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The market expects Murphy Oil (MUR) to deliver a year-over-year decline in earnings on lower revenues when it reports results for the quarter ended March 2024. This widely-known consensus outlook is important in assessing the company's earnings picture, but a powerful factor that might influence its near-term stock price is how the actual results compare to these estimates.The stock might move higher if these key numbers top expectations in the upcoming earnings report, which is expected to be released on M ...

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-K ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2023 OR ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission file number 1-8590 MURPHY OIL CORPORATION (Exact name of registrant as specified in its charter) (Address of principal executive offices) Delaware 71-0361522 (S ...

财务数据和关键指标变化 - 公司在第四季度实现了1.16亿美元的净收益,每股0.75美元,调整后净收益1.4亿美元,每股0.9美元 [17] - 全年实现了7.09亿美元的调整后净收益,21亿美元的调整后EBITDAX [18] - 2023年全年资本支出为10亿美元,不包括非控股权益和收购相关支出 [18] - 2023年G&A费用为公司20多年来最低 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 陆上业务第四季度产量为10万桶油当量/天,其中86%为液体 [25] - 海外业务第四季度产量为8.4万桶油当量/天,82%为原油 [26] - 加拿大海外业务第四季度产量为4000桶油当量/天 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度公司实现原油价格79美元/桶,天然气价格2.12美元/千立方英尺 [13] - 全年实现原油价格77美元/桶 [13] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司持续专注于"去杠杆、执行、勘探和回报"四大优先事项 [7] - 2023年公司完成了5亿美元的债务减免目标,自2020年底以来共减少17亿美元债务 [7] - 公司在2023年获得了8个新的勘探区块,并计划在2024年进行2口勘探井 [9][30] - 公司在2023年底达到了"Murphy 2.0"资本配置框架,目标债务水平在10-18亿美元之间 [10] - 公司宣布将季度股息提高9%至每股1.2美元,并计划在2024年进一步减少3亿美元债务以达到"Murphy 3.0"阶段 [12][32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司在安全、排放强度和财务指标方面的持续改善表示自豪 [23] - 管理层认为公司有能力维持过去十年的产量水平,并有望在2027-2028年达到210-220万桶油当量/天的产量目标 [55][57] - 管理层表示公司有望在2024-2028年间产生50-60亿美元的自由现金流,为未来的股东回报和投资提供支持 [52] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Arun Jayaram 提问** 询问公司2025-2026年的资本支出计划和越南Lac Da Vang项目的投资情况 [66] **Roger Jenkins 回答** 公司未来3年的资本支出计划将保持在约10亿美元左右,主要用于海外业务和越南Lac Da Vang项目。Lac Da Vang项目在2024年的资本支出约4000万美元,2025-2026年将翻倍左右 [67] 问题2 **Leo Mariani 提问** 询问公司近期在海湾墨西哥地区出现的一些设备故障问题 [92] **Roger Jenkins 回答** 这些问题都是偶发性的,与公司的运营管理无关。公司已经采取了相应的措施进行修复,并将在今年第一季度完成 [93] 问题3 **Neil Mehta 提问** 询问公司获得投资级评级的计划和重要性 [159] **Thomas Mireles 回答** 公司的首要目标是达到投资级标准,但不会为此做出不利于股东的决策。公司将继续保持稳健的资产负债表,维持良好的信用评级,但不会因此而限制公司的执行计划 [161]

1Q 2024 Guidance NGLs (BOPD) Total (BOEPD) US – Eagle Ford Shale 19,400 4,400 24,400 27,900 Canada – Tupper Montney – – 327,100 54,500 1Q Production Volume (BOEPD) excl. NCI 1 163,000 – 171,000 Full Year 2024 CAPEX ($MM) excl. NCI 2 $920 – $1,020 1 Excludes noncontrolling interest of MP GOM of 6,300 BOPD oil, 300 BOPD NGLs and 2,500 MCFD gas 2 Excludes noncontrolling interest of MP GOM of $22 MM 3 Excludes noncontrolling interest of MP GOM of 6,400 BOPD oil, 300 BOPD NGLs and 2,500 MCFD gas 36 www.murphyoil ...

