近日,海南矿业在北京以线上线下相结合的形式举办阿曼油田项目交割投资者交流会,海南矿业副董事长、总裁滕磊先生,副总裁、洛克石油轮值首席执行官董树星先生,副总裁、董事会秘书何婧女士,副总裁、洛克石油联席首席执行官房文艳女士,总裁助理、投资董事总经理张雷先生出席会议,针对阿曼项目交易历程、储量及勘探增储规划以及投后整合等方面与投资者展开交流。
2024年9月13日,海南矿业全资子公司洛克石油向特提斯公司的全体股东发出现金收购要约,拟以每股58.7瑞典克朗的价格收购特提斯公司不低于90%的股份。
截至2024年12月30日,全面要约收购Tethys Oil AB股份结算及交割工作已全部完成,洛克石油持有特提斯公司2904万股股份,约占特提斯公司股份总数的90.003%,交易总对价为17.05亿瑞典克朗,约合1.56亿美元。若折合100%股权计算,交易对价为1.73亿美元,相比特提斯的净资产2.58亿美元大幅折价33%。
同时,纳斯达克斯德哥尔摩证券交易所已审批通过特提斯公司的退市申请,特提斯公司已于 2025 年1月10日正式退市。洛克石油还将根据瑞典公司法完成对特提斯公司剩余股份的强制赎回流程。
特提斯公司是一家石油勘探和生产公司,拥有成熟的运营管理和技术团队,在陆上石油勘探和开采方面积累了超过 20 年的丰富经验,其核心资产为位于阿曼的4个陆上油田的权益,油田面积合计约6万平方公里,约占阿曼国土面积的18%,其中近90%的区域尚未进入开发阶段,增储上产潜力巨大。此外,公司五个区块天然气资源潜力较高。
阿曼是中东及全球重要的产油国,也是中国“一带一路”政策的友好合作伙伴,中国为其最大的贸易伙伴和原油出口国。特提斯公司在阿曼的石油合同系采用产品分成模式,合同者在成本回收后的分成比例为20%至30%不等。
特提斯公司在阿曼的3&4区块油田为在产区块,2023年权益产量320万桶,2024年上半年日均权益产量约7860桶。截至2023年末,特提斯公司经审计的原油权益2P储量约2170万桶,交易完成后洛克石油的原油2P净权益储量将提高约123%,油气储量规模将获得接近50%的增长,净权益储量由2230万桶当量扩大至3269万桶当量,原油资产占比接近60%,公司油气业务规模将得到大幅提升。
此次收购特提斯公司不仅标志着公司国际化战略的持续推进,将业务板块拓展至中东,提升国际化运营能力,还为未来发展提供了更广阔的空间,同时还优化了以洛克石油的资产结构,显著提升原油资产的比重,增强公司的盈利能力。
特提斯公司所持有的在产区块油田合同期限不低于16年,而勘探区块油田在开发方案获得批准后,其合同期限也均不低于15年。随着阿曼项目油田资产的全面注入,极大地延长了洛克石油油气资产组合的整体生命周期,确保了现有项目的平稳过渡和产量的接续,为公司的中长期可持续发展奠定了坚实基础。
以下是精选问答
Q1
公司如何协同管理已在全球多区域投资布局的多品种矿产资源及能源项目?
第一在项目投资决策阶段,公司优先选择成熟在产的项目进行投资,这类项目的管理体系、经营指标、人员安排和过往业绩都是可见的,为投后管理减轻了压力;第二在投资并购的资源品种方面,公司会考虑并购项目与公司现有业务板块的协同性,例如,马里锂矿项目可以借鉴铁矿业务采矿、选矿及勘探方面的技术和管理经验及人才,阿曼项目则可以利用洛克公司在生产管理上的经验;第三在投后整合与优化方面,公司会进行内部整合,包括管理体系、授权体系和激励体系的优化。
公司主要从以上三个方面推动具有协同效应的投资并购,也争取做好投后管理并持续创造价值。
Q2
阿曼项目收购后的利润计算方法是怎样的?
