纪要涉及的公司 Murphy Oil (MUR) 核心观点和论据 1. **公司优势与前景** - 公司拥有陆上和海上业务，具备国际勘探开发能力，有大量页岩储备位置，到本十年末将与同规模公司形成差异化竞争[4] - 在越南有令人兴奋的勘探和评估计划，有望建立重要业务，使公司在投资方面更具吸引力[4][5] 2. **组织与战略调整** - 过去几年已参与塑造公司战略重点、目标和重点领域，目前开始看到成效，如勘探团队能力和决策流程显著改善[6][7] - 2020年进行重大成本削减，精简组织和成本结构，目前年度G&A从2019年的2.43亿美元降至1.1 - 1.07亿美元[7] 3. **资本计划与生产预期** - 2025年资本预算约12亿美元，85%用于开发，典型年份资本计划在11 - 13亿美元，油价在60美元左右可轻松覆盖股息和资本计划，若油价长期维持在55美元/桶，可能调整资本计划以保护资产负债表[10][11] - 资本计划中约10 - 15%用于勘探，其余用于维持陆上业务生产水平和美国海湾地区开发活动，预计业务实现个位数低增长，越南新产能将于2026年上线[11][12] 4. **美国海湾地区业务进展** - 2025年第一季度Mormont No. 4新开发井上线，第二季度初Samurai - three井修井完成，第二季度Khaleesi - two和Marmalard - three修井作业进行中，分别于第二、三季度首次生产，这是海上修井计划的尾声[13][14] - 2025年第三季度计划钻探两口勘探井Cello和Banjo，靠近Delta House运营设施，成功后可快速连接上线；年底在Samurai钻新井，2026年初完成；2025年进行长期设备采购，支持2026 - 2027年运营和非运营井[14][15] - St. Malo水驱项目去年基本完成并开始注水，预计2025年开始有贡献，未来贡献将增加，该项目可能已开始显现效果，San Maollow油田未出现典型的18%下降率[17][18] - 正常年份无海上修井活动，此前修井是因多口井设备问题，无共性，解决后运营费用将回到正常水平，公司总运营费用通常在10 - 12美元/BOE[20][24] - 今年购买FPSO用于Chinook和Cascade油田，为开发项目创造更好经济效益，计划2026年下半年上线一口潜在高产井，净产量可达1.5万桶/日，预计EUR在2000 - 3000万桶[27][28][31] 5. **成本情况** - 钻船日费率较去年下降15%，其他服务成本基本稳定，柴油成本随油价波动[35][36] - 管状货物成本今年较去年增长约5%，主要海底项目成本较2022年主要绿地项目增长30 - 50%[37] 6. **越南业务进展** - Lok Da Vang开发项目执行良好，有望2026年第四季度首次产油，关键里程碑包括2025年第三或第四季度安装平台夹克并开始钻井，2026年安装平台顶部和FSO[39][40][41] - 该项目2024 - 2029年净支出约3.8亿美元，2025年预算1.1亿美元，2026年约9000万美元，产量预计在2027 - 2028年达到1 - 1.5万桶/日净产量，后期逐渐下降[43][44] - Hai Su Long发现井在浅水区测试流量达1万桶/日，资源量预计在1.7 - 4.3亿桶油当量，但不确定油层填充情况，计划第三季度钻探评估井以确定油层连续性和填充情况[47][48][49] - Pink Camel发现预计储量在3000 - 6000万桶油当量，将作为井口平台与Golden Camel开发项目基础设施连接开发，越南PSC合同在区块层面有围栏政策，可从投资中回收成本[52][53][54] 7. **科特迪瓦业务计划** - 第四季度开始在科特迪瓦进行三口井钻探计划，第一口Sivet井距Kalau发现井10公里，地质相似，规模超4亿桶，潜在可达10亿桶，成本约5000 - 6000万美元[58][60] - 第二口Caracol井地质与Belane油田相似，第三口井风险较高但机会大，评估和钻探机会的未风险资源总和是公司目前海上已证实储量的五倍，成功将对公司产生重大影响[61][62][63] 其他重要但可能被忽略的内容 1. 公司勘探团队经验丰富，招聘多来自大型公司，团队成员在墨西哥湾和西非有丰富经验，为项目执行提供有力支持[67] 2. Anadarko遗留的Pond油田计划年底向政府提交开发计划，前提是达成天然气销售协议，该油田规模较小，谈判结果不确定[68][69]

