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美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格 10-Q  
（标记一）
☒ 根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告
季度终了期间 2023年6月30日
或者
☐ 根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条提交的过渡报告
从              到
委员会档案编号 1-8590
murphyoilcorplogo.jpg
墨菲石油公司
（注册人在其章程中指明的确切名称）
特拉华州 71-0361522
（公司或组织的国家或其他管辖权） （国税局雇主识别号码）
Katy Fwy，G-200套房，9805 77024
休斯顿， 德州 （邮编）
（主要执行办公室地址）
(281) 675-9000
（登记人的电话号码，包括区号）
根据该法第12（b）节登记的证券：
各类名称 交易符号 注册的每个交易所的名称
普通股，面值1.00美元 MUR 纽约证券交易所
用复选标记表明登记人（1）在过去12个月内（或在要求登记人提交此类报告的较短期限内）是否提交了1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否遵守了此类提交要求。☒ 是 ☐
用复选标记表明登记人在过去12个月内（或在登记人必须提交此类文件的较短时间内）是否以电子方式提交了根据条例S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份交互式数据文件。☒ 是 ☐
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易所法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速披露公司 ☒ 加速披露公司 ☐ 非加速披露公司 ☐ 规模较小的报告公司 ☐ 新兴成长型公司 ☐
如果是一家新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（如该法第12b-2条所界定）。☐是 ☒ 无
截至2023年7月31日已发行的面值为1.00美元的普通股股数 156,155,341 .


墨菲石油公司
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目 录
第一部分–财务信息
项目1。财务报表
MURPHY OIL CORPORATION AND CONSOLIDATED SUBSIDIARIES
合并资产负债表
（未经审计）

（千美元，股份数额除外） 6月30日，
2023		 12月31日，
2022
物业、厂房及设备
流动资产
现金及现金等价物 $ 369,355   $ 491,963  
应收账款净额
409,989   391,152  
库存 62,450   54,513  
预付费用 27,354   34,697  
流动资产总额 869,148   972,325  
不动产、厂场和设备，按成本减去累计折旧、损耗和摊销$ 12,984,567 2023年和$ 12,489,970 2022年
8,426,045   8,228,016  
经营租赁资产 867,353   946,406  
递延所得税 40,678   117,889  
递延费用和其他资产 46,306   44,316  
总资产 $ 10,249,530   $ 10,308,952  
负债和权益
流动负债
本期到期长期债务、融资租赁 $ 705   $ 687  
应付账款 584,107   543,786  
应付所得税 23,539   26,544  
其他应缴税款 32,091   22,819  
经营租赁负债 258,278   220,413  
其他应计负债 135,788   443,585  
流动负债合计 1,034,508   1,257,834  
长期债务，包括融资租赁债务 1,823,521   1,822,452  
资产报废债务 843,328   817,268  
递延贷项和其他负债 299,089   304,948  
非流动经营租赁负债 624,736   742,654  
递延所得税 235,665   214,903  
负债总额 $ 4,860,847   $ 5,160,059  
股权
累积优先股，面值$ 100 ，授权 400,000 股份， 无 已发行
$ –   $ –  
普通股，面值$ 1.00 ，授权 450,000,000 股份，发行 195,100,628 2023年的股票和 195,100,628 2022年股票
195,101   195,101  
超过面值的资本 861,951   893,578  
留存收益 6,259,561   6,055,498  
累计其他综合损失 ( 495,783 ) ( 534,686 )
库存股票 ( 1,586,522 ) ( 1,614,717 )
墨菲股东权益 5,234,308   4,994,774  
非控制性权益 154,375   154,119  
总股本 5,388,683   5,148,893  
总负债及权益 $ 10,249,530   $ 10,308,952  

见合并财务报表附注，第7.
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目 录
MURPHY OIL CORPORATION AND CONSOLIDATED SUBSIDIARIES
综合业务报表
（未经审计）
三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
（千美元，每股数额除外） 2023 2022 2023 2022
收入和其他收入
生产收入 $ 799,836   $ 1,146,299   $ 1,596,067   $ 1,980,827  
外购天然气的销售 13,014   49,939   56,751   86,785  
向客户销售的总收入 812,850   1,196,238   1,652,818   2,067,612  
衍生工具损失 –   ( 103,068 ) –   ( 423,845 )
出售资产收益和其他收入 1,738   7,887   3,486   10,251  
总收入和其他收入 814,588   1,101,057   1,656,304   1,654,018  
成本和费用
租赁经营费用 194,292   147,352   394,276   284,177  
遣散费和从价税 12,765   17,565   24,205   32,200  
运输、收集和加工 59,868   49,948   113,790   96,871  
购买天然气的费用 9,657   47,971   41,926   81,636  
勘探费用，包括未开发租赁摊销 115,793   15,151   125,975   62,717  
销售和一般费用 25,345   27,130   43,653   60,659  
折旧、损耗和摊销 215,667   195,856   411,337   359,980  
资产报废债务的增加 11,364   11,563   22,521   23,439  
其他业务费用 4,960   36,913   16,948   142,855  
总费用和支出 649,711   549,449   1,194,631   1,144,534  
持续业务业务收入 164,877   551,608   461,673   509,484  
其他收入（损失）
其他（费用）收入 ( 7,694 ) 5,308   ( 7,767 ) 2,813  
利息支出，净额 ( 29,856 ) ( 41,385 ) ( 58,711 ) ( 78,662 )
其他损失共计 ( 37,550 ) ( 36,077 ) ( 66,478 ) ( 75,849 )
来自持续经营的所得税前收入 127,327   515,531   395,195   433,635  
所得税费用 34,870   105,084   88,703   88,123  
持续经营收益 92,457   410,447   306,492   345,512  
已终止经营业务的亏损，扣除所得税 ( 602 ) ( 943 ) ( 323 ) ( 1,494 )
包括非控制性权益在内的净收入 91,855   409,504   306,169   344,018  
减：归属于非控制性权益的净（亏损）收入 ( 6,431 ) 58,947   16,239   106,797  
MURPHY净收入 $ 98,286   $ 350,557   $ 289,930   $ 237,221  
每股普通股收入–基本
持续经营 $ 0.63   2.27   $ 1.86   $ 1.54  
已终止的业务 –   ( 0.01 ) –   ( 0.01 )
净收入 $ 0.63   2.26   $ 1.86   $ 1.53  
每股普通股收益（亏损）–稀释
持续经营 $ 0.62   $ 2.24   $ 1.84   $ 1.51  
已终止的业务 –   ( 0.01 ) –   ( 0.01 )
净收入 $ 0.62   $ 2.23   $ 1.84   $ 1.50  
每股普通股现金红利 $ 0.275   $ 0.175   $ 0.550   $ 0.325  
平均已发行普通股（千）
基本 156,127   155,389   155,976   155,121  
摊薄 157,299   157,455   157,308   157,852  
见合并财务报表附注，第7.
3
目 录
MURPHY OIL CORPORATION AND CONSOLIDATED SUBSIDIARIES
综合收入（损失）综合报表）
（未经审计）
三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
（千美元） 2023 2022 2023 2022
包括非控制性权益在内的净收入 $ 91,855   $ 409,504   $ 306,169   $ 344,018  
其他综合（亏损）收入，税后净额
外币折算净收益（亏损） 33,083   ( 51,545 ) 36,752   ( 33,525 )
退休和退休后福利计划 1,053   3,173   2,151   6,509  
其他综合（亏损）收入 34,136   ( 48,372 ) 38,903   ( 27,016 )
包括非控制性权益在内的综合收益（亏损） $ 125,991   $ 361,132   $ 345,072   $ 317,002  
减：归属于非控制性权益的综合收益 ( 6,431 ) 58,947   16,239   106,797  
MURPHY综合收入（损失） $ 132,422   $ 302,185   $ 328,833   $ 210,205  

见合并财务报表附注，第7.
4
目 录
MURPHY OIL CORPORATION AND CONSOLIDATED SUBSIDIARIES
合并现金流量表
（未经审计）
六个月结束
6月30日，
（千美元） 2023 2022
业务活动
包括非控制性权益在内的净收入 $ 306,169   $ 344,018  
调整数以核对净收入与持续业务活动提供的现金净额
终止经营损失 323   1,494  
折旧、损耗和摊销 411,337   359,980  
不成功的勘探井费用和以前暂停的勘探费用 96,533   34,102  
未开发租约的摊销 5,369   7,980  
资产报废债务的增加 22,521   23,439  
递延所得税费用 92,557   66,691  
或有代价付款 ( 139,574 ) –  
或有对价按市价计值亏损 7,113   129,818  
衍生工具的盯市损失 –   100,343  
长期非现金补偿 22,076   40,467  
出售资产收益 –   ( 35 )
非现金周转资本净增加额 ( 15,340 ) ( 121,598 )
其他业务活动，净额 ( 59,417 ) ( 27,458 )
持续业务活动提供的现金净额 749,667   959,241  
投资活动
财产增加和干洞费用 ( 694,753 ) ( 552,825 )
收购石油和天然气资产 –   ( 46,491 )
出售不动产、厂场和设备的收益 –   47  
投资活动所需现金净额 ( 694,753 ) ( 599,269 )
筹资活动
循环信贷安排借款 200,000   100,000  
偿还循环信贷额度 ( 200,000 ) ( 100,000 )
偿还债务 –   ( 200,000 )
提前赎回债务成本 –   ( 3,438 )
分配给非控制性权益 ( 15,983 ) ( 94,854 )
或有代价付款 ( 60,243 ) ( 81,742 )
支付的现金红利 ( 85,867 ) ( 50,491 )
股票激励奖励的预扣税 ( 14,220 ) ( 16,697 )
资本租赁债务付款 ( 296 ) ( 320 )
债务融资的发行成本 ( 20 ) –  
筹资活动所需现金净额 ( 176,629 ) ( 447,542 )
汇率变动对现金和现金等价物的影响 ( 893 ) ( 1,595 )
现金和现金等价物净减少额 ( 122,608 ) ( 89,165 )
期初现金及现金等价物 491,963   521,184  
期末现金及现金等价物 $ 369,355   $ 432,019  

见合并财务报表附注，第7.
5
目 录
MURPHY OIL CORPORATION AND CONSOLIDATED SUBSIDIARIES
股东权益合并报表
（未经审计）
三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
（千美元，股份数除外） 2023 2022 2023 2022
累积优先股–面值$ 100 ，授权 400,000 股份， 无 已发行
$ –   $ –   $ –   $ –  
普通股–面值$ 1.00 ，授权 450,000,000 股份，发行 195,100,628 于2023年6月30日及 195,100,628 2022年6月30日的股票
期初和期末余额 195,101   195,101   195,101   195,101  
超过面值的资本
期初余额 857,000   880,537   893,578   926,698  
限制股票交易和其他 ( 2,321 ) ( 3,415 ) ( 42,415 ) ( 55,804 )
股份补偿 7,272   6,246   10,788   12,474  
期末余额 861,951   883,368   861,951   883,368  
留存收益
期初余额 6,204,217   5,082,034   6,055,498   5,218,670  
归属于墨菲的净利润 98,286   350,557   289,930   237,221  
支付的现金红利 ( 42,942 ) ( 27,191 ) ( 85,867 ) ( 50,491 )
期末余额 6,259,561   5,405,400   6,259,561   5,405,400  
累计其他综合损失
期初余额 ( 529,919 ) ( 506,355 ) ( 534,686 ) ( 527,711 )
扣除所得税后的外币折算（亏损）收益 33,083   ( 51,545 ) 36,752   ( 33,525 )
退休和退休后福利计划，扣除所得税 1,053   3,173   2,151   6,509  
期末余额 ( 495,783 ) ( 554,727 ) ( 495,783 ) ( 554,727 )
库存股票
期初余额 ( 1,588,841 ) ( 1,618,478 ) ( 1,614,717 ) ( 1,655,447 )
已获授予的限制性股票，扣除没收 2,319   2,138   28,195   39,107  
期末余额- 38,945,622 2023年的普通股和 39,677,584 2022年按成本计算的普通股股份
( 1,586,522 ) ( 1,616,340 ) ( 1,586,522 ) ( 1,616,340 )
墨菲股东权益 5,234,308   4,312,802   5,234,308   4,312,802  
非控制性权益
期初余额 167,110   171,451   154,119   163,485  
归属于非控制性权益的净利润 ( 6,431 ) 58,947   16,239   106,797  
向非控制性权益所有人的分配 ( 6,304 ) ( 54,970 ) ( 15,983 ) ( 94,854 )
期末余额 154,375   175,428   154,375   175,428  
总股本 $ 5,388,683   $ 4,488,230   $ 5,388,683   $ 4,488,230  

