Investor PresentationSeptember 2018

Forward‐Looking Statements

Statements herein that are not historical facts are forward looking statements within the meaning of thePrivate Securities Litigation Reform Act of 1995, including, without limitation, statements as to theexpectations, beliefs and future expected business, financial and operating performance and prospects ofthe Company and our joint venture with Saudi Aramco. These forward‐looking statements are based onour current expectations and are subject to numerous risks, assumptions, trends and uncertainties thatcould cause actual results to differ materially from those indicated by the forward‐looking statements.

Among the factors that could cause actual results to differ materially include: oil and natural gas pricesand the impact of the economic climate; changes in the offshore drilling market, including fluctuations insupply and demand; variable levels of drilling activity and expenditures in the energy industry; changes inday rates; ability to secure future drilling contracts; cancellation, early termination or renegotiation by ourcustomers of drilling contracts; customer credit and risk of customer bankruptcy; risks associated withfixed cost drilling operations; unplanned downtime; risks related to our joint venture with Saudi Aramco;cost overruns or delays in transportation of drilling units; cost overruns or delays in maintenance, upgrade,repairs, or other rig projects; operating hazards and equipment failure; risks of collision and damage;casualty losses and limitations on insurance coverage; weather conditions in the Company's operatingareas; increasing costs of compliance with regulations; changes in tax laws and interpretations by taxingauthorities; hostilities, terrorism, and piracy in our areas of operations that may result in loss or seizure ofassets or interruption of operations; impairments; a cyber incident which impairs our ability to conductoperations; the outcome of disputes, including tax disputes and legal proceedings; and other risksdisclosed in the Company's filings with the U.S. Securities and Exchange Commission.

Each forward‐looking statement speaks only as of the date hereof, and the Company expressly disclaimsany obligation to update or revise any forward‐looking statements, except as required by law.

2

Rowan is a leading offshore contract driller with a proven operational and safety track record

3(1) Includes the recent purchase of the Bess Brants / Earnest Dees from Petrobras(2) Excludes ARO Drilling employees

Total fleet of four drillships and 23 jack‐ups(1) deployed across the globe27

Years of experience in offshore drilling, starting in the 1940s70+

Percent of our business dedicated to offshore drilling100%

~2,300 Employees globally(2)

1923 Was the year the Rowan brothers founded the company as a contract drilling business

Seven recent first place rankings as leading offshore driller for HPHT applications per EnergyPoint Research

RDC: Listed on the New York Stock Exchange since 1975

Visible Growth Through ARO Drilling

Quality Assets          and Focus on 

Demanding Drilling

Sustainable Capital Structure

Groundbreaking partnership with Saudi Aramco

Visible earnings growth over the next 15+ years

Competitively positioned with the largest global user of jack‐up rigs

Top‐tier, well‐maintained  ultra‐deepwater drillship fleet with strong operational track‐record

Modern, high‐specification jack‐up fleet strategically positioned in key global markets

Experienced and proven workforce; strong processes focused on performance

Solid liquidity profile 

Cash‐on‐hand covers all maturities through 2023

Recently extended credit facility adds over two additional years of visible runway

Borrowing capacity of almost $1.3 billion from undrawn credit facility

Well Positioned for Market Recovery

“Break even” costs coming down creating opportunities for more offshore drilling

Jack‐up market has begun to show early signs of improvement

7th generation ultra‐deepwater (UDW) drillships expected to return to work earlier in recovery

Rowan is well positioned to navigate the current market

4

Visible Growth Through ARO Drilling

6

ARO Drilling – Key Investment Takeaways

See appendix on structure of ARO Drilling

7Please reference the ARO Appendix or Schedules 4‐6 of the Shareholder Agreement attached as Exhibit 10.38 to Rowan’s 10‐K (pages 80‐93)

ARO Drilling provides visible earnings growthfor Rowan over the next 15+ years

1 2

3 4

5 6 7

8

Rowan to realize additional value from rigs to be contributed later in 2018

See appendix on structure of ARO Drilling

J.P. Bussell Bob Keller Gilbert Rowe Hank Boswell Scooter Yeargain

Rowan rigs & assets contributed in 4Q17Rowan rigs & assets contributed in 4Q17 Rowan rigs to be contributed in 4Q18Rowan rigs to be contributed in 4Q18

Rowan has received:

~$88m in cash$270mm in Shareholder Notes(2)

Rowan has received:

~$88m in cash$270mm in Shareholder Notes(2)

Rowan expected to receive:

~$90‐100mm in cash ~$170‐180mm in Shareholder Notes(2)

