服务与业绩 - 提供专注于稳定股息派发的低风险公司选择，以满足偏好收益的投资者 [1] - 在能源、航运和海工市场研究领域提供全球顶尖的研究服务 [1] - 过去十年实现近40%的年化回报率，多头模型投资组合回报超过23倍 [1] 分析师背景与覆盖领域 - 分析师此前已对Seadrill Limited公司进行过覆盖，本次内容为对先前文章的更新 [2] - 分析师交易策略包括日内多空交易以及中短期操作，历史重点为科技股 [3] - 近两年分析师覆盖范围已扩展至海工钻井与供应行业以及航运业（油轮、集装箱船、干散货） [3] - 分析师同时密切关注仍处于早期阶段的燃料电池行业 [3]

We also offer income-focused picks for those who prefer lower-risk firms with steady dividend payouts. Our 10-year track record proves the ability of our analyst team to outperform across all market conditions.Value Investor's Edge provides the world's best energy, shipping, and offshore market research. Over the past decade, we have achieved an annualized return of almost 40% with a long-only model portfolio return of over 23x.Seadrill Limited or "Seadrill" ( SDRL ) has been covered by me previously, so in ...

股价表现 - 公司股价在2025年11月3日至11月10日期间下跌10.58%，位列当周能源股跌幅榜前列 [1] - 巴克莱银行于11月10日将公司目标价从33美元下调至32美元，但维持“持股观望”评级 [4] 第三季度财务业绩 - 第三季度调整后每股收益为-0.14美元，较市场预期低0.48美元 [3] - 第三季度营收为3.63亿美元，超出市场预期超过1900万美元 [3] - 第三季度净亏损1100万美元，主要原因是闲置钻井平台数量超出预期 [3] 业务运营与合同 - 公司是全球油气行业海上合同钻井服务提供商 [2] - 公司新获得总计3亿美元的合同，涉及五座钻井平台，包括在安哥拉的一项大型合资项目，巩固了其在该区域的领先运营商地位 [4]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总营业收入为3.63亿美元，环比减少1400万美元 [21] - 合同钻井收入为2.8亿美元，环比减少800万美元，主要由于West Vela和Savannah, Louisiana作业天数减少以及经济利用率降低 [21] - 管理合同收入为6300万美元，环比减少200万美元，因上一季度包含了对年初至今管理费通胀的追溯性调整 [21] - 可报销收入为1100万美元，环比减少500万美元，相应可报销费用也同步减少 [21] - 第三季度总运营费用为3.37亿美元，环比下降9%，主要因管理合同费用减少4400万美元（与Sonadrill合资企业历史应计费用相关）[21] - 调整后EBITDA为8600万美元，环比减少2000万美元 [21] - 公司总流动性约为6亿美元，总现金增加900万美元至4.28亿美元（含2600万美元受限现金）[22] - 第三季度经营活动净现金流为2800万美元，其中包括6900万美元的长期维护支出 [22] - 投资活动中的资本支出为1900万美元 [22] - 公司收窄2025年全年调整后EBITDA指引至3.3亿-3.6亿美元，营业收入指引更新为13.6亿-13.9亿美元（不包括5000万美元可报销收入）[23] - 全年资本支出指引收窄至2.8亿-3亿美元，预计2026年资本支出和长期维护费用将呈下降趋势 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - Sonadrill合资企业中的三座钻井平台（Sonadrill Libongos、Sonadrill Quingala、West Gemini）均获得新合同，年内至今技术正常运行时间均超过99.7% [5][6] - West Vela获得Walter Oil & Gas一口井的合同，预计2026年3月开始，工期约65天，合同价值2800万美元（不包括MPD）[7][16] - Savannah, Louisiana获得Walter