见合并财务报表附注，第7.
6
目 录
合并财务报表附注
这些附注是墨菲石油公司及其合并子公司（本公司或墨菲）财务报表的组成部分。2通过6表格10-Q报告。

附注A –业务性质和临时财务报表
业务性质– 墨菲石油公司是一家国际石油和天然气勘探和生产公司，通过各种经营子公司开展业务。该公司主要在美国（美国）和加拿大生产石油和天然气，并在世界各地开展石油和天然气勘探活动。
关于LLOG Exploration Offshore L.L.C.和LLOG Bluewater Holdings，L.L.C.（LLOG）的收购，我们持有 0.5 %的权益 two 可变利益实体（VIE）、Delta House Oil and Gas Lateral LLC和Delta House Floating Production System（FPS）LLC（统称Delta House）。这些VIE没有合并，因为墨菲不被视为主要受益人。这些非合并VIE对我们的财务状况或业务结果并不重要。截至2023年6月30日，我们的最大损失敞口为$ 3.1 百万（不包括运营影响），这代表我们对Delta House的净投资。我们没有向Delta House提供任何财务支持，除了之前我们的会员权益所要求的金额。
中期财务报表——墨菲的管理层认为，此处提供的未经审计的财务报表包括所有必要的应计项目，以按照美国公认会计原则（GAAP）公允列报公司2023年6月30日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年6月30日和2022年6月30日的中期经营业绩、经营报表、现金流量和股东权益变动。在按照公认会计原则编制公司财务报表时，管理层作出了一些估计和假设，这些估计和假设影响到资产、负债、收入和支出数额的报告以及或有资产和负债的披露。实际结果可能与估计数不同。
本10-Q表格报告中包含的合并财务报表和合并财务报表附注应与公司2022年10-K表格报告一起阅读，因为某些附注和其他相关信息已在本报告中略去或略去。截至2023年6月30日的三个月和六个月的财务业绩不一定代表未来的业绩。

附注B –新的会计原则及最近的会计公告
采用的会计原则
没有。
最近的会计公告
不影响公司。

附注C –客户合同收入
货物和服务的性质
该公司在全球特定盆地勘探和生产原油、天然气和天然气液体（统称为石油和天然气）。该公司的石油和天然气生产活动销售收入主要分为 two 主要地理区域：美国和加拿大。此外，向客户销售的收入来自 三 主要收入来源：原油和凝析油、液化天然气和天然气。
对于经营的石油和天然气生产，如果非经营的工作权益所有人不以实物形式取得其在所生产的商品中的相应权益，本公司作为工作权益所有人的代理人，仅对其自己在混合生产中的份额确认收入。例外
7
目 录
合并财务报表附注（续）
附注C –客户合同收入（续）
这是ASC 810-10-45规定的对MP Gulf of Mexico，LLC（MP GOM）的非控制性权益的报告。
美国-在美国，该公司主要从德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩区和墨西哥湾的油田生产石油和天然气。收入一般在石油和天然气在交付点转让给客户时确认。确认的收入主要以指数为基础，并对浮动市场差价进行价格调整。
加拿大-在加拿大，合同包括长期浮动商品指数定价合同和天然气实物远期销售固定价格合同。就加拿大的离岸业务而言，合同以指数价格为基础，收入在船舶装载时根据提单和保管点转移的数量确认。该公司还在加拿大购买天然气，以履行某些销售承诺。

8
目 录
合并财务报表附注（续）
附注C –客户合同收入（续）
收入分类
公司根据 two 关键地理区域以及这些区域内在岸和离岸收入来源之间的收入。
在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月期间，公司确认$ 812.9 百万美元 1,196.2 百万，分别来自销售给客户的总收入，来自石油、天然气液体和天然气的销售。
在截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月期间，公司确认$ 1,652.8 百万美元 2,067.6 百万，分别来自销售给客户的总收入，来自石油、天然气液体和天然气的销售。
三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
（千美元） 2023 2022 2023 2022
原油和凝析油净收入
美国
在岸 $ 177,085   $ 264,841   $ 307,166   $ 436,537  
                      离岸 480,841   612,526   981,151   1,078,147  
加拿大
在岸 19,306   40,417   41,258   77,114  
离岸 24,871   38,354   41,001   67,186  
其他
–   13,636   3,644   13,636  
原油和凝析油总收入 702,103   969,774   1,374,220   1,672,620  
天然气液体收入净额
美国
在岸 6,540   18,062   14,810   34,747  
 
离岸 11,541   18,093   26,170   32,072  
加拿大
在岸 1,517   5,001   4,980   9,868  
天然气液体总收入 19,598   41,156   45,960   76,687  
天然气收入净额
美国
在岸 4,138   19,034   9,588   30,403  
离岸 14,802   43,567   36,934   69,768  
加拿大
在岸 59,195   72,768   129,365   131,349  
天然气总收入 78,135   135,369   175,887   231,520  
生产收入 799,836   1,146,299   1,596,067   1,980,827  
外购天然气的销售
美国
离岸 –   181 –   181  
加拿大
在岸 13,014   49,758   56,751   86,604  
外购天然气销售总额 13,014   49,939   56,751   86,785  
向客户销售的总收入 812,850   1,196,238   1,652,818   2,067,612  
衍生工具损失 –   ( 103,068 ) –   ( 423,845 )
出售资产收益和其他收入 1,738   7,887   3,486   10,251  
总收入和其他收入 $ 814,588   $ 1,101,057   $ 1,656,304   $ 1,654,018  
合同余额和资产确认
截至2023年6月30日和2022年12月31日，资产负债表上来自持续经营业务的应收客户合同款项，扣除特许权使用费和相关应付款项后为$ 197.4 百万美元 201.1 百万，
9
目 录
合并财务报表附注（续）
附注C –客户合同收入（续）
分别。该公司销售的付款条件因合同和地理区域的不同而不同，大多数现金收据要求在开单后30天内收到。根据ASU2016-13的前瞻性预期损失模型，公司在本报告所述期间未确认客户合同产生的应收款项或合同资产的任何减值损失。
截至2023年6月30日，公司尚未签订任何包含融资部分的收入合同。
公司不采用佣金或奖金等销售激励策略来获得销售合同。在所列期间，公司没有发现任何与获得与客户的合同的费用有关的应确认资产。
履约义务
本公司通过向客户转让对某一商品的控制权来履行履约义务时，确认石油和天然气收入。需要作出判断，以确定一些顾客是否同时获得和消费商品的好处。根据对本公司的这一评估结果，指定商品的每一计量单位均被视为代表一项独特的履约义务，该义务在商品控制权转移的某一时点得到履行。
对于大多数销售合同采用市场定价或指数定价的合同，公司选择了分配例外，并将可变对价分配给合同中的每一项履约义务。因此，没有对以后各期交付商品产品的未清偿剩余履约义务进行价格分配。
该公司在加拿大签订了几份长期的固定价格合同。签订固定价格合同的根本原因通常与预期的未来价格或其他可观察的数据无关，在公司的长期战略中具有特定的用途。
截至2023年6月30日，公司已签订下列销售合同，预计自合同开始之日起，在12个月以上的时间内将从向客户的销售中产生收入：
截至2023年6月30日
地点 商品 结束日期 说明 约卷
美国 天然气和NGL 2030年第一季度 来自Eagle Ford专用场地的送货服务 如生产
加拿大 天然气 2023年第四季度 以美元指数定价销售天然气的合同 25 MMCFD
加拿大 天然气 2023年第四季度 以加元固定价格出售天然气的合同 38 MMCFD
加拿大 天然气 2024年第四季度 以美元指数定价销售天然气的合同 31 MMCFD
加拿大 天然气 2024年第四季度 以加元固定价格出售天然气的合同 100 MMCFD
加拿大 天然气 2024年第四季度 以加元固定价格出售天然气的合同 34 MMCFD
加拿大 天然气 2024年第四季度 以美元指数固定价格出售天然气的合同 15 MMCFD
加拿大 天然气 2024年第四季度 以加元指数价格出售天然气的合同 28 MMCFD
加拿大 天然气 2026年第四季度 以美元指数定价销售天然气的合同 49 MMCFD
加拿大 天然气 2027年第四季度 以加元指数价格出售天然气的合同 10 MMCFD
加拿大 NGL 2023年第三季度 以加元价格出售天然气液体的合同 952 BOEPD
为会计目的，固定价格合同作为正常的销售和采购入账。

附注D –物业、厂房及设备
探井
根据财务会计准则委员会的指导，当探井发现有足够数量的储量证明其作为生产井完井是合理的，并且公司在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展时，探井费用应继续资本化。
10
目 录
合并财务报表附注（续）
附注D –物业、厂房及设备（续）

截至2023年6月30日，在确定已探明储量之前，该公司用于持续作业的已资本化探井费用总额为$ 193.4 百万。 下表反映了截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月期间资本化探井成本的净变化。
（千美元） 2023 2022
1月1日的期初余额 $ 171,860   $ 179,481  
有待确定探明储量的增加量 47,733   9,412  
计入费用的已资本化探井费用 ( 26,188 ) ( 10,472 )
6月30日余额 $ 193,405   $ 178,421  
资本增加$ 47.7 2023年的百万主要与墨西哥湾的Oso # 1井（Atwater Valley 138）和Longclaw GC433 # 1井以及越南的LDV-4X井有关。2023年第一季度，Oso # 1井的钻探在达到目标之前暂停。该公司计划在2023年第三季度恢复生产。计入干井费用的资本化油井费用$ 26.2 截至2023年6月30日止六个月的百万美元与墨西哥的Cholula-1 EXP井和墨西哥湾的Chinook # 7勘探井有关。上表不包括油井费用$ 70.3 在截至2023年6月30日的六个月内，与墨西哥湾的Chinook # 7勘探井有关的百万美元直接用于干井。
下表根据每一口井完成钻探的日期和已将探井费用资本化的项目数目，列出资本化的探井费用的账龄。这些项目是根据项目中最后一口钻井的结果进行老化处理的。
6月30日，
2023 2022
（千美元） 金额 井数 项目数量 金额 井数 项目数量
资本化油井成本的老化：
零至一年 $ 8,494   1   1   $ 4,268   2   2  
一至两年 38,497   1   1   2,813   2   2  
两到三年 2,698   1   1   26,848   3   2  
三年或以上 143,716   4   3   144,492   8   2  
$ 193,405   7   6   $ 178,421   15   8  
美元 184.9 截至2023年6月30日已资本化一年以上的探井费用，百万美元 112.4 百万在越南，$ 65.0 百万在美国，$ 4.8 百万是在加拿大，以及$ 2.7 百万在文莱。在所有地理区域，计划进行进一步的评估或开发钻探和/或开发研究/计划正处于不同的完成阶段。
减值
有 无 截至2023年6月30日或2022年6月30日止六个月的减值。
资产剥离
2023年7月31日，公司签订了一项买卖协议，出售我们在加拿大艾伯塔省经营的部分非核心Kaybob Duvernay资产和所有非经营的Placid Montney资产，现金净额为加元 150 百万。该交易预计将于2023年第三季度完成，但需视成交条件和调整情况而定。 无 预期与此交易有关的收益或损失。截至2023年6月30日，这些资产不符合作为待售资产披露的会计准则，在公司的综合资产负债表上仍被归类为“物业、厂房和设备”。

