业绩总结 - 2022年第二季度净收入为3.51亿美元，调整后的净收入为3.05亿美元[19] - 2022年第二季度的EBITDA为6.853亿美元，较2021年同期的1.864亿美元增长了267%[71] - 调整后的EBITDA为6.320亿美元，较2021年同期的3.912亿美元增长了61%[76] - 2022年第二季度，Murphy的净收入为3.506亿美元，相较于2021年同期的亏损6,310万美元实现显著增长[71] - 2022年第二季度的EBITDAX为7.005亿美元，较2021年同期的1.999亿美元增长了250%[81] 用户数据 - 2022年第二季度的石油生产总量为164,000 BOEPD，其中62%为液体[14] - 2022年第二季度，Murphy的总石油当量销售量为14,884千桶，较2021年同期的15,648千桶下降了4.9%[76] - 2022年第三季度生产预计为180至188 MBOEPD，其中49%为原油，55%为液体体积[46] - 2022年全年生产预计提高至168至176 MBOEPD，52%为原油，58%为液体体积[46] 未来展望 - 预计2022年Tupper Montney的投资回收期少于6个月，生产量为275 MMCFD[31] - 墨西哥湾的增量生产预计在2022年为1.5 MBOEPD，2023年为4.1 MBOEPD[36] - 预计2023年将进行两口井的勘探计划，Oso 1的资源潜力为130至275 MMBOE[43] 新产品和新技术研发 - 2022年第三季度将进行Tulum-1EXP的钻探，预计净成本约为2300万美元，资源潜力为150至350 MMBOE[41] 市场扩张和并购 - 2022年第二季度收购了非运营Kodiak油田11%的工作权益，交易金额为4700万美元，预计投资回收期为1年[36] - 在Sergipe-Alagoas盆地，Murphy持有20%的权益，覆盖超过1.6百万英亩的区域[105] - Potiguar盆地中，Murphy持有30%的权益，覆盖约775万英亩的区域，发现超过2.1亿桶油当量[107] - Cuu Long盆地中，Murphy持有40%的权益，已提交Lac Da Vang开发计划[109] 财务状况 - 现金流为6.21亿美元，资本支出为2.66亿美元[19] - 公司在2022年6月30日的现金及现金等价物为4.32亿美元[23] - 通过赎回和招标，2022年已实现约4.42亿美元的长期债务减少[53] - 公司在2021年实现了20%的温室气体排放强度减少[17] 其他新策略 - 2022年资本支出计划维持在9亿至9.5亿美元，约80%用于墨西哥湾的主要项目[53] - 2022年计划的资本支出中，约60%将在2022年上半年完成[53]

业绩总结 - Murphy在2022年第一季度的EBITDA为6360万美元，较2021年同期的-9920万美元有所改善[74] - 2022年第一季度，Murphy的调整后EBITDA为361.3百万美元，相较于2021年同期的254.9百万美元增长了41.7%[79] - 2022年第一季度，Murphy的每桶油当量（BOE）调整后EBITDA为28.75美元，较2021年同期的18.65美元增长了54.1%[79] - 2022年第一季度，Murphy的调整后EBITDAX为408.9百万美元，相较于2021年同期的266.7百万美元增长了53.2%[84] - 2022年第一季度，Murphy的每桶油当量（BOE）调整后EBITDAX为32.54美元，较2021年同期的19.51美元增长了66.7%[84] 生产数据 - 2022年第一季度，Murphy在美国陆上生产29.7 MBOEPD，其中68%为原油，85%为液体[7] - 2022年第一季度，加拿大Tupper Montney生产242 MMCFD，Kaybob Duvernay生产8.0 MBOEPD[7] - 2022年第一季度，墨西哥湾深水区生产59.3 MBOEPD，Murphy为该地区第五大生产商[9] - 预计2022年平均日产量约为80 MBOEPD，油占比52%[60] - Murphy在2022年第二季度的生产量预期为156,000至164,000 BOEPD[88] 资本支出与债务管理 - 2022年资本支出（CAPEX）指导为9亿至9.5亿美元，约65%的支出将在2022年上半年完成[23] - 2022年，Murphy计划减少债务6亿至6.5亿美元，预计到2022年底总债务约为18亿美元[36] - Murphy的长期债务总额为2.47十亿美元，平均固定利率为6.2%[95] - Murphy在2022年计划每股派息0.175美元，较2021年第四季度增加40%[18] 新产品与市场扩张 - Murphy在墨西哥的Block 5获得了第一额外勘探期的批准，计划在2022年下半年钻探Tulum-1EXP井[39] - Murphy在巴西Sergipe-Alagoas盆地持有20%的权益，发现超过28亿桶油当量（BOE）[118] - Murphy在越南Cuu Long盆地的Lac Da Vang（LDV）开发计划已提交政府审批，持有40%的权益[124] - Murphy在Gulf of Mexico的Chinook East项目中，预计资源潜力为9000万至1.8亿桶油当量（MMBO）[120] 环境与可持续发展 - 2022年第一季度，Murphy在Kaybob Duvernay减少了约20%的排放[15] - Murphy在特拉诺瓦资产生命周期延长项目中持有18%的权益，预计将延长生产寿命约10年[115] 负面信息 - Murphy在2022年第一季度的持续运营销售的油当量为12,565千桶，较2021年同期的13,670千桶下降了8.1%[79] - Murphy在Cutthroat-1井的勘探中支出3280万美元，井已被封堵和废弃[118]

