，造成很少企业有能力入局。另一方面，海工行业本身有着区域地带限制、多产业配套、资本密集、劳动密集等要求。这制约了产业向海外低成本区域如东南亚等转移，使得全球产能实际扩张有限。中国作为世界的海工装备大国，目前产能也受限于船坞扩建政策，工信部停止批复扩张项目。根据《政府核准的投资项目目录（2016年本）》，对于产能严重过剩行业的项目，各地方、各部门备案新增产能项目持续受限。随着全球最大海工巨头吉宝企业退出钻井平台制造，优质海工企业产能更具稀缺性。 历史底部行业兼并整合加速，全球海工格局已整体重构 历史海工装备制造业呈现欧美设计、亚洲制造的总体格局。2012年之前，海洋工程装备设计制造端可分为三大阵营。第一阵营主要在欧美，垄断着海洋工程装备开发、设计、工程总包及关键配套设备供货。由于缺乏竞争对手，欧美国家控制了高端、高附加值类的海工产品市场。第二阵营为韩国和新加坡，占据着市场制造的垄断地位。韩国总体接单金额、承接产品的复杂程度以及单个项目规模等均保持海工总装建造领域领导者地位。而新加坡则在FPSO改装、自升式钻井平台等领域拥有一席之地。第三阵营是中国、巴西和阿联酋等国家。随着中国和巴西海工装备发展迅速，2012年市场份额已提升到13%左右。但高端类型的海工产品量相对来说较少，产业的集中度较低。 中国借助船舶制造优势在海工船领域表现突出。在中韩新三足鼎立的全球海洋工程装备制造业竞争格局中，韩国一直以来都处于领先地位。高技术和高附加值的浮式生产平台以及深水钻井装备领域优势明显。中国和新加坡海工产品则主要集中在自升式钻井平台和海工船领域。借助船舶制造优势，中国在传统的海工船领域优势依旧突出。据克拉克森，2017年中国共承接海工船29艘（价值13.1亿美元），占到2017年全球海工船接单总额的54.8%。与此同时，中国也在加快拓展浮式生产平台建造业务。2017年，沪东中华获得2艘大型FSRU建造合同，打破韩国在该领域的垄断。上海外高桥获得荷兰SBM新一代Fast4WardFPSO船体建造合同。 业绩和债务双重夹击，大批企业破产重组或被迫转型。在海工持续低迷的环境下，装备运营商深受经营业绩下滑和大额债务到期的双重夹击。大批运营商通过破产保护等方式进行债务重组。先后有挪威FarstadShipping、SolstadOffshore、DeepSeaSupply三家海工船东合并为SolstadFarstad，新加坡船东PacificRadiance和Allianz组建AllianzRadiance，美国钻井承包商Transocean兼并挪威钻井承包商Songa等。另一部分企业难以为继，被迫退市或转型其他业务。2016年现代重工关闭一家位于昆山的海工装备建造船厂。2018年，上海船厂受订单取消拖累被迫关停造船业务。2021年，全球最大钻井平台制造商吉宝宣布彻底退出海上钻井平台建造。此外，2017年二手交易和转售市场高度活跃。2017年全球钻井平台二手及转售交易量达到59座，远超2015年和2016年交易量，也超出2014年的44座，几乎达到海工市场鼎盛时期的水平。截至2023年，行业基本出清完毕。 中国海工企业在设计和制造方面已达全球领先水平，将成为本轮海工市场复苏主角 设计端：中交股份收购F&G，打破欧美垄断高端设计局面 F&G是全球著名的海上钻井平台设计公司，2002年以来自升式钻井平台市场份额全球第一，半潜式钻井平台市场份额全球第二。公司前身是美国FreideGoldmanHalter集团海洋工程设计部门，目前公司主要从事海洋工程平台设计和平台配套设备设计、制造业务，拥有超过60年海洋工程平台设计经验。公司是全球领先的海上钻井平台设计服务和装备供应商之一，其核心产品包括：自升式钻井平台、3000米深半潜式钻井平台以及浮式采油系统。根据中国交建公告，全球超过10%的升降式钻井平台及超过20%的半潜式钻井平台是该公司设计。中国制造的第一艘海上石油铺管船、第一座自升式钻井平台和第一座深海半潜式钻井平台“海洋石油981”均出自F&G的设计。 在海上石油钻井平台领域，目前世界范围内拥有“基本设计”能力的大多还是欧美企业。在国内，虽然各大型国有企业具备了一定的整体研发设计实力，但在基本设计方面还必须依赖于欧美企业，而且中国企业在EPC总承包领域目前仍无独立业绩交付。2010年8月，中交股份以1.25亿美元收购了F&G100%的股权，开始涉足海上石油平台的设计制造领域。 制造端：中国在过去十余年积累丰富的制造经验，形成了完整的产业链 中船集团：全球最大的造船集团，海工船舶行业的“航空母舰”。中船集团以第六代3000米深水半潜式钻井平台“981”、15万吨级/17万吨级/30万吨级/34万吨级海上浮式生产储油装置（FPSO）等为代表的海洋工程产品持续引领着国内行业高精尖技术的发展。根据旗下的外高桥船厂官网介绍，在建造的海洋工程产品有JU2000E型和CJ46型、CJ50型自升式钻井平台。2022年1月，为荷兰SBMOFFSHORE公司建造的第三艘世界独创的Fast4Ward通用型海上浮式生产储油船MPF3签字交付。中船集团已经实现了在自升式钻井平台、FPSO领域形成系列化、批量化的建造和交付能力。 招商局：中国三大国有造修船集团之一，具有百年历史的“海洋装备4S店”。招商局集团下属子公司招商工业目前在国内的渤海湾、长江经济带、长三角地区和粤港澳大湾区等布局了九大船厂、七大造修船基地。业务主要聚焦在海洋装备维修保养、海洋工程装备制造、邮轮制造、特种船舶制造等方面。据公司官网公告，自2006年来已成功交付100余个海工产品，包括全球最大吨位的46万吨级FPSO、自主研制中深水锚泊式半潜平台、世界首个A-BOX型LNG运输船、风电安装平台等。 （更多相关公司梳理，请见研报原文） 相关研报 研报：《海工钻井平台：困境反转，周期共振》2023年7月25日 倪正洋 S0570522100004 | BTM566 邵玉豪 S0570522120002 关注我们 华泰证券研究所国内站（研究Portal） https://inst.htsc.com/research 访问权限：国内机构客户 华泰证券研究所海外站 https://intl.inst.htsc.com/mainland 访问权限：美国及香港金控机构客户 添加权限请联系您的华泰对口客户经理 免责声明 ▲向上滑动阅览 本公众号不是华泰证券股份有限公司（以下简称“华泰证券”）研究报告的发布平台，本公众号仅供华泰证券中国内地研究服务客户参考使用。其他任何读者在订阅本公众号前，请自行评估接收相关推送内容的适当性，且若使用本公众号所载内容，务必寻求专业投资顾问的指导及解读。华泰证券不因任何订阅本公众号的行为而将订阅者视为华泰证券的客户。 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