附注E –融资安排和债务
截至2023年6月30日，该公司拥有$ 800 百万循环信贷安排（RCF）。RCF是一种高级无担保担保融资，将于2027年11月17日到期，除非公司的未偿还本金 5.75 截至2025年2月15日，2025年到期的优先票据（2025年票据）超过$ 50.0 百万，在
11
目 录
合并财务报表附注（续）
附注E –融资安排和债务（续）

在这种情况下，RCF将于该日到期。截至2023年6月30日，该公司拥有$ 248.7 2025年票据的未清款项。截至2023年6月30日 无 RCF项下的未偿还借款和$ 30.4 百万未结信用证，这降低了区域合作框架的借款能力。截至2023年6月30日，RCF下借款的实际利率为 7.74 %.截至2023年6月30日，公司遵守了与RCF相关的所有契约。
该公司还在美国证券交易委员会（SEC）备案了一份货架登记声明，允许在2024年10月15日之前发售和出售债务和/或股票证券。

附注F –其他财务资料
下文提供了关于现金流动活动的补充披露。
六个月结束
6月30日，
（千美元） 2023 2022
不包括现金和现金等价物的营运周转资本净减少（增加）额：
应收账款（增加） $ ( 18,915 ) $ ( 263,104 )
库存（增加）减少额 ( 8,353 ) ( 10,092 )
预付费用（增加）减少额 8,291   ( 1,693 )
应付账款和应计负债增加¹ 6,642   147,790  
应付所得税增加（减少）额 ( 3,005 ) 5,501  
非现金周转资本净增加额 $ ( 15,340 ) $ ( 121,598 )
补充披露：
已付现金所得税，扣除退款 $ 10,904   $ 1,783  
已付利息，扣除资本化金额$ 6.8 2023年为百万美元 10.4 2022年百万
54,305   78,747  
非现金投资活动：
资产报废费用资本化 $ 2,742   $ 9,007  
应计资本支出（增加）减少额 20,522   ( 1,929 )
1不包括与衍生工具按市值计价有关的应付余额和与购置有关的或有对价。

附注G –资产报废义务
本公司确认的资产报废债务（ARO）与拆除和放弃其生产石油和天然气资产及相关设备的估计费用有关。
下表显示了截至2023年6月30日和2022年6月30日止六个月期间ARO期初和期末账面总额的对账情况。
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目 录
合并财务报表附注（续）
附注G –资产报废义务（续）
（千美元） 2023年6月30日 2022年6月30日
年初余额 $ 911,653   971,893  
吸积 22,521   23,439  
发生的负债 4,805   9,007  
对先前估计数的订正 ( 822 ) —  
已结算负债 ( 64,978 ) ( 26,144 )
外币折算引起的变动 2,920   ( 3,650 )
年末余额 876,099   974,545  
截至6月30日负债的流动部分¹ ( 32,771 ) ( 110,653 )
截至6月30日负债的非流动部分 $ 843,328   863,892  
1列入综合资产负债表的“其他应计负债”。
对未来ARO的估计是基于一些需要专业判断的假设。公司无法预测未来期间可能需要对这些假设进行何种类型的修订，因为可以获得更多信息，例如：油田服务价格、技术变化、政府要求和其他因素。

附注H –雇员及退休人员福利计划
公司有固定收益养老金计划，这些计划是非缴费型的，涵盖大多数全职雇员。除美国和加拿大的非合格补充计划和美国董事计划外，所有养老金计划都有资金支持。所有符合美国税务标准的计划都符合联邦法律法规的资金要求。对外国计划的捐款符合当地法律和税收条例的要求。该公司还赞助医疗和人寿保险福利计划，这些计划没有资金，覆盖大多数退休的美国雇员。医疗福利是缴费型的；人寿保险福利是非缴费型的。
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合并财务报表附注（续）
下表列出了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月期间的定期福利支出净额的构成部分。
截至6月30日的三个月，
养恤金福利 其他退休后福利
（千美元） 2023 2022 2023 2022
服务费用 $ 1,650   $ 2,129   $ 132   $ 292  
利息成本 8,564   5,139   874   574  
计划资产的预期回报率 ( 8,254 ) ( 7,954 ) –   –  
确定缴款准备金估计数 54   –   –   –  
先前服务费用摊销（贷项） 155   579   ( 133 ) ( 133 )
已确认精算损失（收益） 2,414   3,822   ( 767 ) ( 78 )
定期福利支出净额共计 $ 4,583   3,715   106   655  
截至6月30日的六个月，
养恤金福利 其他退休后福利
（千美元） 2023 2022 2023 2022
服务费用 $ 3,300   $ 4,258   $ 264   $ 584  
利息成本 17,071   10,382   1,748   1,148  
计划资产的预期回报率 ( 16,448 ) ( 16,092 ) –   –  
确定缴款准备金估计数 108   —   –   –  
先前服务费用摊销（贷项） 310   1,179   ( 266 ) ( 266 )
已确认精算损失（收益） 4,815   7,644   ( 1,548 ) ( 155 )
定期福利支出净额共计 $ 9,156   $ 7,371   $ 198   $ 1,311  
除服务费用外，定期福利费用净额的构成部分记入综合业务报表中的“其他（费用）收入”。
在截至2023年6月30日的六个月期间，公司提供了$ 18.9 百万元计入其固定收益养老金和退休后福利计划。2023年公司设定受益养恤金和退休后计划的剩余资金预计为$ 18.2 百万。

注一–奖励计划
所有基于股份和现金的奖励计划产生的费用在综合业务报表中使用基于公允价值的计量方法在授予奖励的期间内确认为费用。
年度奖励计划（AIP）授权薪酬委员会（委员会）制定与年度现金奖励相关的具体业绩目标，这些奖励可能由高级职员、高管和某些其他雇员获得。AIP下的现金奖励是根据委员会确定的业绩目标衡量的公司实际财务和经营业绩确定的。
2020年长期激励计划（2020年长期计划）授权委员会向员工发放公司普通股。这些赠款的形式可以是股票期权（非合格或激励）、股票增值权（SAR）、限制性股票、限制性股票单位（RSU）、绩效单位、绩效股份、股息等价物和其他基于股票的激励。2020年长期计划将于2030年到期。总共 五百万 股票可在2020年长期计划存续期内发行。根据该计划授予的奖励而发行的股份，可以是授权而未发行的股份，也可以是公司重新获得的股份，包括在公开市场上购买的股份。股票奖励
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目 录
合并财务报表附注（续）
附注一–奖励计划（续）
取消、失效、没收或以其他方式未根据奖励发行的股份，不应计为根据本计划发行的股份。
在截至2023年6月30日的六个月期间，委员会从2020年长期计划中授予了以下奖励：
2020年长期激励计划
奖励类型 授予的奖项数目 授予日期 授予日公允价值 估值方法
基于业绩的RSU1
409,160   2023年1月31日 $ 60.46   蒙特卡洛
基于时间的RSU2
499,220   2023年1月31日 43.27   平均股价
现金结算的RSU3
123,230   2023年1月31日 43.27   平均股价
1按计划，基于业绩的RSU将归属于a 三年 执行期。
2以时间为基础的RSU一般按计划归属 三年 自授予之日起。
3现金结算的受限制股份单位一般按计划归属 三年 自授予之日起。
公司还有一个非雇员董事股票计划，允许向公司的非雇员董事发行限制性股票、限制性股票单位和股票期权或其组合。
公司目前根据《2021年非职工董事股票计划》（2021年NED计划）和《2018年非职工董事股票计划》向董事发放了未兑现的激励奖励。2021年5月12日或之后的所有奖励均根据2021年NED计划作出。
在截至2023年6月30日的六个月期间，委员会向非雇员董事授予了以下奖励：
2021年非职工董事股票计划
奖励类型 授予的奖项数目 授予日期 授予日公允价值 估值方法
基于时间的RSU1
56,880   2023年2月1日 $ 42.20   收盘价
1非雇员董事基于时间的RSU计划于2024年2月授予。
所有股票期权的行使对公司来说都是非现金交易。员工在每次行使股票期权时，在扣除适用的预扣义务后获得净股票。在截至2023年6月30日的六个月期间，从与股票期权行使相关的股份支付安排的税收减免中实现的实际所得税优惠并不重要。
财务报表中确认的股份计划数额见下表：
六个月结束
6月30日，
（千美元） 2023 2022
从税前收益中扣除的补偿 $ 23,684   $ 34,016  
在收入中确认的相关所得税优惠 3,444   5,822  
给予公司指定执行人员的某些奖励报酬，只要其报酬总额超过$ 1.0 根据《减税和就业法案》（2017 Tax Act），每位高管每年可获得百万美元的所得税减免。

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合并财务报表附注（续）
注J –每股收益
在计算截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月期间的每股普通股基本收益和摊薄收益时，以归属于墨菲的净利润作为分子。 下表报告了用于这些计算的加权平均已发行股票。

三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
（加权平均股） 2023 2022 2023 2022
基本方法 156,126,580   155,388,555   155,976,326   155,121,098  
稀释性股票期权和限制性股票单位¹ 1,172,382   2,066,575   1,331,696   2,730,624  
稀释法 157,298,962   157,455,130   157,308,022   157,851,722  
1下表反映了某些购买普通股的期权，这些期权在所列期间尚未发行，但由于假定转换所产生的增量股份具有反稀释性，因此未列入上述稀释股份的计算中。
六个月结束
6月30日，
2023 2022
不包括在稀释股份中的反稀释股票期权 $ –   $ 234,000  
这些期权的加权平均价格 $ –   $ 49.65  

附注K –所得税
公司的实际所得税率计算为所得税费用（收益）除以所得税前持续经营的收入（亏损）。 截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月期间，公司的实际所得税率如下：
2023 2022
截至6月30日的三个月， 27.4 % 20.4 %
截至6月30日的六个月， 22.4 % 20.3 %
截至2023年6月30日止三个月期间的实际税率高于21%的美国法定税率，主要是由于以下几个因素，包括：对MP GOM非控股权益的税前亏损不适用税收优惠；美国州税费用；基于股票的补偿；以及某些费用，包括某些外国司法管辖区的勘探和其他费用，目前没有所得税优惠。
截至2022年6月30日止三个月期间的实际税率低于21%的法定税率，主要是由于MP GOM的非控股权益的税前收入未被征税。
截至2023年6月30日止六个月期间的实际税率高于21%的美国法定税率，主要是由于以下几个因素，包括：在外国税收管辖区产生的收入的影响，其中某些国家的所得税税率高于美国联邦税率；美国州税费用；以及某些费用，包括在某些外国司法管辖区的勘探和其他费用，目前没有所得税优惠。这些影响被对MP GOM非控股权益的税前收入不征税而部分抵消。
截至2022年6月30日止六个月期间的实际税率低于21%的法定税率，主要原因是MP GOM非控股权益的税前收入未被征税，但在某些目前没有所得税优惠的外国司法管辖区，勘探费用抵消了这一影响。
该公司在多个司法管辖区的纳税申报表都要接受税务机关的审计。这些审计往往需要数年时间才能完成和解决。虽然本公司认为未解决问题的记录负债是足够的，但由于解决了未解决的未解决问题，未来几年可能会产生额外的收益或损失。此外，公司已将款项支付给代管机构，并可能不时支付更多款项
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目 录
合并财务报表附注（续）
附注K –所得税（续）