业绩总结 - 截至2024年9月30日，Murphy的净收入为473.1百万美元，较2023年同期的744.7百万美元下降36.4%[132] - 截至2024年9月30日，Murphy的EBITDA为1,484.9百万美元，较2023年同期的1,923.3百万美元下降22.8%[132] - 截至2024年9月30日，Murphy的EBITDAX为1,685.3百万美元，较2023年同期的2,106.9百万美元下降20.0%[132] - 截至2024年9月30日，Murphy的自由现金流为853.4百万美元，较2023年同期的769.0百万美元增长10.9%[134] - 截至2024年9月30日，Murphy的市场资本化为4,920.8百万美元，较2023年同期的7,005.4百万美元下降29.4%[138] - 截至2024年9月30日，Murphy的企业价值为5,926.1百万美元，较2023年同期的8,250.2百万美元下降28.2%[138] 生产与储量 - 2023年公司证明储量为724百万桶油当量（MMBOE），其中美国陆上占22%，海上占24%，加拿大陆上占54%[14] - 2024年第三季度生产量为185千桶油当量每日（MBOEPD），同比增长18%[12] - 2024年第四季度的生产量预计在181,500至189,500桶油当量/天（BOEPD）之间[142] - 2024年北美陆上计划预计生产98 MBOEPD，其中25%为原油，30%为液体量[63] - 2024年第三季度总海上生产为75 MBOEPD，其中81%为原油[80] - Murphy在2023年实现了139%的总储量替代率[152] 财务与资本支出 - 2024年资本支出（CAPEX）预计为9.7亿美元，其中38%用于美国海上，33%用于加拿大陆上，13%用于陆上勘探，12%用于企业支出[60] - 2024年预计在越南的资本计划为4000万美元，预计净峰值产量为10至15 MBOEPD[87] - 2024年计划在Gulf of Mexico进行的工作总费用为4000万美元，涵盖多个作业项目[83] - 2024年预计每年平均资本支出约为11亿美元，目标是实现210-220 MBOEPD的平均年产量[117] 股票回购与债务管理 - 2024年第三季度回购股票总额为1.94亿美元，回购股份为540万股，平均回购价格为每股36.12美元[23] - 2024年迄今为止，公司回购股票总额为3亿美元，回购股份为800万股，平均回购价格为每股37.46美元[23] - 2024年迄今为止，公司已减少债务5000万美元，并计划在2024年第四季度召回7900万美元的高级票据[23] - 自2020年底以来，公司债务已减少约60%[40] - 公司计划在2024年第四季度发行6亿美元的6.000%高级票据，预计到2032年到期[25] - 公司已进入新的12亿美元无担保信贷额度，比之前的额度增加50%[26] 未来展望与战略 - 公司承诺到2030年将温室气体排放强度减少15-20%[50] - 海上项目是投资组合中回报最高的投资之一[161] - 油重资产产生可观的自由现金流[161] - 公司在FID到首油的时间上具有行业领先的记录[161] - 在国际机会中能够释放价值，这些机会可能对大型公司来说过小，但仍能创造显著价值[161] - 公司在新兴和边缘盆地建立低成本进入的战略[161] - 在Sergipe-Alagoas盆地持有9个区块的WI，覆盖超过160万英亩[176] - 在Sergipe-Alagoas盆地发现超过28亿桶油当量（BOE）[176] - 在Potiguar盆地持有3个区块的100%运营权，覆盖约775万英亩[180] - 在Potiguar盆地发现超过21亿桶油当量（BBOE）[180] - 公司在深水领域的探索和开发能力持续增强[180]

公司表现 - 公司股价在过去一个月上涨0.8%，但表现逊于标普500指数 [1] - 公司共识盈利预测在过去一个月下调38.8% [2] - 公司获得Zacks Rank 5评级(强烈卖出)，预计未来几个月回报低于平均水平 [4] 财务指标 - 公司增长得分为C，动量得分为F，价值得分为B(位列前40%) [3] - 公司综合VGM得分为C [3] 行业比较 - 同行业公司Coterra Energy过去一个月股价上涨7.4% [5] - Coterra Energy上季度营收19亿美元，同比增长32.9%，每股收益0.80美元(上年同期0.51美元) [5] - Coterra Energy当前季度预期每股收益0.55美元，同比增长48.7%，但过去30天共识预期下调9.9% [6] - Coterra Energy获得Zacks Rank 3评级(持有)，VGM得分为B [6]

