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]

净收入情况 - 2023年第二季度公司持续经营业务净收入为9250万美元，较2022年同期的4.104亿美元减少3.179亿美元[87] - 2023年上半年公司持续经营业务净收入为3.065亿美元，较2022年同期的3.455亿美元减少3900万美元[88] - 2022年第二季度，公司持续经营业务净收入为4.104亿美元[95] - 2022年上半年，公司持续经营业务净收入为3.455亿美元[98] 产品价格情况 - 2023年第二季度，WTI原油均价约为73.78美元/桶，较2022年同期的108.41美元/桶下降；6月均价约70.27美元/桶，较2022年6月降低39% [89] - 2023年第二季度，NYMEX天然气均价约为2.12美元/百万英热单位，较2022年同期的7.39美元/百万英热单位下降；6月均价较2022年6月降低72% [90] - 2023年第二季度原油和凝析油全球平均价格为73.50美元/桶，较2022年同期下降33%[118] - 2023年第二季度美国NGL平均销售价格为18.71美元/桶，加拿大为29.90美元/桶，均低于2022年同期[119] - 2023年第二季度公司天然气平均价格为1.92美元/千立方英尺，低于2022年同期[120] - 2023年上半年原油和凝析油全球平均价格为73.65美元/桶，较2022年同期下降28.4%[122] - 2023年上半年美国NGL平均销售价格为21.44美元/桶，加拿大为39.82美元/桶，均低于2022年同期[123][124] - 2023年上半年公司天然气平均价格为2.28美元/千立方英尺，低于2022年同期[125] 产量与资本支出情况 - 2023年第二季度，公司持续经营业务日均产量为19.1万桶油当量，资本支出为3.623亿美元[91] - 2023年上半年，公司持续经营业务日均产量为18.5万桶油当量，资本支出为6.983亿美元[92] - 2022年第二季度，公司持续经营业务日均产量为17.3万桶油当量，资本支出为3.171亿美元[95] - 2022年上半年，公司持续经营业务日均产量为16.2万桶油当量，资本支出为6.219亿美元[98] - 2023年第二季度持续经营业务的总碳氢化合物日均产量为190,695桶油当量，较2022年同期增长10%[117] - 2023年第二季度原油和凝析油日均产量为105,124桶，较2022年同期增加6463桶[118] - 2023年第二季度NGL总产量为11,177桶/日，较2022年同期增加227桶/日[119] - 2023年第二季度天然气日均产量为4.464亿立方英尺，较2022年同期增加6500万立方英尺[120] - 2023年上半年勘探与生产的总碳氢化合物日均产量为185,250桶油当量，较2022年同期增长15%[121] - 2023年上半年原油和凝析油日均产量为103,067桶，较2022年同期增加11,913桶[122] - 2023年上半年NGL总产量为11,250桶/日，高于2022年同期[123][124] - 2023年上半年天然气日均产量为4.256亿立方英尺，较2022年同期增加6390万立方英尺[125] - 2023年第三季度，预计平均日产量在18.8万至19.6万桶油当量之间，不包括非控股权益[136] - 2023年公司资本支出预计在9.5亿至10.25亿美元之间，不包括非控股权益[137] 生产收入与业务收益情况 - 2023年第二季度和上半年，公司生产收入较2022年同期分别降低30%和19%，主要因价格下降[94] - 2023年第二季度公司油气销售及其他营业收入8.015亿美元，2022年同期为11.483亿美元[103] - 2023年上半年公司油气销售及其他营业收入15.993亿美元，2022年同期为19.85亿美元[104] - 2023年第二季度美国勘探与生产业务收益1.689亿美元，2022年同期为4.915亿美元，主要因收入降低、勘探成本和运营费用增加[106] - 2023年上半年美国勘探与生产业务收益3.949亿美元，2022年同期为7.444亿美元，主要因收入降低、运营和勘探成本增加[111] - 2023年第二季度加拿大勘探与生产业务收益250万美元，2022年同期为4720万美元，主要因收入降低[108] - 2023年上半年加拿大勘探与生产业务收益2440万美元，2022年同期为6990万美元，主要因收入降低[112] - 2023年第二季度其他国际勘探与生产业务亏损3230万美元，2022年同期亏损350万美元，主要因勘探费用增加和收入降低[109] - 2023年上半年其他国际勘探与生产业务亏损3760万美元，2022年同期亏损4770万美元，主要因勘探费用降低[114] - 2023年第二季度公司运营税前结果为1.851亿美元，2022年同期为6.741亿美元[103] - 2023年上半年公司运营税前结果为4.923亿美元，2022年同期为9.712亿美元[104] - 