入代管，以便继续与相关税务机关发生税务纠纷。截至2023年6月30日，在我们的主要税收管辖区，最早仍可供审计和/或结算的年份如下：美国– 2016年；加拿大– 2016年；马来西亚– 2016年。在2019年出售后，公司保留了2019年前几年与剥离的马来西亚业务相关的某些可能的应收所得税负债和权利。公司认为，目前记录的负债是足够的。

附注L –金融工具和风险管理
墨菲有时使用衍生工具来管理与商品价格、外汇汇率和利率有关的某些风险。使用衍生工具进行风险管理的问题由公司的经营政策负责，并受到公司高级管理层的密切监督。本公司不持有任何用于投机目的的衍生品，也不使用具有杠杆或复杂特征的衍生品。衍生工具与信誉良好的主要金融机构进行交易，或通过纽约商业交易所（NYMEX）等全国性交易所进行交易。本公司有一个风险管理控制系统来监测商品价格风险以及为管理部分此类风险而获得的任何衍生品。出于会计目的，本公司没有指定商品和外币衍生品合约作为套期保值，因此，本公司在其综合经营报表中确认这些衍生品合约的所有损益。
商品价格风险
在2023年第二季度，公司做了 无 没有任何未结清的原油衍生品合约。
在2022年第二季度，该公司有原油掉期和领子合同。根据每月到期的掉期合同，公司支付实际的每月平均价格，并收到名义销售量的固定合同价格，从而确定所售商品的价格。根据同样按月到期的领子合同，公司购买了一份看跌期权，并出售了一份看涨期权，没有向交易对手支付或收取任何净溢价。在到期时，领子合同要求公司在纽约商品交易所平均收盘价高于最高价格的情况下付款，或在纽约商品交易所平均收盘价低于最低价格的情况下向公司付款。
外汇风险
公司面临与在美国以外国家的业务相关的外汇风险。公司有 无 截至2023年6月30日和2022年6月30日未偿付的外汇衍生品。
对于截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月期间，未指定为套期保值工具的衍生工具在综合经营报表中确认的损益如下表所示。
收益（亏损） 收益（亏损）
（千美元） 业务地点说明 三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
衍生合约类型 2023 2022 2023 2022
商品互换 衍生工具损失 $ –   $ ( 46,552 ) $ –   $ ( 202,911 )
商品项圈 衍生工具损失 –   ( 56,516 ) –   ( 220,934 )
公允价值–经常性
公司在其综合资产负债表中按公允价值载列某些资产和负债。公允价值等级以用于计量公允价值的投入的质量为基础，第1级为最高质量，第3级为最低质量。第一级投入是指在活跃市场上相同资产或负债的报价。第2级投入是除第1级所列报价以外的可观察投入。第3级投入是不可观察的投入，反映了市场参与者对定价的假设。
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合并财务报表附注（续）
附注L –金融工具和风险管理（续）
下表列出了2023年6月30日和2022年12月31日按经常性公允价值入账的资产和负债的账面价值。
2023年6月30日 2022年12月31日
（千美元） 1级 2级 3级 合计 1级 2级 3级 合计
负债：
不合格雇员储蓄计划 $ 15,273   $ –   $ –   $ 15,273   $ 15,135   $ –   $ –   $ 15,135  
$ 15,273   $ –   $ –   $ 15,273   $ 15,135   $ –   $ –   $ 15,135  
非合格雇员储蓄计划是一种无资金准备的储蓄计划，参与者通过虚拟投资于股本证券和/或共同基金来寻求回报。这一负债的公允价值是根据这些股本证券和共同基金的报价计算的。不合格员工储蓄计划的公允价值变动对收入的影响在综合经营报表的“销售和一般费用”中记录。
截至2023年6月30日 无 未结清的西德克萨斯中质原油（WTI）原油掉期和项圈合约须以公允价值计量。
截至2022年12月31日 无 以公允价值计量的未平仓商品（WTI原油）掉期和项圈合约。与这些合同有关的负债已于2022年12月31日最后确定，并以实际WTI定价为基础。截至2022年12月31日，商品互换和项圈负债为$ 19.6 百万美元 2.3 分别为百万，并在合并资产负债表中记为“应付账款”。
2019年，公司从LLOG Exploration Offshore L.L.C.和LLOG Bluewater Holdings，L.L.C.（LLOG）收购了墨西哥湾战略深水资产。根据交易条款，除了支付的对价外，墨菲还有义务支付额外的或有对价，最高可达$ 200 如果在2019年至2022年期间超过某些收入门槛，则为百万美元； 50 在某些开发项目的第一批石油之后的百万美元。2019年或2020年未超过收入门槛，但在2021年和2022年达到了门槛。与LLOG收入相关的或有对价相关的债务期于2022年结束，最终付款于2023年上半年支付。
2018年，公司通过一家子公司从Petr ó leo Brasileiro S.A.的子公司Petrobras America Inc.（PAI）收购了墨西哥湾生产资产。根据交易条款，除了支付的对价外，Murphy还有义务支付额外的或有对价，最高可达$ 150 如果从2019年至2025年超过某些价格和生产门槛，则为百万美元； 50 如果开展某些提高石油采收率的项目，圣马洛油田的PAI开发成本为百万。2019年和2020年没有超过价格和产量门槛，但在2021年和2022年达到了门槛。截至2021年12月31日，墨菲已为附带权益提供了全部资金。截至2022年12月31日 150 百万债务限额已于2023年上半年实现并支付。
截至2023年6月30日 无 与先前从PAI和LLOG收购有关的剩余负债。截至2022年12月31日，公司对PAI和LLOG的负债是基于由于达到2022年结束的合同门槛或时间限制而实现的数量和定价投入。因此，截至2022年12月31日的相关负债为$ 192.7 万元不再采用公允价值计量。其余负债列入综合资产负债表的“其他应计负债”。在截至2023年6月30日的六个月内，公司共支付了$ 199.8 万美元的或有对价付款，从而将负债余额减至 无 截至2023年6月30日。在合并现金流量表中，$ 139.6 百万美元列于“经营活动”和$ 60.2 百万见“融资活动”。
当存在法定抵销权时，本公司对与衍生合约相关的某些资产和负债进行抵销。有 无 2023年6月30日和2022年12月31日记录的抵消头寸。
下表列示了本公司于2023年6月30日和2022年12月31日持有的金融工具的账面价值和估计公允价值。金融工具的公允价值是指在有意愿的各方之间的当前交易中可以交换该工具的金额。该表不包括现金和现金等价物、贸易应收账款、贸易应付账款和应计费用，所有这些项目的公允价值都接近账面价值。当前和长期债务的公允价值是根据当时向公司提供的相同期限债务的利率估算的。公司有
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合并财务报表附注（续）
附注L –金融工具和风险管理（续）
与某些信用证有关的表外风险敞口。这些票据的公允价值是名义价值，即与获得这些票据有关的费用。
6月30日， 12月31日，
2023 2022
（千美元） 携带
金额		 公平
价值		 携带
金额		 公平
价值
金融负债：
当前和长期债务 $ 1,824,226   $ 1,728,376   $ 1,823,139   $ 1,668,216  

附注M –累计其他综合损失
下表列示了截至2022年12月31日和2023年6月30日的合并资产负债表中“累计其他综合损失”的组成部分以及截至2023年6月30日的六个月期间的变化。
（千美元） 国外
货币
翻译
收益（损失）		 退休
和
退休后
福利计划
调整		 合计
2022年12月31日余额 $ ( 418,230 ) $ ( 116,456 ) $ ( 534,686 )
其他综合收入（损失）的构成部分：
改叙为收入前 36,752   –   36,752  
改叙为收入¹ –   2,151   2,151  
其他综合收入（亏损）净额） 36,752   2,151   38,903  
截至2023年6月30日的余额 $ ( 381,478 ) $ ( 114,305 ) $ ( 495,783 )
1税前改叙$ 2,669 千元计入截至2023年6月30日止六个月期间的定期福利支出净额的计算。见注H了解更多信息。相关所得税$ 518 千元包含在截至2023年6月30日的六个月期间的合并经营报表的“所得税费用（收益）”中。

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目 录
合并财务报表附注（续）
附注N –环境及其他意外开支
公司的运营和收益一直受到并可能受到美国和世界各地各种形式的政府行动的影响。这类政府行动的例子包括但绝不限于：改变税收立法，包括改变税率和追溯性税收要求；增加特许权使用费和收入分成；进出口管制；价格管制；货币管制；分配原油和石油产品及其他货物的供应；没收财产；影响石油和天然气或矿物租赁发放的限制和优惠；限制钻探和/或生产；法律，旨在促进环境安全、保护和/或补救的法规和政府行动，包括与气候变化的所谓原因或潜在影响有关的法规和行动；政府对其他形式能源的支持；以及影响公司与员工、供应商、客户、股东和其他人关系的法律法规。鉴于各种政府行动所涉及的因素，包括政治因素，很难预测它们的可能性、它们可能采取的形式或它们可能对公司产生的影响。
环境问题——墨菲和石油和天然气行业的其他公司受许多联邦、州、地方和外国法律和法规的约束，这些法律和法规涉及环境以及保护健康和安全。墨菲所受的主要环境、健康和安全法律法规涉及的事项包括：石油产品、废水和危险材料的产生、储存、处理、使用、处置和补救；此类材料向环境的排放和排放，包括温室气体（GHG）排放；野生动物、生境和水保护；生产设备的放置、运行和退役；以及我们的员工、承包商和我们业务所在社区的健康和安全。这些法律和条例一般还要求现有作业的许可证，以及在生产停止后建造或发展新作业和退役设施的许可证。
违反联邦或州的环境、健康和安全法律、条例和许可证可导致施加重大的民事和刑事处罚、禁令和施工禁令或延误。向环境中排放有害物质，如果此类事件没有得到充分的保险，可能会使公司承担大量费用，包括遵守适用条例的费用，以及邻近土地所有者和其他第三方对可能造成的任何人身伤害和财产损失提出的索赔。此外，SEC S-K条例第103项要求披露某些环境事项，如果政府机构是诉讼的一方，并且此类诉讼涉及公司合理地认为将超过指定阈值的潜在金钱制裁。根据这一项目，公司将使用一个门槛为$ 1.0 百万美元的此类诉讼，而公司不知道环境法律诉讼可能会超过这一数额$ 1.0 百万门槛。
在联邦一级继续加强对石油和天然气行业的监管，重点是气候变化和GHG排放（包括甲烷排放）。例如，2022年的《降低通胀法》包含对石油和天然气设施的过量甲烷排放征收费用的条款。此外，还发布了一系列应对气候变化的行政命令，包括成立与气候相关的工作组，指示联邦机构采购无碳电力，以及到2035年实现电力行业无碳污染和到2050年美国经济实现净零排放的目标。还发布了与联邦土地上的石油和天然气活动、基础设施和环境司法有关的行政命令。此外，在法国巴黎举行的2015年《联合国气候变化框架公约》上商定了一项国际气候协定（《巴黎协定》）。《巴黎协定》于2016年11月生效。虽然美国于2020年11月4日正式退出《巴黎协定》，但美国此后重新加入《巴黎协定》，该协定于2021年2月19日对美国生效。
本公司目前拥有或租赁，过去也曾拥有或租赁已经或正在处理危险物质的物业。危险物质可能已在本公司拥有或租赁的财产上或在其下处置或释放，或在这些废物被带走处置的其他地点或在其下处置。此外，这些资产中有许多是由第三方经营的，这些第三方的碳氢化合物或其他废物的处理、处置或排放不在墨菲的控制之下。根据现行法律，公司可被要求调查、移走或补救先前处置的废物（包括由先前的所有者或经营者处置或释放的废物），调查和清理受污染的财产（包括受污染的地下水），或进行补救堵漏作业，以
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目 录
合并财务报表附注（续）
附注N –环境和其他意外开支（续）