行业分析 - 石油和天然气行业具有明显的周期性特征，呈现繁荣与萧条交替的波动模式 [2] - 该行业需要投资者具备耐心和长期经验积累，才能有效把握投资机会 [2] 公司研究 - 重点关注Murphy Oil等石油天然气公司的价值评估，挖掘被低估的投资标的 [1] - 研究涵盖公司资产负债表、竞争地位和发展前景等核心要素 [1] - 部分公司的深度分析仅提供给付费会员，不对外公开 [1] 分析师背景 - 分析师拥有多年石油天然气行业研究经验 [2] - 具备注册会计师(CPA)资格，并持有工商管理硕士(MA)和文学硕士(MBA)学位 [2]

财务表现 - 2025年第一季度调整后每股收益为56美分 超出市场预期的48美分16.7% 但同比下降34.1% [1] - GAAP每股收益为50美分 低于去年同期的59美分 [1] - 营业收入为6.657亿美元 略低于市场预期的6.68亿美元0.3% [2] - 经营活动产生的净现金流为3.007亿美元 低于去年同期的3.988亿美元 [6] 运营情况 - 2025年第一季度产量为157,220桶油当量/日 同比下降7.3% 低于预期的159,000-167,000桶油当量/日 [3] - 原油占比为49.9% 产量下降主要受冬季风暴影响 导致墨西哥湾两个关键井延迟投产 [3][4] - 总成本和费用为5.218亿美元 同比下降18.8% 主要由于租赁运营费用和销售及一般费用下降 [4] 资本结构 - 长期债务为14.8亿美元 较2024年底的12.7亿美元有所增加 [6] - 自2022年第三季度实施资本配置框架以来 已偿还35%的长期债务 长期债务目标为10亿美元 [5] - 现金及等价物为3.929亿美元 流动性为15亿美元 [6] 股票回购 - 2025年第一季度回购1亿美元股票 共计360万股 [5] - 截至2025年3月31日 剩余股票回购授权为5.5亿美元 流通股为1.427亿股 [5] 2025年指引 - 第二季度产量预期为177,000-185,000桶油当量/日 原油占比50% [7] - 全年产量预期为174,500-182,500桶油当量/日 原油占比50% [8] - 资本支出指引维持11.3-12.8亿美元不变 [7] - 第二季度勘探费用预期为1700万美元 [7] 同业比较 - Devon Energy 2024年第四季度每股收益1.16美元 超出预期16% 但2025年EPS预期同比下降9.96% [10] - Occidental Petroleum 2025年第一季度每股收益87美分 超出预期19.2% 但2025年EPS预期同比下降28.61% [11] - TotalEnergies 2025年第一季度每股收益1.83美元 低于预期2.65% 2025年EPS预期同比下降6.44% [12]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度收入6.36亿美元，平均实现油价为每桶72美元，天然气液价格接近每桶26美元，天然气价格为每千立方英尺2.67美元 [10] - 第一季度股东回报总计1.47亿美元，其中包括1亿美元的股票回购和4700万美元的股息 [7] - 公司计划将至少50%的调整后自由现金流用于股东回报，主要通过回购股票的方式进行，并将评估包括增加股息在内的适当股东回报分配 [8] - 公司目标是将长期债务控制在10亿美元 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰福特页岩资产 - 第一季度产量为每天2.5万桶油当量，其中液体含量为83%，在卡恩斯有一口非运营井投产 [14] - 公司在卡塔琳娜地区钻出了公司历史上最长的鹰福特页岩侧钻井，长度为13976英尺，比之前的记录增加了8% [14] 图珀蒙特尼资产 - 第一季度产量为每天4亿立方英尺，按计划投产了五口井，2025年计划的其余五口井在第二季度初投产 [15] - 公司最近钻出了公司历史上最长的两口图珀蒙特尼侧钻井，长度均超过13600英尺，最长的比之前的记录增加了近4% [16] - 采用新的完井方式，初期产量比历史表现提高了30%以上 [16] 凯博杜弗奈资产 - 第一季度产量为每天4000桶油当量，其中液体含量为71% [17] - 计划在第三季度投产四口井，并在第四季度钻探两口井，预计2026年完成 [17] 海上资产 - 