2023年第二季度公司活动亏损4660万美元，2022年同期亏损1.248亿美元，有利差异7820万美元[115] - 2023年上半年公司活动亏损7520万美元，2022年同期亏损4.211亿美元，有利差异3.459亿美元[116] EBITDA情况 - 2023年第二季度和上半年，公司EBITDA分别为3.732亿美元和8.366亿美元，调整后EBITDA分别为4.121亿美元和8.894亿美元[102] 现金流量情况 - 2023年上半年持续经营活动提供的净现金为7.497亿美元，较2022年同期的9.592亿美元减少2.095亿美元[129] - 2023年上半年投资活动所需净现金为6.948亿美元，较2022年同期的5.993亿美元增加[131] - 2023年上半年融资活动所需净现金为1.766亿美元，较2022年同期的4.475亿美元减少[132] 财务状况情况 - 截至2023年6月30日，营运资金净负债为1.654亿美元，较2022年12月31日减少1.201亿美元[134] - 截至2023年6月30日，长期债务为18.235亿美元，较2022年12月31日增加110万美元[135] 资产出售计划 - 公司计划出售部分加拿大资产，预计净现金对价为1.5亿加元，交易预计在2023年第三季度完成[135] 风险管理情况 - 截至2023年8月1日，公司已签订天然气固定价格远期销售合同以管理价格风险[140] - 截至2023年6月30日，无衍生商品合同和衍生外汇合同[143] - 公司面临利率、原油、天然气、石油产品价格和外汇汇率相关的市场风险[143] - 公司有时会使用衍生金融和商品工具管理现有或预期交易的风险[143] - 2023年6月30日没有衍生商品合约[143] - 2023年6月30日没有衍生外汇合约[143]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度净收入总计1.92亿美元，摊薄后每股收益1.22美元，调整后净收入1.95亿美元，摊薄后每股收益1.24美元 [15] - 运营产生的现金包括非控股权益为2.8亿美元，反映了本季度支付的1.24亿美元或有对价 [15] - 第一季度调整后现金流为负6600万美元，反映了资本计划在第一季度的高权重 [43] - 第一季度保持了11亿美元的高流动性，包括8亿美元信贷额度和超过3亿美元的现金及等价物 [44] - 公司近期获得标准普尔全球评级的信用评级上调至BB+，展望稳定 [5][44] 各条业务线数据和关键指标变化 墨西哥湾业务 - 产量比指导高出近4000桶油当量/天，Samurai 5井上线且产量超预期 [14][41] - 新获6个区块，Longclaw勘探井有发现，将与King’s Quay设施连接 [6][22] - 运营的Chinook 7井已开钻，预计成本4800万美元，资源潜力5000 - 1.2亿桶油当量 [23] 图珀蒙特尼业务 - 第一季度产量为2.92亿立方英尺/天，按计划上线5口井，第二季度计划上线3口井 [20] - 产量比指导高出1100桶油当量/天，因特许权使用费率降低有3400桶油当量/天的积极影响 [14] 鹰福特页岩业务 - 第一季度平均产量2.7万桶油当量/天，液体含量85%，Karnes地区按计划上线10口井，包括2口成功的重复压裂井 [46] 加拿大业务 - Terra Nova项目运营方继续进行维护和调试活动，公司预计年底恢复生产 [49] - Hibernia项目有两口井的计划 [82] 各个市场数据和关键指标变化 - 本季度实现油价为74美元/桶，NGL价格接近26美元/桶，天然气价格为2.68美元/千立方英尺 [14] - 2023年第一季度约17%的产量以马林、芝加哥、文图拉和道恩的价格出售，平均价格为6.65美元/千立方英尺，整体实现天然气价格为2.59美元/千立方英尺，比AECO平均价格高约9% [48] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 执行Murphy 2.0资本分配框架，目标是2023年减少5亿美元债务，长期债务目标为10亿美元 [5][53] - 维持季度股息每股0.275美元，年化1.10美元，为2016年以来最高 [6] - 有3亿股的股票回购计划，目前尚未执行 [53] - 继续推进勘探项目，如墨西哥湾的Chinook 7井和Oso 1井 [23][51] - 注重可持续发展，通过多种技术减少碳排放，提高水回收利用率 [17][45] - 维持价格多元化战略，未来可能继续通过向不同美国市场销售来提高价格 [73] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营安全，持续改善碳排放强度，墨西哥湾项目取得成功，现金流强劲 [12] - 对2023年剩余时间的业务执行充满信心，有望实现资本分配目标 [26] - 预计2026 - 2027年保持可持续业务，目标达到投资级地位，平均年产量约21万桶油当量/天，石油占比53%，再投资率保持在40%，有充足的自由现金流 [54] 其他重要信息 - 公司运营注重安全和可持续发展，通过多种技术减少碳排放，提高水回收利用率 [17][45] - 公司近期被评为《新闻周刊》2023年美国最值得信赖的公司，以及大休斯顿合作组织连续第二年评选的2023年最佳职场父母工作场所 [45] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细介绍2023年墨西哥湾的项目计划以及近期租赁销售增加的库存情况 - 近期租赁销售很成功，Longclaw井已完成钻探且有发现，Oso井将在第三季度恢复钻探，Oso地区和三角洲之家地区活动活跃，公司在这些地区获得了大量库存 [57] 问题2: 如何考虑自由现金流的分配，是否会放弃一两个季度的债务减少以积累现金 - 目前优先考虑实现长期债务目标，用调整后的自由现金流减少债务，预计下半年开始行动 [37] 问题3: 4月份的或有对价支付将在现金流量表的哪部分体现 - 或有对价支付已完成，将在经营和融资活动中分配，具体取决于原并购交易的会计设置 [67][69] 问题4: 2026 - 2027年的资本支出预期是多少 - 预计在9 - 9.5亿美元的水平 [71] 问题5: 长期的营销战略是否会保持不变 - 2024年后不太可能签订固定远期销售合同，但会维持多元化销售战略，通过向不同美国市场销售来提高价格 [73] 问题6: 如何应对海上成本通胀，是否有通胀压力缓解的迹象 - 公司在2023年约一半的海上项目中锁定了远低于市场的钻机费率，其余项目锁定了至2025年初的市场费率，对成本控制感到满意 [119] 问题7: 请更新加拿大非运营和运营项目的计划，以及Terra Nova项目的进展 - Terra Nova项目预计年底恢复生产，Hibernia项目有两口井的计划 [49][82] 问题8: 请详细介绍Karnes重复压裂井的情况，包括产量、递减曲线、完井设计和未来计划 - 公司确定了220口鹰福特页岩井作为重复压裂的候选井，目前的重复压裂活动取得了良好的产量提升和储量回收效果，正在评估将其作为独立项目的可能性 [98][179] 问题9: 请介绍Longclaw井的评估情况和Chinook井的钻探时间及风险概况 - Longclaw井预计将进行生产并增加工作权益，预计为1000 - 2000万桶的发现；Chinook 7井位于已钻探过的区域，但在未钻探的断层块中，风险略好于五分之一 [107][108] 问题10: 请介绍生产节奏，特别是第三和第四季度墨西哥湾和陆上产量的变化 - 第三季度陆上产量将有增长，第四季度海上产量将有增长，预计第二季度产量为80 - 81千桶油当量/天，第三季度接近83千桶油当量/天，第四季度可能达到90千桶油当量/天 [113][152] 问题11: 220口重复压裂井是否包含在当前鹰福特的1100口井库存中 - 不包含，这些是已经生产的井 [140] 问题12: 为什么在低权益情况下担任运营商，是否有增加权益的计划 - 公司运营能力强，合作伙伴认可，有机会在套管下入后将工作权益从10%提高到14.5%，可以控制和高效运营油田，降低运营成本 [142][143] 问题13: 低油价情况下，2023年股票回购是否不太可能 - 公司将坚持资本分配框架，75%用于债务减少，25%用于股票回购，油价下跌可能会使金额变小，但仍有计划进行回购 [110][134] 问题14: 如何平衡增加海上工作权益和现有项目的机会 - 公司有大量海上项目积压，Longclaw井的成功将替代部分积压项目，预计明年产量将更高 [167] 问题15: King’s Quay设施目前产量超过铭牌产能，未来预期如何 - 目前设备已满负荷运行，很难再提高产量，但公司从Delta House设施的运营中积累了经验，对现状感到满意 [125]

业绩总结 - Murphy公司2023年第一季度调整后净收入为1.947亿美元，较2022年第一季度的1.133亿美元增长[22] - 调整后EBITDA为4.775亿美元，较2022年第一季度的3.613亿美元增长[29] - 2023年第一季度净收入为1.92亿美元，每股摊薄收益为1.22美元[106] - 2023年第一季度的油价实现为每桶73.91美元，天然气液体价格为每桶25.80美元，天然气价格为每千立方英尺2.68美元[104] 生产与产量 - King's Quay在一年内累计生产超过3000万桶油当量（MMBOE）[1] - 最近的日产量创下126千桶油当量（MBOEPD）的记录[1] - 2023年第一季度生产总量为172.5 MBOEPD，其中94 MBOPD为原油，较2022年第一季度增长约25%[102] - 2023年第二季度指导产量为173至181千桶油当量（MBOEPD），其中约95千桶油（54%）为原油[6] 资本支出与债务管理 - 2023年资本支出（CAPEX）预计为3.2亿美元[6] - 2023年全年的资本支出预计在875百万至1025百万美元之间[83] - 预计到2023年底将减少5亿美元的债务[11] - 2023年第一季度，Murphy的总债务为18.2亿美元，目标在2023年减少5亿美元债务[109] 市场与库存 - Murphy公司在Eagle Ford Shale和Kaybob