墨菲石油2025财年四季报业绩会议总结
一、开场介绍
会议时间： 2026年1月29日
主持人说明：
介绍会议为墨菲石油公司2025年第四季度财报电话会议及网络直播，线路初期为仅收听模式，演示后进行问答环节，通话已录制；提醒来电者限制问题数量（一个主要问题和一个后续问题）。
管理层发言摘要：
Atif Riaz（投资者关系及财务主管副总裁）：说明已发布第四季度收益报告、幻灯片演示文稿和股东更新，文件可在公司网站获取；提醒通话包含前瞻性陈述，实际结果可能不同，产量、储量和财务数据已排除美洲湾非控股权益。
Eric M. Hambly（总裁兼首席执行官）：感谢员工贡献，2025年在大宗商品价格挑战下资产执行强劲，第四季度和全年产量超指引，陆上油井表现佳、海上设施正常运行时间高；租赁运营费用同比降低20%，资本支出低于指引（部分因Eagle Ford页岩效率提升）；勘探亮点包括越南Hai Su Vang评估成功、美洲湾两口勘探井发现油田，科特迪瓦Civet井为干井；2026年计划战略性投资美洲湾、越南和科特迪瓦，应对市场不确定性，净产量预计下降（17.1万桶油当量/天，2025年为18.2万桶），主要因Montney天然气产量减少，Eagle Ford产量维持但资本支出降25%，租赁运营费用保持10-12美元/桶。
二、财务业绩分析
核心财务数据
2025年第四季度及全年产量：均超出指引；
2025年租赁运营费用：同比降低20%；
2025年资本支出：低于指引；
2026年净产量指引：17.1万桶油当量/天（2025年为18.2万桶油当量/天）；
2026年租赁运营费用指引：10-12美元/桶。
关键驱动因素
2026年产量下降主因：Montney天然气产量减少，部分因天然气价格上涨导致特许权使用费增加，现金流影响较温和；
资本支出降低原因：Eagle Ford页岩项目实现效率提升；
成本控制：通过优化运营持续管理成本，租赁运营费用维持在目标区间。
三、业务运营情况
分业务线表现
陆上业务：Eagle Ford页岩2026年产量维持不变，但资本支出减少25%；加拿大陆上Montney天然气产量减少，受特许权使用费增加影响。
海上业务：美洲湾两口勘探井发现油田，Chinook开发井计划2026年下半年投产，预计为高产井，对下半年产量有重大影响；Loch Du Bong（金骆驼）开发项目第四季度将实现首次产油。
国际业务：越南Hai Su Vang（金海狮油田）评估井发现429英尺净油层，资源量显著高于初始1.7亿桶油当量中点，计划再钻两口评估井；科特迪瓦Civet井为干井，但对Caracol和Bubal勘探目标保持乐观；进入摩洛哥近海，收购Bid湾七个新区块，美洲湾租赁销售中成为最高出价者。
市场拓展
区域扩张：新增摩洛哥近海勘探区块，Bid湾收购七个新区块，美洲湾新增七个区块结果待定；
国际化布局：越南业务预计到21世纪30年代初期规模超过当前Eagle Ford页岩业务，科特迪瓦持续推进勘探计划。
研发投入与成果
勘探与评估：2025年第四季度在三大洲推进四口勘探和评估井，越南Hai Su Vang评估成功，美洲湾两口勘探井发现油田；2026年计划在越南钻两口评估井，科特迪瓦钻两口勘探井。
运营效率
成本优化：Eagle Ford页岩项目通过效率提升降低资本支出；
资产利用：海上设施保持较高正常运行时间，Chinook开发井预计高产量且经济性强劲。
四、未来展望及规划
短期目标（2026年）
产量目标：净产量17.1万桶油当量/天；
资本支出：战略性投资核心项目（Loch Du Bong开发、Hai Su Vang评估、Chinook开发井、科特迪瓦勘探），其他部分具备灵活性；
勘探计划：越南Hai Su Vang钻两口评估井，科特迪瓦钻两口勘探井，推进摩洛哥近海地震数据评估。
中长期战略
业务增长：越南业务到21世纪30年代初期规模超过Eagle Ford页岩，Loch Du Bong和Hai Su Vang油田净产量预计达3-5万桶油当量/天；