Oil & Gas短期合同，工期约70天 [16] - West Gemini在第三季度完成特检（SPS），预计在未来一两个月开始为期280天的合同 [14][15] - West Neptune于10月开始使用新安装的MPD系统作业，West Polaris今年已成功为巴西国家石油公司完成两口MPD井 [10][11] - 一座在巴西作业的钻井平台因设计相关的设备故障导致运营停机和额外成本，若排除该平台，本季度其他平台技术正常运行时间为97.6% [54] 各个市场数据和关键指标变化 - 安哥拉市场：三座Sonadrill合资平台均获延期，Quingala获得210天合同至2026年中，Libongos获得525天合同至2027年，West Gemini将开始280天合同，巩固了公司在安哥拉的领先地位 [5][14][15] - 美国墨西哥湾市场：West Vela和Savannah, Louisiana获得直接延续的新合同，合计增加195天固定工期 [7][16] - 全球招标活动增加，预计从2026年到2027年市场将复苏，合同利用率和日费率将出现有意义的增长 [11][17] - 非洲和亚洲被视为未来18个月供需平衡的关键地区，是增量需求的主要来源 [19][20] - 巴西市场：巴西国家石油公司获准自2013年以来首次在赤道边缘钻井，计划到2029年钻15口井并投资30亿美元 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 商业战略重点是通过2026年建立后备合同覆盖、最大化高规格船队利用率、提供卓越运营以驱动连续性和长期客户关系 [4] - 通过协作方式和卓越的船员表现保持竞争优势 [5] - 与Trendsetter合作，为Savannah, Louisiana安装设备，使其能在浅水和深水环境灵活作业，开拓新市场 [10] - 积极通过增加MPD等先进技术来提升钻井平台能力 [11] - 公司在美国上市的海上钻井公司中拥有最高比例的买入评级，反映市场对其长期价值创造潜力的信心 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业对海上投资不足，需要新的持续支出来抵消产量下降并满足未来能源需求，此观点已得到验证 [12] - 石油巨头呼吁重新关注勘探和投资以避免未来供应短缺，美国页岩产量已趋于平稳 [12] - 深水项目最终投资决定（FID）稳步推进，例如埃克森美孚在圭亚那的68亿美元Hammerhead项目、BP在美国墨西哥湾的50亿美元Tiber Guadalupe项目等 [18] - 天然气需求因数据中心等新兴用途持续增长，深水再次成为满足世界能源需求的核心 [13] - 市场正处于拐点，经过近十年的投资不足，市场正重新聚焦海上资源作为未来供应的关键来源 [20] - 预计2026年下半年到2027年市场将出现拐点，利用率将首先提升，日费率将快速跟进 [47] 其他重要信息 - 公司自上次财报发布后新增超过3亿美元后备合同，总合同后备金额达到约25亿美元 [4][14] - Sonadrill Quingala获得道达尔能源2024年度最佳钻井平台奖 [5] - West Vela约25%的船员自2013年该平台离开船厂以来一直跟随，是首批配备MPD的平台之一 [8][9] - Shell在离开25年后重返安哥拉，获得四个新的深水区块勘探权并投资10亿美元 [19] - 调整后EBITDA指引中包含3300万美元与非现金动员成本和收入摊销相关的净费用，其中2400万美元已在9月30日前确认 [23] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于金三角地区领先日费率的观察以及巴西和西非市场的疲软预期 [27] - 美国墨西哥湾日费率表现坚韧，根据Vela合同可推算其水平 [28] - 金三角地区短期内可能存在弱势，日费率大约在三十几万到四十几万的低位 [29] - 公司专注于填补合同空档并在美国墨西哥湾以良好费率获得近期工作 [30] 问题: 对亚洲地区中期需求前景的看法 [31] - 亚洲地区（如印度、马来西亚、印尼）的项目正在涌现，涉及埃尼、ONGC、PTTEP等运营商 [32] - 公司对近期亚洲市场持乐观态度，West Capella平台具备双活动MPD能力，定位良好 [32] 问题: West Capella和West Carina平台明年的潜在停工期 [37] - 公司有三座平台在明年上半年有合同空档风险，但正持续推进合同谈判，预计市场在明年下半年开始收紧 [37] - West