Rowan expected to receive:

~$90‐100mm in cash ~$170‐180mm in Shareholder Notes(2)

(1) Includes value from $25MM of cash and undisclosed inventory value (“Working Capital”) contributed to ARO Drilling in 2017 (2) Shareholder Notes carry an interest rate of LIBOR +2% and mature in 10 years. However, ARO Drilling can repay principal sooner, 

potentially through the incurrence of 3rd party debt and eventually with cash from operations

Working Capital

Total contributed value of $665 million(1)

Rowan has indirect ownership of rigs sold to ARO through our 50% equity stake in the JV

Total contributed value of $665 million(1)

Rowan has indirect ownership of rigs sold to ARO through our 50% equity stake in the JV

9

At the beginning of 2019 ARO Drilling will operate 16 rigsand have immediate earnings power

50% Equity 50% Equity

2019 / 2020Est. $160‐$180mm

per year of EBITDA* to ARO(1)(2)

(1) Rowan estimates; (2) EBITDA is total for ARO Drilling, not Rowan's 50% pro‐rata share

* As Rowan cannot predict certain expenses that are excluded from EBITDA estimates, but whichwould be required for the presentation of projected net income, the Company does not provideprojected net income or reconciliations to GAAP in the forward‐looking financial measures forEBITDA estimates.

See appendix on structure of ARO Drilling

2019 / 2020Est. $85‐$95mm

per year of EBITDA* to Rowan(1)

The LJ‐43 is purpose designed for highly efficientoperations…and will provide an attractive return

• ARO Drilling working closely with shipyard – LJ‐43 design is highly advanced; unit price being negotiated(see table above for profitability for initial eight‐year term)

• ARO Drilling, Saudi Aramco and Rowan jointly working on newbuild and company financing strategy• Orders for first two units expected in late 2018; delivery of first unit Q2 2021

10See appendix on structure of ARO Drilling

Unit cost range($MM)

Est. Avg.rig EBITDA*per year forfirst 8 years

($MM)

$190 ~$32

$240 ~$40

* As Rowan cannot predict certain expenses that are excluded from EBITDA estimates, but which would be required for the presentation of projected net income, the Company does not provide projected net income or reconciliations to GAAP in the forward‐looking financial measures for EBITDA estimates.

Well Positioned for Market Recovery

12

Jack‐ups: Throughout the market cycles, harsh and ultra‐harshrigs provide higher levels of total utilization

* As defined by Rowan** As defined by IHS‐Petrodata and RowanSource: IHS‐Petrodata, Inc; Copyright 2018 as of August 2018

50 units

446 units

50

60

70

80

90

100

Uti

lizat

ion

(%)

Ultra Harsh* Harsh** Benign**

Worldwide Jack‐up Total Utilization by Rig Environmental Class

21 units

Rowan owns 7 Ultra Harsh and 3 Harsh Environment 

Jack‐ups

13

Jack‐ups: Similarly, high specification rigs experience superior historical levels of total utilization

Note: High Specification is defined as having 2,000,000 lb hook load and greater* As defined by IHS‐Petrodata derrick rating, with Rowan estimates** Does not include high‐spec jack‐ups owned by ARO Drilling; includes two high‐spec jack‐ups to be contributed to ARO Drilling in Q42018; does not include cold‐stacked jack‐upsSource: IHS‐Petrodata, Inc; Copyright 2018 as of August 2018

439 units

50

60

70

80

90

100

Uti

lizat

ion

(%)

2,000,000+ lb <2,000,000 lb

Worldwide Jack‐up Total Utilization by Hook Load*

78 units

Rowan owns 16 high specification jack‐ups**

14

Drillships: Latest cycle shows clear bifurcation in demand for high specification 7th generation rigs

* Excludes harsh environment

Source: IHS‐Petrodata, Inc; Copyright 2018 as of August 2018

37 units

10 units

30

40

50

60

70

80

90

100

Uti

lizat

ion

(%)

7,500'+/1,250+ tons 7,500'+/<1,250 tons <7,500'

Worldwide Drillship Total Utilization* by Water Depth / Hookload 

54 units

Of the 54 drillships rated 7,500’+/1,250+ tons, 36 are in service and equipped with 

two BOP’s

Quality Assets and Focus on Demanding Drilling

Rowan is focused on demanding drilling services

“Our mission is to be recognized by our customers as the most efficient and capable provider of demanding contract drilling services”

Rowan ranks #1 among offshore drillers for HPHT applications in seven out of the last eight EnergyPoint Research Inc. surveys

