财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入5.28亿美元，摊薄后每股收益3.36美元，调整后净收入2.9亿美元，摊薄后每股收益1.84美元 [19] - 第三季度运营现金流7.19亿美元，调整后现金流3.9亿美元，应计资本支出2.09亿美元 [20] - 本季度通过三笔高级票据交易减少债务2.48亿美元，本周宣布额外赎回2亿美元2025年到期的高级票据，预计到年底实现6.5亿美元债务削减目标上限，届时总债务预计为18亿美元 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰滩页岩资产 - 日产3.9万桶油当量，液体占比87%，比指导值高6% [30] - 按计划在卡塔琳娜投产4口运营井和3口非运营的蒂尔登井，部分井达到墨菲历史上最高的每英尺IP30率 [30][31] 图珀蒙特尼资产 - 第三季度净产量3.76亿立方英尺/日，毛产量3.95亿立方英尺/日，5口井提前投产，完成年度计划 [32] - 每口井成本480万美元，比2021年计划高10%，季度毛产量峰值达4.15亿立方英尺/日 [33] 墨西哥湾业务 - 第三季度日产7.6万桶油当量，石油占比80%，超指导值 [40] - 达尔马提亚1号井已达到总深度，预计2023年投产；参与卢修斯两口非运营海底回接井的钻探，收购卢修斯额外工作权益 [41] 哈利西 - 莫尔蒙 - 武士项目 - 目前总毛产量12万桶油当量/日，净产量3.2万桶油当量/日，含油率85% [44] - 武士1号井已投产，武士4号井即将投产，武士5号井计划第四季度开钻 [43][45] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司实现的油价为93.65美元/桶，高于WTI基准；NGLs价格略低于37美元/桶，天然气价格为4美元/Mcf [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点为去杠杆、执行和勘探，通过增加股东回报和加速债务削减目标，实现长期可持续发展 [7][10] - 公司在海上业务具有竞争优势，哈利西 - 莫尔蒙 - 武士项目的成功增强了其竞争力 [8][51] - 公司计划在2023年推进资本分配框架，通过回购和潜在的股息增加向股东返还资金 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在运营和财务方面表现出色，持续为股东创造价值，有望在2023年实现资本分配框架的升级 [7][10] - 尽管面临图珀蒙特尼特许权使用费增加等挑战，但公司的石油加权资产表现强劲，能够支持资本支出和债务削减 [24][40] - 公司对未来勘探前景充满信心，即将钻探的两口井有望带来重大价值创造 [47][48] 其他重要信息 - 公司发布2022年可持续发展报告，在环境、社会和治理方面取得积极进展 [17][18] - 公司董事会将季度股息提高至每股0.25美元，恢复到2020年前的水平 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待即将进行的墨西哥湾钻井活动，特别是Oso井提前的想法 - 武士5号井因早期开发阶段发现额外储层，资本效率高，能为海上业务提供稳定性，预计从2023年起带来强劲自由现金流 [58][59] - Oso井是公司自主开发的优质机会，Oxy作为合作伙伴能带来地震信息，有助于项目技术提升 [61] 问题2: 国王码头三个油田目前的产量情况，以及未来季度产量趋势和2023 - 2024年的其他机会 - 目前哈利西 - 莫尔蒙油田贡献大部分产量，武士井近期投产表现良好 [65] - 即将投产的武士4号井加入后，总毛产量预计维持在12万桶油当量/日左右，净产量可能略有上升 [66] - 预计三个油田在无额外开发的情况下，产量将在未来三年保持平稳，公司将持续评估未来钻井机会 [67][68] 问题3: 图珀蒙特尼特许权使用费问题，包括触发特许权使用费增加的AECO价格水平、2023年20%特许权使用费率与第四季度的比较，以及达到20%费率所需的价格 - 2022年第二至三季度及预计第四季度，由于AECO与最低公布价格的历史相关性变化，最低公布价格大幅上涨，导致特许权使用费信用消耗速度加快 [75][76][77] - 第四季度预计AECO为5.65加元，平均加权特许权使用费率为17%；2023年预计平均特许权使用费率将升至20% [79][80] - 