海南矿业（601969）1月15日发布投资者关系活动记录表，公司于2025年1月7日接受32家机构调研，机构类型为保险公司、其他、基金公司、证券公司（399975）、阳光私募机构。 投资者关系活动主要内容介绍：

问：公司近年投资并购项目持续落地及建设项目持续推进，在资金方面如何安排？

答：公司得益于近几年主营业务较好的经营性净现金流及多元化融资安排，目前的并购和在建项目均有充裕的资金保障。 并购和在建项目资金安排包括：通过非公开发行募资用于铁矿项目建设、获批低息的银行贷款用于氢氧化锂项目建设、并购增资款项用于马里锂矿建设、拟申请海外俱乐部贷款支持洛克现金收购阿曼项目、通过发股买资产及配套融资的方式收购莫桑比克锆钛矿项目。 从未来公司持续成长及发展角度考虑，我们期望能持续提升市值，在股价满足非公开发行的条件后利用资本市场进行直接融资；同时，我们近三年资产负债率约40%，在债权融资端仍有一定的加杠杆空间。

问：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（850101）项目？

答：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。

问：阿曼项目收购后的利润计算方法是怎样的？

答：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%。

问：公司哪个资源品种会成为短期战略重点及对各板块（铁矿、油气、锂）的发展规划？

答：公司目前已布局的资源品类和近期并购（883959）的项目都是围绕战略性矿产资源，包括铁矿、油气及锂板块和锆钛矿等矿产品种，多元化品种类型的上游矿产公司具有抗周期（883436）波动风险能力强的特征，公司规划未来能够各板块均衡发展，也就是都要注重降本增效、产量极致增长。 目前三个板块处于不同的发展阶段，新能源（850101）板块近期重点是快速建成投产创造现金流；铁矿石板块通过精益管理等手段抵抗市场价格波动风险。争取保持利润稳定；油气板块通过内生增储上产和外延并购的手段，一方面致力于实现产量增长，另一方面争取延长油气资产的服务期。 公司将根据每个板块自身的特点、所处周期（883436）的阶段以及公司发展的 特点，在不同时期有不同的侧重点。

问：海矿投资战略近期的并购重点是什么，以及为什么聚焦战略性资源？

答：近期的并购主要围绕国家战略性资源方向进行，重点关注的战略性资源包括战略性能源（850101）矿产（如石油、天然气（885430））和战略性金属矿产（如铁矿、锂矿、锆钛矿等）。国家战略性资源更多地考虑了中国产业发展需求以及较高的海外依存度，我们聚焦战略性资源是因为这些资源对中国经济具有重要性和战略意义。

问：在运营中东油田项目时是否可能遇到经营性风险，以及公司如何应对这些风险？

答：在进行战略性稀缺资源并购时，公司会认真分析地缘政治环境、资源条件及市场格局。选择像阿曼这样的国家进行投资，是因为其资源潜力较大、政治经济环境相对稳定，并且拥有优质的资源区块和良好的投资机会，此外，阿曼也是“一带一路（885494）”国家，与中国保持多方面的良好合作。 公司在综合评估阿曼项目的资源禀赋及相对较低的地缘政治风险的情况下，结合洛克自身的运营能力和当地团队优势，认为可以实现稳定运营和持续的投资回报。此外，阿曼的油气运营市场较为成熟，当地技术人才和油田服务可获得性较高，有利于后续经营扩张工作的展开。

问：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？

答：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。

问：关于阿曼油田后续区块的开发节奏及开发成本计划如何

答：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。

问：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？

答：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（883436）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（883436）的能力，从长周期（883436）来看具有一定的安全垫。

问：3&4区块使用伴生气发电后，是否还有降本空间？

答：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。

问：56区块2025年预计可以贡献几个月的产量？

答：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;

调研参与机构详情如下：

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