Duvernay的油气库存中，剩余的Eagle Ford Shale库存在油价低于$40/BBL时可持续超过12年[44] - Murphy公司在Tupper Montney的天然气库存可持续超过50年，且具备低盈亏平衡率[44] - Murphy公司在其海上项目组合中，识别出26个项目，总资源为125 MMBOE，盈亏平衡价低于$35/BBL WTI[49] 新产品与技术研发 - 计划在2023年第二季度上线20口自营井，其中17口位于Eagle Ford Shale[14] - Murphy在巴西Potiguar盆地持有3个区块，覆盖面积约775万英亩，发现超过21亿桶油当量（BBOE）[164] - Murphy在越南Cuu Long盆地持有5个区块，具体面积数据未提供[165] 未来展望 - 2023年油量预计比2022年增长10%，总生产量比2022年高出7%[6] - Murphy公司在2023至2027财年，计划每年在海上项目上投资约$325百万，维持90-100 MBOEPD的年产量[49] - 在特拉诺瓦资产生命周期延长项目中，纽芬兰和拉布拉多省政府将提供高达1.64亿美元（2.05亿加元）的财政支持[80] 其他信息 - Murphy在Lac Da Trang区块提交了LDV油田开发计划，等待政府批准[167] - Murphy在Lac Da Trang区块的2年勘探延期至2024年第四季度[171] - Murphy在Lac Da Trang区块识别出2个可钻探的前景[171]

原油价格情况 - 2023年第一季度，西德克萨斯中质原油（WTI）平均价格约为每桶76.13美元，较2022年第一季度的94.29美元和2022年第四季度的82.65美元有所下降；2023年3月平均价格约为每桶73.37美元，较2022年3月下降32%，较2022年12月平均价格下降4%；2023年4月平均价格为每桶79.44美元；截至2023年5月1日收盘，2023年和2024年剩余时间的纽约商品交易所WTI远期曲线价格分别为每桶74.52美元和70.76美元[80] - 2023年第一季度原油和凝析油平均价格为每桶73.80美元，较2022年同期的95.17美元下降22%；美国天然气凝析液平均销售价格为每桶24.23美元，较2022年同期的40.76美元下降；加拿大天然气凝析液平均销售价格为每桶46.59美元，较2022年同期的55.02美元下降；公司天然气平均价格为每千立方英尺2.68美元，较2022年同期的3.13美元下降[94][95][96] 业务生产与收入情况 - 2023年第一季度，公司持续经营业务日均生产17.97万桶油当量，资本支出3.36亿美元；报告期内持续经营业务净收入为2.14亿美元，其中包括归属于非控股权益的收入2270万美元和或有对价调整的税后损失310万美元[81] - 2022年第一季度，公司持续经营业务日均生产14.99万桶油当量，资本支出3.047亿美元；报告期内持续经营业务净亏损为6490万美元，其中包括归属于非控股权益的收入4790万美元，以及商品价格衍生品头寸和或有对价调整的未实现按市值计价重估税后损失分别为1.489亿美元和7720万美元[82] - 2023年第一季度，公司勘探与生产业务收入为2.427亿美元，公司及其他业务亏损2870万美元，持续经营业务收入2.14亿美元，已终止业务收入30万美元，包括非控股权益的净收入为2.143亿美元；2022年同期对应数据分别为2.314亿美元、亏损2.963亿美元、亏损6490万美元、亏损60万美元和亏损6550万美元[83] - 2023年第一季度美国勘探与生产业务收益为2.26亿美元，较2022年同期减少2690万美元，主要因收入降低、租赁运营费用和折旧损耗及摊销费用增加，部分被其他运营费用降低所抵消[89] - 2023年第一季度加拿大勘探与生产业务收益为2190万美元，较2022年同期减少80万美元，主要因收入降低，部分被销售及一般费用和折旧损耗及摊销费用降低所抵消[90] - 2023年第一季度其他国际勘探与生产业务持续经营业务亏损520万美元，较2022年同期减少亏损3900万美元，主要因勘探费用降低和文莱收入增加[91] - 2023年第一季度公司业务亏损2870万美元，较2022年同期减少亏损2.676亿美元，主要因2023年第一季度衍生品工具无损失、利息费用降低和销售及一般费用有利变动，部分被所得税优惠减少所抵消[92] 产量情况 - 2023年第一季度持续经营业务的总碳氢化合物日均产量为179,745桶油当量，较2022年第一季度增长20%，主要因墨西哥湾产量增加和加拿大陆上产量提高[93] - 2023年第一季度原油和凝析油日均产量为100,987桶，较2022年同期的83,560桶增加17,427桶；天然气凝析液日均产量为11,325桶，较2022年同期的9,342桶增加1,983桶；天然气日均产量为404695千立方英尺，较2022年同期的341710千立方英尺增加62985千立方英尺[94][95][96][97] - 2023年第二季度产量预计平均在17.3 - 18.1万桶油当量/日（不含非控股权益）[107] 财务指标情况 - 