Rowan’s Demanding Drilling Achievements:

16

17

Rowan has a leading position in the differentiated harsh environment& high‐specification jack‐up markets

Number of delivered jack‐ups

Source: Rowan analysis and data supplied by IHS‐Petrodata, Inc., Copyright 2018; as of August 3, 2018; *  Excludes cold stacked rigs older than 20 years. Vintage indicates rigs greater than 20 years old. Seadrill incudes NADL and 50% ownership 

interest in SeaMex.** Approximately 50 additional high‐specification jack‐ups are currently on order or under construction. High‐specification jack‐ups are defined as jack‐ups having 2,000,000+ lb hookload capability

7

6

1

1

6

5

4

6

3

5

2

9

13

16

16

30

10

2

11

2

5

11

9

4

1

Rowan

Noble

Seadrill

Maersk

Borr

Ensco

COSL

Shelf

Ultra‐Harsh Environment Harsh Environment

Benign Environment Vintage (>20 yrs)

22

3

4

7

10

6

7

16

Other

COSL

Ensco

Borr

Noble

Seadrill

Maersk

Rowan

Number of delivered jack‐ups ** Environmental SurvivabilityEnvironmental Survivability High‐SpecificationHigh‐Specification

Ultra‐harsh rigs are more capable than harsh rig designs and significantly more capable than benign rig designs

Marketed supply

Under construction

Max Benign Water 

Depth (ft) 

Max Harsh Water 

Depth (ft)

Drilling VDL (Kips)

Approx. construction cost last up cycle ($MM)

Typical Transverse Leg Spacing 

(ft)

Example rig  designs

Benign 384 62 350 ‐ 400 N/A 7,300 – 12,000 $190 – 220 ~ 142 Super 116E, B‐Class, CJ‐46

Harsh 43 26 400 250 – 300 8,300 – 14,300 $200 – 275 ~ 155 JU‐2000E, Super A, CJ‐50

Ultra‐Harsh 19 1 400 ‐ 550 400 – 500 10,000 ‐ 16,000 $400 – 600 > 200 N‐Class, Super Gorilla, CJ‐70

Ultra‐harsh rigs are much larger, therefore: 

•Water depth capability deeper

• Cantilever reach longer & rating higher

• Survival and drilling VDL capacity (total payload) much higher

Ultra‐harsh rigs are much larger, therefore: 

•Water depth capability deeper

• Cantilever reach longer & rating higher

• Survival and drilling VDL capacity (total payload) much higher

18

Estimated Rig Value Scenarios1

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018$0

$50

$100

$150

$200

$250

$300

Utilization

Dayrate ($

000s)

Historical Dayrates and Utilization

Dayrate (Avg)

Utilization

Example Ultra Harsh Rig Analysis: Super Gorilla class rig have significant earnings potential  

(1) Implied rig value reflects Company estimated DCF under various remaining life scenarios, assuming dayrate range that approximates 10 year historical average.  Additional assumptions include utilization of 86%, operating cost of $70,000/day, 8% income tax off EBITDA and  capex of $3 million/year.

Avg Day Rate ‐ $213kAvg Utilization – 86%

100

150

200

250

300

350

400

450

150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250

Long‐term dayrate assumption ($000/day)

Rig value (in

 millions)

15 Years

20 Years

25 Years

Implied rig value1

19

Super GorillaBenign

20

1,250+ ton Load Path

Dual BOPs

7‐Ram BOP(s)

MPD‐Ready

Equipped for 12,000 ft Water 

Depth

Total Fleet

Active Heave Drawworks & Crown 

Compensation3

Active Heave Compensating Subsea Crane

Dual BOPs

7‐Ram BOP(s)

MPD‐Ready

160

Total% of Global

Fleet% of Rowan

Fleet

Best‐in‐class specifications typically exclusive to 7th Generation rigs

66

55

48

69

14

31

54

41%

34%

30%

43%

9%

19%

34%

100%

100%

100%

100%

100%

75%

100%

Number of global UDW rigs with each key feature

Percent of global UDW with each key feature

Percent Rowan UDW with each key featureRowan has the highest percentage of UDW fleet with key features required for today’s demanding market1

1. Includes data supplied by IHS-Petrodata, Inc; Copyright 2018; Rowan estimates, excludes harsh environment semi-submersibles and cold-stacked rigs that are 5th

generation or less; as of August 3, 2018. 2. 7th Generation is defined as rigs equipped with 1,250 ton or greater load paths.3. Rigs equipped with cylinder rigs are considered compliant with this feature.