业绩总结 - Murphy Oil在2022年第一季度的总产量为141 MBOEPD，其中液体占比60%[15] - 2022年第一季度的净收入为-1.13亿美元，每股亏损0.73美元，调整后净收入为1.13亿美元，每股收益0.73美元[21] - 调整后EBITDA为3.61亿美元[19] - 2022年第一季度的现金流为3.38亿美元，调整后现金流为9300万美元[18] - 2022年第一季度的资本支出为3.01亿美元，较指导值的2.7亿美元有所上升[23] - 2022年第一季度的油价实现价格为每桶95.23美元，天然气液体价格为每桶42.12美元，天然气价格为每千立方英尺3.12美元[17] - 2022年第一季度的EBITDA（非GAAP）为6360万美元，而2021年同期为-9920万美元[79] - 2022年第一季度的调整后EBITDAX（非GAAP）为1.112亿美元，2021年同期为-8740万美元[84] - 2022年第一季度的调整后EBITDA（非GAAP）为3.613亿美元，较2021年同期的2.549亿美元增长41.6%[79] - 2022年第一季度的总油当量销售量为12565千桶，较2021年同期的13670千桶下降8.1%[84] 用户数据与市场展望 - 2022年第二季度的生产预期为156至164 MBOEPD，油占比54%[55] - 2022年预计总生产量为164至172 MBOEPD，油占比53%[55] - 2022年全年的资本支出（不包括非控股权益）预期为9亿至9.5亿美元[88] - 2022年第一季度的勘探费用为4760万美元，较2021年同期的1180万美元显著增加[74] 负面信息与财务状况 - Murphy的净收入（归属于Murphy）为-1.133亿美元，相较于2021年同期的-2.874亿美元有所改善[74] - 2022年第一季度的利息支出为3730万美元，较2021年同期的8810万美元有所减少[74] - 2022年第一季度的资产减值费用为0，2021年同期为1.713亿美元[84] - 长期债务总额为24.7亿美元，平均固定利率为6.2%[27] 新产品与技术研发 - Murphy在巴西Sergipe-Alagoas盆地持有20%的权益，涵盖超过1.6百万英亩，发现超过28亿桶油当量（BOE）[110] - 在墨西哥Salina盆地的Tulum-1EXP井，预计资源潜力在1.5亿到3.5亿桶油当量（MMBOE）[112] - Murphy在越南Cuu Long盆地持有40%的权益，正在推进Lac Da Vang（LDV）开发计划[120] 市场扩张与并购 - Murphy在墨西哥Salina盆地持有40%的权益，资源潜力在8亿到20亿桶油当量（MMBO）之间[112] - Murphy在美国墨西哥湾的113个区块中，拥有约65万英亩的总毛面积，资源潜力约为10亿桶油当量（BBOE）[116] - Murphy在Gulf of Mexico的多个资产中，Cascade和Chinook的运营权益分别为86%和86%[108] - Murphy在Gulf of Mexico的Oso 1项目中，资源潜力在1.3亿到2.75亿桶油当量（MMBOE）[116]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度公司平均日产14.1万桶油当量，液体占比60%，处于指导范围高端，实现油价超95美元/桶，NGL为42美元/桶，总收入7.64亿美元，实现价格超WTI基准 [14] - 第一季度净亏损1.13亿美元，摊薄后每股净亏损0.73美元，调整后净利润1.13亿美元，摊薄后每股调整后净利润0.73美元 [16] - 第一季度运营现金流3.38亿美元，调整后正现金流9300万美元，原油资本支出3.01亿美元，与墨西哥湾两笔收购相关的或有付款总计5500万美元 [17] - 2022年全年资本支出指导中点提高7%，新范围为9 - 9.5亿美元 [19] - 截至3月31日，现金及等价物总计4.81亿美元 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰滩页岩区 - 第一季度日产3万桶油当量，液体占比85%，超计划1000多桶/日，9口非运营井投产 [24] - 第二季度初11口井投产，效果良好，公司开展修井活动，已选定60个机会 [25][26] 图珀蒙特尼地区 - 第一季度日产2.42亿立方英尺天然气，按计划推进井的节奏，本季度10口井投产 [27] - 预计2022年全年特许权使用费影响为1100桶油当量/日，特许权使用费率约6% [28] 凯博杜韦奈地区 - 第一季度日产7000桶油当量，液体占比70%，3口井投产，产量略高于油体积类型曲线 [29] 墨西哥湾地区 - 第一季度日产5.9万桶油当量，油占比80%，约80%的2022年资本计划用于推进重大项目 [30] - 4月初提前且按预算实现国王码头浮式生产系统首油，两口井日产合计3万桶油当量，油占比约89%，FPSO正常运行时间达97% [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年第二季度产量预计为15.6 - 16.4万桶油当量/日，液体占比60%，因运营计划停机和非运营海上停机，产量范围有所降低 [37] - 预计每季度总产量平均增长10%，2022年全年产量指导维持在16.4 - 17.2万桶油当量/日，液体占比53% [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注去杠杆、执行和勘探三大战略优先事项，2022年提高债务削减目标至6 - 6.5亿美元，本周一宣布赎回2亿美元 [8] - 长期来看，若2023年油价为75美元/桶，有额外削减10亿美元债务的可能性 [9] - 公司在墨西哥5号区块获得额外勘探期，计划今年晚些时候钻探图卢姆勘探井，还与合作伙伴推进2023年在墨西哥湾钻探两口运营井的计划 [13][35] - 公司计划到2024年加速去杠杆，平均日产18.8万桶油当量，复合年增长率7%，海上产量维持在8万桶油当量/日，勘探项目是重点 [38][39] - 2025 - 2028年，预计当前投资组合平均年产量19.5万桶油当量，油占比约50%，目标获得企业投资级评级，产生的现金流用于股东回报和增值投资 [40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为在每桶85美元的WTI价格和当前年产量指导下，2022年债务削减目标可实现 [9] - 随着油价上涨，公司预计今年将产生大量过剩现金流，用于债务削减和提高股东回报 [20] - 公司在执行和财务方面表现出色，有信心实现债务削减目标，同时提高股息 [48] 其他重要信息 - 公司钻井和完井团队在2022年第一季度用天然气替代超100万加仑柴油，提高水回收率平均达20%，凯博杜韦奈业务实现20%的排放减少 [23] - 公司被大休斯顿合作组织评为2022年职场父母最佳工作场所 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 自由现金流使用优先级及股息恢复水平 - 公司首要目标是大幅去杠杆，将债务降至仅保留长期投资级票据，同时会增加股息，待去杠杆完成后，会评估更高股息和股票回购 [48] - 2021年约5% - 7%的自由现金流用于支付股息，今年为保持相同比例，股息需按年增加，上一次季度股息提高至每股0.175美元，按年计算为每股0.7美元 [49] - 公司知晓巴西国家石油公司资产包出售事宜，会评估使用优先购买权 [50] 问题2: 图珀蒙特尼地区许可证情况及对计划的影响 - 该地区两口井是公司有史以来最高产的井之一，公司与不列颠哥伦比亚省油气部保持密切联系 [52] - 预计下半年许可证审批会有进展，今年公司凭借大量许可证仍能按计划执行20口井的钻探，虽有小调整致成本略有增加，但长期计划仍可执行 [53][54] 问题3: 通胀对2023 - 2024年项目的影响及或有付款剩余负债和条款 - 2022 - 2024年三年平均资本支出可能增加约4000万美元或5% [64] - 2018年和2019年两笔收购的或有付款今年首次支付5500万美元，预计2023年3月对巴西国家石油公司交易支付9500 - 1亿美元，对LLOG交易支付约9000万美元，之后两笔交易或有付款义务将消除 [66][67][68] - 与国王码头设施或哈利西、莫尔蒙、武士油田相关的首油付款，一笔2500万美元已在4月支付，明年4月将有类似付款 [70] 问题4: 第一季度鹰滩地区天气对产量的影响 - 第一季度该地区无天气影响导致的产量缩减 [75] 问题5: 现金税预期及未来几个季度预期价格 - 因净运营亏损超25亿美元，今年可能支付少量现金税，若油价平均保持在90美元以上，预计2024年消耗完净运营亏损，目前支付的现金税主要来自加拿大且金额极小 [80] - 公司全年原油产量8.5 - 8.7万桶/日，其中35%是Mars，21%是HLS，27%是MEH，预计HLS和MEH全年价差为正1.2 - 1.5美元，Mars原预计为负2美元，但当前市场情况使价差改善，整体墨西哥湾沿岸原油价差有望转正 [81] 问题6: 国王码头设施情况及未来产能 - 该设施运行情况极佳，正常运行时间达97%，优于行业新设施10% - 15%，单井表现出色 [85] - 设施铭牌产能为8万桶/日，团队正考虑瓶颈消除措施，未来有望增加1万桶/日产能，武士油田发现额外油层令人兴奋 [86] 问题7: 勘探组合情况及巴西项目在公司中的背景 - 对巴西项目结果失望，但对该区块整体前景仍乐观，该区块有160万英亩土地，有多个高影响勘探机会与此次失利井无关 [90] - 公司将进入自行运营较小勘探前景项目阶段，明年计划在墨西哥湾钻探两口井，今年在墨西哥有一口运营井，这些项目公司可控制监管、许可、资本支出和运营，有望创造价值 [93][94] 问题8: 向投资级评级迈进的进展及与评级机构的沟通 - 公司与三大评级机构保持定期沟通，机构对公司债务削减等工作满意，随着产量增加和去杠杆计划推进，公司有望获得投资级评级升级 [97][98] 问题9: 武士开发井情况及规模 - 该井在原目标区域上方140英尺处发现优质油层，去年该区域两口开发井在下部发现三个油层而非两个 [108][109] - 今年计划侧钻武士3井，在下部和上部均发现油层，预计该油田规模将增加1 - 2口井，整体规模超8000万桶，此前批准规模为6000万桶 [110] 问题10: 股息考虑因素及获得投资级评级的好处 - 公司董事会希望将股息恢复到2012 - 2014年水平（每股1.4美元）以上，并实现持续股票回购，当前重点是去杠杆同时增加股息，使股息占自由现金流比例与2021年相当 [117][118] - 获得投资级评级可降低债务成本，有助于在2023年到期前重新谈判银行贷款安排，还能增强公司在全球项目中的财务信誉，对担保等事项有积极影响 [121][122] 问题11: 国王码头设施七口井净峰值产量及鹰滩地区情况 - 最初计划净产量约2.3 - 2.4万桶/日，目前预计七口井可达约2.8万桶/日，目前两口井投产，情况良好 [127] - 鹰滩地区11口井提前投产，表现超类型曲线，本季度还有6口井投产，第一季度卡塔琳娜地区还有更多井投产，第三季度也有更多井计划投产 [131]