2023年第一季度，公司调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为4.775亿美元，每桶油当量调整后EBITDA为30.72美元；2022年同期分别为3.613亿美元和28.75美元[86] - 2023年第一季度持续经营业务的经营活动净现金流入为2.798亿美元，较2022年同期的3.383亿美元减少5850万美元[100] - 2023年第一季度投资活动所需净现金为3.453亿美元，较2022年同期的2.449亿美元增加[101] - 2023年第一季度资本支出总额为3.36亿美元，较2022年同期的3.047亿美元增加，主要归因于鹰福特页岩资产的开发钻探活动等[102] - 2023年第一季度融资活动所需净现金为1.147亿美元，较2022年同期的1.339亿美元减少[103] - 截至2023年3月31日，公司承诺的循环信贷融资额度有7.697亿美元可用[104] - 截至2023年3月31日，营运资金净负债为2.262亿美元，较2022年12月31日减少5930万美元[105] - 截至2023年3月31日，长期债务为18.23亿美元，较2022年12月31日增加50万美元[106] - 2023年公司资本支出预计在8.75亿美元至10.25亿美元之间，不包括非控股权益[108] 公司计划与风险管理 - 公司计划根据资本分配框架利用盈余现金[109] - 公司持续监测大宗商品价格对财务状况的影响，目前遵守与循环信贷融资相关的契约[110] - 公司面临利率、原油、天然气、石油产品价格和外汇汇率相关的市场风险，会使用衍生金融和商品工具管理风险[113] 合同签订情况 - 截至2023年5月1日，公司已签订天然气远期固定价格交付合同，涉及不同时间段和不同价格，如2023年4月1日至12月31日，加拿大天然气250MMcf/d，价格为C$2.35/Mcf等[111] 衍生合同情况 - 2023年3月31日，公司没有未到期的衍生商品合同和衍生外汇合同[113]

地区生产与储量情况 - 2022年美国地区日均生产约99,626桶原油和天然气凝析液、约92百万立方英尺天然气，分别占全球总量的92.2%和23.0%[13][14] - 2022年墨西哥湾日均生产70,008桶原油和天然气凝析液、63百万立方英尺天然气，年末证实储量为1.623亿桶石油和天然气凝析液、1249亿立方英尺天然气[15] - 2022年南得克萨斯鹰滩页岩区生产29,556桶石油和凝析液/日、28.8百万立方英尺天然气/日，年末证实储量为1.389亿桶液体和2.1万亿立方英尺天然气[17] - 2022年加拿大陆上日均生产4,908桶液体和310百万立方英尺天然气，年末证实储量分别约为2140万桶和1.9万亿立方英尺[19] - 2022年巴西总土地面积约250万英亩，在塞尔希培 - 阿拉戈斯盆地9个区块有20%工作权益，在波蒂瓜尔盆地3个区块有30%工作权益[25][26][27] - 截至2022年12月31日，公司总证实储量为7.154亿桶油当量，较上年减少150万桶油当量[35][41] - 截至2022年12月31日，公司总证实未开发储量为2.794亿桶油当量，较上年减少1830万桶油当量[35][42] - 2022年12月31日，公司各开发项目相关的总探明未开发储量约为2.794亿桶油当量，占公司总探明储量的39%[44] - 墨西哥湾四个未开发地点的总储量约占公司2022年末总探明储量的1%[45] - 截至2022年12月31日，约31%的原油和凝析油已探明储量、29%的天然气液已探明储量和47%的天然气已探明储量未开发[124] - 2022年约21%的总产量来自其他运营商运营的油田，截至2022年12月31日，约15%的总已探明储量位于其他运营商运营的油田[128] - 截至2022年12月31日，按美国证券交易委员会定义，公司0.1%的已探明储量位于美国和加拿大以外的国家[184] 项目进展情况 - 2022年哈莉 - 莫尔蒙 - 武士开发项目实现首次产油并完成初始七口井计划[16] - 加拿大近海Terra Nova资产因寿命延长项目2022年未生产，预计2023年上半年恢复生产，资产寿命延长至2032年[22] 储量转化与花费 - 2022年公司花费约7.7亿美元将证实未开发储量转化为证实已开发储量，未来三年预计每年花费3.5 - 6.5亿美元[43] 储量审计情况 - 2022年，98.0%的探明储量由第三方审计师审计，且各第三方公司认定其在可接受的10.0%公差范围内[51] - 2022年，莱德斯科特公司和麦克丹尼尔联合咨询公司分别对公司49.9%和48.1%的总探明储量进行了储量审计[51] - 2022年公司98.0%的已探明储量由第三方审计师审计[122] 土地持有与租约情况 - 2022年12月31日，公司在美国陆上、墨西哥湾、加拿大等地区持有开发和未开发土地，总面积达1366.4万英亩，净面积为703.3万英亩[62] - 2023 - 2025年有部分土地租约到期，2023年涉及685000净英亩，2024年涉及454.7万净英亩，2025年涉及29.8万净英亩[63][64][65] 