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 March 31, 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) (State or other jurisdiction of incorporation o ...

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]

各地区产量及储量数据 - 2021年美国地区原油和天然气凝析液日产量约95,600桶，天然气日产量约90MMCF，分别占公司全球总产量的90.1%和24.4%[22][23] - 2021年墨西哥湾地区原油和天然气凝析液日产量64,900桶，天然气日产量61MMCF，年末探明储量为1.523亿桶油和天然气凝析液以及1210亿立方英尺天然气[24] - 2021年鹰福特页岩区油和凝析液日产量30,670桶，天然气日产量28MMCF，年末美国陆上业务探明储量为1.378亿桶液体和1993亿立方英尺天然气[26] - 2021年加拿大陆上日均产量为6400桶液体和278MMCF天然气，年末探明储量分别约为1420万桶和2万亿立方英尺[28] - 2021年加拿大海上Hibernia油田石油日产量为3765桶，年末加拿大海上探明储量约为2500万桶液体和144亿立方英尺天然气[30][32] 公司总探明储量情况 - 截至2021年12月31日，公司总探明储量为7.169亿桶油当量，其中探明已开发储量4.192亿桶油当量，探明未开发储量2.977亿桶油当量[46] - 2021年公司总探明储量增加210万桶油当量，主要源于加拿大陆上、鹰福特页岩区和美国墨西哥湾海上及加拿大东部的储量扩展以及加拿大海上权益增加[47] - 2021年公司总探明未开发储量较上年减少640万桶油当量，主要受图珀蒙特尼地区价格下调和部分区域开发工作影响[48] - 2021年公司花费约4.73亿美元将探明未开发储量转化为探明已开发储量，预计2022 - 2024年分别花费约7亿美元、3.71亿美元和2.95亿美元[49] - 截至2021年12月31日，与各开发项目相关的总探明未开发储量约为2.977亿桶油当量，占公司总探明储量的42%[50] - 截至2021年12月31日，公司约34%的原油和凝析油已探明储量、26%的天然气液已探明储量和49%的天然气已探明储量为未开发储量[126] 储量审计情况 - 2021年93.2%的探明储量由第三方审计，且在10%的可接受公差范围内，莱德斯科特公司和麦克丹尼尔公司分别审计了公司总探明储量的47.9%和45.3%[55] - 2021年公司93.2%的已探明储量由第三方审计机构审计[125] 土地面积情况 - 截至2021年12月31日，公司持有的已开发和未开发土地总面积为1386.1万英亩（毛面积）和658.7万英亩（净面积）[65] - 2022年计划到期的净面积包括越南452.1万英亩、墨西哥湾4.6万英亩、加拿大陆上3.5万英亩和文莱3万英亩[66] - 2023年计划到期的净面积包括澳大利亚24.1万英亩、巴西7.5万英亩、加拿大陆上3.5万英亩、墨西哥湾1.6万英亩和西班牙0.1万英亩[66] - 2024年计划到期的净面积包括墨西哥湾4.7万英亩和加拿大陆上1.7万英亩[67] 井数量情况 - 截至2021年12月31日，公司拥有产油井1236口（毛井）和958口（净井），天然气井427口（毛井）和334口（净井）[71] - 2021 - 2019年公司净钻井数量方面，2021年勘探井0.1口（干井）、开发井42.5口；2020年勘探井0.7口（有效）和0.4口（干井）、开发井30.4口；2019年勘探井0.6口、开发井103.2口[72] - 截至2021年12月31日，公司正在钻探的井总数为40口（毛井）和24.9口（净井），其中勘探井1口（毛井）和0.2口（净井），开发井39口（毛井）和24.7口（净井）[73] 环保目标及法规约束 - 公司承诺到2030年消除常规火炬燃烧，并设定了到2030年将温室气体排放强度较2019年水平降低15% - 20%的目标（不包括已停产和剥离的马来西亚业务）[75] - 公司受各种环境、健康和安全法律法规约束，包括CERCLA等相关法规[77][78] - 