7th Generation rigs2 are clearly differentiated from earlier 

generation rigs. 

Rowan’s drillships are exclusively best‐in‐class 7th Generation unitsuniquely positioned to offer the 

key features desired by the market.

Sustainable Capital Structure

• Strong balance sheet allows counter‐cyclical investment to improve return on capital• Recently extended credit facility provides two years to additional visible runway, with at 

least $955 million of borrowing capacity thru mid‐2023• Attractive debt maturity profile with significant undrawn borrowing capacity, currently at 

almost $1.3 billion from revolving credit facilities*• Cash balance of over $1.1 billion at June 30, 2018• At June 30, 2018, ~$780 million of debt retired since 4Q 2015, while issuing $500 million of 

unsecured debt not due until 2025

Our solid balance sheet and highly visible runway bolster our financial health through the cycle

$1,133$201

$624$396 $498 $395 $396

$1,266

$60 $150.7$100

$955

$0

$500

$1,000

$1,500

$2,000

$2,500

$3,000

CurrentLiquidity

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 // 2042 2043 2044

Revolver Reduction

Current Revolver Undrawn

Current Bond Debt

Current Cash Balance

*As of June 30, 2018; current availability under the facility is $1.266 billion, declining to $955 million by January 2021 and expires in May 2023. All debt is unsecured.

$2,399

USD

 Millions

7.875% 4.875% 4.750% 7.375% 5.400% 5.850%//

22

Significant earnings potential in a recovery scenario 

7th Generation Drillships

Ultra‐Harsh Environment Jack‐ups

Harsh Environment Jack‐ups(1)

Modern Benign Environment Jack‐ups

Legacy Benign Environment Jack‐ups(1)

Est. Replacement Cost($MM/rig)

Peak Dayrates at Rowan($000/day)

50% Equity Holding in & ~$440MM Shareholder Loan(2) from ARO

$500‐600

$400‐550

$180‐220

$160‐180

N/A

ESTIMATE

(1) Excludes cold‐stacked rigs(2) After contribution of two Tarzan‐class rigs in Q42018 and $90‐100 million cash distribution

$650

$385

$231

$180

$130

23

Position in Q4 2018

Visible Growth Through ARO Drilling• Groundbreaking partnership• Earnings growth over next 15+ years

Well Positioned for Market Recovery• High specification assets expected to rebound first

Quality Assets and Focus on Demanding Drilling• Best drillship fleet• High‐spec jack‐up leader

Sustainable Capital Structure• Strong balance sheet• Opportunity for counter‐cyclical investments

24

Appendix I 25

26* Excludes Cold Stacked / Out of Service units

Includes data supplied by IHS‐Petrodata, Inc; Copyright 2018 as of August 2018

Marketed Supply: 446 units

US GOM80%

15 RigsMexico49%

39 Rigs C&S Am56%

9 RigsW. Africa

93% 14 Rigs

North Sea87%

38 RigsMiddle East

78% 164 Rigs

India79%

38 Rigs

SE Asia67%

55 Rigs

Australia100% 2 Rigs

Mediterranean80%

15 Rigs

Worldwide marketed* jack‐up utilization is 75%

27

Worldwide marketed* UDW** utilization is 73%

Marketed Supply: 127 units

*Excludes Cold Stacked / Out of Service units

**UDW includes semis and drillships with a rated water depth of 7500’+

Includes data supplied by IHS‐Petrodata, Inc; Copyright 2018 as of August 2018

Far East25%

4 Rigs

W. Africa63%

30 Rigs

C&S Am72%

29 Rigs

Mexico67%

3 Rigs

USA86%

29 Rigs

Aus/NZ100% 3 Rigs

North Sea80%

10 Rigs

Mediterranean86%

7 Rigs SE Asia43%

7 Rigs

28

Rowan has a leading position in harsh environment jack‐ups

Number of delivered jack‐ups per category*

Harsh environment rigs are required to work in most areas of the recovering North Sea market

Further, in Norway and the deeper waters of the central North Sea, ultra‐harsh rigs are usually required 

Due to the superior capabilities from their larger size, about half of all harsh environment rigs are working in benign environments (displacing benign rigs):

High water depth capability

High payload capacity

Ability to move on and off location in challenging conditions

Extended cantilever reach

Capacity to incorporate advanced offline activities

Benefits of harsh environment jack‐ups

* Source: Rowan analysis and data supplied by IHS‐Petrodata, Inc., Copyright 2018; as of August 2018; Excludes cold stacked rigs older than 20 years. Vintage indicates rigs greater than 20 years old. Seadrill incudes NADL and 50% ownership interest in SeaMex.