油井相关情况 - 2022年12月31日，公司有产油井和天然气井，油井总数为1281口（净969口），天然气井总数为443口（净348口）[67] - 2022 - 2020年，公司在美国、加拿大等地钻探和完井情况不同，2022年开发井完成51.2口（净）[67] - 2022年12月31日，公司有正在钻探的井，总数为25口（净13.9口）[67] 员工情况 - 截至2022年12月31日公司有691名员工，其中400名为办公室员工，291名为现场员工[84] - 2022年公司自愿员工离职率为10.5%[90] - 2022年12月31日女性在高管和高级经理层占比16%，一级和中层经理层占比23%，专业人员占比35%，其他人员占比5%，总体占比21%[96] - 2022年12月31日美国少数族裔在高管和高级经理层占比26%，一级和中层经理层占比26%，专业人员占比39%，其他人员占比30%，总体占比33%[96] - 公司通过My Murphy Learning平台为员工提供培训，利用率达100%[87] 温室气体排放与可持续发展 - 公司承诺减少温室气体排放，设定到2030年将温室气体排放强度较2019年水平降低15% - 20%的目标，并支持到2030年消除常规火炬燃烧的目标[69] - 公司需报告美国墨西哥湾、南得克萨斯州陆上以及加拿大不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省陆上业务的温室气体排放情况[78] - 自2017年起，艾伯塔省的某些业务开始征收碳税[78] - 公司于2022年发布了第四份年度可持续发展报告[99] 风险管理情况 - 公司董事会每年接收风险管理流程的更新信息[102] - 公司面临可能对声誉、运营和财务业绩产生不利影响的风险[102] 油气价格情况 - 2022年西德克萨斯中质原油（WTI）平均价格为每桶94美元，2021年为68美元，2020年为39美元，2019年为57美元[106] - 2022年纽约商品交易所（NYMEX）天然气平均销售价格为每百万英热单位6.38美元，2021年为3.84美元，2020年为1.99美元；加拿大基准天然气价格AECO 2022年平均为每百万英热单位4.09美元，2021年为2.89美元，2020年为1.66美元[108] 勘探战略与预算 - 公司战略是每年参与3 - 5口勘探井，2022年参与2口均未发现商业碳氢化合物，2023年勘探预算为1亿美元[119] 法律与政策影响 - 公司运营受各类环境、健康和安全法律法规约束，未来可能因合规产生资本投资，减少净现金流和盈利能力[138] - 公司在北美陆上油气生产依赖水力压裂技术，该技术面临法律监管、运营和水资源等风险，可能影响产量或增加成本[141] - 2022年8月美国国会通过《降低通胀法案》，要求内政部在两年内举行墨西哥湾和阿拉斯加的海上租赁拍卖，显示油气租赁和许可的不确定性[145] - 2022年8月16日美国颁布《2022年降低通胀法案》，对调整后财务报表收入超过10亿美元的纳税人征收15%的公司账面最低税，对2022年12月31日后进行的某些股票回购征收1%的消费税，该法案税收条款一般在2023年或更晚生效，2022年对公司税务影响不大，但未来可能对合并现金税产生重大影响[172] - 公司运营和收益受国内外政治发展影响，美国政府相关政策和法规变化可能限制公司获取租赁权和许可证，增加合规成本，影响未来财务状况和运营结果[178][182] 财务与信贷情况 - 2022年11月公司签订8亿美元循环信贷协议，将于2027年11月到期，截至2022年12月31日无未偿还借款[151] - 公司计划继续去杠杆化，但无法保证成功，否则财务状况和前景可能受不利影响[154] - 公司业务涉及外币，加元是加拿大业务的功能货币，外币汇率波动会影响合并财务结果[155] - 公司退休计划的成本和资金要求受资产回报率、长期利率和死亡率等精算假设影响[156] - 公司运营和资本支出在原油和天然气价格强劲或经济通胀时面临压力，虽有部分成本固定，但仍可能受高价影响[157] - 公司面临客户、合资伙伴和交易对手的信用风险，通过监控信用状况和加强合资伙伴审查来降低风险[160] - 截至2022年12月31日，公司长期债务为18.224亿美元，固定利率票据加权平均票面利率为6.2%[346] - 截至2022年12月31日，无未到期的原油衍生品合约和外汇衍生品合约[345] 保险情况 - 公司维持责任保险，每次事故和年度累计可覆盖高达约5亿美元的总保险索赔成本份额，还为财产损失和井控提供保险，每次事故额外限额为4.5亿美元（美国墨西哥湾索赔为8.5亿美元），保单免赔额从1000万美元到2500万美元不等[189] 新冠疫情影响 - 新冠疫情曾导致全球经济混乱和商品价格下跌，未来疫情影响不可预测，可能导致商品价格波动和运营受影响[164] - 新冠疫情可能导致供应链中断、供应商和客户履约延迟或受限，公司持续与利益相关者合作应对，监控情况并采取措施减轻不利后果，同时在成本和资本支出管理上保持财务纪律[166][167] 网络安全情况 - 公司面临网络安全威胁，采取人员、流程和技术三方面措施降低风险，随着网络威胁不断演变，可能需投入更多资源改进安全措施[176][177] 业务长期挑战 - 公司业务模式可能面临化石燃料需求和价格下降的长期挑战，公司会评估影响并考虑低碳技术，同时拥有大量碳排放较低的天然气储量[190][191] 法律诉讼情况 - 公司或其子公司涉及众多法律诉讼，但管理层认为目前未决法律诉讼预计不会对公司运营或财务状况产生重大不利影响[194][195]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年公司生产16.7万桶油当量/天，其中近9万桶油，占比54%，较2021年全年总产量增长6%；全年应计资本支出总计10.16亿美元；实现油价略高于WTI基准，近95美元/桶，NGL为36美元/桶，天然气为364,000美元/年 [21] - 2022年底探明储量总计6.97亿桶油当量，储量替换率为98%，与2021年底基本持平；已探明开发储量占比从58%提高到60%，液体权重从45%提高到47%；整个投资组合的储量寿命平均保持在11年以上 [22] - 2022年第四季度净收入总计1.99亿美元，即摊薄后每股1.26美元；全年净收入为9.65亿美元，即摊薄后每股6.13美元，是2019年以来最高，过去10年中第二高；经调整后第四季度净收入为1.73亿美元，即摊薄后每股1.10美元；第四季度和全年调整后现金流分别为3.21亿美元和10.7亿美元 [47] - 截至2022年12月31日，公司持有4.92亿美元现金及等价物，净债务仅为13亿美元；11月，公司签订了一份新的8亿美元高级无抵押信贷安排，将于2027年11月到期，截至2022年底未提取 [48] - 2022年团队将排放强度降低了5%，陆上火炬排放量降至公司记录的最低水平；实现连续两年零IOGP泄漏；水回收比例达到公司历史最高，300万桶水被回收，占陆上总用水量的28%，高于2021年的18% [49] 各条业务线数据和关键指标变化 图珀蒙特尼业务 - 2022年第四季度产量为2.88亿立方英尺/天，包括17%的特许权使用费率；全年平均产量为2.96亿立方英尺/天，当年投产20口井；第四季度约18%的产量以马林、芝加哥、文图拉和道恩的价格出售，其余1700万立方英尺/天面临AECO价格 [27] 墨西哥湾资产 - 2022年第四季度产量为8.4万桶油当量/天，其中石油占比81%；全年产量为7.2万桶油当量/天，石油占比80%；全年产量增长10% [28] 鹰福特页岩油井 - 2022年第四季度平均产量为3.2万桶油当量/天，其中液体占比85%；全年产量略高于3.4万桶油当量/天，当年投产27口运营井和15口非运营井；2022年实现行业领先的油井成果，停机时间降至公司记录的最低点2.8%；2022年之前投产油井的基础产量平均下降12% [50] 凯博杜弗奈 - 2022年第四季度产量为5000桶油当量/天，液体占比72%；全年产量为6000桶油当量/天，液体占比74%，当年投产3口运营井 [51] 各个市场数据和关键指标变化 - 陆上市场，新冠疫情后钻机数量从700多台增加，未完井数量增加，压裂压力比海上市场更大 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续专注于去杠杆、执行、勘探和回报四个优先事项，2022年实现6.5亿美元的债务削减目标，自2020年底以来债务减少40%，即12亿美元，目前债务水平为18亿美元 [43] - 2023年资本计划支出范围为8.75亿 - 10.25亿美元，超过三分之二的支出计划在上半年进行，约70%的开发资本用于运营项目 [31] - 2023年勘探计划预计花费1亿美元，目标是在墨西哥湾获得近2亿桶油当量的未风险资源 [33] - 公司将进入资本分配框架的Murphy 2.0阶段，将调整后自由现金流的75%用于债务削减，25%用于股东回报（除股息外） [19] - 2023 - 2025年的近期计划是遵循资本分配框架，将约40%的运营现金流再投资，平均每年资本支出9亿美元，预计保持55%的石油权重，平均产量为19.5万桶油当量/天，复合年增长率为8%，同时支持目标勘探计划；计划将海上产量维持在平均9万 - 10万桶油当量/天 [34] - 长期来看，2026 - 2027年公司预计保持可持续业务，目标是达到投资级指标，预计平均年产量约为21万桶油当量/天，石油占比53%，持续将约40%的运营现金流再投资，预计有充足的自由现金流用于进一步削减债务、增加股东回报以及投资高回报项目 [58] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2022年取得了显著进展，实现了债务削减目标，保持了储备基础，环境绩效良好，同时产量和财务业绩出色 [43][44] - 2023年公司预计产量将增长，石油产量将增长10%，总产量将增长7%，尽管第一季度产量范围低于第四季度，但反映了自然产量下降 [32] - 公司对未来前景持乐观态度，认为其多元化的资产组合、持续的勘探计划和资本纪律将支持长期增长和股东回报 [36][58] 