2023年新井在不列颠哥伦比亚省将受益于增强的特许权使用结构，不确定性降低 [81] - 图珀蒙特尼产量下降对公司自由现金流影响不大，公司自由现金流主要由石油加权的鹰滩和墨西哥湾资产驱动 [82] 问题4: 如果2023年AECO天然气价格降至3美元，20%左右的特许权使用费率是否有下行空间 - 如果AECO天然气价格低于3加元，特许权使用费率将迅速下降，对产量有积极影响 [86] 问题5: 第四季度海上9500桶的停机时间情况，是否为临时性，预计何时恢复生产 - 大部分运营和非运营设施的停机时间已过去，部分问题已解决，相关油田已恢复或接近正常生产水平 [87][88][89] - 鹰滩的良好表现、哈利西 - 莫尔蒙 - 武士井的额外产量以及其他海上业务的增长，有助于抵消停机事件的影响 [90] 问题6: 2023年资本支出的不同组成部分及变化情况，以及考虑图珀蒙特尼特许权使用费增加后，未来产量目标是否会下调 - 目前无法提供2023年预算具体细节，公司正在审查陆上业务的通胀压力和墨西哥湾的额外项目 [99][100] - 2023年资本支出肯定低于2022年，但石油产量将更高 [101] - 由于图珀蒙特尼20%的特许权使用费率未在预期内，预计2023年产量会降低，但长期来看，如果AECO天然气价格回落，产量将回到预期范围 [102] 问题7: 公司预计2023年的通胀率是多少 - 陆上业务面临钻井平台费率、套管、压力泵送成本等方面的成本压力，预计每口井成本将比2022年增加10% - 25%，但通过增加井的水平段长度，每英尺水平段成本将降低 [105][106] - 海上业务主要的成本增长来自钻井平台费率，但公司已锁定部分低于市场价格的合同，减轻了通胀影响 [107][108] 问题8: 同行在鹰滩进行了收购，公司为何不感兴趣 - 公司在海上业务具有竞争优势，而鹰滩资产为石油加权，与同行收购的资产不同 [109][110] - 公司认为自身持有的油井位置优于气凝析油位置，购买此类资产并投资可能不划算 [111] 问题9: 墨西哥湾国王码头设施的表现，特别是武士2号井对预期油率的影响 - 设施目前日产12万桶油当量，约合10万桶油/日，高于上线前预期，季度正常运行时间达96%，处于行业领先水平 [119][120] - 预计未来该油田的总产量将维持在当前水平，随着武士4号和武士5号井的投产，净产量将略有增加 [120][121] 问题10: 蒂尔登井的开钻时间、达到总深度的时间以及披露结果的时间预期 - 公司计划在未来两到三周内移动钻机到墨西哥开钻图卢姆井，预计钻井时间为50 - 60天；感恩节后移动钻机开钻Oso井，同样预计钻井时间为50 - 60天 [128] - 如果一切按计划进行，预计在第四季度报告时（约2月底）达到总深度 [129]

业绩总结 - 2022年第三季度净收入为5.28亿美元，每股摊薄收益为3.36美元[20] - 调整后净收入为2.90亿美元，每股摊薄收益为1.84美元[22] - 2022年第三季度油气销售收入为11.27亿美元，较去年同期增长60%[15] - 2022年第三季度的调整后EBITDA为6.37亿美元[20] - 2022年第三季度的现金流为7.19亿美元[20] - 2022年第三季度的资本支出为2.09亿美元[20] - 2022年第三季度，Murphy的净收入为528.4百万美元，相较于2021年的108.5百万美元增长了387.5%[79] - 2022年第三季度，Murphy的EBITDA为933.0百万美元，较2021年的375.0百万美元增长了148.0%[79] - 2022年第三季度，Murphy的EBITDAX为942.5百万美元，较2021年的399.5百万美元增长了135.5%[89] - 2022年第三季度，Murphy的调整后EBITDA为637.1百万美元，较2021年的287.6百万美元增长了121.0%[84] 生产与产量 - 2022年第三季度总产量为188.5 MBOEPD，其中液体占比57%[16] - 2022年第四季度预计产量为173.5至181.5 MBOEPD[31] - 2022年第三季度Eagle Ford Shale的日产量为39 MBOEPD，液体占比87%[41] - Tupper Montney在2022年实现了376 MMCFD的净产量，创下415 MMCFD的最高生产峰值[47] - 2022年第三季度，Gulf of Mexico的日产量为76 