公司受美国《清洁水法》《石油污染法》等环保法律约束[79] - 公司受美国《职业安全与健康法》等安全法律及加拿大相关安全法规约束[88] - 公司面临环保、健康和安全等法律法规风险，这些法规常变且趋严，可能导致额外资本和运营支出[134] - 公司北美陆上油气生产依赖水力压裂技术，相关法规变化可能影响生产水平或增加成本[137] 员工情况 - 截至2021年12月31日，公司有696名员工，其中408名为办公室员工，288名为现场员工[89] - 2021年，公司自愿员工离职率为5.7%[95] - 2021年，公司女性在高管和高级经理中占比12%，在一级和中级经理中占比18%，在专业人员中占比34%，在其他人员（行政支持和现场人员）中占比7%，总体占比21%[100] - 2021年，美国本土少数族裔在高管和高级经理中占比18%，在一级和中级经理中占比22%，在专业人员中占比34%，在其他人员（行政支持和现场人员）中占比31%，总体占比30%[101] - 公司员工通过My Murphy Learning进行的强制性合规培训完成率达100%[92] - 2021年，公司进一步增强福利，实施假期结转政策、扩大牙科保险范围、增加短期残疾全薪周数[96] - 公司董事会至少30年有女性成员，目前有三名女性董事[99] 可持续发展报告 - 2021年，公司发布第三份年度可持续发展报告[103] 油气价格情况 - 2021年WTI原油均价为68美元/桶，2020年为39美元/桶，2021年末收盘价为72美元/桶，较2020年末上涨52%，2022年2月24日收盘时，2022年和2023年NYMEX WTI远期曲线价格分别为86.31美元/桶和77.72美元/桶[113] - 2021年NYMEX天然气平均销售价格为3.84美元/百万英热单位，2020年为1.99美元/百万英热单位，2021年12月31日收盘价为3.72美元/百万英热单位，加拿大基准天然气价格AECO 2021年均价为2.89美元/百万英热单位，2021年12月31日收盘价为3.20美元/百万英热单位[114] OPEC+产量计划 - OPEC+计划每月增产40万桶/日，目标是到2022年9月完全取消此前的减产，2020年OPEC+因新冠疫情需求下降减产1000万桶/日，2021年底减产约580万桶/日[112] 勘探计划 - 公司2022年勘探计划预算为7500万美元，包括巴西的Cutthroat井、墨西哥的Tulum井以及文莱的一口非作业井[123] - 公司战略是每年参与3 - 5口勘探井的钻探，2021年在文莱钻成一口成功的勘探井，在美国墨西哥湾参与一口未成功的井，巴西的Cutthroat井因许可延迟推迟到2022年初钻探[123] 价格对冲及影响 - 公司通过出售远期、掉期和其他形式的衍生品合约对冲部分原油和天然气价格变动风险，2021年签订了领口合约[115][119] - 油价和天然气价格下跌会对公司经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响，包括降低销售收入、减少资本支出、导致减值费用、减少已探明储量和降低股息等[115][116][117] 循环信贷安排 - 2018年11月公司签订16亿美元循环信贷安排，将于2023年11月到期，截至2021年12月31日无未偿还借款[144] 债务处理 - 2021年公司采取多项措施减少整体债务[147] 基准利率变化 - 2021年初英国金融行为监管局宣布在年底前逐步淘汰LIBOR作为基准利率，部分美元LIBOR期限将持续发布至2023年6月30日，美国监管机构要求银行在2021年12月31日前停止签订新的参考美元LIBOR的合同[145] - 2018年4月3日起开始发布有担保隔夜融资利率（SOFR），其与美元LIBOR有本质区别，且发布后SOFR每日变化有时比可比基准或其他市场利率更不稳定[146] 金融风险 - 公司面临金融风险，资本融资可能不足，利率变化会影响现金流，债务信用评级和竞争会影响融资能力[144][148] 外汇风险 - 公司运营受外汇汇率变化影响，加拿大业务面临加元以外货币的外汇风险[150] 供应链成本压力 - 公司面临供应链成本压力，2021年和2022年初油气行业商品和服务成本上升[152] 疫情影响 - 