Capella在亚洲市场定位良好，有望不久后宣布新合同 [38] - West Carina作为真正的第七代资产，具备MPD，可灵活选择留在巴西或转移到其他地区 [39] 问题: 若在巴西中标，West Carina现有合同是否有延期选项以限制停工期 [40] - 若无法填补2026年的空档，将使2027年在巴西的工作吸引力降低，在巴西这个竞争激烈的市场中填补空档具有挑战性 [41] 问题: West Capella的成本减速情况以及重启成本 [45] - 该平台处于招标中，堆存成本高于Eclipse（约7.8万美元/天）但低于典型的温堆存（约8万美元/天）[46] - 重启成本取决于具体机会，范围在2000万至5000万美元之间 [46] 问题: 日费率拐点出现的时间点 [47] - 预计2026年下半年到2027年市场将出现拐点，利用率将首先提升，日费率将快速跟进 [47] 问题: 与巴西国家石油公司关于降低成本的对话，以及混合延长合同的可能性 [51] - 与巴西国家石油公司的对话处于早期阶段，双方专注于寻找双赢的增效机会 [51] - 混合延长合同是潜在方式之一，公司对此持开放态度，但任何成本讨论不会影响潜在的钻井平台需求 [52] 问题: 第三季度经济利用率下降的原因及未来趋势 [53] - 经济利用率下降主要因一座在巴西的平台出现设计相关的设备故障导致停机和额外成本 [54] - 若排除该平台，本季度其他平台技术正常运行时间为97.6%，此次事件被视为一次性事件 [54][55] 问题: Savannah, Louisiana平台升级的细节及其前景 [58] - 为保持该平台持续作业，公司正通过与Trendsetter的合作，对其进行改造以在钻井模式和弃井/修井模式间切换 [59] - 该平台的独特能力使其在美国墨西哥湾市场获得更多需求 [61] 问题: Sonadrill平台的长远前景及长期合同展望 [62] - 公司有信心为Quingala和West Gemini增加更多合同期限，主要市场在安哥拉，但合资企业也可将平台部署到非洲其他地区 [63] - 安哥拉近期需求 subdued，但合资企业中的两座资产为Sonangol直接拥有，在需求恢复时将优先获得工作，不担心长期合同机会 [64][65] 问题: 近期市场乐观信号是否因预算确定或油价预期所致 [70] - 尽管存在宏观逆风，但认为迷雾正在消散，客户对话语气改善，FID和合同授出进展顺利 [71] - 第三季度钻井平台日授出量环比增长7%，预计第四季度将进一步增长，行业评论员如Westwood也持相同观点 [71] - 储备接替率在过去三年仅为22%，勘探重新成为客户日常讨论的话题，超级巨头公开声明需要更多勘探 [73] 问题: 是否观察到超级巨头内部为应对深水机会而进行资源重配的迹象 [75] - 观察到超级巨头正在审视成本基础，同时在新的风险投资、勘探活动领域组建或扩充团队 [75] - 例如埃克森美孚在巴基斯坦海上招标轮次和希腊的投资，均是支出在勘探和生产之间更正常化的健康迹象 [75]

合同价值 - 西方阿乌里加（West Auriga）合同总价值约为5.77亿美元，包括动员和附加服务[9] - 西方卡里纳（West Carina）合同总价值约为5.25亿美元，包括动员和附加服务[9] - 西方海王星（West Neptune）合同总价值约为8600万美元，排除附加服务，预计持续时间约为180天[9] - 西方极光（West Polaris）合同总价值约为5.18亿美元，包括动员和附加服务[9] - 西方泰勒斯（West Tellus）合同总价值约为5.39亿美元，包括动员和附加服务[9] - 西方维拉（West Vela）合同总价值约为2600万美元，排除MPD[9] 合同时间安排 - 西方朱庇特（West Jupiter）合同预计于2026年4月开始，持续至2029年4月[9] - 西方双子星（West Gemini）合同预计于2026年1月开始，持续至2026年10月[10] - 西方奎戈拉（Sonangol Quenguela）合同预计于2024年5月开始，持续至2026年4月[10] 运营状态 - 西方卡佩拉（West Capella）和其他4艘钻井平台目前处于停用状态[10]