MBOEPD，油气比例为80%[54] - Khaleesi、Mormont和Samurai三个油田的日产量为120 MBOEPD，净产量为32 MBOEPD，油气占比85%[56] - 2022年第三季度，Murphy的总石油当量销售量为17,525千桶，相较于2021年的14,219千桶增长了23.0%[84] 财务状况 - 通过赎回和市场回购，长期债务减少了2.48亿美元[20] - 预计2022年年末总债务水平为18亿美元[27] - 2022年，Murphy通过赎回和部分招标减少了2.4亿美元的债务[68] - 2022年，Murphy计划将25%的调整后自由现金流分配给股东回报[68] - 2022年季度股息为每股0.25美元[64] 资本支出与未来展望 - 2022年资本支出（CAPEX）指导提高至9.75亿至10.25亿美元，不包括收购[36] - 2022年全年的资本支出预计在975百万至1,025百万美元之间[93] - Murphy在2022年第四季度的勘探费用预计为37百万美元[93] 资源潜力与市场扩张 - 2022年，Murphy在Salina Basin的Tulum-1EXP井预计净成本为2300万美元，资源潜力为1.5亿至3.5亿桶油当量[59] - 2022年，Murphy在Gulf of Mexico的Oso-1EXP井预计净成本为2200万美元，资源潜力为1.55亿至3.2亿桶油当量[61] - Gulf of Mexico的勘探区块总面积约为650,000英亩，潜在资源量为1 BBOE[114] - Salina Basin的资源潜力在800 MMBO至2,000 MMBO之间，Murphy持有40%的运营权[116] - Sergipe-Alagoas Basin中，Murphy持有20%的权益，发现的资源量超过2.8 BN BOE[119] - Potiguar Basin中，Murphy持有100%的运营权，覆盖约775 M英亩的区域[122] - Cuu Long Basin的Lac Da Vang开发计划已提交政府审批，Murphy持有40%的运营权[125] 合同与衍生品 - Murphy在美国的WTI固定价格衍生品交换量为20,000桶/日，价格为44.88美元/桶[94] - Tupper Montney地区的天然气固定价格合同总量为1,019 MMCF/D，价格范围在C$2.34至C$2.39之间[97] - Tupper Montney的天然气合同中，2023年4月到2023年12月的合同量为250 MMCF/D，价格为C$2.35[97]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended September 30, 2022 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) Delaware 71-0361522 (State or other jurisdi ...

业绩总结 - Murphy Oil在2022年第二季度的EBITDA为6.853亿美元，较2021年同期增长267%[71] - 2022年第二季度的调整后EBITDA为6.320亿美元，每桶油当量为42.46美元[76] - 2022年全年生产指导为168-176 MBOEPD，其中52%为原油[17] 用户数据 - 2022年第二季度，Murphy Oil在美国陆上Eagle Ford Shale的日产量为36.4 MBOEPD，其中72%为原油，86%为液体[6] - 加拿大Tupper Montney的日产量为275 MMCFD，Kaybob Duvernay的日产量为7.3 MBOEPD[6] - 墨西哥湾的日产量为70.2 MBOEPD，Murphy Oil在该地区是第五大生产商[8] 未来展望 - 2022年第三季度的生产指导为180-188 MBOEPD，其中49%为原油[17] - 预计2022年第四季度的日均生产量为198 MBOEPD[60] - 公司计划在2023年进行Gulf of Mexico的勘探钻井，预计在2022年第四季度开始钻探[38] 新产品和新技术研发 - 公司在2022年收购了非运营Kodiak油田的11%工作权益，交易金额为4700万美元，预计在1年内实现投资回收[53] - 公司在2022年收购了非运营Lucius油田的3.4%工作权益，交易金额为7700万美元，预计在2年内实现投资回收[53] 市场扩张和并购 - 