2020年新冠疫情导致全球经济混乱，原油、天然气液体和天然气需求疲软，全球大宗商品价格下行；2021年疫苗普及和部分封锁措施放松，油气需求增加[155] 保险情况 - 公司维持的责任保险足以覆盖每次事故和年度累计高达约5亿美元的总保险索赔成本份额[172] - 公司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（墨西哥湾索赔为8.75亿美元），这些保单的免赔额从1000万美元到2500万美元不等[172] 衍生品合约情况 - 截至2021年12月31日，公司有针对2022年美国部分未来原油销售的商品交易，相关商品基准价格上涨10%，将使这些衍生品合约的净应付款增加约1.009亿美元；下降10%，将使记录的应付款减少类似金额并产生应收款[330] - 截至2021年12月31日，公司没有未到期的外汇衍生品合约[330] 其他运营情况 - 公司继续与利益相关者合作应对全球疫情，监控情况并采取行动减轻不利后果，在管理成本和资本支出方面保持财务纪律[158] - 公司信息技术环境可能面临网络威胁，采取人员、流程和技术三方面措施降低网络安全风险[161][163][166] - 公司运营和收益受国内外政治发展影响，美国政府相关政策可能影响公司未来发展、储量和现金流[164][165][166][168][169] - 公司面临化石燃料业务模式的长期挑战，气候变化相关倡议可能减少全球原油和天然气需求，影响公司业务[173][174][175] - 截至2021年12月31日，公司经美国证券交易委员会定义的已探明储量中，0.1%位于美国和加拿大以外的国家[169] - 截至2021年12月31日，公司没有未了结的美国证券交易委员会工作人员评论[178] - 2021年公司约24%的总产量来自其他运营商运营的油田，截至2021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[129]

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]

公司债务与资产调整 - 2021年第三季度，公司继续去杠杆，赎回本金总额1.5亿美元、利率6.875%、2024年到期的优先票据，现金成本260万美元[110] - 2021年第三季度，公司收购加拿大Terra Nova额外7.525%的工作权益，将资产义务推迟约10年，减少弃置负债约7200万美元[111] - 2021年第一季度，公司子公司出售King's Quay FPS 50%权益及相关管道，获得2.677亿美元补偿[116] - 截至2021年9月30日，营运资金赤字为3.449亿美元，较2020年12月31日减少3.155亿美元，主要因应付账款、其他应计负债和经营租赁负债增加[159] - 截至2021年9月30日，长期债务为26.137亿美元，较2020年12月31日减少3.744亿美元，主要因偿还RCF借款和赎回票据[160] 持续经营业务关键指标 - 2021年第三季度，公司持续经营业务日均产量16.3万桶油当量，资本支出1.105亿美元，净收入1.38亿美元[112] - 2021年前九个月，公司持续经营业务日均产量17万桶油当量，资本支出5.687亿美元，净亏损1.56亿美元[113] - 2020年第三季度，公司持续经营业务日均产量16.3万桶油当量，资本支出1.227亿美元，净亏损2.658亿美元[114] - 2020年前九个月，公司持续经营业务日均产量18万桶油当量，资本支出6.803亿美元，净亏损10.928亿美元[115] - 2021年第三季度持续经营业务的总碳氢化合物日均产量为163,224桶油当量，与2020年同期基本持平[136] - 2021年第三季度持续经营业务的平均原油和凝析油日均产量为88,245桶，较2020年同期减少7146桶[137] - 2021年前九个月所有勘探与生产持续经营业务的总碳氢化合物日均产量为170,209桶油当量，较2020年同期下降6%[135] - 2021年前九个月持续经营业务的平均原油和凝析油日均产量为98,314桶，较2020年同期减少10,364桶[135] - 2021年前九个月持续经营业务的天然气日均销售量为3.684亿立方英尺，较2020年同期增加920万立方英尺[135] - 