业绩总结 - 2023年第三季度净收入为2.55亿美元，每股摊薄收益为1.63美元[11] - 调整后净收入为2.49亿美元，每股摊薄收益为1.59美元[12] - 2023年第三季度EBITDA为5.95亿美元，调整后EBITDA为5.97亿美元[11] - 2023年第三季度归属于Murphy的净收入为2.553亿美元，较2022年同期的5.284亿美元下降了52%[81] - 2023年第三季度的EBITDA为5.949亿美元，较2022年同期的9.33亿美元下降了36%[81] - 2023年第三季度的调整后EBITDA为5.971亿美元，较2022年同期的6.371亿美元下降了6%[85] - 2023年第三季度的EBITDAX为6.179亿美元，较2022年的9.425亿美元下降约34%[135] 用户数据 - 2023年第三季度总产量为202 MBOEPD，其中51%为原油，6%为天然气液体，43%为天然气[8] - 在2023年第三季度，Eagle Ford Shale地区的产量为37,800 BOEPD，收入为9900万美元，占总收入的11%[7] - 海上产量为89,100 BOEPD，收入为5.78亿美元，占总收入的64%[7] - 2023年第三季度在加拿大的产量为74,800 BOEPD[5] 未来展望 - 预计Lac Da Vang油田在2026财年开始生产，预计毛回收资源为1亿桶油当量[38] - 2023年第四季度指导预计日产量为95 MBOPD，其中51%为原油，57%为液体[58] - 2023财年指导预计日产量为185-187 MBOEPD，比之前的中位数高出3 MBOEPD[58] - 预计2023年将实现平均日产量约为195 MBOEPD，油重约为53%[68] - 2023年第四季度预计生产总量（不包括非控股权益）为181,500至189,500 BOEPD[97] - 2023年全年的生产总量（不包括非控股权益）预计为185,000至187,000 BOEPD[97] 资本支出与债务管理 - 2023年第三季度的资本支出为1.62亿美元[11] - 2023年资本支出预计在9.5亿至10.25亿美元之间，不包括收购相关费用[58] - 预计2023年将减少5亿美元的长期债务，目标是将长期债务降至10亿美元[68] - 截至2023年第三季度，总债务为16亿美元，平均固定利率为6.2%[105] - Murphy在2023年第三季度赎回了2.49亿美元的5.75%高级票据，计划在2023财年实现5亿美元的债务减少目标，目前剩余251百万美元[148] 股票回购与股东回报 - 公司在2023年第三季度回购7500万美元的普通股，平均回购价格为每股44.53美元[11] - 2023年第三季度回购了7500万美元的股票，平均价格为44.53美元[105] 资源与库存 - Eagle Ford Shale和Kaybob Duvernay的库存成本低于40美元/桶，预计有超过15年的库存[108] - Tupper Montney的库存预计超过50年，且具有低盈亏平衡率[108] - 识别的海上项目组合包括26个项目，总资源为1.25亿桶油当量，盈亏平衡成本低于35美元/桶[115] - Murphy在多个区块中持有超过775万英亩的土地权益[195] - Murphy在多个区块中发现的油气量超过21亿桶油当量(BBOE)[195]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入2.55亿美元，摊薄后每股收益1.63美元，调整后净收入2.49亿美元，摊薄后每股收益1.59美元，调整后息税折旧摊销前利润5.97亿美元，应计资本支出1.62亿美元 [32] - 第三季度回购7500万美元或170万股流通股，平均价格为每股44.53美元，董事会批准增加3亿美元股票回购授权，剩余5.25亿美元 [31] - 截至9月30日，总债务为16亿美元，公司将继续按照Murphy 2.0分配调整后的自由现金流，直至总债务达到10亿美元 [112] - 自2020年底以来，公司减少了约14亿美元债务，支付了超过3.3亿美元股息，过去一个季度购买了7500万美元股票 [79] - 维持应计资本支出指引范围在9.5亿 - 10.25亿美元，不包括4900万美元收购相关成本 [87] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰福特页岩资产 - 