业绩总结 - Murphy在2021年第四季度的日产量为33.4 MBOEPD，其中69%为原油，85%为液体[7] - 2021年第四季度，加拿大Tupper Montney和Kaybob Duvernay的日产量分别为263 MMCFD和8.1 MBOEPD[7] - 2021年第四季度，墨西哥湾深水区的日产量为61 MBOEPD，Murphy为该地区第五大生产商[8] - 截至2021年年底，Murphy的已探明储量为699 MMBOE，风险均值资源约为1 BBOE[10] - 2021年调整后EBITDA为318.9百万美元，相较于2020年的246.2百万美元增长29.4%[70] - 2021年总石油当量销售量为13,939千桶，较2020年的13,711千桶增长1.7%[70] - 2021年实现102%的总储量替代率，证明开发储量占58%[79] - 截至2021年12月31日，Murphy的现金及现金等价物为521百万美元，净债务为19亿美元[91] 未来展望 - 2022年第一季度的生产预期为136至142 MBOEPD，预计全年生产为164至172 MBOEPD[27] - 2022年预计日均产量为73 MBOEPD，油重约占80%，较2021年增长约6%[35] - 预计到2024年，长期债务将减少至约14亿美元[51] - 2022年计划减少长期债务3亿美元[53] 资本支出与投资 - 2022年资本支出计划为840至890百万美元，约60%的支出将在2022年上半年进行[24] - 2022年离岸资本预算为4.05亿美元，其中2.65亿美元用于墨西哥湾的重大项目[35] - 2022年计划支出约6.5亿美元用于资本支出[51] - 2021年资本支出为171百万美元[97] 新产品与技术研发 - 2022年计划在巴西Sergipe-Alagoas盆地的Cutthroat-1井钻探，预计净成本约为2750万美元，资源潜力在5亿至10.5亿桶之间[45] - 2022年在墨西哥Salina盆地的Tulum 1-EXP井预计资源潜力在8亿至20亿桶之间[48] - Terra Nova资产生命周期延长项目预计将延长生产寿命约10年[112] 市场扩张与并购 - 公司在墨西哥湾拥有126个海上区块，覆盖约725,000英亩，具备约1 BBOE的总资源潜力[130] - 巴西Potiguar盆地的资产中，Murphy持有30%的权益，覆盖约775百万英亩的区块[132] - 在越南Cuu Long盆地，Murphy持有40%的权益，已获得Lac Da Vang（LDV）开发区的批准[134] 负面信息 - 2021年，Murphy的管理费用为122百万美元，较2020年减少13%[22] - 2021年，Murphy成功减少总债务530百万美元，达到自2020年底以来的17%[22] - 2021年完井成本平均为470万美元，较2018年的630万美元下降约40%[97]

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司总债务减少17%，即5.3亿美元，目标到2024年底减少14亿美元 [8][11][24] - 2021年公司实现102%的储量替代率，总探明储量为6.99亿桶油当量，与2020年底的6.97亿桶基本持平 [12][17] - 2021年公司实现创纪录的低G&A费用1.22亿美元，较2020年下降13%；LOE为每桶8.65美元，较上一年减少5% [12] - 2021年第四季度，公司报告净收入1.68亿美元，摊薄后每股净收入1.08美元；调整后净收入6200万美元，摊薄后每股调整后净收入0.40美元 [20][21] - 2021年全年，公司报告净亏损7400万美元，摊薄后每股净亏损0.48美元；调整后净收入2亿美元，摊薄后每股调整后净收入1.29美元 [22][23] - 2021年第四季度，公司经营活动现金流量为3.31亿美元，调整后现金流为2.25亿美元 [21] - 2021年全年，公司经营活动现金流量超过14亿美元，调整后现金流为7.34亿美元 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰滩页岩业务 - 2021年第四季度，公司在鹰滩页岩地区投产4口井，日产量为3.3万桶油当量，其中石油占比69%，液体占比85% [30] - 2021年全年，公司在鹰滩页岩地区日产量略高于3.6万桶油当量，液体占比87%，投产23口运营井和45口非运营井 [30] - 2021年第四季度，公司鹰滩页岩地区的基础递减率仅为1.5%，2021年全年，2021年前的井递减率仅为21% [31] - 