第一季度总产量为每天7.1万桶油当量，其中石油含量为83% [18] - 在第一季度，美国海湾地区的新莫蒙特4井投产，武士3井的修井工作取得进展，并在第二季度初恢复生产 [18] 越南项目 - 越南的洛克纳邦或金骆驼油田开发项目正在推进，第一季度已开始建造浮式储存和卸载船 [18] - 第二季度初，平台建设达到了100万工作小时无损失工时事故的重要里程碑 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计2025年全年产量在17.45万至18.25万桶油当量之间，其中石油占比50%，由于第一季度美国海湾地区的影响，预计全年产量将接近该范围的下限 [25] - 第二季度产量预计在17.7万至18.5万桶油当量之间，目前日产量已超过18万桶油当量 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于运营卓越、多盆地投资组合扩张和向股东返还资本 [5] - 公司计划在今年下半年在美国海湾地区钻探两口运营勘探井，预计每口井的净成本为1800万美元 [21] - 公司在越南的勘探取得成功，第一季度在洛克达洪1X粉红骆驼勘探井发现了石油 [21] - 公司计划在科特迪瓦开展三口井的勘探计划，预计将在第四季度开始钻探西维特井 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为已经在运营方面取得了转机，对近期的成功感到满意 [4] - 公司对未来的发展充满信心，将继续执行计划，实现战略目标 [4] - 公司将密切关注油价环境，并根据情况调整资本计划 [32] 其他重要信息 - 公司在第一季度以1.04亿美元的净购买价格收购了先锋浮式生产储存和卸载船，并签订了一份新的五年运营协议，该交易将为公司创造巨大价值，并将每年的净运营费用降低约5000万美元 [12] - 公司在第二季度初在平台建设上实现了100万工作小时无损失工时事故的重要里程碑 [5][19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：在油价较低的环境下，公司如何考虑资本计划？ - 公司目前认为维持2025年的资本计划是合适的，但会密切关注油价环境，并根据情况进行调整 [31] - 如果油价在今年剩余时间内低于每桶55美元，公司可能会实施一些削减开支的措施，如推迟鹰福特页岩井的钻探、不完成凯博杜弗奈的四口井、推迟图珀蒙特尼和凯博杜弗奈的钻探等 [33][34] - 如果预计2026年的平均油价低于每桶55美元，公司可能会将资本支出削减20% - 40% [36] 问题：越南的新发现对LDV开发计划有何影响？ - 公司可能会在新发现的洛克达洪处设置一个井口平台，并将生产的石油通过2026年上线的洛克达洪A平台进行处理 [38] - 该项目将是一个资本高效的项目，有望更快投产 [38] 问题：Khaleesi 2和Marmalade 3修井工作的进展如何？ - 目前处于初期阶段，但进展符合预期 [43] - 预计Khaleesi 2井将在第二季度完成，Marmalade 3井将在第三季度完成 [45] 问题：公司对OCTG价格的暴露情况如何？ - 公司认为陆上井的总成本与去年相比基本持平 [46] - 2025年鹰福特的钻机费率低于2024年，管材可能在2025年下半年面临一定压力，但影响相对有限 [46] 问题：公司今年的生产情况如何？ - 公司对目前的生产情况感到满意，大部分陆上项目已经投产，预计第二季度的产量将符合预期 [54] - 第三季度产量将有所增加，第四季度可能会略有下降 [55] 问题：在油价下跌但天然气价格上涨的情况下，加拿大的天然气资源是否会更具竞争力？ - 公司目前面临图珀西处理厂的产能限制，但如果天然气价格持续上涨，公司可能会考虑增加投资，以维持工厂的高产能 [57] - 公司将密切关注加拿大天然气价格的变化，并谨慎做出决策 [60] 问题：公司在第一季度进行股票回购是否明智？ - 公司在第一季度进行股票回购是因为当时认为股价与内在价值存在较大差距 [70] - 公司将谨慎保护资产负债表，不会在承担重大债务的情况下进行股票回购 [70] 问题：BW Pioneer交易的卖方为何愿意以该价格出售？ - 卖方希望获得确定性的收益，并筹集资金用于其他业务 [73] - 公司与卖方达成了双赢的交易，卖方将继续运营该资产，并获得一定的收益 [73] 问题：Khaleesi和Marbellard修井工作的具体内容是什么？ - Khaleesi 2井是为了修复一个故障的安全阀，这是一个相对简单的修复工作 [79] - Marmalade 3井是为了对现有井进行侧钻和新的完井作业，这是一个稍微复杂的活动 [80] 问题：越南新发现与之前的发现有何关系？对之前发现的评估井设计有何影响？ - 新发现的油层与之前的海苏邦发现的油层属于同一时代的储层 [84] - 新发现的油层深度比海苏邦发现的油层更深，且能够以商业速率流动，这对海苏邦的进一步评估是一个积极的信号 [85] 问题：越南新发现与海苏邦发现的流量率如何比较？ - 流量测试通常会持续数天，最高产量期为数小时 [90] - 新发现的油层厚度约为海苏邦发现的主油层厚度的三分之一，因此预计产量会较低 [92] - 调整油层厚度后，两者的产量相似 [92] 问题：公司在科特迪瓦的勘探目标是什么？如果成功，如何规划2026年和2027年的发展？ - 公司预计西维特井的平均资源量为4.4亿桶，最高可达10亿桶；科巴斯井的资源量较高，最高可达12亿桶以上；卡拉科尔井的资源量为1.5亿 - 3.6亿桶 [95] - 这些井的成本约为每口5000万 - 6000万美元，具有较高的吸引力 [96] - 西维特井在地质上与埃尼的莫拉内1X或卡劳发现相似，卡拉科尔井与马拉内生产油田相似，这给了公司很大的信心 [97] 问题：公司是否仍会进行股票回购？ - 公司不会排除进行股票回购的可能性，但会谨慎保护资产负债表，不会过度依赖股票回购 [103] 问题：为何不将越南新发现的价值提前纳入LDV开发计划？该设施的总产能是多少？ - 公司计划在新发现处设置一个井口平台，并将生产的石油通过洛克达洪A平台进行处理，这将加速开发进程 [106] - 该设施的总产能约为每天3万桶 [107] 问题：如果油价接近每桶60美元，公司是否会坚持资本支出范围？是否会进行适度削减？ - 在油价处于每桶58 - 60美元的情况下，公司可能会实施更接近长期指导的资本计划 [111] - 公司能够轻松管理股息和资本计划，但可能不会有额外的自由现金流用于债务偿还 [112] 问题：加拿大海上业务的情况如何？第二季度的运营费用是否仍会升高？ - 第一季度产量受到影响是由于一艘油轮与港口发生碰撞，导致油轮无法使用，这是一个短期问题，与资产本身无关 [114] - 第二季度的运营费用可能会继续升高，预计在14美元左右，但在下半年将降至10 - 11美元 [115][116] 问题：公司的鹰福特项目是否是最有效的运营方式？是否可以更加均衡地分配全年的工作量？ - 公司在2024年将项目调整为全年稳定的钻井作业，并在2025年重复这一模式 [118] - 由于第四季度和第三季度后期的钻井活动较多，这些井的完井工作将推迟到2026年初进行，因此目前的节奏仍然更倾向于前三个季度 [118] 问题：公司目前签订的海上钻机合同的可用性和定价情况如何？ - 公司在科特迪瓦的钻机合同即将签订，钻机可用性较高，价格不会特别高 [120] - 公司在越南的评估项目的钻机合同也即将签订，钻机费率较低，与勘探项目相比有明显下降 [121]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度营收6.36亿美元，平均实现油价每桶72美元，天然气液价格近每桶26美元，天然气价格每千立方英尺2.67美元 [10] - 第一季度股东回报总计1.47亿美元，其中股票回购1亿美元，股息4700万美元 [6] - 自2013年以来已回购22%的流通股，同期通过回购和股息向股东返还超40亿美元现金 [7] - 截至3月31日，流动性为15亿美元，无近期债务到期 [11] - 第二季度预计产量17.7 - 18.5万桶油当量/日，资本支出3亿美元；重申2025年资本支出范围11.35 - 12.85亿美元 [22] - 全年产量预计在17.45 - 18.25万桶油当量/日，因第一季度墨西哥湾影响，预计全年产量接近区间低端 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰福特页岩资产 - 第一季度产量2.5万桶油当量/日，液体占比83%，卡恩斯有1口非运营井投产 [14] - 钻了公司历史上最长的鹰福特页岩侧钻井，长13976英尺，较之前记录增加8% [14] 图珀蒙特尼资产 - 第一季度产量3.4亿立方英尺/日，按计划投产5口井，2025年剩余5口井在第二季度初投产 [15] - 钻了公司历史上最长的两口图珀蒙特尼侧钻井，均超13600英尺，最长的较之前记录增加近4% [15] - 采用新完井方式，初期产量较历史表现提高超30% [15] 凯博杜韦奈资产 - 