Murphy Oils Q3-2026-Gewinn und Förderbeginn bei Lac Da Vang

Die Murphy Oil Corporation (MUR) wies für das dritte Quartal 2026 einen Gewinn aus, nachdem im Vorjahreszeitraum noch ein Verlust angefallen war, während höhere Investitionen den vierteljährlichen freien Cashflow verringerten. Das Explorations- und Förderunternehmen erreichte zudem erstes Öl bei seinem Projekt Lac Da Vang in Vietnam und berichtete über weitere Explorations- und Evaluierungsfortschritte in Vietnam und der Côte d’Ivoire.

In den drei Monaten bis zum 30. September belief sich der auf Murphy entfallende Nettogewinn auf 171,1 Millionen US-Dollar bzw. 1,17 US-Dollar je verwässerter Aktie, verglichen mit einem Nettoverlust von 3,0 Millionen US-Dollar bzw. 0,02 US-Dollar je Aktie im Vorjahresquartal. Der bereinigte Nettogewinn, eine Non-GAAP-Kennzahl, stieg von 58,1 Millionen US-Dollar bzw. 0,41 US-Dollar je Aktie auf 158,4 Millionen US-Dollar bzw. 1,08 US-Dollar je verwässerter Aktie.

Das bereinigte EBITDAX stieg von 423,1 Millionen US-Dollar im Vorjahr auf 543,9 Millionen US-Dollar. Der Netto-Mittelzufluss aus fortgeführten Geschäftsbereichen lag bei 540,5 Millionen US-Dollar nach 339,4 Millionen US-Dollar, während der operative Cashflow vor Working-Capital-Anpassungen von 367,8 Millionen US-Dollar auf 515,0 Millionen US-Dollar zulegte.

Der freie Cashflow sank von 218,8 Millionen US-Dollar auf 48,2 Millionen US-Dollar, da die Sachanlagenzugänge und Fehlbohrungskosten von 149,0 Millionen US-Dollar auf 466,8 Millionen US-Dollar stiegen. Murphy definiert den freien Cashflow als den Mittelzufluss aus fortgeführten Geschäftsbereichen vor unbaren Veränderungen des Betriebskapitals abzüglich von Sachanlagenzugängen und Fehlbohrungskosten.

Förderung und Betrieb

Die Förderung im dritten Quartal belief sich ohne nicht beherrschende Anteile auf insgesamt 186.000 Barrel Öläquivalent pro Tag. Auf Erdöl entfielen 45 % der Produktion, auf Flüssiggas 7 % und auf Erdgas 48 %. Die Förderung in der Eagle-Ford-Schieferformation lag bei 44.000 BOEPD, die Offshore-Förderung betrug 61.000 BOEPD und Onshore-Kanada trug 82.000 BOEPD bei.

Murphy erzielte einen durchschnittlichen realisierten Ölpreis von 89,35 US-Dollar pro Barrel, bereinigt um Sicherungsgeschäfte und vor Transport-, Sammel- sowie Verarbeitungskosten. Die realisierten Preise beliefen sich auf 23,08 US-Dollar pro Barrel für Flüssiggas und 1,84 US-Dollar pro tausend Kubikfuß für Erdgas. Die operativen Förderkosten (Lease Operating Expenses) lagen durchschnittlich bei 8,20 US-Dollar pro BOE.

Das Unternehmen meldete für das Quartal Investitionsausgaben in Höhe von 422 Millionen US-Dollar, darunter rund 266 Millionen US-Dollar für die Erschließung, 129 Millionen US-Dollar für die Exploration und 28 Millionen US-Dollar für die Evaluierung (Zahlen rundungsbedingt).

In der Eagle-Ford-Schieferformation nahm Murphy 14 selbst betriebene Catarina-Bohrungen in Betrieb und gab an, dass die Bohrkosten pro lateralem Fuß im Jahr 2026 im Jahresvergleich um 26 % niedriger ausfielen. Die Förderung im Golf von Amerika belief sich auf 54.000 BOEPD, wobei flüssige Kohlenwasserstoffe 87 % der Produktion ausmachten, und die Erschließungsbohrung Chinook #8 nahm die Förderung mit einer Spitzen-Bruttoleistung von 15.000 BOEPD auf.

Bei Tupper Montney in Kanada belief sich die Bruttoförderung auf 455 Millionen Kubikfuß pro Tag. Murphy nahm acht Bohrungen in Betrieb und erzielte 1,64 US-Dollar pro tausend Kubikfuß, verglichen mit der in der Präsentation angeführten AECO-Benchmark von 1,12 US-Dollar. Offshore-Kanada förderte 7.000 Barrel Öl pro Tag, aufgeteilt auf Hibernia und Terra Nova.

Vietnam-Projekt erreicht erstes Öl

Lac Da Vang, auch bekannt als Golden Camel, förderte am 27. September und damit weniger als drei Jahre nach der Projektgenehmigung erstes Öl. Das Feld steuerte im dritten Quartal lediglich vier Fördertage bei, und Murphy erwartet, dass der laufende Hochlauf die Nettoförderung im Gesamtjahr 2027 auf 3.000 bis 5.000 BOEPD anheben wird. Die Netto-Spitzenförderung soll 2028 und 2029 voraussichtlich 10.000 bis 15.000 BOEPD erreichen.