第三季度产量为3.8万桶油当量/天，液体含量88%，超出指引1200桶油当量/天，按计划投产7口运营井，其中4口位于卡塔琳娜，3口位于蒂尔登，计划在第四季度投产3口非运营的蒂尔登井 [33] 杜弗奈资产 - 剥离的资产产量约为1700桶油当量/天，含油量39%，交易完成后，公司在凯博杜弗奈保留了近500个未来开发位置，并通过各种优化举措维持基础产量 [34] 图珀蒙特尼资产 - 第三季度实现创纪录的季度产量4.14亿立方英尺/天，2023年计划的所有井均在上半年投产，公司最近在一份外部报告中被列为加拿大前10大天然气井中的2口和前15大天然气井中的4口 [113] 海上资产 - 第三季度产量为8.9万桶油当量/天，含油量81%，运营的开发和回接项目继续推进，德索托峡谷90号的新达尔马提亚1号井已投产，密西西比峡谷255号的马尔马拉德3号井正在钻探，预计2024年第一季度实现首次产油 [76] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度平均产量为20.2万桶油当量/天，含油量51%，产量比指引中点高出近1万桶油当量/天，主要由于陆上油井表现强劲、图珀蒙特尼特许权使用费率降低以及墨西哥湾无飓风事件 [73] - 2023年全年产量指引范围提高至18.5 - 18.7万桶油当量/天，中点增加3000桶油当量/天，该范围中油占比53%，液体占比59% [11] - 第四季度预计产量为1.815亿 - 1.895亿桶油当量/天，含油量51%，该范围包括2000桶油当量/天的计划停产，主要在陆上 [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于去杠杆、执行、勘探和回报的优先事项，在第三季度推进了Murphy 2.0资本分配框架 [30] - 董事会批准了越南15 - 1/05区块的拉克达旺油田开发项目，预计2026年实现首次产油，该油田将分阶段开发至2029年，目标是在估计的总可采资源基础上开采1亿桶油当量 [4][115] - 公司完成了加拿大部分非核心资产的剥离，部分收益用于进入科特迪瓦市场并推进拉克达旺油田开发项目 [4] - 第三季度开始在科特迪瓦的五个区块中的四个进行地震数据重新处理工作，期待推进该国的勘探机会 [10] - 公司在北美陆上多个完全划定的盆地拥有大量油井位置，支持数十年的业务活动，在海上具有竞争优势，继续为墨西哥湾长期业务分配资本，同时在国际上增加新的开发和勘探机会 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司具有长期可持续性，陆上业务有几十年的未来钻探潜力，海上有显著的勘探上行空间和低碳强度 [110] - 2023年陆上项目油井表现改善，超过50%的新井在各自区域实现了历史最高油井表现 [111] - 高油价和产量超预期使公司在第三季度实现了9亿美元的收入，不包括非控股权益 [112] - 公司处于有利地位，资本纪律和过去几年的高油价使其有望建立良好的资产负债表，自2020年底以来已减少约14亿美元债务 [119] 其他重要信息 - 2022年和2023年，有8口井的平均IP30超过1800万立方英尺/天，2口井的IP30超过2100万立方英尺/天，创公司纪录，2023年80%的井在IP30方面是公司历史上前15名的表现者 [7] - 墨西哥湾的两个运营油田今年出现机械问题，达尔马提亚2号井年初井下安全阀出现问题，内德迈耶1号井第三季度遇到机械问题，计划明年对两口井进行修井作业，预计2024年年中恢复生产 [8] - 公司正在审查科特迪瓦CI - 103区块PON发现的商业性和油田开发概念，根据协议，公司承诺在2025年底前提交可行的油田开发计划 [85] - 墨西哥湾的墨菲运营的OSO - 1号勘探井即将恢复钻探，该井目标是1.55亿 - 3.2亿桶油当量的平均至上限总资源潜力 [86] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在墨西哥湾的未来勘探前景以及是否计划参与未来租赁销售 - 公司自1950年以来一直在墨西哥湾开展业务，未来将积极参与所有租赁销售，目前正在参与其中，明年将主要参与越南的两口重要油井，这两口油井是大型前景良好、风险较低且成本较低的油井 [93] 问题2: Murphy 2.0的派息目标是按季度还是年度计算 - 公司在时间安排上不会逐季精确执行，更侧重于年度目标，这样在股价与内在价值出现脱节时具有一定灵活性，总体上会遵循框架，但可能会有差异 [95] 问题3: 