阿曼项目3&4区块的利润计算可以按照油价减去完全成本后,再乘以权益比例来算。项目层面的生产成本和折旧摊销大约30美元/桶,总部费用和摊销成本约10美元/桶,完全成本可大致按照40-45美元/桶计算。3&4区块特提斯公司当前在项目的净权益比例为52%。
Q3
洛克原有的作业管理经验能为此次阿曼陆上油田的运营带来哪些赋能?
选择收购特提斯公司,主要看中其勘探和获取资源的能力,同时认识到其在产区块为非作业者,洛克担任作业者的运营管理经验,有较强的项目交付能力。
洛克在非常规稠油开发和油田综合开发能力上富有经验,并计划将这些经验应用到阿曼的项目中。洛克在渤海湾赵东油田积累了丰富的注水开发、精细油藏管理经验,特别是针对3&4区块这种已生产十年到了生产中期的油田,通过合理注水开发、精细油藏管理提高采收率。此外,洛克鉴于八角场的开发经验具备陆上油气田快速开发上产的地面设施建设能力,对阿曼项目56区块快速开发有很大帮助。
海矿及洛克还将提供成功的投后管理经验、技术投入以及人才、资金及下游市场等资源的整合赋能。
Q4
关于阿曼油田后续区块的开发节奏及开发成本计划如何?
根据特提斯现有管理层的目前计划,2025年3&4区块资本开支约5000万美元,56区块资本开支约1100美元,56区块整体预计3-5年完成整个开发方案,逐年投资呈下降趋势,第一年主要集中于区块的基础设施建设,但56、58和49区块都靠近已有的主要管道基础设施,有利于节省开发成本及快速上产。
油田开发是一个长期过程,开发节点的选择和节奏不仅基于当前油价,还考虑项目的成熟度、基础设施条件以及长期发展规划。如56区块后续开发将根据第一期完成后的进展逐步优化推进。58区块及3&4区块现有生产区之外的部分相对早期,需要重新做地震解释和重新认识,将资源从2C变成2P,提升储量的确定性、可采性及商业价值。
Q5
油价变动对阿曼项目有何影响,公司如何应对未来可能出现的油价下行?
在阿曼地区没有暴利税,因此当油价上涨时,公司能拿到全部上行空间的收益,而油价下跌的风险则是对等的,所以该项目具备较大的弹性。阿曼项目的抗风险能力较强,全成本约为40多美元/桶,属于中等偏下水平。公司已做好通过套期保值对冲风险、根据市场价格调整产量和资本开支计划等准备,从现金流角度确保企业持续经营。
从洛克过往的油田项目管理作业经验成果来看,洛克执行的两个油田项目(一个在产20年,一个在产10年)的加权平均实现油价均接近70美元/桶,这表明尽管油价会经历高低波动,但跨越周期来看,实现油价趋向于稳定在70美元/桶左右。阿曼油田各区块的合同期约20年,具备跨越油价周期的能力,从长周期来看具有一定的安全垫。
Q6
3&4区块使用伴生气发电后,是否还有降本空间?
使用伴生气发电本身就是一个资源再利用的机会,可以避免资源的浪费。在过去油价较高的时候,使用柴油发电的成本确实较高,而使用油田伴生气发电,基本上可以视为原材料端免费,从而显著降低了成本。虽然项目还涉及发电机租用、转化设备等投资费用,但整体而言,降本效果预计将是明显的。
除了降本效果,使用伴生气发电还有环境方面的收益。如果伴生气被点燃排放(如中东地区惯用的火炬燃烧排放方式),会产生大量的温室气体,对环境造成负面影响。因此,使用伴生气发电不仅有助于降低成本,还能减少碳排放,对环境产生积极影响。
Q7
56区块2025年预计可以贡献几个月的产量?
56区块的开发目前处于初步阶段,基于特提斯公司目前管理层现有估计,预计在2025年年底将有三口井投产,2025年产量水平约1200-1800桶/天。
洛克完成对特提斯的全面管控后可能会重新评估实际开发方式,考虑更合适的集约式开发模式以提高运营效率,目前尚未完全确定56区块2025年具体能贡献多少个月的产量,因为还有一定的优化空间。
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