其他重要信息 - 公司在2022年第四季度在墨西哥湾开钻了OSO 1井，目前仍在钻探中，预计3月达到目标深度，估计该井的总资源潜力为1.55亿 - 3.2亿桶油当量，预计墨菲公司的净成本约为2600万美元 [53] - 公司计划在2023年第二季度完成达尔马提亚的一口先前钻探的井，并在马尔马拉德开钻一口新开发井；加拿大近海的非运营特拉诺瓦油田将于第二季度实现大量生产 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请说明生产增长的情况，包括Terra Nova项目的提升、停机时间对产量的影响以及圣马洛项目的最新情况 - 公司通常在第一季度产量较低，随着时间推移产量将显著增长，从17.5万桶/天左右增长到18.5万桶/天以上；Terra Nova项目预计在第二季度上线，最低为公司带来4000 - 5000桶/天的产量；第一季度有计划内的停机时间，包括墨西哥湾的维护项目和陆上的压裂刺激计划相关的关闭；全年预计有风暴停机时间，约为2200桶/天；圣马洛项目进展顺利，水驱项目将有助于阻止产量下降和维持油藏压力，预计今年年底有生产井上线，注水井正在完成中 [87][88][90] 问题2: 如何考虑2023年的现金回报 - 公司将调整后自由现金流的25%用于股东回报，调整后自由现金流是指运营现金流减去资本支出、股息、或有支付、NCI支付、养老金分配、弃置费用等；今年或有支付和弃置费用是最大的因素，股息约为1.7亿美元 [91] 问题3: 图珀蒙特尼业务的井性能问题是一次性的还是会持续，以及在2023年是否有灵活性 - 第四季度的井性能问题是一次性的，是由于设施限制和自然产量下降导致的，未来的预测已反映了井的性能；公司在图珀蒙特尼业务的支出约为每年1亿美元，将继续进行勘探，以寻求更好回报的机会 [95][98] 问题4: 鹰福特业务产量下降的原因是什么，计划是否是保持产量平稳 - 公司一直将鹰福特的产量目标定在3万 - 3.5万桶/天的范围内，过去两年实际产量超过预期，但2023年不假设会再次出现这种情况；2023年运营计划中，卡恩斯、卡塔琳娜和蒂尔登地区的井分布较为平均，蒂尔登地区自2019年以来未钻探运营井，2023年的指导基于2020年之前的类型曲线，因此平均单井产量较2022年有所下降 [103][125] 问题5: 2023年资本支出范围较宽，是否有可能在年底增加活动 - 公司希望将资本支出控制在指导范围的中点，专注于执行计划和回购被低估的股票；蒂尔登地区有很多活动，可能会有一些非运营井的AFE，但资本支出不会很大；与去年不同，去年的资本支出增加主要是由于Samurai 5等项目 [106][127] 问题6: 图珀蒙特尼业务何时能达到5亿立方英尺/天的增长 - 产量对AECO价格非常敏感，特许权使用费率在5% - 20%之间，预计天然气价格将下降，2023年后净产量将提高，但具体时间取决于价格假设 [131] 问题7: 到2026 - 2027年产量增加的原因是什么 - 陆上业务主要是图珀蒙特尼业务的增长，产量将从今年的8.9万桶/天逐渐增加到9万 - 11.2万桶/天，鹰福特业务也将有所增加；海上业务将保持在9万 - 10万桶/天的水平，2024 - 2026年随着项目的成功实施，产量将接近10万桶/天 [133] 问题8: 为什么要回到蒂尔登地区钻探 - 公司在蒂尔登地区的租赁协议中有一些持续的钻探承诺，2023年的计划是为了履行这些义务；公司也希望看到采用增强完井设计后这些井的表现；此外，蒂尔登地区是鹰福特的未充分钻探区域，行业认为采用更长的水平段和新的完井技术将提高产量 [136][137] 问题9: 是否会考虑剥离资产 - 公司会根据框架仔细评估资产剥离的可能性，考虑因素包括对框架的影响、融资方式以及是否能保持框架；公司寻找具有一定回报率和EBITDA倍数的机会，目前不考虑需要大幅改变资本结构的大型交易，但会关注很多机会 [153] 问题10: 鹰福特业务的钻机活动情况如何 - 公司在鹰福特业务的第一季度有10口卡恩斯井上线，第二季度是活动最多的季度，第三季度的贡献与第一季度相似；关于是否会维持3台钻机的计划，目前没有明确说明 [145] 问题11: 如何看待墨西哥湾的并购机会 - 公司会考虑所有的并购机会，但有严格的标准，目前正在关注相关机会 [142] 问题12: 如何应对海上通胀，如钻机费率和服务成本上升 - 公司目前有2艘钻井船在墨西哥湾作业，近期在墨西哥湾有3座浮动钻机；公司的高价项目处于市场费率的较低端，部分项目为400美元/天，市场上最高为300美元/天；其他通胀因素主要是人员成本，墨西哥湾的钻机数量没有大幅增加，这在一定程度上抑制了其他服务的通胀 [143] 问题13: 如何规划国王钥匙设施的生产 - 公司计划保持国王钥匙设施的生产相对平稳，但具体需要多少口井（1 - 2口/年）还不确定 [150] 问题14: 是否会考虑利用鹰福特和杜弗奈的大量库存 - 公司会根据框架仔细评估相关机会，考虑因素包括对框架的影响、融资方式以及是否能保持框架；公司寻找具有一定回报率和EBITDA倍数的机会，目前不考虑需要大幅改变资本结构的大型交易，但会关注很多机会 [153]