防止未来的污染。这些历史财产中的某些正处于谈判、调查和/或清理的不同阶段，公司正在调查任何此类责任的范围和适用抗辩的可获得性。公司保留了一些与2011年出售的原拥有的美国炼油厂的环境问题有关的负债。该公司还获得了与这些炼油厂过去的业务有关的一定程度的环境暴露的保险。墨菲美国公司保留了与墨菲在2013年8月剥离的前美国市场营销业务有关的任何环境风险。该公司相信，与这些场地相关的成本不会对墨菲未来一段时期的净收入、财务状况或流动性产生重大不利影响。
在目前未确定的地点可能需要环境支出，在已知地点可能需要额外支出。然而，根据公司目前掌握的信息，在已知或目前不明地点发生的未来调查和补救费用预计不会对公司未来的净收入、现金流量或流动性产生重大不利影响。
法律事项——墨菲及其子公司还参与了许多其他法律诉讼（包括与气候变化有关的诉讼），墨菲认为所有这些都是其业务的常规和附带行为。根据公司目前掌握的信息，本说明中提到的环境和法律问题的最终解决方案预计不会对公司未来一段时期的净收入、财务状况或流动性产生重大不利影响。

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目 录
合并财务报表附注（续）

附注O –业务部门
关于业务部门和地域业务的信息载于下表。出于地理上的目的，收入归属于销售所在国。公司，包括利息收入、其他收益和损失（包括外汇收益/损失以及商品价格衍生品的已实现和未实现收益/损失）、利息支出和未分配间接费用，列示在表中，以便将各业务部门与合并总额进行核对。该公司将其前联合王国（英国）和美国的炼油和营销业务列为所有期间的已终止业务。
截至2023年6月30日的总资产 截至2023年6月30日止三个月 截至2022年6月30日止三个月
（百万美元） 外部
收入		 收入
（损失）		 外部
收入		 收入
（损失）
勘探和生产¹
美国 $ 6,963.3   $ 696.2   168.9   $ 978.0   491.5  
加拿大 2,234.7   118.3   2.5   206.6   47.2  
其他 227.6   —   ( 32.3 ) 13.7   ( 3.5 )
勘探和生产共计 9,425.6   814.5   139.1   1,198.3   535.2  
企业 822.8   0.1   ( 46.6 ) ( 97.2 ) ( 124.8 )
持续经营 10,248.4   814.6   92.5   1,101.1   410.4  
已终止业务，税后净额 1.2   –   ( 0.6 ) –   ( 0.9 )
合计 $ 10,249.5   $ 814.6   91.9   $ 1,101.1   409.5  
截至2023年6月30日止六个月 截至2022年6月30日止六个月
（百万美元） 外部
收入		 收入
（损失）		 外部
收入		 收入
（损失）
勘探和生产¹
美国 $ 1,378.5   394.9   $ 1,685.4   744.4  
加拿大 274.1   24.4   372.7   69.9  
其他 3.6   ( 37.6 ) 13.7   ( 47.7 )
勘探和生产共计 1,656.2   381.7   2,071.8   766.6  
企业 0.1   ( 75.2 ) ( 417.8 ) ( 421.1 )
持续经营 1,656.3   306.5   1,654.0   345.5  
已终止业务，税后净额 –   ( 0.3 ) –   ( 1.5 )
合计 $ 1,656.3   306.2   $ 1,654.0   344.0  
1关于石油和天然气业务结果的更多详细情况见各页表格27和28.
22
目 录

项目2。管理层的讨论与分析

摘要
截至2023年6月30日止三个月，墨菲石油公司的持续经营净收入（包括非控制性权益）为9250万美元，与2022年第二季度的4.104亿美元相比，减少了3.179亿美元。持续业务净收入减少的主要原因是收入和其他收入减少（2.865亿美元）、勘探费用增加（1.006亿美元）和租赁业务费用增加（4690万美元），但被所得税费用减少（7020万美元）部分抵消。较低的收入是由于较低的定价，部分被较高的销售量所抵消。勘探费用增加的原因是墨西哥湾Chinook # 7勘探井的干井费用、购买非洲近海科特迪瓦的地震数据以及墨西哥Cholula-1 EXP井先前暂停的勘探费用支出。租赁业务费用的增加是销售量增加的结果，而所得税费用减少是税前收入减少的结果。
截至2023年6月30日的六个月，公司报告的持续经营净收入为3.065亿美元，而2022年同期为3.455亿美元，减少了3900万美元。持续业务净收入减少的主要原因是租赁业务费用增加（1.101亿美元）和勘探费用增加（6330万美元），但其他业务费用减少（1.259亿美元）部分抵消了增加的费用。总收入和其他收入与同期保持一致，因为截至2023年6月30日止六个月的较低定价抵消了较高的销售量以及衍生工具的无已实现和未实现亏损。租赁业务费用增加的原因是销售量增加，以及墨西哥湾业务的修井和维修活动增加了费用。勘探费用增加的原因是墨西哥湾Chinook # 7勘探井的干井费用、购买非洲近海科特迪瓦的地震数据以及墨西哥Cholula-1 EXP井先前暂停的勘探费用支出。其他费用减少的原因是与先前在墨西哥湾的收购有关的或有对价调整减少。
截至2023年6月30日的三个月，西德克萨斯中质原油的平均价格约为每桶73.78美元（2022年第二季度为108.41美元，2023年第一季度为76.13美元）。2023年6月WTI的平均价格约为每桶70.27美元，较2022年6月下降39%，较2023年3月的平均价格下降4%。2023年7月的平均价格为每桶76.03美元。截至2023年8月1日收盘，2023年剩余时间和2024年NYMEX WTI远期曲线价格分别为每桶80.68美元和76.93美元。
截至2023年6月30日的三个月，纽约商品交易所（NYMEX）每百万英热单位（MMBTU）天然气价格平均约为每桶2.12美元（2022年第二季度为7.39美元，2023年第一季度为2.67美元）。2023年6月，NYMEX天然气的平均价格约为每桶2.12美元，较2022年6月下降72%，较2023年3月的平均价格下降9%。截至2023年8月1日收盘，2023年剩余时间和2024年的NYMEX天然气远期曲线价格分别为每桶2.95美元和3.45美元。
截至2023年6月30日止三个月，公司通过持续经营业务每天生产191千桶石油当量（包括非控股权益），资本支出投资3.623亿美元（按已完成工作价值计算），其中包括3230万美元的收购相关资本。与收购有关的资本主要包括在政府批准开发计划后，对越南Block 15-1/05农场协议的最后里程碑付款，以及科特迪瓦在非洲近海的租赁收购费用和地震数据。
截至2023年6月30日止六个月，公司通过持续经营业务每天生产185千桶石油当量（包括非控股权益），资本支出投资6.983亿美元（按已完成工作价值计算），其中包括3230万美元的收购资本。收购资金主要包括在政府批准开发计划后支付越南Block 15-1/05农场协议的最后里程碑付款以及科特迪瓦在非洲近海的租赁收购费用。
在截至2023年6月30日的三个月和六个月内，来自持续经营业务的原油和凝析油、天然气和液化天然气（NGL）数量高于上年同期。产量增加的主要原因是Khaleesi、Mormont、Samurai油田开发项目的产量增加，这反映了2023年第二季度的整个生产（该项目于2022年第二季度开始）和
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目 录
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）
自2022年第二季度以来，新增油井的产量有所增加。此外，Tupper Montney的天然气产量增加与新井生产有关。截至2023年6月30日的三个月和六个月，生产收入与2022年同期相比分别下降30%和19%，主要是由于价格下降。
截至2022年6月30日止三个月，公司通过持续经营业务每天生产173千桶石油当量（包括非控股权益），资本支出投资3.171亿美元（按已完成工作价值计算），其中4650万美元用于墨西哥湾Kodiak油田的额外运营权益。截至2022年6月30日止三个月，公司报告的持续经营净收入为4.104亿美元；其中包括商品价格互换和领子头寸的未实现按市价重估产生的税后收益6960万美元，以及或有对价产生的税后亏损2510万美元。
2022年第二季度，公司在墨西哥湾的Khaleesi，Mormont，Samurai油田开发项目实现了首次生产，生产通过墨菲运营的King’s Quay浮式生产系统进行。
2022年6月，公司还收购了墨西哥湾Kodiak油田另外11.0%的工作权益（不存在非控制性权益），收购价格为4650万美元。
截至2022年6月30日止六个月，公司通过持续经营每天生产162千桶油当量（包括非控股权益），资本支出投资6.219亿美元（按已完成工作价值计算），其中包括与收购资本相关的4650万美元和与巴西Cutthroat-1勘探井相关的2430万美元。截至2022年6月30日的六个月，公司报告的持续经营净收入为3.455亿美元。这一数额包括商品价格衍生品头寸未实现按市价重估的税后损失和或有对价调整数分别为7930万美元和1.023亿美元。




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目 录
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）
经营成果
墨菲的收入（亏损）按业务类型列示如下。
收入（损失）
三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
（百万美元） 2023 2022 2023 2022
勘探和生产 $ 139.1  $ 535.2 $ 381.7  $ 766.6
公司及其他 (46.6) (124.8) (75.2) (421.1)
持续经营收益 92.5  410.4 306.5  345.5
终止经营¹ (0.6) (0.9) (0.3) (1.5)
包括非控制性权益在内的净收入 $ 91.9  $ 409.5 $ 306.2  $ 344.0
1该公司在其合并财务报表中将其以前在英国和美国的炼油和营销业务列为已终止的业务。
勘探和生产
勘探和生产（E & P）持续经营的结果按地理部分列示如下。
收入（损失）
三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
（百万美元） 2023 2022 2023 2022
勘探和生产
美国 $ 168.9  $ 491.5 $ 394.9  $ 744.4
加拿大 2.5  47.2 24.4  69.9
其他 (32.3) (3.5) (37.6) (47.7)
合计 $ 139.1  $ 535.2 $ 381.7  $ 766.6

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目 录
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）

其他关键绩效指标
该公司使用其他业务业绩和收入指标来审查业务业绩。下表列出利息、税项、折旧及摊销前利润（EBITDA）和调整后EBITDA。管理层在内部使用EBITDA和调整后EBITDA来评估公司的运营业绩和不同时期之间的趋势，以及相对于行业竞争对手的趋势。EBITDA和调整后EBITDA是非GAAP财务指标，不应被视为替代根据GAAP确定的经营活动提供的净收入（亏损）或现金。
三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
（百万美元） 2023 2022 2023 2022
归属于墨菲的净利润（GAAP） $ 98.3  $ 350.6 $ 289.9  $ 237.2
所得税费用 34.9  105.1 88.7  88.1
利息支出，净额 29.9  41.4 58.7  78.7
折旧、损耗和摊销费用¹ 210.1  188.2 399.3  344.8
归属于墨菲的EBITDA（非公认会计原则） 373.2  685.3 836.6  748.8
注销先前暂停的勘探井 17.1  — 17.1  —
资产报废债务的增加¹ 10.1  10.2 20.0  20.7
汇兑损失（收益） 7.9  (8.0) 8.3  (8.0)
或有对价按市价计算的损失 3.2  31.7 7.1  129.8
终止经营损失 0.6  0.9 0.3  1.5
衍生工具按市值计价（收益）损失 –  (88.1) –  100.4
归属于墨菲的调整后EBITDA（非公认会计原则） $ 412.1  $ 632.0 $ 889.4  $ 993.2
1计算调整后EBITDA时使用的折旧、损耗和摊销费用以及资产报废债务的增加不包括归属于非控股权益（NCI）的部分。