公司在鹰滩页岩地区的平均井成本从2018年的630万美元降至470万美元，完井成本较2018年下降40% [31] 图珀蒙特尼业务 - 2021年第四季度，公司在图珀蒙特尼地区的日产量为2.63亿立方英尺，全年产量为2.59亿立方英尺 [35] - 2021年公司在图珀蒙特尼地区投产的井实现了创纪录的高IP30率，IP率比前三年高出50%以上，自2013年以来的复合年增长率为19% [35][36] 墨西哥湾业务 - 2021年第四季度，公司墨西哥湾地区的油井日产量为6.1万桶油当量，全年日产量为6.6万桶油当量，全年平均石油占比79%，液体占比85% [36] - 2021年公司墨西哥湾地区的全年产量仅比原预测低700桶油当量，飓风艾达的影响被高于计划的油井表现所抵消 [37] 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 - 公司在2021年初制定了聚焦的三层战略，包括去杠杆、运营和勘探 [7] - 公司计划在2022年继续去杠杆，目标是到2024年底将债务降至14亿美元，在当前油价下，该目标可能至少提前12个月实现 [25][58] - 公司计划在2022年将约40%的运营现金流再投资，以实现到2024年平均日产量18.8万桶油当量，复合年增长率为7%，其中海上产量保持在8万桶油当量 [59] - 公司的勘探计划仍然是重点，目标是在2022年钻探巴西的Cutthroat井、墨西哥近海的Tulum井和文莱的一口非运营井 [56][57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2021年取得了显著进展，实现了去杠杆目标，降低了成本，提高了储量替代率，并在可持续发展方面取得了优异成绩 [11][12][13] - 公司对2022年的前景感到乐观，预计产量将逐季增加，第四季度的石油产量将达到三年多来的最高水平 [48] - 公司将继续专注于去杠杆、提高运营效率、降低成本和减少排放，以实现长期可持续发展 [62][63][64] 其他重要信息 - 公司宣布将股息提高20%，以回报股东 [6][43] - 公司在2021年实现了创纪录的低碳排放强度，并有望在2030年之前将碳排放强度降低15% - 20% [27] - 公司在2021年实现了零IOGP泄漏，并保持了较低的可记录事故率 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请提供更新后的三年展望的更多细节，以及未来几年增长的驱动因素和多余自由现金流的分配计划 - 公司在墨西哥湾的项目将在今年第二季度按计划投产，圣马洛注水项目也将增加产量 公司将努力保持鹰滩页岩地区的产量稳定，以产生大量自由现金流 公司的首要目标是将股息恢复到疫情前的水平，并与去杠杆目标相匹配，之后将继续提高股息 如果油价持续高位，公司可能会考虑股票回购 [70][71] 问题2: 请更新不列颠哥伦比亚省图珀蒙特尼地区的监管情况和公司的许可证状况 - 公司与不列颠哥伦比亚省的高级官员和石油天然气委员会保持密切联系，相信能够按计划执行图珀蒙特尼的扩张计划 公司持有85%的井许可证，如果出现延误，公司可以放慢项目进度，但仍能在产量指导范围内 许可证延误对公司的自由现金流和债务减少目标的影响极小 [74][75] 问题3: 请提供国王码头项目的最新情况，包括井作业和海底建设，以及关键日期或事件 - 公司正在进行国王码头项目的各项工作，包括安装系泊系统、连接立管、完成井的钻探和安装出口管道等 第一口井即将完成，后续将陆续投产更多井，井的数量越多，产量越高 [80] 问题4: 第四季度投产的鹰滩页岩下部油井表现强劲，是有特殊操作还是偶然情况 - 公司的鹰滩页岩项目团队通过优化着陆区、改进钻井方式和完井设计等措施，提高了完井效率和成本效益，从而取得了良好的效果 [83] 问题5: 请讨论公司如何分配大量自由现金流，以及是否考虑股票回购 - 公司历史上一直是股息支付者，将继续提高股息，并与去杠杆目标相匹配 在实现股息目标后，如果油价持续高位，公司可能会考虑股票回购 [88][89] 问题6: 鹰滩页岩地区的产量是否会继续稳定增长，或者随着海上油井的投产而有意降低产量 - 公司的目标是保持鹰滩页岩地区的产量在较低的3万桶/日水平，并确保资本投入的稳定性，以产生稳定的自由现金流 公司将努力提高蒙特尼地区的产量，并让海上业务继续良好运营，同时进行勘探工作 [90][91][92] 问题7: 新闻稿和演示文稿中第一季度产量指导不一致的原因是什么 - 正确的第一季度产量指导为13.6 - 14.2万桶油当量，新闻稿可能存在错误 [97][104] 问题8: 美国的现金税在未来两三年内将如何发展，以及公司为何维持大规模的套期保值计划 - 由于公司有大量的净运营亏损结转，预计在未来四到五年内不会在美国支付现金税 公司的套期保值计划主要是为了保护在墨西哥湾的重大资产收购和无担保循环信贷协议的契约，目前公司的成本结构和执行情况良好，不打算增加额外的套期保值 [105][106][109] 问题9: 2021 - 2024年的资本支出展望是否仍然有效 - 未来几年的平均资本支出为6.5亿美元，较之前略有增加 [110][111] 问题10: 请分享对Cutthroat钻井项目的看法和成功的信心区间 - 公司认为Cutthroat井的成功概率略高于三分之一，该井规模大，具有良好的勘探机会 [117] 问题11: 请谈谈页岩行业的生产力处于什么阶段，以及成本通胀对行业增长前景的影响 - 