2021年第四季度产量预计平均在14.55 - 15.35万桶油当量/日之间，不包括非控股权益[163] 各业务线收入与盈利情况 - 2021年第三季度，勘探与生产业务收入2.368亿美元，2020年同期亏损1.929亿美元；前九个月收入4.216亿美元，2020年同期亏损11.197亿美元[118] - 2021年第三季度，美国业务收入1.681亿美元，2020年同期亏损1.726亿美元；加拿大业务收入7390万美元，2020年同期亏损860万美元[120] - 2021年第三季度美国勘探与生产业务盈利1.681亿美元，2020年同期亏损1.726亿美元，2021年比2020年有利3.407亿美元，主要因收入增加2.344亿美元、减值费用减少2.051亿美元和折旧、损耗及摊销减少1920万美元[126] - 2021年第三季度加拿大勘探与生产业务盈利7390万美元，2020年同期亏损860万美元，2021年比2020年有利8250万美元，主要因资产报废义务递延产生7180万美元信贷[127] - 2021年第三季度其他国际勘探与生产业务持续经营亏损520万美元，2020年同期亏损1170万美元，2021年比2020年有利650万美元，主要因巴西和墨西哥勘探费用降低[128] - 2021年前九个月美国勘探与生产业务盈利4.818亿美元，2020年同期亏损10.117亿美元，2021年比2020年有利14.935亿美元，主要因2021年无减值费用（2020年为11.525亿美元）[130] - 2021年前九个月加拿大勘探与生产业务亏损3770万美元，2020年同期亏损3500万美元，结果与去年同期相当，2021年包括1.713亿美元减值费用和7180万美元信贷[131] - 2021年前九个月其他国际勘探与生产业务亏损2250万美元，较上一年的7300万美元亏损减少5050万美元[133] 财务关键指标对比 - 2021年第三季度油气销售及其他营业收入为6.898亿美元，2020年同期为4.271亿美元[123] - 2021年前九个月油气销售及其他营业收入为20.536亿美元，2020年同期为13.176亿美元[124] - 2021年第三季度所得税拨备（收益）为6430万美元，2020年同期为 - 4070万美元[123] - 2021年前九个月所得税拨备（收益）为1.009亿美元，2020年同期为 - 2.63亿美元[124] - 2021年第三季度运营结果（不包括企业部门）为2.368亿美元，2020年同期为 - 1.929亿美元[123] - 2021年第三季度公司活动亏损9880万美元，较2020年第三季度的7290万美元净亏损增加2590万美元[134] - 2021年前九个月公司活动亏损5.776亿美元，较2020年同期的2690万美元盈利减少6.045亿美元[135] 调整后EBITDA指标 - 2021年第三季度，调整后EBITDA为2.876亿美元，每桶油当量调整后EBITDA为20.23美元；前九个月调整后EBITDA为9.337亿美元，每桶油当量调整后EBITDA为21.45美元[122] 原油价格指标 - 2021年第三季度公司全球原油和凝析油平均价格为每桶68.88美元，较2020年同期增长73%[138] - 2021年前九个月公司全球原油和凝析油平均价格为每桶64.19美元，较2020年同期增长74%[135] - 2021年第三季度WTI原油平均价格为70.56美元/桶，2020年同期为40.93美元/桶；截至2021年11月2日收盘，2021年和2022年NYMEX WTI远期曲线价格分别为83.91美元/桶和76.27美元/桶[163] 现金流指标 - 2021年前九个月持续经营活动提供的净现金为10.913亿美元，2020年同期为5.78亿美元，主要因客户销售收入增加、营运资金降低等因素所致[152] - 2021年前九个月投资活动所需净现金为3.119亿美元，2020年同期为7.237亿美元，主要因Eagle Ford Shale资本支出降低和King's Quay支出减少[153] - 2021年前九个月融资活动所需净现金为5.856亿美元，2020年同期融资活动提供净现金5910万美元，2021年主要用于提前赎回票据等[157] 资本支出预计 - 2021年公司资本支出预计在6.75 - 