第一季度产量4000桶油当量/日，液体占比71%，计划第三季度投产4口井，第四季度钻2口井并于2026年完井 [16] 海上资产 - 第一季度总产量7.1万桶油当量/日，石油占比83%，墨西哥湾新莫蒙特4井投产，武士3井修井在第二季度初恢复生产 [17] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 专注运营卓越、多盆地投资组合扩张和向股东返还资本，至少50%的调整后自由现金流用于股东回报，主要通过回购 [7] - 目标长期债务10亿美元，继续执行资本分配框架核心目标 [7] - 维持专注且有意义的勘探战略，在墨西哥湾开展近场基础设施主导项目，在国际上寻求高影响增长机会 [18] - 计划今年下半年在墨西哥湾钻2口运营勘探井，预计每口净成本1800万美元 [19] - 未来两年战略不变，现有资产实现低个位数产量增长，执行高回报海上项目，维持鹰福特页岩和图珀蒙特尼产量，从越南和科特迪瓦实现有机增长 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 认为运营已好转，对近期成功感到满意，公司未来一年令人兴奋，将按战略优先事项执行计划 [4][5] - 现有业务和增长机会为公司带来长期成功，多盆地投资组合有助于实现石油加权增长和产生过剩现金流用于股东回报 [24] - 勘探将长期是公司的关键差异化因素和价值创造者 [25] 其他重要信息 - 第一季度在越南乐达洪1X或粉红骆驼勘探井发现石油，遇106英尺净油层，初步估计资源潜力3000 - 6000万桶油当量，最大流速2500桶/日 [6][20] - 收购先锋浮式生产储油卸油船，净购买价1.04亿美元，执行新五年运营协议，每年净运营成本约降低5000万美元，两年回本 [6][12] - 越南乐达邦或金骆驼油田开发项目平台建设在第二季度初实现100万工时无损失工时伤害 [5][18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：在油价处于50多美元的环境下，公司如何规划资本支出？ - 目前维持2025年资本计划，平衡投资资产、回报股东和保护资产负债表，若油价全年低于55美元/桶，可能减少支出，如不钻鹰福特页岩井、不完成凯博杜韦奈井、推迟图珀蒙特尼和凯博杜韦奈钻井、减少墨西哥湾开发井活动等，对2025年产量影响有限，对2026年影响较大；若2026年平均油价低于55美元/桶，可能将资本支出减少20% - 40% [28][29][33] 问题2：越南新发现对乐达邦（LDV）开发计划有何影响？ - 新发现规模3000 - 6000万桶，距乐达邦开发项目仅数英里，可能在新发现处设置井口平台，通过2026年上线的乐达洪A平台处理生产，预计项目资本效率高且投产快，需制定并获合作伙伴和政府批准的油田开发计划，预计本世纪末前投产 [35] 问题3：哈利西二号和果酱三号修井进展如何，剩余运营步骤和时间安排怎样？ - 目前处于初期阶段，进展顺利；运营成本从第一季度推迟到第二季度，预计下半年恢复正常运营成本，哈利西二号预计第二季度完成，果酱三号预计第三季度完成 [40][43] 问题4：公司对套管和油管（OCTG）的价格敞口如何，采购钢材的提前期及对油价成本的影响？ - 陆上油井总成本与去年持平，鹰福特钻机费率低于2024年，下半年管材有一定压力，影响约3% - 5%；加拿大陆上项目成本同比持平；海上钻井船和柴油成本降低，OCTG有轻微压力；团队在确保设备供应方面表现出色，多数设备已在国内，不受关税影响；2025年情况良好，2026年海上很多长期合同已锁定 [44][45][47] 问题5：今年生产情况及各季度增长驱动因素和实现全年产量指引的信心如何？ - 大部分陆上项目已投产，卡恩斯井和图珀蒙特尼项目表现良好，对第二季度产量指引有信心；第三季度将投产更多陆上油井，产量增加；第四季度产量可能从全年高点略有下降 [51][53] 问题6：在油价下跌但天然气价格上涨的情况下，加拿大天然气资源进一步增长的条件和基准是什么？ - 图珀西工厂产能已满，短期内增加产能有限，但如果有商品价格信号，可能投资更多油井以维持工厂高产能；图珀油井资本效率高，若天然气价格持续上涨，有机会进行短期投资，但需谨慎考虑市场宏观因素 [55][57] 问题7：第一季度自由现金流为负且进行1亿美元股票回购，董事会如何考虑股票回购，是否应加强资产负债表以把握收购机会？ - 循环信贷额度提取主要用于股票回购和第一季度资本支出，包括购买浮式生产储油卸油船；当时认为股票价格与内在价值脱节，回购合理；目前密切关注商品价格，会谨慎保护资产负债表，不太可能在承担大量债务的情况下进行回购，但如果股票价格与价值差距大，可能会抓住机会 [66][67] 问题8：BW先锋号交易为何卖方愿意以两年回本的价格出售？ - 卖方希望获得收益确定性并筹集资金解决其他业务问题，该船是其在墨西哥湾唯一运营的浮式生产储油卸油船，决定出售；公司与卖方签订运营合同，对双方是双赢交易 [69] 问题9：墨西哥湾哈利西和马尔马拉德两口井修井的具体内容及对全年产量的影响？ - 哈利西二号是修复故障安全阀，相对简单；马尔马拉德三号是对现有井进行侧钻和新完井，更复杂，预计第三季度完成；第一季度产量受非运营资产和加拿大海上资产停机影响，冬季风暴导致钻机工作效率降低，影响了莫蒙特4号和武士3号井上线时间，目前两口井活动使用相同钻机，进度受影响 [76][77][78] 问题10：越南最新发现与之前发现的关系，以及对之前发现的评估井设计有何影响？ - 最新发现规模略低于预钻预期，在一个油层发现石油，该油层与海苏邦或金海狮发现的油层年龄相同；最新发现的深度比海苏邦更深，且能以商业速率流动，对海苏邦的进一步评估有积极意义 [81][82][83] 问题11：比较越南海苏邦（HSV）和乐达洪（LDH）两口井的流量率，并说明流量持续时间？ - 流量测试时，油井会持续流动数天，测试不同产量率并进行压力恢复测试，最高产量期持续数小时；乐达洪油层厚度约为海苏邦主油层的三分之一，调整油层厚度后，两口井产量相似；海苏邦流量受设施限制为1万桶/日，乐达洪是油井实际产能 [88][89][91] 问题12：科特迪瓦三口勘探井的预期目标、成功标准及2026 - 2027年的规划？ - 塞维特井预计资源量均值4.4亿桶，最高可达10亿桶；科巴斯井预期相似，上限略高；卡拉科尔井预计1.5 - 3.6亿桶；每口井成本约5000 - 6000万美元；科特迪瓦财政条款良好，与美国相似；塞维特井地质与埃尼的莫拉内1X或卡劳发现相似，卡拉科尔井与马拉内生产油田相似，增加了勘探信心；若成功，区块内还有其他勘探机会 [92][93][94] 问题13：公司是否会继续进行股票回购？ - 不排除机会主义回购，但会谨慎保护资产负债表，不会过度进行回购 [99] 问题14：越南平台建设中，为何不将乐达洪的勘探成功纳入现有流程，以及如何看待该设施投产时的总流量率？ - 预计乐达洪将通过井口平台与乐达洪A平台连接进行开发，需要另一个平台来钻井生产；可将其纳入乐达邦开发的生产平台和浮式储油船，加速开发，预计本世纪末前投产，设施总产能约3万桶/日 [102][103] 问题15：若油价接近60美元，公司资本支出会如何调整？ - 在油价58 - 60美元/桶时，公司对目前指导的资本支出水平感到舒适，能够管理股息和资本计划，但可能没有多余自由现金流用于债务偿还；考虑到部分资本投资是中长期的，且预计后期油价会上涨，此时投资有意义 [106][107] 问题16：加拿大海上业务第一季度产量下降的原因及运营成本情况？ - 产量下降是由于油轮与港口碰撞，需寻找替代油轮运输石油，与资产本身无关，是短期问题；第二季度运营成本因修井活动仍会高于长期水平，预计为14美元左右，后两个季度降至10 - 11美元 [109][110][111] 问题17：鹰福特项目目前的运营方式是否最有效，有无更均衡的运营方式？ - 2021 - 2023年项目集中在前两个季度，2024年改为全年稳定钻井，2025年重复该模式；由于2025年末钻井要到2026年初才能完成，目前节奏仍偏向前三季度，在当前资本投入水平下，难以进一步平衡 [113] 问题18：公司为勘探和开发项目签订海上钻机合同的当前可用性和价格情况？ - 科特迪瓦项目接近签订钻机合同，钻机可用性高，参与招标的钻机超10台，价格合理；越南评估项目钻机合同接近签订，钻机费率较低，较勘探项目有所下降 [115][117]

业绩总结 - 2025年第一季度生产总量为157 MBOEPD，其中Eagle Ford Shale贡献25,400 BOEPD，Offshore贡献70,900 BOEPD，Onshore Canada贡献60,900 BOEPD[19] - 2025年第一季度总收入为636百万美元，Eagle Ford Shale贡献126百万美元，Offshore贡献419百万美元，Onshore Canada贡献91百万美元[21] - 2025年第一季度的总产量为71 MBOEPD，其中83%为原油[47] - 调整后的自由现金流为-1.08亿美元，较2024年同期的800万美元下降[99] 用户数据 - 2025年第一季度油价为每桶72.20美元，天然气液体价格为每桶25.67美元，天然气价格为每千立方英尺2.67美元[23] - 