公司认为页岩行业应注重纪律性，保持产量稳定，以产生更多的自由现金流 公司通过生产工程努力提高了基础产量，降低了递减率，并通过技术创新和成本控制来应对通胀 公司目标是将北美地区的钻井完井成本控制在500万美元以内 [118][119] 问题12: 墨西哥湾的七口井对公司的总净效益预计是多少，以及石油占比 - 每口井的净效益平均约为3000 - 4000桶油当量/日，石油占比约为82% [124] 问题13: 图珀蒙特尼资产在2022年的产量预测是多少，以及产量增长的情况 - 2022年图珀蒙特尼的全年产量预计为5.57万桶油当量/日 公司计划在2022年投产20口新井，以抵消基础递减并增加产量 产量增长将主要发生在第二季度和第三季度 [126][129] 问题14: 2023年和2024年的资本支出预计是多少，是否有重大差异 - 2023年的资本支出预计在6亿美元左右，2024年将略低，因为国王码头和圣马洛项目将全面投产 [130][131]

业绩总结 - 2021年第四季度净收入为1.68亿美元，每股摊薄收益为1.08美元[28] - 2021年全年净亏损为7400万美元，每股摊薄亏损为0.48美元[29] - 2021年第四季度调整后净收入为6200万美元，每股摊薄收益为0.40美元[29] - 2021年全年调整后净收入为2亿美元，每股摊薄收益为1.29美元[29] - 2021年第四季度EBITDA为4.406亿美元，较2020年同期的3530万美元大幅增长[93] - 2021年第四季度的调整后EBITDAX为3.381亿美元，较2020年同期的2.710亿美元有所上升[103] - 2021年第四季度销售的油当量为13939千桶，较2020年同期的13711千桶略有增加[103] 用户数据 - 2021年第四季度石油生产为150,000 BOEPD，液体占比60%[15] - 2021年全年石油生产为158,000 BOEPD，液体占比62%[21] - 2021年Eagle Ford Shale的日均产量为36 MBOEPD，其中72%为原油，87%为液体[41] - 2021年Tupper Montney的日均产量为259 MMCFD，100%为天然气[49] - 2021年Gulf of Mexico的日均产量为66 MBOEPD，其中79%为原油，85%为液体[53] 未来展望 - 2022年预计生产量为164至172 MBOEPD，其中52%为原油，57%为液体[67] - 预计2022年平均生产量为80 MBOEPD，2023年目标为188 MBOEPD，年复合增长率约为7%[81] - 2022年第一季度生产总量（不包括非控股权益）预计在136,000至142,000 BOEPD之间[107] - 2022年全年生产总量（不包括非控股权益）预计在164,000至172,000 BOEPD之间[107] 新产品和新技术研发 - 2022年计划目标为减少长期债务300百万美元，预计到2024年年底将长期债务降至约14亿美元[83] - 2022年计划在巴西的Cutthroat-1井进行非运营钻探，Murphy持有20%的工作权益[76] - 2022年计划在墨西哥Salina Basin的Tulum 1-EXP井进行钻探，Murphy为运营方，持有40%的工作权益[76] - 预计2022年将继续实现钻探和完井成本效率，降低排放强度[83] 市场扩张和并购 - 2022年资本支出指导范围为8.4亿至8.9亿美元，约60%的支出将在2022年上半年进行[64] - 2022年Onshore资本预算为3.6亿美元，预计在线35口井，年产量约为95 MBOEPD[72] - 2022年Offshore资本预算为4.05亿美元，主要用于墨西哥湾的重大项目[74] - 墨西哥湾的总资源潜力约为1 BBOE[131] 负面信息 - 2021年全年净亏损为7400万美元，每股摊薄亏损为0.48美元[29] - 2021年总债务减少530百万美元，约17%[10] - 2021年末现金及现金等价物为5.21亿美元，净债务为19亿美元[34]

业绩总结 - 2021年第三季度净收入为1.08亿美元，相较于2020年同期的净亏损2.436亿美元实现了显著改善[74] - 2021年第三季度的调整后EBITDA为2.88亿美元，较2020年同期的2.494亿美元增长了15.3%[79] - 2021年第三季度的EBITDAX为3.995亿美元，相较于2020年同期的负2,920万美元大幅上升[84] 生产与销售数据 - 2021年第三季度的总生产量为155 MBOEPD，其中液体占比59%[16] - 2021年第三季度实现的油价为每桶68.88美元，天然气液体价格为每桶33.19美元，天然气价格为每千立方英尺2.77美元[15] - 2021年第三季度，Murphy的总石油当量销售量为14,219千桶，较2020年同期的14,166千桶略有增加[84] 资本支出与债务管理 - 2021年第三季度的资本支出为1.03亿美元，低于指导的1.6亿美元[23] - 2021年全年资本支出指导中点下调20百万美元至6.8亿美元[10] - 2021年第三季度的长期债务减少目标为3亿美元，全年减少总债务约17%[9] 未来展望 - Murphy计划在2021年至2024年期间每年平均资本支出约为6亿美元，预计年均生产复合增长率为6%[60] - 预计到2024年，Murphy的长期债务将减少至约14亿美元，2021年将实现约3亿美元的债务减少[63] - 