第四季度资本支出的大致金额以及4900万美元收购相关成本是否已计入资产负债表 - 第四季度资本支出应低于2亿美元，公司对资本支出范围表示满意，由于非运营业务中重大项目结果存在不确定性，所以给出范围，陆上业务基本完成计划，有少量非运营鹰福特油井活动和设施支出，海上业务第四季度活动增加，包括圣马洛非运营项目的两台钻机作业、OSO井恢复钻探以及马尔马拉德3号井的持续开发工作 [127][129] 问题4: 如何平衡股票回购和债务偿还 - 公司将遵循75 - 25的分配公式，年底会更倾向于降低债务 [130] 问题5: 能否进一步描述越南的两个勘探前景 - 这两个前景此前因某些原因被搁置，随着油田开发计划的批准而重新启动，越南国家石油公司愿意与公司共同投资，这些油井风险低于墨西哥湾的大型盐下1亿美元油井，属于成本较低、风险较低的油井类型 [106][133] 问题6: 董事会是否讨论过2024年实现零净债务的可能性以及战略是否有变化 - 公司财务委员会会详细审查模型，目前正在制定预算和新计划，总体战略长期来看回报相似，根据油价情况，明年有可能进入Murphy 3.0阶段，实现50 - 50的分配 [135]

净收入情况 - 2023年第三季度公司持续经营业务净收入为2.782亿美元，较2022年同期减少2.963亿美元[102] - 截至2023年9月30日的九个月，公司持续经营业务净收入为5.847亿美元，较2022年同期减少3.353亿美元[104] - 2023年前三季度调整后持续经营业务归属于墨菲的净收入为5.685亿美元，低于2022年同期的7.075亿美元[150] - 2023年前三季度归属于墨菲的净利润为5.453亿美元，2022年同期为7.656亿美元；2023年第三季度为2.553亿美元，2022年同期为5.284亿美元[151] 产量情况 - 截至2023年9月30日的三个月，总碳氢化合物日产量为20.82万桶油当量，较2022年第三季度增长6%[103] - 截至2023年9月30日的九个月，总碳氢化合物日产量为19.2984万桶油当量，较2022年同期增长11%[105] - 2023年前三季度总产量为19.2984万桶/日，较2022年的17.326万桶/日有所增长；2023年第三季度总产量为20.82万桶/日，较2022年的19.6243万桶/日有所增长[114] - 2023年第四季度产量预计平均每天18.15 - 18.95万桶油当量（不包括非控股权益）[154] 勘探与生产收入情况 - 2023年第三季度美国勘探与生产收入为3.103亿美元，2022年同期为4.815亿美元；加拿大为1050万美元，2022年同期为4140万美元[107] - 2023年前三季度美国勘探与生产收入为7.052亿美元，2022年同期为12.259亿美元；加拿大为3490万美元，2022年同期为1.113亿美元[107] 生产收入情况 - 2023年第三季度生产收入为9.459亿美元，2022年同期为11.209亿美元；前三季度为25.42亿美元，2022年同期为31.017亿美元[108] - 2023年前三季度生产收入为25.42亿美元，较2022年的31.017亿美元减少5597万美元；2023年第三季度生产收入为9.459亿美元，较2022年的11.209亿美元减少1750万美元[116][117] 销售价格情况 - 2023年第三季度美国陆上原油和凝析油加权平均销售价格为81.19美元/桶，2022年同期为94.33美元/桶[110] - 2023年前三季度美国陆上原油和凝析油加权平均销售价格为76.40美元/桶，2022年同期为99.92美元/桶[110] - 2023年第三季度WTI平均价格为82.26美元/桶，2022年同期为91.55美元/桶；前三季度为77.39美元/桶，2022年同期为98.08美元/桶[112] - 2023 - 2024年现有远期合同的远期价格曲线显示，2023年WTI为81.02美元/桶，2024年为77.93美元/桶；2023年NYMEX为3.58美元/百万英热单位，2024年为3.61美元/百万英热单位；2023 - 2024年AECO均为2.22美元/千立方英尺[153] 其他收入与费用情况 - 2023年前三季度其他收入较2022年减少2000万美元，2023年第三季度较2022年减少1920万美元，主要因2022年第三季度出售Thunder Hawk油田获利[119] - 