6.85亿美元之间，将主要使用经营现金流和可用现金为剩余资本项目提供资金[164] 衍生品与风险管理 - 截至2021年11月2日，公司已签订衍生品或远期固定价格交付合同，涉及美国WTI原油和Montney天然气[167][169] - 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[172] - 公司利用金融和商品衍生工具管理现有或预期交易的风险[172] - 2021年9月30日有商品交易，覆盖2021和2022年美国部分未来原油销售[173] - 相关商品基准价格上涨10%，衍生合同净应付款将增加约1.136亿美元[173] - 相关商品基准价格下降10%，记录的净应付款将减少约1.136亿美元[173] - 2021年9月30日没有外汇衍生合同[173] 境外现金情况 - 截至2021年9月30日，美国境外持有的现金及现金等价物包括加拿大约1.194亿美元和文莱620万美元，加拿大对汇回美国的收益征收5%预扣税[162]

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]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净亏损6300万美元，摊薄后每股亏损0.41美元；调整后净利润9100万美元，摊薄后每股收益0.59美元 [20] - 本季度运营现金流总计4.49亿美元，调整后现金流为2.46亿美元 [21] - 2021年资本支出计划向上半年倾斜，第二季度累计资本支出1.98亿美元，略高于此前指引；全年资本支出指引收紧至6.85 - 7.15亿美元，中点维持在7亿美元 [22][23] - 第三季度产量指引为16.2 - 17万桶油当量/日；全年产量指引调整为15.75 - 16.55万桶油当量/日 [25][26] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰滩页岩区 - 二季度产量4.2万桶油当量/日，处理量含75%石油和88%液体 [29] - 自2019年以来，每英尺完井成本和机械钻速提高25%；四年内完井成本降低40%，单井钻井和完井成本从2018年的630万美元降至470万美元；2021年项目在油价平均近62美元/桶时，约九个月实现井支出回收 [30] 图珀蒙特尼地区 - 二季度产量2.48亿立方英尺/日，10口井投产，完成全年作业 [32] - 自2017年以来，钻井和完井成本降低24%，2021年单井总成本降至440万美元；自2019年以来，每英尺完井成本提高25%；自2017年以来，平均日泵送时间从近12小时增至18小时以上 [32][33] 墨西哥湾项目 - 二季度完成Samurai 3井钻探，正在钻探Khaleesi 3井，计划三季度晚些时候钻探Samurai 4井，预计明年上半年Kings Quay投产 [34] - 非运营的圣马洛注水项目最后一口生产井完井作业本周结束，今年剩余时间钻机作业完成 [35] - Kings Quay浮式生产系统二季度完成建造，已从韩国启航前往德克萨斯海岸，预计2022年初安置在墨西哥湾 [36] 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 - 公司三大优先事项为去杠杆、执行和勘探，长期计划保持不变，2021 - 2024年维持6亿美元资本支出，期间产量复合年增长率约6% [11][41] - 假设长期WTI均价60美元/桶，到2024年底公司债务将减半至低于14亿美元；若2023年油价平均70美元/桶，到2023年年中即可实现债务削减目标 [42] - 重大墨西哥湾项目完成后，公司在资本分配决策上有更多选择，将平衡资产开发、勘探成功资金投入、潜在并购、额外债务回购和向股东返还更多现金 [43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在三个生产区域的持续执行取得出色成果，海上长期项目和图珀蒙特尼地区扩张进展顺利 [8] - 公司保持强劲现金流，轻松覆盖2021年计划支出，并通过长期股息支持股东；本季度现金头寸增加近1.9亿美元，可加速去杠杆计划 [9] - 公司对第二季度各方面进展感到满意，将继续专注于去杠杆、执行和勘探，实现长期目标 [11][44] 