增加了在墨西哥湾的113个区块，覆盖约65万英亩，潜在资源为10亿桶油当量（BBOE）[57] - 在巴西Sergipe-Alagoas盆地，Murphy在9个区块中持有20%的权益，发现超过28亿桶油当量（BOE）[116] - 在越南Cuu Long盆地，Murphy持有40%的权益，已提交Lac Da Vang（LDV）开发计划以待政府批准[120] 负面信息 - 公司总债务为2.27十亿美元，平均固定利率为6.2%[91] - 2022年债务减少目标为600-650百万美元，已通过赎回和投标实现440百万美元的长期债务减少[28] 其他新策略和有价值的信息 - 公司设定了资本配置框架，目标是减少长期债务并提高股东回报[39] - 2022年第三季度每股股息增加至0.25美元，年化为1.00美元，较2021年第四季度增加100%[28] - 公司计划在2022年进行初始3亿美元的股票回购计划[40]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入3.51亿美元，摊薄后每股净收入2.23美元，为近十年内持续经营业务的最高季度收益；调整后净收入3.05亿美元，摊薄后每股调整后净收入1.93美元 [18][19] - 本季度运营现金流（含非控股权益）总计6.21亿美元，调整后现金流为正2.67亿美元 [19] - 第二季度应计资本支出2.66亿美元，不包括科迪亚克收购中的非控股权益；与国王码头浮动生产系统实现首次产油相关的或有对价支付为2500万美元 [20] - 第二季度赎回2亿美元2024年高级票据，季度末长期债务余额为23亿美元；截至6月30日，手头现金及等价物约4.3亿美元；季度末后又宣布减少2.42亿美元债务，今年累计债务减少近4.5亿美元，接近6 - 6.5亿美元的年度债务减少目标 [21][22] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰福特页岩区 - 本季度产量为3.6万桶油当量/日，其中液体占比86%；按计划本季度上线23口运营井，包括卡恩斯的17口井和卡塔琳娜的6口井 [24] - 卡恩斯的30天初始产量（IP30）平均为1900桶油当量/日，卡塔琳娜平均为1100桶油当量/日，所有井的液体产量平均占比93% [25] - 2022年钻井和完井计划预计每口井平均成本550万美元，假设西德克萨斯中质原油（WTI）价格为85美元/桶，卡恩斯预计3 - 5个月收回投资，卡塔琳娜预计6 - 11个月收回投资 [26] 图珀蒙特尼地区 - 第二季度产量为2.75亿立方英尺/日；15口井上线，其中5口略提前于计划，其余5口在7月上线，完成2022年计划；近期整个资产实现了4.15亿立方英尺/日的创纪录高产量峰值 [27] - 每口井平均成本480万美元，假设阿尔伯塔省能源公司（AECO）天然气价格为5.50美元/百万英热单位（BTU），平均投资回收期不到6个月 [28] 墨西哥湾地区 - 第二季度产量为7万桶油当量/日，其中石油占比79%；约80%的年度资本支出预算用于主要项目，包括哈利西、莫尔蒙、武士和非运营的圣马洛注水项目，且这些项目按计划进行；其余资本计划用于开发和回接井，本季度正在钻探运营的达尔马提亚一号井和两口非运营的卢修斯井，非运营的科迪亚克井正在完井 [29] - 执行了一系列增值的高经济效益的螺栓式交易，在非运营的科迪亚克和卢修斯油田增加工作权益，预计2022年全年新增产量约1500桶油当量/日，2023年全年预计新增4100桶油当量/日 [30] - 第二季度完成收购科迪亚克油田11%的额外工作权益，成本4700万美元，预计一年内收回投资；签署购买协议，以4.77亿美元收购卢修斯油田3.4%的额外工作权益，预计第三季度完成交易，预计两年内收回投资；交易完成后，在科迪亚克的总工作权益为59.3%，在卢修斯的为16.1% [31] - 国王码头浮动生产系统4月初实现首次产油，目前哈利西、莫尔蒙、武士油田开发项目已上线4口井，当前总毛产量为7万桶油当量/日，墨菲公司净产量为1.8万桶油当量/日，石油占比约87%；该生产系统正常运行时间达97%；第五口井预计即将投产，之后钻机将移至武士油田完成剩余两口井 [33] 各个市场数据和关键指标变化 - 本季度公司总产量为16.4万桶油当量/日，其中液体占比62%，产量处于指导范围高端；实现价格保持强劲，石油为109美元/桶，再次高于WTI价格，天然气液（NGLs）为41美元/桶，天然气净回值接近4美元/千立方英尺 [14] - 预计2022年第三季度产量为18 - 18.8万桶油当量/日，其中石油占比49%，液体占比55%，考虑了近1万桶油当量/日的陆上和海上停机时间以及6000桶油当量/日的墨西哥湾风暴停机时间 [38] - 提高2022年全年产量指导范围至16.8 - 17.6万桶油当量/日，其中石油占比52%，液体占比58%，新的中点为17.2万桶油当量/日，高于之前的16.8万桶油当量/日 [39] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司专注于去杠杆、执行和勘探三大战略优先事项 [7] - 去杠杆方面，持续推进债务减少计划，目标是到2022年减少6 - 6.5亿美元债务，董事会批准了多阶段资本分配框架，目标是实现长期债务达到10亿美元，并通过股票回购和潜在股息增加向股东返还更多回报 [8][42] - 执行方面，各项目执行出色，如墨西哥湾项目提前实现首次产油，鹰福特页岩区和图珀蒙特尼地区的新井产量超预期；收购墨西哥湾非运营油田的高回报工作权益，同时剥离运营的雷鹰油田50%的工作权益 [6][9][32] - 勘探方面，在墨西哥的图卢姆勘探井计划于2022年第四季度开钻；在墨西哥湾推进2023年的两口井勘探计划 [35][36] - 公司认为在墨西哥湾的并购方面具有竞争优势，拥有大量数据和合作经验，偏好高回报、增值、息税折旧摊销前利润（EBITDA）支付期低于2.0且有增长潜力的交易，不喜欢大型已开发储量（PDP）枯竭、有大量弃置义务的交易 [61][62] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司资产表现良好，完井改进和增值收购带来快速回报和更高产量，产生额外自由现金流，有助于推进去杠杆目标和提高股息 [47] - 对墨西哥近海的勘探机会感到期待，同时也在推进2023年墨西哥湾的计划 [47] - 公司有望实现可持续发展，拥有强大的资产负债表和灵活性，能够为股东创造价值，通过股息和股票回购计划向股东返还资金 [73] 其他重要信息 - 公司发布了2022年可持续发展报告，从2019年到2021年，温室气体排放强度降低20%，甲烷排放强度降低28%，火炬燃烧强度降低49%，连续第二年获得第三方对温室气体范围一和范围二数据的保证 [15][16] - 董事会批准了初始3亿股的股票回购计划，可通过多种方式进行，无时间限制 [43] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 债务达到18亿美元后，还款方式是按到期日程还是通过要约收购或公开市场购买快速降至10亿美元以下 - 还款时间取决于价格环境，当前价格下可能通过要约收购来偿还较长期限的债务，具体需根据市场情况而定 [51][54] 问题2: 获得投资级评级需要做什么，有什么好处 - 需要继续做好运营执行和债务减少工作；好处包括降低资本成本、减少与交易对手方的抵押品要求等 [55] 问题3: 当前大宗商品价格前景是否会改变图珀蒙特尼地区的投资支出 - 公司计划维持鹰福特和图珀蒙特尼地区的现有资本支出水平，明年图珀蒙特尼地区计划将产量提高到5亿立方英尺/日；不追求大幅增产，但随着墨西哥湾项目的推进，明年产量将增加 [56][57] 问题4: 谈谈墨西哥湾的收购环境、公司的收购意愿和竞争情况 - 公司在墨西哥湾并购方面有竞争优势，拥有大量数据和合作经验；偏好高回报、增值、EBITDA支付期低于2.0且有增长潜力的交易，不喜欢大型PDP枯竭、有大量弃置义务的交易 [60][62] 问题5: 2023年资本支出是否会大幅下降，是否有其他海上项目会获得更多资本 - 2023年资本支出需根据通胀情况重新校准，计划维持鹰福特和图珀蒙特尼地区的现有计划，产量增加主要来自墨西哥湾项目；通常在1月份公布最终支出计划 [65][67] 问题6: 债务目标是绝对债务还是净债务 - 是长期绝对债务，不使用净债务概念，目标是在偿还债务的同时向股东返还资本 [69] 问题7: 如何看待通过股东回报创造价值与持续生产和储量增长的关系 - 公司认为自身具有可持续性，能够在保持一定产量增长的同时，建立强大的资产负债表，通过股息和股票回购计划为股东创造价值 [73] 问题8: 国王码头项目的潜在增量产能以及墨西哥湾更多优先股交易情况 - 公司在墨西哥湾的并购交易具有优势，能够获取有价值的信息；国王码头项目目前产量约7万桶油当量/日，即将上线最后一口井，预计年底接近铭牌产能8.5万桶/日，若井的表现持续出色，通过对设施运营进行微调，有望达到10万桶/日 [75][81][82] 问题9: 《降低通胀法案》中潜在的特许权使用费增加对墨西哥湾业务的影响 - 公司现有租约与美国政府的合同中无法提高特许权使用费率，该法案中的特许权使用费增加仅适用于新租约；法案中的甲烷税等对公司海上业务影响极小 [84][85][86] 问题10: 在墨菲3.0目标框架下，如何看待未来的收购机会，若因有吸引力的交易而延迟实现目标应如何考虑 - 对于有吸引力的并购交易，公司和董事会会进行评估；在此期间，公司会积累现金，为股东回报、并购或勘探成功提供更多灵活性；公司对并购有较高标准，交易必须符合独特的投资标准 [87][89][90] 问题11: 图卢姆勘探井的预计结果时间 - 该井计划于2022年10月开钻，预计钻井时间约两个月 [92][93] 问题12: 哈利西 - 莫尔蒙 - 武士油田的生产概况，何时达到平台峰值产量以及明年产量情况 - 即将上线莫尔蒙2井，预计增加大量产量；第三季度接近设施产能，新井产量略有下降，第四季度上线剩余两口井；若井的结果符合预期，第四季度的退出产量将达到一定水平 [95][97] 问题13: 预计何时达到去杠杆目标和新的资本回报框架目标 - 取决于通胀和价格等因素，预计年底接近18亿美元债务水平，若油价在75 - 85美元，预计2023年接近10亿美元的长期债务目标 [98][99][100] 问题14: 鹰福特地区的螺栓式收购机会以及未来的套期保值策略 - 公司会关注鹰福特地区的螺栓式收购机会，但目前计划保持该地区产量平稳，现有位置充足，且收购目标往往不如公司现有位置优质；套期保值方面，认为强大的资产负债表和适应多种价格和运营环境的战略是最好的对冲，历史上曾为确保收购回报考虑套期保值，未来在特定情况下可能会再次考虑 [102][103][107]

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]

原油价格数据 - 2022年第二季度，西德克萨斯中质原油（WTI）平均价格约为108.41美元/桶，2022年6月约为114.34美元/桶，较2021年6月增长60%，较2022年3月均价增长6% [109] - 2022年第二季度公司原油和凝析油全球平均价格为每桶109.25美元，2021年同期为65.57美元，同比增长67%[139] - 2022年前六个月公司原油和凝析油全球平均价格为每桶102.86美元，2021年同期为62.14美元，同比增长65.5%[145] 持续经营业务关键指标（按季度） - 截至2022年6月30日的三个月，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，净收入为4.104亿美元 [110] - 截至2021年6月30日的三个月，公司持续经营业务日均产量为18.2万桶油当量，资本支出为2.071亿美元，净亏损为2690万美元 [112] 持续经营业务关键指标（按半年） - 截至2022年6月30日的六个月，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，净收入为3.455亿美元 [114] - 截至2021年6月30日的六个月，公司持续经营业务日均产量为17.4万桶油当量，资本支出为4.582亿美元，净亏损为2.94亿美元 [115] 业务收购情况 - 2022年6月，公司以4650万美元收购墨西哥湾科迪亚克油田11.0%的额外工作权益 [111] - 2022年第二季度，公司以4650万美元收购了科迪亚克11.0%的额外工作权益[156] 生产收入变化 - 2022年上半年生产收入较2021年上半年增长47%，主要受价格上涨推动 [116] 各业务板块收入与亏损情况（按季度） - 截至2022年6月30日的三个月，勘探与生产业务收入为5.352亿美元，公司及其他业务亏损为1.248亿美元 [118] 调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA） - 2022年第二季度，公司调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为6.32亿美元，每桶油当量调整后EBITDA为42.46美元 [122] - 2022年上半年，公司调整后EBITDA为9.932亿美元，每桶油当量调整后EBITDA为36.18美元 [122] 各地区勘探与生产业务盈利变化（按季度） - 