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项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）

石油和天然气运营结果–截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月
（百万美元）
联合
国家 1
加拿大 其他 合计
截至2023年6月30日止三个月
石油和天然气销售及其他营业收入 $ 696.2  $ 105.3  $ —  $ 801.5 
外购天然气的销售 —  13.0  –  13.0 
租赁经营费用 156.5  37.5  0.1  194.1 
遣散费和从价税 12.4  0.4  –  12.8 
运输、收集和加工 39.9  20.1  –  60.0 
购买天然气的费用 —  9.7  –  9.7 
折旧、损耗和摊销 178.0  35.0  —  213.0 
资产报废债务的增加 9.3  1.9  0.1  11.3 
勘探费用
干洞和以前暂停的勘探费用 79.8  –  15.8  95.6 
地质和地球物理 0.4  0.1  10.0  10.5 
其他勘探 1.7  —  5.3  7.0 
81.9  0.1  31.1  113.1 
未开发租赁摊销 2.1  —  0.6  2.7 
勘探费用共计 84.0  0.1  31.7  115.8 
销售和一般费用 (1.9) 4.7  2.6  5.4 
其他 0.5  5.4  1.4  7.3 
税前业务结果 217.5  3.5  (35.9) 185.1 
所得税准备金（福利） 48.6  1.0  (3.6) 46.0 
业务结果（不包括公司部分） $ 168.9  $ 2.5  $ (32.3) $ 139.1 
截至2022年6月30日止三个月
石油和天然气销售及其他营业收入 $ 977.8 $ 156.8 $ 13.7 $ 1,148.3
外购天然气的销售 0.2 49.8 – 50.0
租赁经营费用 109.5 36.9 0.9 147.3
遣散费和从价税 17.3 0.3 – 17.6
运输、收集和加工 32.3 17.6 – 49.9
购买天然气的费用 0.2 47.7 – 47.9
折旧、损耗和摊销 153.7 35.6 3.4 192.7
资产报废债务的增加 9.1 2.4 0.1 11.6
勘探费用
干洞和以前暂停的勘探费用 (0.7) – 2.0 1.3
地质和地球物理 – 0.1 0.8 0.9
其他勘探 2.9 0.3 6.0 9.2
2.2 0.4 8.8 11.4
未开发租赁摊销 2.3 – 1.4 3.7
勘探费用共计 4.5 0.4 10.2 15.1
销售和一般费用 3.2 3.8 2.1 9.1
其他 35.3 (2.3) – 33.0
税前业务结果 612.9 64.2 (3.0) 674.1
所得税规定 121.4 17.0 0.5 138.9
业务结果（不包括公司部分） $ 491.5 $ 47.2 $ (3.5) $ 535.2
1包括归属于MP GOM非控股权益的业绩。
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项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）

石油和天然气运营结果–截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月
（百万美元）
联合
国家1
加拿大 其他 合计
截至2023年6月30日止六个月
石油和天然气销售及其他营业收入 $ 1,378.5  $ 217.2  $ 3.6  $ 1,599.3 
外购天然气的销售 –  56.8  –  56.8 
租赁经营费用 319.2  74.3  0.7  394.2 
遣散费和从价税 23.5  0.7  –  24.2 
运输、收集和加工 77.3  36.5  –  113.8 
购买天然气的费用 –  41.9  –  41.9 
折旧、损耗和摊销 338.2  66.7  0.9  405.8 
资产报废债务的增加 18.4  3.9  0.2  22.5 
勘探费用
干洞和以前暂停的勘探费用 79.6  –  16.9  96.5 
地质和地球物理 0.7  0.1  10.5  11.3 
其他勘探 3.3  0.1  9.4  12.8 
83.6  0.2  36.8  120.6 
未开发租赁摊销 4.1  0.1  1.2  5.4 
勘探费用共计 87.7  0.3  38.0  126.0 
销售和一般费用 4.5  7.1  2.8  14.4 
其他 9.9  9.7  1.4  21.0 
税前业务结果 499.8  32.9  (40.4) 492.3 
所得税准备金（福利） 104.9  8.5  (2.8) 110.6 
业务结果（不包括公司部分） $ 394.9  $ 24.4  $ (37.6) $ 381.7 
截至2022年6月30日止六个月
石油和天然气销售及其他营业收入 $ 1,685.2 $ 286.1 $ 13.7 $ 1,985.0
外购天然气的销售 0.2 86.6 – 86.8
租赁经营费用 209.4 73.8 0.9 284.1
遣散费和从价税 31.5 0.7 – 32.2
运输、收集和加工 61.5 35.3 – 96.8
购买天然气的费用 0.2 81.6 – 81.8
折旧、损耗和摊销 280.2 69.8 3.5 353.5
资产报废债务的增加 18.5 4.9 0.1 23.5
勘探费用
干洞和以前暂停的勘探费用 (0.7) – 34.8 34.1
地质和地球物理 2.6 0.1 1.0 3.7
其他勘探 4.4 0.4 12.1 16.9
6.3 0.5 47.9 54.7
未开发租赁摊销 4.7 0.1 3.2 8.0
勘探费用共计 11.0 0.6 51.1 62.7
销售和一般费用 11.5 8.9 4.5 24.9
其他 138.1 2.8 0.4 141.3
税前业务结果 923.5 94.5 (46.8) 971.2
所得税规定 179.1 24.6 0.9 204.6
业务结果（不包括公司部分） $ 744.4 $ 69.9 $ (47.7) $ 766.6
1包括归属于MP GOM非控股权益的业绩。
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项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）

勘探和生产
2023年第二季度与2022年相比
除非另有说明，所有金额均包括归属于MP GOM非控制性权益的金额。
美国勘探与生产业务报告称，2023年第二季度的利润为1.689亿美元，而2022年第二季度的利润为4.915亿美元。与2022年期间相比，2023年期间的结果为3.226亿美元，主要是由于收入减少（2.816亿美元）、干井和先前暂停的勘探费用增加（8050万美元）、租赁运营费用增加（4700万美元）以及折旧、损耗和摊销费用增加（DD & A）（2430万美元），部分被其他费用减少（3480万美元）和所得税费用减少（7280万美元）所抵消。收入减少的主要原因是Eagle Ford页岩和墨西哥湾的实际价格降低，但墨西哥湾的销售量增加，主要与Khaleesi，Mormont，Samurai开发项目的新油井有关，部分抵消了这一减少。较高的勘探成本与墨西哥湾Chinook # 7勘探井的干井费用有关，该勘探井发现了非商业性碳氢化合物。租赁业务费用增加的主要原因是销售量增加以及墨西哥湾业务的修井和维护费用增加。较高的DD & A主要是墨西哥湾销售量增加的结果。其他费用减少的主要原因是2023年或有对价调整数减少320万美元（2022年：3170万美元），原因是达到2022年结束的合同门槛或时限（见注L).所得税费用减少是税前收入减少的结果。
加拿大勘探与生产部门报告称，2023年第二季度的利润为250万美元，而2022年第二季度的利润为4720万美元。与2022年期间相比，结果为4470万美元，主要是由于收入减少（5150万美元），部分被所得税费用减少（1600万美元）所抵消。收入下降的原因是2023年第二季度石油和天然气价格下降，销售量下降主要是由于Kaybob Duvernay的自然下降，但天然气销售量增加和Tupper Montney特许权使用费减少部分抵消了这一影响。所得税费用减少是税前收入减少的结果。
其他国际勘探与生产业务报告称，2023年第二季度的持续经营亏损为3230万美元，而2022年第二季度的亏损为350万美元。与2022年同期相比，结果为2880万美元，这主要是由于勘探费用增加（2150万美元）和文莱收入减少（1370万美元）。勘探费用增加，原因是为科特迪瓦购买了非洲近海的地震数据，并注销了墨西哥Cholula-1 EXP井先前暂停的勘探费用。

2023年6个月对比2022年
除非另有说明，所有金额均包括归属于MP GOM非控制性权益的金额。
截至2023年6月30日的六个月，美国勘探与生产业务的利润为3.949亿美元，而截至2022年6月30日的六个月的利润为7.444亿美元。由于收入减少（3.069亿美元）、租赁运营费用增加（1.098亿美元）、干井和先前暂停的勘探费用增加（8030万美元）以及DD & A费用增加（5800万美元），部分被其他费用减少（1.282亿美元）和所得税费用减少（7420万美元）所抵消，2023年期间的结果为3.495亿美元。收入减少的主要原因是，与2022年相比，2023年的实际价格下降，但墨西哥湾的销售量增加，主要与Khaleesi、Mormont、Samurai开发项目的新油井有关，部分抵消了这一影响。租赁业务费用增加，原因是销售量增加，以及墨西哥湾业务的修井和维护费用增加。较高的勘探成本与墨西哥湾Chinook # 7勘探井的干井费用有关，该勘探井发现了非商业性碳氢化合物。较高的DD & A主要是墨西哥湾销售量增加的结果。其他费用减少的主要原因是2023年或有对价调整数减少710万美元（2022年：1.298亿美元），原因是达到2022年结束的合同门槛或时限（见注L).所得税费用减少是税前收入减少的结果。
截至2023年6月30日的六个月，加拿大勘探与生产部门的利润为2440万美元，而截至2022年6月30日的六个月的利润为6990万美元。与2022年相比，结果为4550万美元。本年度的业绩包括收入减少（6890万美元），但被所得税费用减少（1610万美元）部分抵消。收入减少的主要原因是实际价格和
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项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）

Kaybob Duvernay的天然气产量下降主要是由于自然下降，但Tupper Montney的天然气产量上升与新油井的增加和特许权使用费的降低部分抵消了这一影响。所得税费用减少是税前收入减少的结果。
截至2023年6月30日的六个月，其他国际勘探与生产业务亏损3760万美元，而上一年亏损4770万美元。与2022年同期相比，业绩为1010万美元，这主要是由于勘探费用减少（1310万美元），部分被文莱收入减少（1010万美元）所抵消。勘探费用减少的主要原因是，2022年Cutthroat-1勘探井的干井费用增加，本期购买了非洲近海科特迪瓦的地震数据，部分抵消了这一费用。在截至2023年6月30日的六个月期间，公司将之前暂停的墨西哥湾Block 5的Cholula-1 EXP的勘探费用支出，而在2022年同期，公司将巴西近海塞尔希佩-阿拉戈斯盆地SEAL-M-428区块的Cutthroat-1勘探井的相关费用支出。

企业
2023年第二季度与2022年相比
公司活动包括利息支出和收入、外汇影响、衍生工具的已实现和未实现收益/损失（远期掉期和对冲石油销售价格的项圈）以及未分配给勘探和生产的公司管理费用，2023年第二季度亏损4660万美元，而2022年同期亏损1.248亿美元。7820万美元的有利差异主要是由于2023年第二季度没有衍生工具当期亏损，而2022年同期亏损1.031亿美元。衍生工具的已实现和未实现亏损是由于未来期间市场定价的增加，即掉期合同为公司提供固定价格，而领口合同规定最低（下限）和最高（上限）价格，下限和上限之间存在差异。在2023年第二季度和截至2023年6月30日，公司没有签订或没有任何未完成的固定价格衍生品掉期或领子合约。还出现了有利的差异，原因是债务总额减少（1160万美元）导致利息支出减少，但所得税优惠减少（2240万美元）部分抵消了这一影响。所得税优惠减少是税前亏损减少的结果。