其他重要信息 - 公司发布可持续发展报告，设定2030年零常规火炬排放目标，获得2020年范围1和范围2温室气体排放的第三方保证；自2016年以来，范围1和范围2温室气体排放减少47%，2019 - 2020年减少10% [15][16] - 公司在文莱参与Jagus SubThrust - 1X勘探井钻探，成本280万美元，权益约8%，目前合作伙伴正在评估开发评估计划，公司正在评估地震数据和进一步勘探前景 [37] - 二季度在墨西哥湾开始钻探雪佛龙运营的Silverback勘探井，预计本月完成，参与该项目可获得12个区块权益 [38] - 公司与埃克森美孚等合作伙伴计划四季度在巴西钻探Cutthroat 1井，公司净成本约1500万美元 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请介绍Silverback项目进展及文莱发现对公司的影响 - 钻探初期出现机械问题，井重新开钻，但不影响前景；雪佛龙运营出色，弥补重新开钻成本，公司资本投入与原计划相同 [51][52] - 文莱区块持有已久，此次钻探成功，公司将其从待售状态移除；该地区有大型油田，公司希望在此建立长期业务，预计产量2000 - 3000桶/日，油质好且利润高 [53][54] 问题2: 请评价奥斯汀白垩层在卡塔琳娜地区的潜力 - 公司在卡内斯县的奥斯汀白垩层取得良好成果，但在德威特县评估和开发工作有限；附近运营商有成功案例，公司已对着陆区进行评估和优化，认为有潜力；计划在四口井的平台上测试一口井，若成功，公司有100多个奥斯汀白垩层位置有望实现顶级表现 [56][57] 问题3: 开发项目是否会提前完成，以及非运营活动未来情况 - 公司各项工作进展顺利，按计划2022年年中完成，对许可证情况满意；今年还将在该地区投产Calliope井，所有项目都在预算内进行 [62][63][64] - 鹰滩地区部分非运营井提前投产，为二季度产量贡献约2100桶油当量；即使这些井未提前投产，鹰滩业务仍将超出指引；公司对鹰滩运营和非运营业务表现满意 [66][67] 问题4: 请介绍巴西项目机会及资本支出成本通胀情况 - 公司与埃克森美孚等合作伙伴在巴西建立了大面积区块；该地区有成功油田，与公司项目地质环境相似；公司对该机会感到兴奋，未来几年有多个钻探机会；埃克森美孚另一钻机完成工作后，将于四季度初开始在此作业 [74][75] - 公司对资本计划有信心，因部分项目即将结束，如圣马洛钻探停止、Silverback井即将完成、仅在卡塔琳娜钻探四口井；剩余资本支出基本固定，合同已签订，供应链战略采购提供了良好可见性，运营团队持续降低成本 [76][77][78] 问题5: 鹰滩和墨西哥湾地区本季度运营费用降低的原因，以及特拉诺瓦项目情况 - 鹰滩地区二季度产量高有助于降低成本；团队持续努力降低成本，远程运营中心和工程团队提升运营效率、降低停机时间；二季度有300万美元前期调整，因发现一处设施购买天然气时支付特许权使用费有误，该调整未来不会重复；预计下半年鹰滩运营费用因产量下降和前期调整不再重复而略有上升，公司整体运营费用预计在800 - 900万美元 [86][87][88] - 特拉诺瓦项目所有合作伙伴正在执行，公司董事会昨日批准，若其他合作伙伴也批准将推进；预计2022年末或2023年初恢复生产，该项目不影响公司资本指引 [89] 问题6: 文莱预计产量是毛产量还是净产量，以及何时投产；巴西项目成功概率 - 文莱预计产量为净产量；目前是发现井，运营商和合作伙伴需进行井的划定评估，暂无投产时间 [95] - 巴西项目成功概率类似典型大型深海机会，约为四分之一；该项目毗邻已发现和运营的大型油田，符合公司在已知产油区钻探的战略，增加了成功的积极因素 [96] 问题7: 墨西哥项目情况及与其他项目的优先级比较；图珀蒙特尼项目明年是否会增加活动 - 墨西哥项目预计明年钻探，受2020年疫情影响推迟；图卢姆地区有良好机会，周边有近期发现；公司对墨西哥项目兴趣浓厚，因可自主运营且该地区有类似勘探机会 [103][104][105] - 图珀蒙特尼是长期项目，公司已制定达到目标产量的活动计划，不会因价格上涨改变计划；目前约15%产量按AECO价格销售，享受高价带来的现金流增加；团队在应对热浪危机时表现出色，停机时间少，本季度产量将高于上季度 [107][108]