7

6

1

1

6

5

4

6

3

5

2

9

13

16

16

30

10

2

11

2

5

11

9

4

1Maersk

Rowan

Seadrill

Noble

Borr

Ensco

COSL

Shelf

Vintage (>20 yrs)

Ultra‐Harsh Environment

Benign EnvironmentHarsh Environment

Rowan has a leading position in high‐specification jack‐ups 

1 High‐specification jack‐ups are defined as jack‐ups having 2,000,000+ lb hookload capability. Excludes cold stacked rigs older than 20 years. Vintage indicates rigs greater than 20 years old. Seadrill incudes NADL and 50% ownership interest in SeaMex. Approximately 50 additional high‐specification jack‐ups are currently on order or under construction.  Includes data supplied by IHS‐Petrodata, Inc. and Rowan, as of August 2018. 

Flexibility to address technical needs across diverse wellbore portfolios

Focus on achieving lower wellbore costs 

Comply with higher regulatory standards

Rowan specializes in rigs that have:– 2,000,000+ lb hookload 

capability– Rugged and reliable legs and 

jacking systems– Efficient, high pressure drilling 

systems

Number of delivered high‐specification jack‐ups1Customers demand higher‐specification rigs

29

22

3

4

7

10

6

7

16

Other

COSL

Ensco

Borr

Noble

Seadrill

Maersk

Rowan

Few rigs possess the specifications required for today’s demanding market requirements

1,250 ton Hookload

Dual BOPs

7‐Ram BOP(s)

MPD‐Ready

Equipped for 12,000 ft Water 

Depth

Total Fleet

Active Heave Drawworks & Crown 

Compensation

Active Heave Compensating Subsea Crane

Key Feature DescriptionToday’s deeper, more highly pressured wells require longer and heavier casing strings. Combined, these driving forces yield casing strings that exceed the capacity of 6th generation rigs (i.e., greater than 1,000 tons).   Further, running BOPs in elevated sea states can also produce hook load requirements exceeding 1,000 tons.

Between well maintenance becomes an offline activity with dual BOPs, saving several days of non‐productive time.  Further, if there is an unplanned BOP pull, the secondary BOP can be run while repairs are performed on the other in an unrushed manner. This limits downtime to several days, instead of several weeks or, in severe cases, months. 

Having a seventh ram allows the installation of an “inverted” ram at the bottom of the BOP to pressure up against when testing the other rams. This eliminates the need to run a separate pressure testing apparatus down to the BOP. For exploration wells, this dramatically reduced the non‐productive time spent testing the BOP while it is subsea. Alternatively, the seventh ram can also be configured for optimized changeover from drilling to completion operations.

Many wells require very precise pressure control that can only be achieved by the closed loop system that Managed Pressure Drilling provides.  Further, this closed loop system also provided dramatically increased safety by providing advanced “kick” detection, identifying well control issues long before they become a threat to the rig, it’s crew or the environment. Rowan rigs were designed for MPD from the beginning, with utilities and handling equipment neatly incorporated, translating into expedient installation and higher reliability than the retrofit solutions in many competitive rigs.

Several of today’s frontier drilling locations are in water depths exceeding 12,000 feet.  To access these depths in a safe and efficient manner, significant outfitting upgrades are necessary.  Many of these upgrades are difficult or prohibitively expensive to incorporate after a rig has been constructed. Rowan’s rigs are fully equipped for these extreme depths.

Active heave drawworks allows very precise high capacity control over suspended loads while the vessel heaves up and down in response to sea conditions.  This is especially critical while setting casing in the well or setting the BOP on the well head.  Having a secondary crown‐mounted compensation system allows enhanced safety during operations where the rig is “locked” to bottom such as completions, drill stem tests, and coiled tubing operations.

High capacity subsea cranes that have active heave compensation allow the offline installation of subsea architecture (e.g., subsea trees) in a very precise manner, preventing damage to critical subsea components.  Using a crane to do this frees up the drilling centers to continue progressing the construction of the well and can eliminate the cost of hiring a subsea construction vessel. 