2023年前三季度租赁运营费用较2022年增加1.048亿美元，运输、收集和加工费用增加2310万美元；2023年第三季度租赁运营费用较2022年减少530万美元[120][121] - 2023年前三季度折旧、损耗和摊销费用较2022年增加7570万美元，2023年第三季度较2022年增加2350万美元，主要因墨西哥湾销量增加[122] - 2023年前三季度勘探费用较2022年增加8030万美元，2023年第三季度较2022年增加1690万美元，主要因墨西哥湾Chinook 7勘探井及墨西哥Cholula - 1EXP井相关成本[123][124] - 2023年前三季度其他费用较2022年减少8890万美元，2023年第三季度较2022年增加3120万美元，与或有对价调整有关[125][126] - 2023年前三季度所得税较2022年减少1.483亿美元，2023年第三季度较2022年减少5430万美元，主要因税前收入降低[127] 业务亏损情况 - 2023年前三季度公司业务亏损1.054亿美元，较2022年有利差异2.583亿美元；2023年第三季度亏损3010万美元，较2022年不利差异8750万美元，与衍生品工具收益及利息费用等有关[129][130] 流动性与资金情况 - 公司主要流动性来源为现金、持续经营活动净现金及高级无抵押循环信贷额度，流动性需求主要包括资本支出、债务到期、利息支付等[132] - 2023年前三季度持续经营活动提供净现金12.057亿美元，较2022年同期减少4.73亿美元[133][134] - 2023年前三季度投资活动所需净现金8.222亿美元，较2022年同期减少1.064亿美元[133][135] - 2023年前三季度融资活动所需净现金5.474亿美元，较2022年同期减少2.382亿美元[133][140] - 2023年前三季度总资本支出8.857亿美元，低于2022年同期的9.18亿美元[137][138] - 截至2023年9月30日，公司流动性约11亿美元，包括3.278亿美元现金及现金等价物和7.959亿美元循环信贷额度[141] - 截至2023年9月30日，美国境外持有的现金及现金等价物约1.244亿美元，主要分布在加拿大、墨西哥和英国[143] - 截至2023年9月30日，净营运资金较2022年12月31日增加2.801亿美元[144] - 截至2023年9月30日，长期债务为15.763亿美元，较2022年12月31日减少2.461亿美元[146] - 2023年墨菲股东权益增加3.452亿美元，主要由于净收入5.453亿美元，部分被现金股息和股票回购抵消[147] 调整后EBITDA情况 - 2023年前三季度调整后EBITDA为14.866亿美元，2022年同期为16.303亿美元；2023年第三季度为5.971亿美元，2022年同期为6.371亿美元[151] 资本支出预计情况 - 2023年资本支出预计在9.5 - 10.25亿美元之间（不包括非控股权益）[155] 股票回购情况 - 2023年第三季度后，公司董事会授权将股票回购计划增加3亿美元，使该计划下允许回购的总额达到6亿美元，剩余可回购金额为5.25亿美元[156] 合同管理情况 - 截至2023年10月31日，公司已签订远期固定价格交付合同管理未来油气销售价格风险，涉及加拿大天然气不同时间段和不同价格的多笔交易[157] - 截至2023年9月30日，没有衍生商品合同和衍生外汇合同[161] 影响因素情况 - 公司受全球大宗商品定价影响，2023年第三季度原油均价降低直接影响产品销售收入[152] - 公司通过专门采购部门管理投入成本以实现运营现金流[153]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入为9800万美元，摊薄后每股收益0.62美元；调整后净收入为1.24亿美元，摊薄后每股收益0.79美元，受1.16亿美元勘探费用影响 [38] - 运营产生现金4.7亿美元，调整后现金流为1.21亿美元，反映了第二季度2800万美元的或有对价支付 [61] - 董事会授权3亿美元股票回购计划，截至目前尚未执行回购 [24] - 自资本分配框架公布一年来，通过季度股息增加，每年向股东额外返还1500万美元，并偿还近5亿美元债务 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰滩页岩区（Eagle Ford Shale） - 第二季度产量为3.5万桶油当量/天，液体含量占比89% [41] - 17口运营井按计划投产，表现超预期 [64] - 