实现的价格为每千立方英尺2.38美元，相较于AECO平均1.51美元有显著提升[42] 未来展望 - 预计2025年日均产量为177至185 MBOEPD，其中48%为原油[84] - 2025年预计资本支出为12.1亿美元，主要分配在离岸美国（36%）和加拿大陆上（30%）[83] - 预计到2030年，资源开发的年度分布中，2025年占比40%[130] 新产品和新技术研发 - 公司在越南Lac Da Hong-1X（Pink Camel）勘探井发现106英尺的净油层，标志着第二次油气发现[5] - Hai Su Vang-1X（黄金海狮）发现的初步资源潜力为1.7亿至4.3亿桶油当量[72] - Côte d'Ivoire的Caracal区块的资源潜力为1.5亿至3.6亿桶油当量[77] 市场扩张和并购 - 公司收购了价值1.04亿美元的Pioneer FPSO，预计在两年内实现回报，且将每年净运营成本降低约5000万美元[28] - 在巴西Sergipe-Alagoas盆地，Murphy公司持有9个区块的工作权益，覆盖超过1.6百万英亩，发现的资源超过28亿桶油当量[148] - 在Potiguar盆地，Murphy公司持有3个区块的100%工作权益，发现的资源超过21亿桶油当量[152] 负面信息 - 调整后的自由现金流为-1.08亿美元，较2024年同期的800万美元下降[99] 其他新策略和有价值的信息 - 公司计划将长期债务目标设定为10亿美元，并将至少50%的调整后自由现金流用于股票回购和潜在的分红增加[7] - 公司在2025年第一季度向股东返还147百万美元，通过股票回购和季度分红实现[5] - 公司在2025年第一季度实现了零失时伤害，累计工作小时达到100万小时[5] - 公司在2025年第一季度的流动性约为15亿美元，保持了良好的信用评级和财务灵活性[24]

财务表现 - 公司2025年第一季度营收6亿6571万美元 同比下滑16.4% [1] - 每股收益0.56美元 低于去年同期的0.85美元 [1] - 营收较Zacks共识预期6亿6776万美元低0.31% 但每股收益超出共识预期0.48美元达16.67% [1] 运营数据 - 原油及凝析油日均产量8万4260桶 低于分析师平均预估的8万5840桶 [4] - 天然气液体日均产量8410桶 低于分析师平均预估的9160桶 [4] - 天然气日均产量4亿2423万立方英尺 略低于分析师平均预估的4亿2647万立方英尺 [4] - 总烃当量产量15万7220桶油当量/日 低于分析师预估的16万4830桶油当量/日 [4] 区域收入 - 加拿大勘探生产业务收入1亿6570万美元 超出分析师预估1亿5814万美元且同比增长21% [4] - 美国勘探生产业务收入5亿0950万美元 低于分析师预估4亿9429万美元且同比下滑22.8% [4] - 客户销售总收入6亿7273万美元 高于分析师预估6亿5343万美元但同比下滑15.4% [4] 市场表现 - 公司股价过去一个月上涨7% 同期标普500指数上涨10.6% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预示短期表现可能与大盘同步 [3]

业绩表现 - 公司季度每股收益为0.56美元，超出市场预期的0.48美元，同比增长16.67%，但低于去年同期的0.85美元 [1] - 上一季度实际每股收益为0.35美元，低于预期的0.56美元，意外偏差为-37.50% [1] - 过去四个季度中，公司两次超出每股收益预期 [2] 收入情况 - 季度收入为6.6571亿美元，低于市场预期的0.31%，同比去年7.9641亿美元下降 [2] - 过去四个季度中，公司仅一次超出收入预期 [2] 股价表现 - 公司股价年初至今下跌30.6%，同期标普500指数下跌4.7% [3] - 当前Zacks评级为3（持有），预计短期内表现与市场持平 [6] 未来预期 - 下一季度共识每股收益预期为0.45美元，收入预期为6.8406亿美元 [7] - 当前财年共识每股收益预期为2.34美元，收入预期为28.1亿美元 [7] 行业情况 - 所属行业（美国油气勘探与生产）在Zacks行业排名中处于后25% [8] - 行业排名前50%的表现优于后50%，差距超过2比1 [8] 同行公司 - Amplify Energy预计季度每股收益为0.11美元，同比增长145.8% [9] - Amplify Energy预计季度收入为7728万美元，同比增长1.3% [10]