2021年第四季度的生产指导量预计在145,500至153,500 BOEPD之间[88] 新产品与技术研发 - Murphy在Catarina地区上线了4口井，包含2口上层Eagle Ford Shale（EFS）、1口下层EFS和1口Austin Chalk[35] - 最近Murphy的Catarina井在6个月内实现了约60%的超出类型曲线的回报[35] - Tupper Montney在2021年实现292 MMCFD的天然气产量，较2017-2019年平均水平提高超过50%[37] 市场扩张与并购 - Murphy在墨西哥湾的126个区块中拥有约725,000英亩的总毛面积，资源潜力约为1 BBOE[50] - Murphy在2021年计划在巴西进行非运营井的钻探[64] - 在Eagle Ford Shale区域，公司拥有123,237净英亩土地，剩余井位为1,416个[99] 负面信息 - 由于飓风艾达的影响，2021年生产量减少了4.4 MBOEPD[25] - 由于COVID-19相关延误，Murphy正在寻求Block 15-2/17的勘探期延长[130]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入为1.08亿美元，摊薄后每股净收入为0.70美元；调整后净收入为3700万美元，摊薄后每股净收入为0.24美元 [15] - 第三季度运营现金流总计4.05亿美元，调整后现金流为2.86亿美元 [15] - 2021年已实现长期债务减少3亿美元，全年总债务减少5.3亿美元，降幅17% [7][8] - 2021年资本预算中点降低2000万美元，降至6.8亿美元，范围收紧至6.75 - 6.85亿美元 [9][16] 各条业务线数据和关键指标变化 北美陆上业务 - 2021年陆上钻探和完井活动接近完成，第四季度计划在伊格尔福特页岩区投产4口运营井 [21] - 伊格尔福特页岩区本季度产量为3.7万桶油当量/天，其中石油占7%，液体占86%；2021年总资本支出将维持在1.7亿美元；该业务区油井约9个月实现回报 [22] - 卡塔琳娜地区本季度将有4口伊格尔福特页岩油井投产，今年成果显著，油井6个月实现回报；计划在第四季度进行奥斯汀白垩层测试，为未来开发降低约110个奥斯汀白垩层位置的风险 [23] - 图珀蒙特尼地区日产气量为2.92亿立方英尺；2021年油井初始产量（IP）30天速率创公司纪录，比过去三年高出50%以上，自2013年以来IP速率复合年增长率为19% [24] 海上业务 - 墨西哥湾项目持续推进，Khaleesi/Mormont Samurai项目正在钻最后一口井，预计明年上半年实现首油 [25] - 非运营的圣马洛注水项目随着多相泵的安装继续推进 [26] - 国王码头浮式生产系统本季度成功从韩国运输至得克萨斯海岸，预计明年上半年实现首油 [27] - 合作伙伴就Terra Nova资产延寿项目达成协议，政府将提供高达1.64亿美元的特许权使用费和财政支持，墨菲未来净投资仅6000万美元；FPSO已运往西班牙干船坞，预计2022年第四季度投产 [29] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度实现价格上涨，平均每桶略高于68美元；天然气平均每千立方英尺2.77美元；天然气液体平均每桶33美元 [11] - 第四季度预计产量为14.55 - 15.35万桶油当量/天，石油产量中点为8.1万桶/天；2021年全年产量预计为15.65 - 15.85万桶油当量/天，石油产量中点为8.7万桶/天，较原指导增加6%，占全年总产量的55% [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期战略保持不变，继续推进去杠杆、执行和勘探三大优先事项；目标是2021 - 2024年平均资本支出6亿美元，产量复合年增长率6%；到2024年长期石油占比约50%，海上日均产量7.5万桶油当量，以支持大量自由现金流的产生 [32] - 公司计划保持低产量复合年增长率和资本纪律，即使在油价上涨时期也不改变策略，以便更快偿还债务并向股东返还回报 [32] - 公司专注于海上并购，根据特定回报率、资产储备和现金流等因素进行分析，而不仅仅是作为买家或卖家 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 飓风艾达对墨西哥湾地区行业造成重大影响，但公司迅速安全地重新部署人员，设施受损最小；公司拥有长期临时海岸基地协议，能够比大多数同行更快地恢复运营 [11][12] - 公司对未来勘探前景感到兴奋，本季度将在巴西开钻Cutthroat勘探井，并与合作伙伴推进2022年勘探钻井计划 [10][31] - 公司认为即使在当前油价较高的情况下，保持资本纪律和低产量增长策略有助于更快偿还债务并向股东返还回报，长期战略不变 [32] 其他重要信息 - 公司在第三季度完成了非运营的Silverback勘探井的钻探，该井已封堵废弃，公司已全额计入费用，并将继续评估工作权益区块的结果 [10] - 公司计划在11月18日进行墨西哥湾的租赁拍卖，且特许权使用费率等事项无变化 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Cutthroat勘探井的潜在时间及本季度其他值得关注的勘探井 - 公司希望本月开钻Cutthroat井；明年计划在墨西哥和墨西哥湾各钻一口井，且均由公司运营 [40] 问题2: 近期在注水项目上是否有其他计划 - 注水项目历史上多在国际项目中，墨西哥湾并不常见；公司正在评估与圣马洛相关的达尔马提亚项目 [42] 问题3: 当公司能够加速现金返还时，在固定股息、可变股息和股票回购之间应如何看待，以及发生的条件 - 公司希望先降低债务，目标是到2023年底将债务减半；增加股息对公司来说成本不高，公司更倾向于恢复股息支付，可变股息也可能纳入考虑 [44][47] 问题4: 随着资产负债表改善，未来是否会大幅减少套期保值头寸 - 公司不会对超过约4.5万桶/天的石油进行套期保值；目前采用领口期权结构进行套期保值，为2022年剩余时间设定了约62美元的底价和近75美元的平均上限，以提供下行保护并支持债务偿还计划 [49][51] 问题5: 从并购角度看，公司认为市场是买方市场还是卖方市场 - 公司在并购方面非常活跃，过去8年完成了约80亿美元的交易；公司专注于海上并购，根据特定回报率和资产储备等因素进行分析，而不仅仅是作为买家或卖家 [53] 问题6: 国王码头项目启动的关键里程碑、主要活动和重点工作 - 关键工作包括将设施拖至海上、系泊、铺设管道以及完成油井钻探；公司希望在首油前尽可能多地完成油井，以最大化产量 [56][57] 问题7: 关于巴西国家石油公司出售其在合资企业中剩余20%权益的过程及公司是否有优先购买权 - 公司有优先购买权，将对该交易进行分析；公司熟悉相关资产，认为自己具有优势，将参与交易并继续推进 [59] 问题8: Silverback井是否发现了碳氢化合物，以及从中获得了哪些信息 - 该井发现了一些碳氢化合物，目前正在评估并与公司的区块相关联；由于与合作伙伴的披露限制，公司不便透露更多信息 [61] 问题9: 2021 - 2024年的资本支出计划是否仍然适用，以及通胀对该计划的影响 - 明年资本支出将因国王码头项目而增加；今年市场供应紧张但未对公司造成影响，明年部分类别价格有涨有跌，公司认为仍可保持每口陆上油井约550万美元的钻探成本；长期计划中已考虑约3%的适度通胀 [63][67] 问题10: 从勘探角度看，如何评价墨西哥市场，考虑到当地政治和监管制度的变化 - 公司认为墨西哥市场的勘探潜力并未改变，能够获得所需的许可和批准；欧洲大型石油公司在相关区域取得了一些成功，公司作为运营商对此感到放心 [69]

业绩总结 - Murphy Oil在2021年第二季度的石油生产达到100 MBOPD，超出指导值5%[9] - 2021年第二季度，Murphy Oil的总生产量为171 MBOEPD，液体占比64%[16] - 2021年第二季度，Murphy Oil的净收入为-6300万美元，调整后的净收入为9100万美元[19] - 2021年第二季度，Murphy Oil的调整后EBITDA为3.91亿美元[21] - 2021年第二季度，Murphy Oil的现金流来自持续运营的净现金为4.49亿美元[21] - 2021年第二季度，Murphy公司的EBITDA为1.864亿美元，而2020年同期为负1.542亿美元[80] - 2021年第二季度，Murphy公司的EBITDAX为1.999亿美元，相较于2020年同期的负1.247亿美元显著改善[90] - 2021年第二季度，Murphy公司销售的油当量总量为15648千桶，较2020年同期的15242千桶有所增加[85] 用户数据与市场展望 - 2021年预计生产量为157.5至165.5 MBOEPD，第三季度预计为162至170 MBOEPD[60] - 预计2021年塔珀蒙特尼的最终回收率约为21 BCF/井，且已完成10口井的活动[37] - 预计2021年至2024年期间，年均生产复合增长率（CAGR）约为6%[67] - 2021年，鹰福德页岩的潜在位置约为110个，且正在努力划定其区块[35] 资本支出与债务管理 - 2021年资本支出（CAPEX）总额为685至715百万美元，其中325百万美元分配给墨西哥湾，170百万美元分配给鹰福德页岩，85百万美元分配给塔珀蒙特尼[60] - Murphy Oil计划在2021年下半年将长期债务减少目标从2亿美元提高到3亿美元[9] - 2021年公司的目标是将债务降低至14亿美元以下，并保持每年平均600百万美元的资本支出[67] - 截至2021年6月30日，公司现金及现金等价物为4.18亿美元[97] - 公司总债务为27.83亿美元，平均固定利率为6.3%[98] 新产品与技术研发 - 自2016年以来，Murphy Oil在范围1和2的温室气体排放量减少了47%[11] - 自2017年以来，塔珀蒙特尼的钻井和完井成本降低了24%，2021年上半年平均每口井成本为440万美元，较2019年下降了20%[37] - 2021年公司在Gulf of Mexico的主要项目包括Khaleesi、Mormont、Samurai和St. Malo水驱[120] 负面信息与风险 - 2021年第二季度，Murphy公司的净亏损为6310万美元，相较于2020年同期的亏损3171万美元有所改善[80] - 截至2020年12月31日，Kaybob Duvernay区域剩余可钻井数为626口[101] 其他新策略与有价值信息 - 公司宣布于2021年8月16日部分赎回2024年到期的6.875%债券，总额为1.5亿美元[97] - Potiguar盆地的油气发现量超过21亿桶油当量[123] - Salina盆地的资源潜力在8亿至20亿桶油之间[125]