2023年6个月对比2022年
截至2023年6月30日的六个月，公司活动亏损7520万美元，而截至2022年6月30日的六个月亏损4.211亿美元。产生3.459亿美元有利差异的主要原因是，截至2023年6月30日的六个月，衍生工具当期没有亏损，而2022年同期为亏损（4.238亿美元），利息支出减少（1990万美元），部分被所得税优惠减少（9440万美元）和汇兑损失增加（1590万美元）所抵消。截至2023年6月30日的六个月，利息费用较低， 主要是由于总体债务水平较低，因为公司在2022年减少了6.477亿美元的债务，公司在2022年同期产生了340万美元的债务赎回溢价。衍生工具的已实现和未实现亏损是由于未来期间市场定价的增加，即掉期合同为公司提供固定价格，而领口合同规定最低（下限）和最高（上限）价格，下限和上限之间存在差异。在截至2023年6月30日的六个月内和截至2023年6月30日，本公司没有订立或有任何固定价格衍生品掉期或领子合约未履行。所得税优惠减少是税前亏损减少的结果。

30
T能够满足
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）
产量和价格
2023年第二季度与2022年相比
2023年第二季度，持续运营的碳氢化合物总产量平均为每天190695桶油当量，比2022年第二季度的每日产量173173桶高出10%。产量增加主要是由于主要由于Khaleesi，Mormont，Samurai油田开发项目导致墨西哥湾产量增加，以及主要由于Tupper Montney新井生产导致加拿大陆上产量增加。
2023年第二季度，持续运营业务的原油和凝析油平均产量为每天105,124桶，而2022年第二季度为每天98,661桶。日产量增加6463桶与墨西哥湾产量增加（8595桶/日）有关，这主要是由于2023年Khaleesi、Mormont、Samurai油田开发项目整个季度的产量增加，以及自2022年第二季度以来增加的新油井。此外，加拿大的产量较低（每天1,537桶），主要是由于Kaybob Duvernay的自然油井产量下降。Eagle Ford页岩产量较高（576桶/日），原因是新油井投产。在全球范围内，2023年第二季度，公司原油和凝析油的平均价格为每桶73.50美元，与2022年同期的每桶109.25美元相比，下降了33%。
2023年第二季度，持续作业的NGL总产量为每天11177桶，而2022年第二季度为每天10950桶。每日增加227桶，主要是由于Khaleesi，Mormont，Samurai油田开发项目的产量增加，部分抵消了Eagle Ford Shale因抵消压裂影响而计划停工的产量减少。2023年第二季度，美国NGL的平均销售价格为每桶18.71美元，而2022年同期为每桶39.37美元。2023年第二季度，加拿大NGL的平均销售价格为每桶29.90美元，而2022年同期为每桶63.99美元。由于Kaybob Duvernay和Placid Montney资产的产品价值较高，加拿大的NGL价格较高。
2023年第二季度，来自持续运营业务的天然气产量平均为4.464亿立方英尺/天（MMCFD），而2022年第二季度为381.4 MMCFD。65.0 MMCFD的增加主要是由于加拿大的销售量增加（64.2 MMCFD）。加拿大天然气产量增加的主要原因是新井生产和天然气使用费减少。2023年第二季度，该公司天然气价格平均为每千立方英尺1.92美元，而2022年同期为每千立方英尺3.90美元。2023年第二季度，美国和加拿大的平均天然气价格分别为每MCF 2.21美元和1.85美元。

2023年6个月对比2022年
截至2023年6月30日止六个月，勘探与生产部门的碳氢化合物总产量平均为每日185250桶油当量，较截至2022年6月30日止六个月的每日161579桶增加15%。增加的主要原因是Khaleesi，Mormont，Samurai油田开发项目的产量增加，以及加拿大陆上油田的产量增加，主要是由于Tupper Montney的新井。
截至2023年6月30日止六个月的平均原油和凝析油产量为每天103,067桶，而截至2022年6月30日止六个月的平均原油和凝析油产量为每天91,154桶。产量增加11913桶/天，主要是由于墨西哥湾的产量增加，主要原因是Khaleesi，Mormont，Samurai油田开发项目自2022年第二季度以来新增油井（14487桶/天）。此外，加拿大的产量较低（每日1747桶），主要是由于Kaybob Duvernay的自然下降。Eagle Ford页岩产量较低（每日234桶），原因是正常油井产量下降，但新油井产量部分抵消了这一影响。在全球范围内，截至2023年6月30日的六个月，公司原油和凝析油的平均价格为每桶73.65美元，而2022年同期为每桶102.86美元，同比下降28.4%。
截至2023年6月30日的六个月，NGL总产量为每天11,250桶，而2022年同期为每天10,150桶。2023年美国NGL平均销售价格为每桶21.44美元
31
T能够满足
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）
相比之下，2022年为每桶40.00美元。2023年，加拿大NGL的平均销售价格为每桶39.82美元，而2022年为每桶59.23美元。由于Kaybob Duvernay和Placid Montney资产的产品价值较高，加拿大的NGL价格较高。
截至2023年6月30日的6个月，天然气产量平均为425.6立方米，而2022年为361.7立方米。63.9 MMCFD的增加主要是由于加拿大（55.6 MMCFD）和墨西哥湾（12.6 MMCFD）的产量增加，但被Eagle Ford页岩（4.3 MMCFD）的产量减少部分抵消。加拿大天然气产量增加的原因是2023年第二季度投产的新油井和自2022年第二季度以来增加的新油井。截至2023年6月30日的六个月，该公司天然气价格平均为每MCF 2.28美元，而2022年同期的平均价格为每MCF 3.54美元。截至2023年6月30日的六个月，美国和加拿大的平均实际天然气价格分别为每MCF 2.66美元和每MCF 2.17美元。由于某些固定价格的销售量合同，加拿大的平均实际天然气价格较低。
关于石油和天然气业务结果的更多细节见各页表格27and 28.
32
T能够满足
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）
下表列出了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月期间生产的碳氢化合物。
三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
（每日桶数，除非另有说明） 2023 2022 2023 2022
净原油和凝析油
美国 在岸 26,880  26,304 23,100  23,334
墨西哥湾1
72,022  63,427 73,850  59,363
加拿大 在岸 3,097  4,419 3,190  4,400
离岸 2,913  3,128 2,687  3,224
其他 212  1,383 240  833
原油和凝析油净额共计----持续作业 105,124  98,661 103,067  91,154
净天然气液体
美国 在岸 4,328  5,178 4,243  5,006
墨西哥湾1
6,291  4,913 6,316  4,223
加拿大 在岸 558  859 691  921
天然气液体净额共计----持续业务 11,177  10,950 11,250  10,150
净天然气–每日数千立方英尺
美国 在岸 24,195  29,651 24,178  28,512
墨西哥湾1
69,904  63,703 72,539  59,902
加拿大 在岸 352,265  288,019 328,878  273,237
天然气净额共计----持续业务 446,364  381,373 425,595  361,651
碳氢化合物净额共计----包括NCI在内的持续经营活动2,3
190,695  173,173 185,250  161,579
非控制性权益
净原油和凝析油–每日桶 (5,949) (7,962) (6,279) (8,044)
净天然气液体-每日桶 (204) (319) (218) (303)
净天然气–每日数千立方英尺 (1,751) (3,097) (2,051) (2,845)
非控制性权益合计3
(6,445) (8,797) (6,839) (8,821)
碳氢化合物净额共计----不包括NCI的持续经营活动2,3
184,250  164,376 178,411  152,758
1包括归属于MP GOM非控制性权益的净交易量。
2天然气按6：1的能量当量折算。
3NCI —— MP GOM的非控制性权益。





33
T能够满足
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
业务结果（续）
下表为截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月期间的加权平均销售价格。
三个月结束
6月30日，		 六个月结束
6月30日，
2023 2022 2023 2022
（加权平均勘探和生产销售价格）
持续经营
原油和凝析油–美元/桶
美国 在岸 $ 72.39  $ 110.66 $ 73.47  $ 103.39
墨西哥湾1
73.82  109.55 73.54  102.76
加拿大2
在岸 68.50  100.51 71.46  96.84
离岸 80.14  115.65 79.26  113.46
其他 –  86.51 89.05  86.51
液化天然气–美元/桶
美国 在岸 16.60  38.29 19.28  38.30
墨西哥湾1
20.16  40.46 22.89  41.95
加拿大2
在岸 29.90  63.99 39.82  59.23
天然气–每千立方英尺美元
美国 在岸 1.88  7.06 2.19  5.89
墨西哥湾1
2.33  7.52 2.81  6.43
加拿大2
在岸 1.85  2.78 2.17  2.66
1价格包括对MP GOM的非控制性权益份额的影响。
2美元等值。

财务状况
该公司的主要流动资金来源是库存现金、持续经营活动提供的现金净额和高级无担保循环信贷安排下的可用借款能力。公司的流动性需求主要包括资本支出、债务到期、退休和利息支付、营运资金需求、股息支付以及（如适用）股票回购。关于公司现金流的更多讨论和分析见下文。
经营活动提供的现金
截至2023年6月30日止六个月，持续经营活动产生的现金净额为7.497亿美元，而2022年同期为9.592亿美元。经营活动产生的现金减少2.095亿美元，主要原因是生产收入减少（3.848亿美元）、支付与先前收购墨西哥湾有关的或有对价（1.396亿美元）和租赁业务费用增加（1.101亿美元），但衍生工具的已实现亏损减少（3.235亿美元）和周转资金结算的时间安排减少（1.063亿美元）部分抵消了这一减少。或有对价的支付在公司合并现金流量表的“经营活动”和“融资活动”中均有列示；被视为融资活动的金额是指在收购时支付至包含在购买价格分配中的原始估计或有对价负债的金额。超出原估计负债支付的任何或有对价，包括在购买价格中，均被视为经营活动。在截至2023年6月30日的六个月期间，公司共支付了1.998亿美元的或有对价，其中1.396亿美元列在公司合并现金流量表的“经营活动”中，6020万美元列在“融资活动”中。截至2023年6月30日，本公司没有与先前墨西哥湾收购相关的应付或有对价的进一步债务。
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目 录
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
财务状况（续）

投资活动所需现金
截至2023年6月30日的六个月，投资活动所需现金净额（包括费用化金额）为6.948亿美元，而2022年同期为5.993亿美元。2023年第二季度，公司积累了3230万美元的购置相关资本，主要包括政府批准开发计划后越南Block 15-1/05农场协议的最后里程碑付款和科特迪瓦在非洲近海的租赁购置费用（另见附注D).在截至2022年的六个月内，公司以4650万美元的价格收购了Kodiak 11.0%的额外工作权益。
应计制资本支出总额列示如下。
六个月结束
6月30日，
（百万美元） 2023 2022
资本支出
勘探和生产 $ 688.4  $ 611.4
企业 9.9  10.5
资本支出总额 $ 698.3  $ 621.9
以下是综合现金流量表中的“财产增加和干井费用”与持续经营资本支出总额的对账。
六个月结束
6月30日，
（百万美元） 2023 2022
每份现金流量表增加的财产和干井费用 $ 694.8  $ 552.8
收购石油和天然气资产 –  46.5
地球物理和其他勘探费用 20.0  16.3
资本支出应计变动和其他 (16.5) 6.3
资本支出总额 $ 698.3  $ 621.9
与2022年同期相比，截至2023年6月30日止六个月勘探和生产业务的资本支出增加主要是由于Eagle Ford页岩资产的开发钻探活动、墨西哥湾Samurai和St. Malo油田的开发钻探以及墨西哥湾Chinook # 7、Oso # 1和Longclaw # 1的勘探钻探。与Chinook # 7相关的成本在2023年第二季度计入干井成本，因为公司确定存在非商业性碳氢化合物。2023年第一季度，Oso # 1井的钻探在达到目标之前暂停。该公司计划在2023年第三季度恢复生产。
筹资活动所需现金
截至2023年6月30日的六个月，筹资活动所需现金净额为1.766亿美元，而2022年同期为4.475亿美元。2023年，用于筹资活动的现金主要用于支付与先前墨西哥湾收购相关的或有对价（6020万美元），如“经营活动提供的现金”一节所述；向股东派发每股0.55美元的现金股息（8590万美元）；向墨西哥湾的非控股权益分配现金股息（1600万美元）。
截至2023年6月30日，如果需要通过借款为投资活动提供资金，公司承诺的RCF有7.696亿美元可用。
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目 录
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）
财务状况（续）