钻井平台状态与合同积压 - 公司截至2025年9月30日拥有15座钻井平台，其中9座在运营，2座正在进行资本升级项目，1座准备在2025年末或2026年初开始作业，3座闲置[84] - 公司合同积压总值从2024年12月31日的31.8亿美元下降至2025年9月30日的25.11亿美元，减少了6.69亿美元[87] - 预计截至2025年9月30日的合同积压收入将在2025年剩余时间实现3.35亿美元，2026年实现10.13亿美元，2027年实现7.07亿美元，此后实现4.56亿美元[88] 市场环境与油价 - 2025年前九个月布伦特原油平均价格为每桶70美元，较2024年的每桶80美元下降12.5%[90][92] - 全球良性环境浮式钻井平台的市场利用率从2024年的88%微降至2025年前九个月的87%，恶劣环境浮式平台和自升式平台的市场利用率分别从95%和96%降至92%和93%[94] 第三季度收入和利润 - 2025年第三季度运营收入为3.63亿美元，较2024年同期的3.54亿美元增长900万美元，增幅为3%[97] - 2025年第三季度运营利润为2600万美元，较2024年同期的4700万美元下降2100万美元，降幅为45%[97] - 2025年第三季度总营业收入为3.37亿美元，同比增长10%（增加3000万美元）[116] 第三季度成本和费用 - 2025年第三季度船舶和钻井平台运营费用为1.91亿美元，同比增长11%（增加1900万美元），主要因West Auriga和West Polaris在巴西开始运营[116][118] - 2025年第三季度折旧和摊销费用为5800万美元，同比增长38%（增加1600万美元），主要归因于巴西相关资本项目[116][119] 第三季度收入驱动因素 - 2025年第三季度平均合同日费率为33万美元，较2024年同期的30.4万美元增长8.6%，带动合同收入增加2200万美元[105] - 2025年第三季度经济利用率为91%，较2024年同期的95%下降4个百分点，导致合同收入减少1100万美元[108] - 2025年第三季度递延动员收入摊销增加900万美元，主要归因于West Polaris和West Auriga平台收到的动员费[110] 前九个月收入和利润 - 2025年前九个月净亏损6700万美元，相比2024年同期的净利润3.45亿美元下降119%[130] - 2025年前九个月运营收入为10.75亿美元，同比下降2%（减少2100万美元）[130][131] - 2025年前九个月租赁收入为2500万美元，同比下降46%（减少2100万美元），主要因2024年6月处置Gulfdrill平台[131][143] 前九个月收入驱动因素 - 2025年前九个月平均合同日费率从2024年的29.7万美元增至32.8万美元，推动合同收入增加7600万美元[131][135] - 2025年前九个月经济利用率从2024年的95%下降至90%，导致合同收入减少3600万美元[131][137] 前九个月运营费用 - 2025年前九个月运营费用为10.25亿美元，同比增长14%（增加1.25亿美元）[130][144] - 2025年前九个月管理合同费用为1.87亿美元，同比增长51%（增加6300万美元）[144] - 船舶和钻井平台运营费用在截至2025年9月30日的九个月内增加3300万美元，主要由于West Auriga和West Polaris在巴西开始运营导致费用增加1.17亿美元，其中3500万美元为递延动员成本摊销增加[145] - 折旧和摊销费用在截至2025年9月30日的九个月内增加4600万美元，其中钻井单元和设备折旧增加4000万美元，主要归因于West Auriga和West Polaris的资本项目[146][147] - 无形资产摊销费用在截至2025年9月30日的九个月内增加600万美元，主要由于与West Auriga和West Vela相关的不利合同在2024年完全摊销[148] - 管理合同费用在截至2025年9月30日的九个月内增加6300万美元，主要由于与Sonadrill合资企业安排费相关的不利法院判决导致的估计损害赔偿[149] - 其他运营项目在截至2025年9月30日的九个月内从去年同期的2.19亿美元降至零，降幅100%，主要因2024年有2.03亿美元资产处置收益和1600万美元其他运营收入未在2025年重现[151][152][153] 现金流与流动性 - 截至2025年9月30日的九个月内，净运营活动提供的现金为1200万美元，较2024年同期的8100万美元下降6900万美元，降幅85%[171][173] - 截至2025年9月30日的九个月内，投资活动使用的净现金为9100万美元，而2024年同期为投资活动提供2.19亿美元现金，变化3.1亿美元，主要因2024年有资产处置收益[171][174][175] - 截至2025年9月30日，公司可用流动性为5.87亿美元，包括4.02亿美元无限制现金和1.85亿美元循环信贷设施未提取额度[169][171] 债务与融资安排 - 公司债务总额账面价值为6.12亿美元，包括5.75亿美元有担保债券和5000万美元无担保高级可转换债券[177] - 公司于2023年7月签订2.25亿美元、为期5年的高级担保循环信贷协议[178] - 循环信贷额度下未提取资金的承诺费率为0.5%（至2026年7月27日），之后升至0.75%（至2027年7月27日），再后升至1.0%[178] - 循环信贷额度贷款年利率为适用保证金加Term SOFR或Daily Simple SOFR（均加0.10%），适用保证金初始为2.75%，根据信用评级在2.50%至3.50%之间波动[178] - 2025年8月，公司因SFL Hercules Ltd.