160

66

55

48

69

14

31

54

41%

34%

30%

42%

9%

18%

34%

Number of global UDW rigs with each key feature

Percent of global UDW with each key featureTotal % of GlobalFleet

Key features freq

uently re

quire

d by customers

100%

100%

100%

100%

100%

75%

100%

% of RDCFleet

Percent Rowan UDW with each key feature

Please reference slide 17 for corresponding footnotes

30

30

31

Rowan Cost & CAPEX Estimates as of August 1, 2018

Key Metrics:FY 2017Actual

2Q 2018 Actual

3Q 2018 Projected

FY 2018 Projected

Jack-up Operational Downtime (unbillable)

1.3% 2.1% ~2% ~2%

Drillship Operational Downtime

0.0% 0.0% ~5% ~5%

Transition Services Revenue $7.4MM $9MM $9MM >$30MM

Contract Drilling Expenses (excluding rebills)

$661MM $164MM $160 ‐ $170MM(1) (2) $600 ‐ $620MM (1) (2)

SG&A $105MM $25MM Mid $20sMM $95 ‐ $100MM (2)

Depreciation $404MM $97MM $100MM $380 ‐ $390MM

Interest Expense,Net of Capitalized Interest

$156MM $39MM $39MM $157MM

Interest Income from ARO Drilling

$2.3MM $2.8MM Not Guided ~$10MM

Income Tax Expense(4)Income Tax Expense$27MM

Income Tax Benefit$4MM

Not Guided Income Tax ExpenseLow – Mid $10sMM

Capital Expenditures $101MM $42MM(3) Not Guided $190MM ‐ $200MM(3)

(1) Includes management fees that will be paid to ARO Drilling(2) Includes costs associated with transition services

(3) Excluding acquisition capex(4) Cash taxes for 2018 is expected to be in the mid-$30MM range

32

Jack-upsJack-ups

DrillshipsDrillships

• We expect broad, but modest, demand recovery in 2018 and beyond

• Harsh environment demand is expected to continue to lead the recovery 

• Dayrate improvement is expected in selective pockets, where supply/demand balance is more favorable 

• UDW drillship demand slowly improving in 2018 and is expected to continue into 2019 and beyond

• Tendering activity has risen throughout 2018; a number of opportunities with late 2018 and 2019 commencements

• As industry utilization improves, we expect UDW drillship dayrates to follow

Activity levels appear to be showing signs of improvement, although dayrates may lag until general overcapacity abates 

• We believe that improvement in Brent oil prices since late 2017 sets a positive tone for future capital spending by customers

• Break‐even economics for offshore continue to improve

• We expect additional rig attrition that will lead to further improvement in supply/demand balance

MarketMarket

Technical specifications of Super Gorillas are vastly greater than other harsh environment rigs

33Typical specifications for each rig class

Appendix II – ARO Drilling

35

The purpose of this Appendix is to summarize previously disclosed information on ARO Drilling

• November 21, 2016

• Press Release announcing 50/50 joint venture with Saudi Aramco

• 8‐K

• Q&A Document

• Investor Presentation

• February 24, 2017

• Shareholders Agreement filed with the Rowan 10‐K

• October 19, 2017

• Press Release announcing the launch of ARO Drilling

• 8‐K

36

Overview of ARO Drilling, a 50/50 offshore drilling joint venture between Rowan Companies and Saudi Aramco

• ARO Drilling (ARO) is a 50/50 joint venture between Rowan and Saudi Aramco that owns and operates jack‐up drilling rigs in the Kingdom of Saudi Arabia (KSA)

• Over the next decade, ARO expected to construct 20 newbuild rigs, supported by attractive, long term contracts from Saudi Aramco 

• ARO operates independently with a separate dedicated management team, ensuring an arm’s length relationship – both the CEO and the head of operations are from Rowan; the CFO is from Saudi Aramco

• ARO Board of Directors is comprised of three members from Rowan and three members from Saudi Aramco; the Chairman is from Saudi Aramco

• Rowan’s KSA operations were transferred to ARO.  Costs for Rowan’s existing KSA shorebase support were assumed by ARO

• ARO is treated as an equity investment for accounting purposes, with financial results recognized primarily on the equity income line

37

Intent is for ARO to be self funded with additional distributions as excess cash builds 

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

NEAR‐TERM: Cash back to Saudi Aramco / Rowan

MID‐TERM: Cash stays in ARO to support the newbuild program

LONG‐TERM: Cash distributions back to Saudi Aramco / Rowan

• Saudi Aramco and Rowan do not anticipate contributing additional capital into ARO for the newbuild program, however the program is supported by a $1.25 billion capital commitment from each shareholder, which ratchets down over time as rigs are delivered

• We expect the newbuilds to be fully financed by ARO, through ARO‐generated cash flow and external financing, supported by long term contracts at ARO

• ARO intends to keep cash on hand that is necessary for each calendar year of operations. Additional cash will be distributed equally to Saudi Aramco and Rowan