8口Tilden井平均初始30天产量（IP30）为1200桶油当量/天，含油率85%，其中4口井产量比预钻预测高出100% [42] - 第三季度计划投产7口运营井和2口非运营井，部分井达到公司历史最高IP30率 [43] 图珀蒙特尼（Tupper Montney） - 第二季度产量为3.41亿立方英尺/天，投产10口井，其中7口原计划第三季度投产，提前完成 [65] 海上业务 - 第二季度海上资产总产量为8.6万桶油当量/天，含油率80%，产量比指导值高3% [85] 各个市场数据和关键指标变化 产量 - 第二季度产量为18.4万桶油当量/天，超出指导值6000桶油当量/天，石油产量为9.9万桶/天，比2022年第二季度增长10% [6] - 第三季度预计产量为18.8 - 19.6万桶油当量/天，其中石油产量为9.9万桶/天 [57] - 2023年全年产量指导提高至18 - 18.6万桶油当量/天，中点提高3500桶/天，预计含油率53%，液体含量59% [58] 价格 - 本季度石油实现价格为每桶73.54美元，天然气液（NGL）实现价格为每桶19美元，天然气实现价格为每千立方英尺1.92美元 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点为去杠杆、执行、勘探和回报，推进Murphy 2.0资本分配框架，下半年目标债务减少5亿美元，并进行股票回购 [10] - 出售加拿大非核心陆上资产，交易预计第三季度完成，获得1.5亿加元现金，将用于支持战略目标 [49] - 进入科特迪瓦开展勘探业务，签署五块勘探区块的生产分成合同，初始持有85% - 90%的工作权益 [52] - 继续推进越南Lac Da Vang油田开发计划，预计2026年实现首油 [48] - 计划第三季度晚些时候恢复墨西哥湾OSO勘探井的钻探工作 [56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营表现强劲，持续产生现金流，有能力提高股息并减少债务 [4] - 尽管面临一些运营挑战，但对实现产量增长和债务减少目标充满信心 [59] - 看好科特迪瓦和越南的勘探和开发机会，认为将为公司带来长期增长 [31] 其他重要信息 - 公司发布第五份年度可持续发展报告，包括减少排放强度、提高水回收利用率等方面的进展 [39] - 2022年温室气体、甲烷和火炬排放强度降至2013年以来最低水平，陆上资产水回收利用率达到公司历史最高 [62] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年剩余时间自由现金流计算及Murphy 2.0框架相关问题 - 公司宣布今年资本支出范围收紧，另有4500万美元的新增业务支出，包括越南油田开发和科特迪瓦新区块签约等费用，这些费用将在资本支出范围之上 [33][34] 问题2: 加拿大资产出售是否为全部非核心资产出售计划 - 公司有大量优质陆上含油资产和出色的蒙特尼区块资产，此次出售是因为价格合适且有其他发展机会，未来会根据情况出售老化非核心资产，并将资金投入到新的发展机会中，如科特迪瓦和越南项目 [19][20] 问题3: 越南项目开发计划推进步骤、首油时间及产量爬坡情况 - 项目需重新招标服务、评估经济可行性并提交董事会审批，预计2026年实现首油，目标是在越南实现日产3 - 4万桶油当量的业务规模 [48][71] 问题4: 债务偿还策略及时机选择 - 公司会综合考虑到期日、债券交易情况等因素，平衡提前赎回和按面值赎回的选择，目标是实现10亿美元的债务目标 [93][94] 问题5: 科特迪瓦勘探机会及开发计划 - 科特迪瓦的Paon发现需要达成天然气商业条款和发电相关条件，地震数据已由政府采集，将进行重新处理，公司有充足时间决定是否钻探 [99][100] 问题6: 墨西哥湾未来几个季度的生产和投资计划 - 第三季度开展Dalmatian DC 90 1井作业，随后进行Marmalard 3井作业；2024年初有Lucious非运营井投产，圣马洛注水项目预计2024年底实现注水，以支持产量稳定和增长 [102] 问题7: 股票回购计划执行时间 - 公司准备执行股票回购，认为股价被低估，财务团队正在研究多种回购方式，期待在下半年通过回购回报股东 [105] 问题8: OSO井钻探情况及2024年勘探计划 - OSO井并非重新钻探，而是使用增强设备继续钻探底部部分，预计第三季度开始，第四季度中旬完成；2024年计划在越南和墨西哥湾各钻两口井 [107][108] 问题9: 技术团队在科特迪瓦的经验及勘探团队情况 - 公司高管团队有丰富国际工作经验，技术团队在钻井和开发方面经验丰富，能够在全球范围内执行各类海洋项目 [113] 问题10: 石油增长预期从10%调整至8%的原因 - 调整是出于一定保守考虑，公司在墨西哥湾业务受飓风季节影响，且Dalmatian井存在运营问题，但其他区域表现出色，有能力弥补产量损失并恢复增长 [115][116] 问题11: 海上服务成本上升情况及成本增加在预测中的考虑 - 公司在上半年锁定了低于市场价格的钻机合同，计划活动可执行至2025年初，目前未看到超出预期的通胀，但会密切关注套管成本等因素 [140][160] 问题12: OSO井目标性质及风险评估 - OSO井是一个较大的前景项目，位于竞争激烈的区域，有新的地震数据集，是经典的盐丘构造，有多个砂层堆叠机会，风险较高但潜力大 [124][142] 问题13: 为何不完全退出杜弗奈地区 - 公司对杜弗奈地区部分资产表现满意，剩余区域经济效益良好，随着鹰滩Tier 1库存减少，杜弗奈地区将与鹰滩Tier 2和3机会竞争，有望成为公司页岩油业务的重要组成部分 [148][166] 问题14: 鹰滩井表现良好，如何考虑该地区资本分配 - 公司不会因单季度部分井的表现而改变资本分配策略，目标是在短期内维持鹰滩产量在3 - 3.5万桶油当量/天的水平，利用该资产产生的现金流实现去杠杆、执行、勘探和回报的战略目标 [169] 问题15: 债务偿还是否会提前积累现金及对机会竞争的看法 - 公司优先实现债务目标，执行方式可能因季度而异，预计第四季度会更集中偿还债务，同时会高效利用自由现金流；公司在全球勘探有一定竞争力，专注于有开发潜力的地区，避免参与高成本的勘探项目 [175][178]

业绩总结 - 2023年第二季度净收入为9800万美元，调整后净收入为1.24亿美元[20] - 2023年第二季度调整后EBITDA为4.12亿美元[38] - 2023年第二季度现金流为4.7亿美元，调整后现金流为1.21亿美元[21] - 2023年第二季度Murphy的EBITDA为373.2百万美元，较2022年同期下降45.5%[86] - 2023年第二季度调整后的EBITDAX为484.5百万美元，较2022年同期下降25.2%[108] - 2023年第二季度净收入为98.3百万美元，较2022年同期下降72%[112] - 预计2023年每股调整后净收入为0.79美元，较2022年同期下降59%[102] 生产与用户数据 - 2023年第二季度生产量为184 MBOEPD，超出油气指导范围上限4.0 MBOPD[5] - 2023年第二季度海上生产量为87 MBOEPD，80%为原油[34] - 2023年第二季度天然气日产量为341 MMCFD[42] - 预计2023年第三季度将交付7口新井，每口井平均日产量约为17 MMCFD[42] - 2023年资本和生产计划中，预计日产量为188至196 MBOEPD，油量较2022年增长8%[54] - 2023年第三季度指导预计日产量为180至186 MBOEPD，油量占比53%[69] 财务与资本支出 - 预计2023年资本支出为9.5亿至10.25亿美元，不包括收购相关费用[69] - 2023年全年的资本支出预计在950百万至1025百万美元之间[111] - 截至2023年6月30日，Murphy的流动性为11亿美元[185] - Murphy在2023年第一季度的总债务为18.2亿美元[185] 债务管理与未来展望 - 公司目标在2023年实现5亿美元的债务减少[59] - 预计到2030年温室气体排放强度减少15-20%[23] - Murphy计划在2023年底前减少500百万美元的长期债务[95] 新产品与技术研发 - Terra Nova FPSO项目预计将在2023年底恢复生产，政府将提供高达1.64亿美元的支持[136] - Murphy在2023年获得了5个勘探区块[126] - Murphy在2023年计划的离岸项目中，识别了5个项目，总资源为4500万桶油当量，breakeven成本为每桶35到50美元[178] 市场扩张与并购 - 非核心资产预计在2023年第三季度完成交易，净证明储量为5.3 MMBOE[43] - 通过非核心资产剥离获得的税前净收益为1.5亿加元[31] 负面信息 - Murphy在墨西哥的区块5中进行评估，写入了1700万美元的Cholula-1EXP井的减值[121]