索赔发行了4.03亿挪威克朗（截至2025年9月30日合4000万美元）的担保，使循环信贷额度可用借款降至1.85亿美元[179] - 公司于2023年7月私募发行了5.75亿美元票据，该票据于2030年8月1日到期[181] - 信贷协议要求公司利息保障比率不低于2.50比1.00[187] - 信贷协议要求公司合并总净杠杆比率不高于3.00比1.00[187] - 截至2025年9月30日，公司遵守了所有财务契约[183] 资本配置 - 截至2025年9月30日，当前股票回购计划中仍有2.08亿美元的授权回购额度可用，公司在2025年前九个月未进行回购[164]

季度业绩表现 - 公司公布季度每股亏损0.17美元，远低于市场预期的每股收益0.26美元，而去年同期为每股收益0.49美元，经调整后当季业绩意外为-165.38% [1] - 上一季度，公司实际录得每股亏损0.68美元，而市场预期为每股收益0.68美元，业绩意外为-200% [1] - 在过去四个季度中，公司仅有一次达到或超过每股收益预期 [2] - 季度收入为3.63亿美元，超出市场预期10.33%，去年同期收入为3.54亿美元，在过去四个季度中有三次收入超出预期 [2] 股价表现与市场比较 - 公司股价自年初以来已下跌约20.6%，而同期标普500指数上涨了15.1% [3] - 股价未来的走势将主要取决于管理层在财报电话会议中的评论以及对未来的盈利预期 [3] 盈利预期与评级 - 在此次财报发布前，公司的盈利预期修正趋势不利，导致其Zacks评级为第4级（卖出），预计短期内股价表现将弱于市场 [6] - 当前市场对下一季度的共识预期为每股收益0.01美元，收入3.08亿美元，对本财年的共识预期为每股亏损0.63美元，收入13.5亿美元 [7] 行业前景与同业比较 - 公司所属的Zacks油气钻井行业，在250多个Zacks行业中排名处于后10% [8] - 同业公司Helmerich & Payne预计将公布截至2025年9月的季度业绩，预期每股收益为0.26美元，同比变化为-65.8%，且过去30天内该季度共识每股收益预期被下调了11.5%至当前水平 [9] - Helmerich & Payne预期季度收入为9.7566亿美元，较去年同期增长40.6% [10]

收入和利润（同比环比） - 第三季度总营业收入为3.63亿美元，环比下降1400万美元[3] - 2025年第三季度调整后EBITDA为8600万美元，较第二季度的1.06亿美元下降18.9%[27] - 2025年第三季度调整后EBITDA利润率为23.7%，低于第二季度的28.1%[27] - 平均合同日费率从第二季度的33.1万美元略降至第三季度的33.0万美元[28] - 经济利用率从第二季度的93.4%下降至第三季度的91.1%[28] 成本和费用（同比环比） - 第三季度总运营费用减少3400万美元至3.37亿美元[4] 现金流表现 - 第三季度运营活动产生的净现金为2800万美元，自由现金流为900万美元[6] - 2025年第三季度运营现金流为2800万美元，较第二季度的1100万美元增长154.5%[30] - 2025年第三季度自由现金流为900万美元，较第二季度的负1200万美元有所改善[30] 盈利能力与亏损 - 第三季度净亏损1100万美元，较上季度净亏损4200万美元有所收窄[3] - 第三季度调整后EBITDA为8600万美元，调整后EBITDA利润率（不含可报销收入）为24.4%[3] - 2025年前九个月净亏损6700万美元，而去年同期为净利润3.45亿美元[22] 管理层讨论和指引 - 2025年全年总营业收入指引收窄至13.6亿美元至13.9亿美元[5] - 2025年全年调整后EBITDA指引收窄至3.3亿美元至3.6亿美元[5] 业务运营与合同 - 公司获得超过3亿美元的新合同，涉及五座钻井平台[5] - 截至2025年11月5日，订单储备约为25亿美元[8] 资产与债务 - 公司期末总债务为6.25亿美元，现金及现金等价物为4.28亿美元，净债务为1.97亿美元[6] - 总资产从41.56亿美元下降至40.67亿美元，减少8900万美元（2.1%）[19] - 现金及现金等价物从4.78亿美元减少至4.02亿美元，下降7600万美元（15.9%）[19] - 长期债务从6.10亿美元小幅增加至6.12亿美元[19]