周转资金
截至2023年6月30日，营运资本（流动资产总额减去流动负债总额）净营运资本负债为1.654亿美元，比2022年12月31日减少1.201亿美元，有利的减少主要是由于其他应计负债减少（3.078亿美元），部分被较高的应付账款（4030万美元）、较高的经营租赁负债（3790万美元）和较低的现金余额（1.226亿美元）所抵消。应计负债减少的主要原因是，在截至2023年6月30日的六个月期间，支付了墨西哥湾先前收购的或有对价债务、支付了放弃活动的款项以及支付了奖励金。应付账款增加的主要原因是钻探和完井活动增加，以及放弃活动的当期应付账款增加，但衍生工具（商品价格互换和项圈）未实现亏损减少部分抵消，因为2023年期间没有未完成的商品衍生工具合同。当期经营租赁负债增加与一艘钻井船预定的费率上调有关，导致将更多数额从长期经营租赁负债重新分类为当期经营租赁负债。
已用资本
截至2023年6月30日，18.235亿美元的长期债务与2022年12月31日相比增加了110万美元，主要是由于正常的债务发行成本摊销。这些固定利率票据的加权平均期限为7.2年，加权平均票面利率为6.1%。
以下是截至2023年6月30日和2022年12月31日的资本使用情况摘要。
2023年6月30日 2022年12月31日
（百万美元） 金额 % 金额 %
已用资本
长期负债 $ 1,823.5  25.8  % $ 1,822.4 26.7 %
墨菲股东权益 5,234.3  74.2  % 4,994.8 73.3 %
已动用资本总额 $ 7,057.8  100.0  % $ 6,817.2 100.0 %
现金和投资现金存放在美国以外的几个运营地点。截至2023年6月30日，在美国境外持有的现金和现金等价物包括约7690万美元的美元等价物，其中大部分存放在墨西哥（2110万美元）、加拿大（2080万美元）、英国（1180万美元）、文莱（880万美元）和西班牙（820万美元）。在某些情况下，如果这些现金余额在未来期间汇回美国，公司可能会产生现金税或其他费用。加拿大目前对汇回美国的任何收入征收5%的预扣税。
2023年7月31日，公司签订了一份买卖协议，以1.5亿加元的现金净额出售我们在加拿大艾伯塔省经营的部分非核心Kaybob Duvernay资产和所有非经营的Placid Montney资产。该交易预计将于2023年第三季度完成，但需视成交条件和调整情况而定。
会计变更和最近的会计公告——见注B合并财务报表

展望
该公司初级产品的价格经常波动。原油价格主要受能源供需水平的影响。如上页摘要一节所述23，2023年第二季度原油平均价格下降直接影响了公司的产品销售收入。近期和可比期间的纽约商品交易所WTI价格如下：2023年第二季度73.78美元；2023年第一季度76.13美元；2022年第二季度108.41美元。截至2023年8月1日收盘，2023年剩余时间和2024年的NYMEX WTI远期曲线价格分别低于每桶80.68美元和76.93美元；然而，我们无法预测经济因素（包括但不限于通胀、全球冲突和可能的经济衰退）可能对未来大宗商品定价产生何种影响。如果价格下降，将导致利润和经营现金流下降。预计2023年第三季度的平均产量为188.0至196.0千桶石油当量（MBOEPD），不包括非控股权益。
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目 录
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）

公司2023年的资本支出预计在9.50亿美元至10.25亿美元之间，不包括非控制性权益。定期审查资本支出和其他支出，并可能调整计划资本支出，以反映本年度预算现金流量和预测现金流量之间的差异。资本支出也可能受到资产购买或出售的影响，这在编制预算时往往是没有预料到的。公司将主要利用经营现金流和可用现金为2023年的资本计划提供资金。如果石油和/或天然气价格走低，业务活动产生的实际现金流量可能会减少，从而需要削减资本支出和/或在本年度可能需要在现有信贷安排下借款，以维持公司正在进行的发展项目的资金。
公司计划利用剩余现金（不计划用于运营、投资活动、股息或支付给非控股权益），包括公司剥离部分运营的非核心Kaybob Duvernay资产和所有非运营的Placid Montney资产的收益，这符合公司的资本分配框架，旨在增加股东回报和减少债务。有关该框架的详细信息，请参见公司于2022年8月4日提交的8-K表格的“资本分配框架”部分。
公司继续监测商品价格对其财务状况的影响，目前正在遵守与区域合作框架有关的各项公约（见注E).
截至2023年8月1日，公司已签订远期固定价格交付合同，以管理与某些未来石油和天然气销售价格相关的风险，具体如下：
卷数
（MMcf/d）		 价格/Mcf 剩余期限
面积 商品 类型 开始日期 结束日期
加拿大 天然气 固定价格远期销售 250 2.35加元 7/1/2023 12/31/2023
加拿大 天然气 固定价格远期销售 162 2.39加元 1/1/2024 12/31/2024
加拿大 天然气 固定价格远期销售 25 美元1.98 7/1/2023 10/31/2024
加拿大 天然气 固定价格远期销售 15 美元1.98 11/1/2024 12/31/2024
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目 录
项目2。MANAGEMENT’s Discussion and Analysis（Continued）

前瞻性陈述
本10-Q表格包含1995年《私人证券诉讼改革法案》含义内的前瞻性陈述。前瞻性陈述通常通过包括诸如“目标”、“预期”、“相信”、“驱动”、“估计”、“预期”、“表达的信心”、“预测”、“未来”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“立场”、“潜力”、“项目”、“寻求”、“应该”、“战略”、“目标”、“将”等词语或类似词语的变体来识别。这些陈述表达了管理层对未来事件、结果和计划的当前看法，受到固有风险、不确定性和假设的影响（其中许多超出了我们的控制范围），并不能保证业绩。特别是，有关公司未来经营业绩或活动和回报的明示或暗示的陈述，或公司替换或增加储量、增加产量、产生回报和回报率、替换或增加钻井位置、减少或以其他方式控制运营成本和支出、产生现金流、偿还或再融资债务、实现、达到或以其他方式实现与排放、安全事项或其他ESG（环境/社会/治理）事项有关的倡议、计划、目标、抱负或目标、进行资本支出或支付和/或增加股息或进行股票回购和其他资本分配决定的能力和决定的陈述，均为前瞻性陈述。可能导致这些未来事件、结果或计划中的一项或多项不会像任何前瞻性陈述所暗示的那样发生，从而可能导致实际结果或活动与这些前瞻性陈述所表达或暗示的预期存在重大差异的因素包括但不限于：石油和天然气行业的宏观状况，包括供需水平，主要石油出口国采取的行动及其对大宗商品价格的影响；我们的勘探项目的成功率或我们保持生产速度和替换储量的能力的波动性增加或恶化；由于环境、监管、技术或其他原因，客户对我们产品的需求减少；不利的外汇波动；我们开展业务的市场的政治和监管不稳定；诸如新冠疫情等健康流行病对我们的业务或市场的影响以及相关的政府应对措施；影响我们业务或市场的其他自然灾害；我们业务的任何其他恶化，市场或前景；未能获得必要的监管批准；无法偿还未偿债务或为其再融资，或无法以可接受的价格进入债务市场；或美国或全球资本市场、信贷市场、银行体系或整个经济体的不利发展。有关可能导致这些未来事件或结果中的一项或多项不会像任何前瞻性陈述所暗示的那样发生的因素的进一步讨论，请参阅我们最近提交给美国证券交易委员会（SEC）的10-K表格年度报告中的“风险因素”和第40本10-Q表格报告，以及我们提交的任何后续10-Q表格季度报告或8-K表格当前报告，可从SEC网站和墨菲石油公司网站http://ir.murphyoilcorp.com获取。投资者和其他人应注意，我们可能会使用SEC文件、新闻稿、公开电话会议、网络广播和我们网站的投资者页面来公布重要信息。我们可能会利用这些渠道发布有关公司的重要信息；因此，我们鼓励投资者、媒体、商业伙伴和其他对公司感兴趣的人查看我们在我们网站上发布的信息。我们网站上的信息不是本报告的一部分，也没有纳入本报告。墨菲石油公司不承担公开更新或修改任何前瞻性陈述的义务。
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目 录


项目3。关于市场风险的定量和定性披露
本公司面临与利率、原油、天然气和石油产品价格以及外币汇率相关的市场风险。如在注L在这份10-Q表格报告中，墨菲有时会利用衍生金融和商品工具来管理与现有或预期交易相关的风险。
截至2023年6月30日，没有衍生商品合约。
截至2023年6月30日，没有衍生品外汇合约。

项目4。控制和程序
在首席执行官和首席财务官的指导下，公司建立了控制和程序，以确保向核证公司财务报告的高级管理人员以及其他高级管理人员和董事会成员提供与公司及其合并子公司有关的重要信息。
根据截至提交10-Q表季度报告所涉期间结束时公司的评估，墨菲石油公司的首席执行官和首席财务官认为，公司的披露控制和程序（根据1934年《证券交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条的规定）是有效的，以确保墨菲石油公司根据1934年《证券交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息得到记录和处理，在SEC规则和表格规定的时间段内进行汇总和报告。
在截至2023年6月30日的季度内，公司的财务报告内部控制没有发生任何对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
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目 录
第二部分–其他信息
项目1。法律程序
墨菲及其子公司正在进行一系列法律诉讼，墨菲认为所有这些诉讼都是其业务的常规和附带行为。根据公司目前掌握的信息，本项目所述事项的最终解决预计不会对公司未来一段时期的净收入或亏损、财务状况或流动性产生重大不利影响。

项目1A。风险因素
公司的石油和天然气业务自然会带来各种风险和不确定性。这些风险因素在2023年2月27日提交的2022年10-K表格的第1A项风险因素中进行了讨论。公司没有发现任何先前未在其2022年10-K表格报告中披露的其他风险因素。

项目6。展览
页面上的附件索引42本10-Q表格报告列出了在此提交或以引用方式并入的展品。
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目 录
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，登记人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告并获得正式授权。
墨菲石油公司
（注册人）
通过 /s/保罗·D·沃恩
保罗·D·沃恩
副总裁兼财务总监
（首席财务官及正式授权人员）
2023年8月3日
（日期）
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目 录
EXHIBIT INDEX
以下是以星号（*）表示的在此提交的、被视为已提交而非已提交的或以引用方式并入的证据索引。所列证据以外的证据被省略，因为这些证据要么不是必需的，要么不适用。
附件
没有。
101.INS 内联XBRL实例文档
101.SCH 内联XBRL分类法扩展模式文档
101.加州大学 内联XBRL分类法扩展计算linkbase文档
101.DEF 内联XBRL分类法扩展定义linkbase文档
101.实验室 内联XBRL分类法扩展标签Linkbase文档
101.预 内联XBRL分类法扩展演示linkbase
104 封面页交互式数据文件（格式为Inline XBRL，包含在附件 101中）。

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