2024 2025…

Expected Cash Management

38

Overview of Value Drivers for Rowan and ARO Drilling

Contributed Rigs

Managed Rigs

Leased Rigs

Transition Services

Newbuild Rigs

A

B

C

D

E

39

Contributed Rigs: Overview of 2017 Contributions and Cash Flow

$25 MM cashGilbert Rowe Bob KellerJ.P. BussellSpare inventory/assetsShorebase Support

$25 MM cashSAR 201SAR 202Spare inventory/assetsMatching cash5 Jack‐ups

Shorebase SupportCash

50% of excess cash ($88MM received 4Q2017) 50% of excess cash

A

• In 2Q 2017, Rowan and Saudi Aramco contributed $25MM cash each to form ARO

• In 4Q 2017, Rowan transferred three jack‐ups, and Saudi Aramco transferred two jack‐ups and additional cash(1)

• ARO commenced operations on October 17, 2017

• Rowan and Saudi Aramco then received $88MM each as a cash distribution 

• ARO will make interest payments to each partner on Shareholder Loans, each with a balance equal to the partner’s total contribution(2) net of cash distributions

(1) As noted in Amendment No. 1 to the Saudi Aramco and Rowan Asset Transfer and Contribution Agreements made on October 17, 2017, and filed on Form 8‐K on October 19, 2017, the above transfers were effectuated by each of the joint venture parties making cash contributions to ARO Drilling and ARO Drilling then purchasing the applicable rigs and making a distribution of cash as applicable. 

(2) Excludes initial $25MM capital contribution

40

Contributed Rigs: Overview of 2018 Contributions and Cash Management 

Scooter YeargainHank Boswell

7 Jack‐upsShorebase

Cash

50% of excess cash

Matching Cash

A

50% of excess cash(expected to be received 

4Q 2018)

• In 4Q 2018, Rowan expects to transfer two jack‐ups and Saudi Aramco expects to transfer a matching contribution in cash(1)

• ARO will distribute the matching cash equally to Rowan and Saudi Aramco

• ARO will make interest payments to each partner on Shareholder Loans, each with a balance equal to the partner’s total contribution(2) net of cash distributions

• The total value transferred to ARO by both shareholders for 2017 and 2018 is approximately $1.34B(1) As noted in Amendment No. 1 to the Rowan Asset Transfer and Contribution Agreement made on October 17, 2017, and filed on Form 8‐K on 

October 19, 2017, the above transfers were effectuated by each of the joint venture parties making cash contributions to ARO Drilling and ARO Drilling then purchasing the applicable rigs and making a distribution of cash as applicable. 

(2) Excludes initial $25MM capital contribution

41

Contributed Rigs: Income and Cash Flow ImpactA

Revenue ‐ OPEXEBITDA

Interest Expense (from Shareholder Loans)

‐ CAPEX

Interest Income (from Shareholder Loan)

• Contributed rig results will be recorded directly on ARO’s income statement with the only impact to Rowan coming through the equity income line

• Transfer of Rowan’s KSA shorebase resulted in a reduction to Rowan’s operating costs as they are now borne by ARO

• ARO is responsible for capital expenditures

• ARO will pay interest expense on the Shareholder Loan balance.  Rowan to receive an interest payment on its Shareholder Loan and record it as interest income 

(See Note A)

Note A: Contributed rigs will impact ARO net earnings, 50% of which flow through Equity Income in Unconsolidated Subsidiaries on Rowan’s income statement 

42

Managed Rigs: Overview and Financial Impact• Excluding rigs to be contributed to ARO, Rowan’s remaining jack‐up rigs under contract with Saudi Aramco 

will be managed by ARO through the remainder of their existing contracts.  These rigs are: 

• Rowan pays ARO a customary management fee(1), which will be recognized as operating cost on Rowan’s income statement, and will be included in Rowan cost guidance

• Management fee is recorded as revenue on ARO’s income statement

• Once a managed rig rolls off contract, if not contributed, Rowan has the choice to market the rig globally. If the rig subsequently receives a contract from Saudi Aramco, it will be leased to ARO(2)

B

(1) Management fee is an undisclosed % of revenue to cover a portion of shorebase costs(2) If mutually agreed by Rowan and ARONote A: Managed rigs will impact ARO net earnings, 50% of which flow through Equity Income in Unconsolidated Subsidiaries on Rowan’s income statement 