核心财务表现 - 第三季度总营业收入为3.63亿美元，较上一季度的3.77亿美元下降1400万美元，主要原因是经济利用率降低、作业平台天数减少以及可报销收入连续下降 [4] - 第三季度净亏损为1100万美元，相比上一季度的净亏损4200万美元有所收窄 [3] - 第三季度调整后税息折旧及摊销前利润为8600万美元，低于上一季度的1.06亿美元 [3] - 第三季度调整后税息折旧及摊销前利润率（不包括可报销项目）为24.4%，低于上一季度的29.4% [3] - 第三季度每股稀释亏损为0.17美元，相比上一季度的0.68美元有所改善 [3] 运营与成本 - 第三季度总运营费用为3.37亿美元，较上一季度的3.71亿美元减少3400万美元，其中管理合同费用减少4400万美元，但船舶和平台运营费用因维修保养支出时机增加1100万美元 [6] - 第三季度平均合同平台数量为10个，与上一季度持平，平均合同日费为33万美元，经济利用率为91.1%，低于上一季度的93.4% [29] 商业活动与订单储备 - 商业团队在五个钻井平台上获得了超过3亿美元的新合同，显著增加了订单储备 [3] - 截至2025年11月5日，公司订单储备约为25亿美元 [9] - 在安哥拉的Sonadrill合资公司中，West Gemini、Sonangol Libongos和Sonangol Quenguela三座资产获得了约1000天的增量工作，延长了合资企业的寿命 [5] - 在美国墨西哥湾，West Vela获得两份合同，增加了超过四个月的固定期限，使其工作安排延续至2026年下半年；Sevan Louisiana也获得一份合同，计划于2025年11月当前合同结束后立即开始 [5] 资产负债表与现金流 - 季度末总债务本金为6.25亿美元，现金及现金等价物为4.28亿美元（包括2600万美元受限现金），净债务头寸为1.97亿美元 [7] - 第三季度经营活动提供的净现金为2800万美元，投资活动使用的净现金为1900万美元，自由现金流为900万美元 [7] 2025年全年业绩指引 - 收窄2025年全年业绩指引范围：总营业收入预期为13.6亿美元至13.9亿美元（此前为13.2亿美元至13.8亿美元），当前及先前指引均不包括5000万美元的可报销收入 [5] - 调整后税息折旧及摊销前利润指引收窄至3.3亿美元至3.6亿美元（此前为3.2亿美元至3.8亿美元） [5] - 资本支出和长期维护费用指引收窄至2.8亿美元至3亿美元（此前为2.5亿美元至3亿美元） [5]

公司估值与市场表现 - 截至9月8日，Seadrill Limited（SDRL）股价为32.67美元，其追踪市盈率和远期市盈率分别为27.45和19.23 [1] - 公司企业价值（EV）为22.3亿美元，仅为其重置成本的17%，估值远低于同行，诺布尔（Noble）为30%，Valaris（VAL）为21%，Transocean（RIG）为40% [3] - Transocean的估值溢价反映了其拥有更高规格的资产，包括8艘第8代钻井船和恶劣环境半潜式钻井平台 [3] 行业整合与并购前景 - Seadrill拥有16艘深水钻井船，其规模可能改变行业领导格局，已成为不断整合的海上钻井行业的主要收购候选目标 [2] - Transocean被视为最自然的收购方，其管理层表示能以最低增量成本吸收SDRL资产，并创造至少1.5亿美元的年协同效应 [2] - Valaris是另一个潜在竞购者，但已停止股票回购以保存现金，若其收购Seadrill，权证持有人将面临显著稀释风险，权证价格已从15美元暴跌至3美元以下 [3] - 诺布尔在收购Diamond Offshore后，不太可能成为买家 [3] 行业基本面与投资逻辑 - 从收入倍数看，Transocean较同行有30%的溢价 [4] - 随着日费率上涨和行业供应稀缺，Transocean处于最佳受益地位，若日费率超过60万美元实现，其息税折旧摊销前利润（EBITDA）有上行潜力 [4] - 石油供应紧张且新建钻井平台需数年时间，海上钻井公司正面临超额现金流的拐点 [4] - 投资者面临复杂权衡：Seadrill提供被收购的期权价值，Valaris权证杠杆最高但伴随稀释风险，诺布尔提供可靠股息，Transocean提供市场领导者杠杆 [4]