勘探布局：持续拓展全球勘探组合（美洲湾、越南、科特迪瓦、摩洛哥等），增强勘探管道，为长期增长提供选择权；
财务稳健：保持低杠杆率，流动性超20亿美元，若大宗商品价格长期低迷，准备收紧资金并削减资本支出。
五、问答环节要点
Hai Su Vang产量与测试
问：Hai Su Vang 2x测试产量（1.2万桶/天）是否受设备限制或节流影响？
答：非设施限制，为储层自然产能，该产能在盆地内属极高水平（同类油井历史日产约2000桶），储层质量和产能良好。
2026年资本支出灵活性
问：2026年资本支出中多少部分可灵活调整？
答：核心项目（Loch Du Bong开发、科特迪瓦勘探、Hai Su Vang评估、Chinook开发井）在几乎任何油价下均推进，其他部分（美洲湾钻机计划后期、Eagle Ford、加拿大陆上）可调整，2026年或可减少10%支出，长期若油价低迷可削减30%-40%。
Civet井失败影响及后续勘探
问：Civet井失败机制及对Caracal和Bubal成功概率的影响？
答：Civet井测试多个储层发现油层但无商业价值，失败不影响Caracal和Bubal（目标储层时代独立），对二者兴奋度不变；正分析数据以理解石油数量不足原因。
越南业务产量预期
问：越南业务是否低估产量潜力（当前Eagle Ford约3.5-4万桶/天）？
答：需完成两口评估井后确定资源范围，预计Loch Du Bong和Hai Su Vang到21世纪30年代初期净产量3-5万桶/天，分阶段开发影响峰值产量，40%工作权益限制产量大幅快速提升。
Chinook井风险与产量
问：Chinook井降低风险情况及产量置信区间？
答：目标为开发不足储层，靠近历史高产井（1.5万桶/天总产），地下不确定性低，主要风险为交付时间，初始产量或有±25%波动，整体低风险。
Montney特许权使用费机制
问：Tupper Montney特许权使用费NRI同比变化及运作方式？
答：特许权使用费为滑动比例，随天然气价格上涨而提高，2025年费率4.6%，2026年预计8.4%（仍低于美国25%水平），新投产井初期有5%固定费率。
越南评估井目标储层
问：后续两口评估井是否评估浅层次要储层？
答：Hai Su Vang 3x和4x井将测试浅层储层，目前认为其具备商业开发潜力，评估计划结束后可给出主要和次要储层资源范围。
2027年产量展望
问：2027年石油产量预期？
答：2026年下半年Chinook井投产及越南业务增长，2027年石油产量预计适度增长（低个位数），具体数字待预算制定。
摩洛哥勘探计划
问：摩洛哥新区块未来几年计划及钻井准备时间？
答：重新处理现有地震数据评估勘探前景，未来三年支出最多约500万美元，成本低，目前无义务钻井。
储量变化原因
问：2025年底已开发探明储量石油下降的驱动因素？
答：总体储量替代率103%，已开发探明储量占比50%-57%，海上业务已开发未开发储量向已开发探明储量转化存在波动（如Chinook 8井将转为已开发探明储量），属正常现象。
海上资源经济性与美洲湾新区块
问：海上项目盈亏平衡改善驱动因素及美洲湾新区块定位？
答：海上项目经济性年度微调，无显著变动；美洲湾新区块以勘探为导向，部分为现有油田延伸（如ocotillo北部）。
加拿大陆上资产战略
问：如何看待Tupper Montney资产核心地位及潜在交易？
答：持续评估资产组合，Tupper Montney资源长、现金流稳定，目前未发现可交易资产能将资本部署到更优领域，长期看好天然气需求。
GOA资产下降率及长期角色
问：GOA资产基准下降率及在长期增长中的角色？
答：无投资时递减率约18%，现有项目可维持规模至本十年末，之后或下降；勘探发现（如cello、banjo、Ocotillo）将延长平台期，维持稳健勘探组合。
六、总结发言
管理层感谢员工的奉献和辛勤工作以及股东的持续信任；
强调2026年是投资未来增长和长期股东价值的一年，将通过有意识的战略投资、优化运营并为公司建立可持续的有机增长来应对市场不确定性。