Revenue Revenue‐ OPEX

‐ Mgmt. FeeEBITDA

‐ CAPEX

– Scooter Yeargain (until contributed in October 2018)– Hank Boswell (until contributed in October 2018)– Bob Palmer (contract end 12/31/17)– Rowan Middletown (contract end 8/31/18)

– Charles Rowan (contract end 8/31/18)– Arch Rowan (contract end 8/31/18)– Mississippi (contract end 12/18/18)

(See Note A)

43

Leased Rigs: Overview and Financial Impact

• Once a managed rig rolls off contract, if not contributed, Rowan has the choice to market the rig globally. If the rig subsequently receives a contract from Saudi Aramco, it will be leased to ARO(1)

• Dayrates for the leased rigs will be “consistent with the Pricing Mechanism, unless otherwise agreed”

• Rowan will receive a percentage of rig EBITDA (after an overhead allocation), which will be recognized as bareboat charter revenue on Rowan’s income statement 

• Five‐year special surveys are paid by Rowan 

• Rig revenue and OPEX to be recorded on ARO’s income statement

• Maintenance CAPEX paid by ARO 

C

Revenue‐ OPEX

‐ Overhead Allocation (2)EBITDA

‐ Maintenance CAPEX

Revenue (bareboat rate)

‐ Special Surveys 

(1) If mutually agreed by Rowan and ARO(2) Allocation of overhead costs for a leased rig is based on the rig’s proportion of overall revenue of rigs operated by ARONote A: Leased rigs will impact ARO net earnings, 50% of which flow through Equity Income in Unconsolidated Subsidiaries on Rowan’s income statement 

(See Note A)

44

Transition Services: Overview and Financial Impact

• ARO start‐up will initially rely heavily on Rowan’s back office support, which includes Engineering, IT, Legal, Finance, etc.

• To cover Rowan’s cost of providing these services, ARO will pay Rowan a transition services fee which is estimated to initially be $8MM per quarter

• ARO is expected to build out their support infrastructure over time and assume back office support services previously provided by Rowan. As a result, the transition services fee is expected to scale down over the next few years

• Transition Services Fee will be recognized as revenue on Rowan’s income statement and be an expense for ARO

D

Expenses (Transitional Services Fee)

Revenue 

(See Note A)

Note A: Transitional Services Fee will impact ARO net earnings, 50% of which flow through Equity Income in Unconsolidated Subsidiaries on Rowan’s income statement 

45

Newbuild Program: Overview and Financial Impact

• ARO expected to build up to 20 jack‐ups over the next decade with the earliest delivery of the first rig in 2021

• The newbuild jack‐ups will be built at the new Maritime Yard ‐ The King Salman International Complex for Maritime Industries and Services, a cornerstone project in the Saudi 2030 Vision. The Maritime Yard is a joint venture between Saudi Aramco, Bahri, Hyundai Heavy Industries and Lamprell

• Newbuild design process is in progress, which aims to develop the most safe, efficient and reliable jack‐up, fit‐for‐purpose for Saudi Aramco operations

• The initial eight‐year contract has a dayrate set by an EBITDA payback model                                                                  Dayrate = (Cost of newbuild / undisclosed days) + daily OPEX + overhead allocation + modest cost escalation

• The following eight years of guaranteed contracts have dayrates set by the Pricing Mechanism, which is a global index of similar rigs (excluding Norway and any other niche harsh environment markets) with a modest discount to market, and a floor that provides a minimum level of profitability

• Thereafter, as long as the rigs can meet the technical specifications and the operational requirements of Saudi Aramco, preference for new Saudi Aramco drilling contracts will be given to these rigs

E

Revenue‐ OPEXEBITDA

‐ CAPEX

N/A

Note A: Newbuild rigs will impact ARO net earnings, 50% of which flow through Equity Income in Unconsolidated Subsidiaries on Rowan’s income statement 

(See Note A)

46

In Summary: Rowan and ARO Financials

(1) KSA Shorebase costs previously borne by Rowan will now be paid by ARO

Revenu

e Managed Rigs Leased Rigs Bareboat Fee Transition Services Fee

Contributed Rigs Management Fee Leased Rigs Newbuilds

OPE

X

Managed Rigs Management Fee

[Interest Income on Shareholder Loan]

Contributed Rigs Leased Rigs KSA Shorebase(1)

Transition Services Fee Newbuilds Interest Expense on Shareholder Loan

50% of ARO net earnings flow through Equity Income in Unconsolidated Subsidiaries on Rowan’s income statement

CAPE

X Managed Rigs Leased Rigs Special Survey

Contributed Rigs Leased Rigs Maintenance Capex  Newbuilds