Das Projekt verfügt über geschätzte förderbare Bruttoressourcen von 100 Millionen BOE. Murphy schätzt die Brutto-Investitionsausgaben auf etwa 10 US-Dollar pro BOE und die Betriebskosten über die gesamte Feldlebensdauer auf 8 bis 10 US-Dollar pro BOE.

An anderer Stelle in Vietnam gab Murphy im Oktober einen Ölfund bei Lac Da Trang North-1X bekannt, nachdem die Bohrung in einer Lagerstätte auf 131 Fuß ölführende Nettozone gestoßen war. Das Unternehmen stufte den Fund als potenzielle künftige Anbindung an Lac Da Vang ein.

Zudem prüft Murphy nach einer Evaluierungskampagne mit drei Bohrungen Erschließungskonzepte für den Fund Hai Su Vang. Das Unternehmen schätzt die förderbaren Ressourcen nach der Evaluierung auf 200 bis 300 Millionen BOE und rechnet mit einer endgültigen Investitionsentscheidung im vierten Quartal 2027. Eine der Erkundungsbohrungen, Hai Su Vang-4X, war laut Präsentation eine Fehlbohrung.

In der Côte d’Ivoire stieß die Erkundungsbohrung Bubale West-1X auf 88 Fuß ölführende Nettozone in der Turon-Lagerstätte sowie auf weitere Kohlenwasserstoffe im tieferen Alb. Murphy plant, in den nächsten 18 bis 24 Monaten zwei bis vier Erkundungsbohrungen durchzuführen. Der frühere Fund Bubale-1X war auf 100 Fuß ölführende Nettozone gestoßen, wobei die in der Präsentation angegebene Spanne von 340 bis 850 Millionen BOE weiterhin eine vor der Bohrung erstellte Schätzung der förderbaren Bruttoressourcen darstellt.

Kapitalallokation und Prognose

Murphy schüttete im Quartal über Dividenden 50 Millionen US-Dollar an die Aktionäre aus und verfügte noch über 550 Millionen US-Dollar im Rahmen seines vom Board genehmigten Aktienrückkaufprogramms. Der Kapitalallokationsrahmen des Unternehmens sieht vor, mindestens 50 % des bereinigten freien Cashflows für Aktionärsrenditen aufzuwenden, während bis zu 50 % in die Bilanz fließen.

Die Nettoverschuldung belief sich zum 30. September auf 1,13 Milliarden US-Dollar, verglichen mit 1,01 Milliarden US-Dollar Ende 2025. Die Gesamtverschuldung lag bei 1,63 Milliarden US-Dollar, während sich die flüssigen Mittel auf 500,3 Millionen US-Dollar beliefen. Murphy meldete einen Non-GAAP-Verschuldungsgrad von 0,9x und eine Liquidität von 2,5 Milliarden US-Dollar, darunter 2,0 Milliarden US-Dollar, die im Rahmen der vorrangigen unbesicherten Kreditfazilität verfügbar sind, sowie 500 Millionen US-Dollar an liquiden Mitteln. Die ausstehenden Anleihen beliefen sich auf insgesamt 1,6 Milliarden US-Dollar mit einem gewichteten durchschnittlichen Festkupon von 6,3 % und einer gewichteten durchschnittlichen Laufzeit von 8,4 Jahren.

Für das vierte Quartal erwartet Murphy eine Förderung von 174.000 bis 182.000 BOEPD, bereinigt um nicht beherrschende Anteile. Der Mittelwert der Produktprognose liegt bei 47 % Erdöl, 6 % Flüssiggas und 47 % Erdgas. Die Investitionsausgaben im vierten Quartal werden voraussichtlich bei rund 190 Millionen US-Dollar liegen, bei Explorationsaufwendungen von 40 Millionen US-Dollar.

Für das Gesamtjahr 2026 wird eine Produktion im Bereich von 176.000 bis 178.000 BOEPD erwartet. Murphy prognostiziert jährliche Investitionsausgaben von 1,5 Milliarden bis 1,6 Milliarden US-Dollar sowie Explorationsaufwendungen von 190 Millionen US-Dollar, einschließlich Fehlbohrungskosten in Höhe von 90 Millionen US-Dollar.

Der Ausblick bleibt weiterhin abhängig von Öl- und Erdgaspreisen, Erschließungskosten, Betriebskosten sowie Explorationsergebnissen. Als Risiken identifizierte Murphy zudem geopolitische Entwicklungen, behördliche Genehmigungen, Wechselkursbewegungen, Cyber-Bedrohungen, den Zugang zu Kapital sowie allgemeinere Wirtschafts- oder Handelsbedingungen. Das Unternehmen gab an, dass Zeitpunkt und Umfang des Schuldenabbaus sowie der Aktienrückkäufe von den Rohstoffpreisen, Kosten und verfügbaren Investitionsmöglichkeiten abhängen werden.