2022年第二季度美国勘探与生产业务盈利4.915亿美元，2021年同期为1.947亿美元，有利变化2.968亿美元[128] - 2022年第二季度加拿大勘探与生产业务盈利4720万美元，2021年同期为1270万美元，有利变化3450万美元[129] - 2022年第二季度其他国际勘探与生产业务亏损350万美元，2021年同期亏损1040万美元，有利变化690万美元[130] 各地区勘探与生产业务盈利变化（按半年） - 2022年前六个月美国勘探与生产业务盈利7.444亿美元，2021年同期为3.137亿美元，有利变化4.307亿美元[132] - 2022年前六个月加拿大勘探与生产业务盈利6990万美元，2021年同期亏损1.116亿美元，有利变化1.815亿美元[133] - 2022年前六个月其他国际勘探与生产业务亏损4770万美元，2021年同期亏损1730万美元，不利变化3040万美元[134] 各地区业务收支项目变化（按季度） - 2022年第二季度美国业务收入增加3.289亿美元，折旧、损耗和摊销减少2630万美元，其他运营费用减少3760万美元，所得税费用增加7640万美元，租赁运营费用增加1900万美元[128] - 2022年第二季度加拿大业务生产收入增加3620万美元，折旧、损耗和摊销减少790万美元，所得税费用增加1290万美元[129] 各地区业务收支项目变化（按半年） - 2022年前六个月美国业务收入增加5.46亿美元，折旧、损耗和摊销减少4940万美元，所得税费用增加1.061亿美元，其他运营费用增加4370万美元[132] - 2022年前六个月加拿大业务生产收入增加6150万美元，折旧、损耗和摊销减少1850万美元，所得税费用增加6260万美元，租赁运营费用增加720万美元，运输、集输和处理成本增加480万美元[133] 公司活动亏损变化 - 2022年第二季度公司活动亏损1.248亿美元，2021年同期亏损2.239亿美元，有利差异9910万美元[136] - 2022年前六个月公司活动亏损4.211亿美元，2021年同期亏损4.788亿美元，有利差异5770万美元[137] 产量数据（按季度） - 2022年第二季度持续经营业务的总碳氢化合物日均产量为173173桶油当量，较2021年同期下降5%[138] - 2022年第二季度天然气日均产量为3.814亿立方英尺，2021年同期为3.688亿立方英尺，增加1250万立方英尺[142] 产量数据（按半年） - 2022年前六个月勘探与生产的总碳氢化合物日均产量为161579桶油当量，较2021年同期下降7.0%[144] - 2022年前六个月天然气日均产量为3.617亿立方英尺，2021年同期为3.587亿立方英尺，增加300万立方英尺[147] 天然气价格数据 - 2022年第二季度公司天然气平均价格为每千立方英尺3.90美元，2021年同期为2.34美元[143] 现金流量数据 - 2022年前六个月公司持续经营活动提供的净现金为9.592亿美元，2021年同期为6.863亿美元，增加2.730亿美元[155] - 2022年前六个月投资活动所需净现金为5.993亿美元，2021年同期为投资活动提供净现金1.937亿美元[156] - 2022年前六个月融资活动所需净现金为4.475亿美元，2021年同期为3.867亿美元[160] 物业添置和干井成本 - 2022年和2021年前六个月，物业添置和干井成本（不包括国王码头）分别为5.528亿美元和4.228亿美元[156] 营运资金与长期债务情况 - 截至2022年6月30日，营运资金赤字为5.669亿美元，较2021年12月31日减少2.68亿美元[163] - 截至2022年6月30日，长期债务为22.679亿美元，较2021年12月31日减少1.975亿美元[165] 产品销售收入 - 2022年第二季度产品销售收入为1.0841亿美元，第一季度为9429万美元，2021年第二季度为6607万美元[167] 产量与资本支出预测 - 2022年第三季度产量预计平均在18万至18.8万桶油当量/日之间（不包括非控股权益）[167] - 2022年资本支出预计在9亿至9.5亿美元之间（不包括收购和非控股权益）[168] 衍生品合约与大宗商品价格关系 - 截至2022年6月30日，相关大宗商品基准价格上涨10%，将使这些衍生品合约的净应付款增加约7850万美元，下降10%则会使记录的净应付款减少类似金额[173]

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]