Maurel & Prom : Activité pour l’année 2024

Maurel & Prom (Paris:MAU) :

  • Production du Groupe en part M&P en 2024 : 36 222 bep/j, en augmentation de 29% par rapport à 2023, et en hausse sur chacun des actifs du Groupe
    • Production en part M&P de 15 582 b/j au Gabon, en hausse de 1% par rapport à 2023
    • Production en part M&P de 4 302 b/j en Angola, en augmentation de 5% par rapport à 2023
    • Production de gaz en part M&P de 61,4 Mpc/j en Tanzanie, en hausse de 19% par rapport à 2023
    • Production d’huile en part M&P Iberoamerica de 6 098 b/j au Venezuela
  • Production valorisée de 593 M$ et chiffre d’affaires de 808 M$
    • Prix de vente de l’huile de 80,3 $/b sur la période, en augmentation de 1% par rapport à 2023
    • Contribution au chiffre d’affaires de 39 M$ pour les activités de services
    • Forte augmentation de l’activité de trading d’huile : 125 M$ en 2024, contre 26 M$ en 2023
  • Acquisition en cours d’une participation dans le permis gazier de Sinu-9 en Colombie
    • Lettre d’intention signée en janvier 2025 pour l’acquisition auprès de NG Energy d’une participation de 40% dans le permis de Sinu-9 en échange d’une contrepartie de 150 M$
    • Actif gazier onshore, en production et développement, doté de réserves prouvées avec un potentiel considérable d’exploration et d’appréciation
    • Finalisation en cours de l’accord définitif avec NG Energy, signature prévue en février 2025
  • Entrée dans le projet de centrale photovoltaïque Quilemba Solar en Angola finalisée fin janvier
    • Participation de 19% au sein d’un projet de génération électrique photovoltaïque de 80 MWc en partenariat avec TotalEnergies (51%, opérateur) et Sonangol (30%)
    • La phase 1 du projet (35 MWc) devrait entrer en production d’ici début 2026
  • En situation de trésorerie nette positive, M&P est idéalement positionné pour saisir de nouvelles opportunités de croissance en parallèle des retours aux actionnaires
    • Position de trésorerie nette positive de 33 M$ au 31 décembre 2024, en augmentation de 153 M$ par rapport à fin 2023 (dette nette de 120 M$ au 31 décembre 2023)
    • Dividende de 64 M$ (0,30€ par action) payé en juillet 2024
    • Liquidité disponible de 260 M$ au 31 décembre 2024, dont 193 M$ de trésorerie
  • Finalisation en décembre 2024 par Seplat Energy (détenue à 20,46% par M&P) de l’acquisition de MPNU auprès d’ExxonMobil
    • Acquisition transformante pour Seplat Energy : augmentation de 148% pour la production qui passe à 120 kbep/j, et de 87% pour les réserves 2P qui s’élèvent à 878 Mbep
    • Augmentation substantielle attendue de la contribution au résultat net, ainsi que du dividende
  • Réserves 2P en part M&P au 31 décembre 2024 : 243 Mbep
    • Réserves en augmentation de 42% après retraitement de la production 2023
    • Inclusion pour la première fois de 80 Mb au titre de la participation de 40% dans Urdaneta Oeste

Indicateurs clés pour l’année 2024

             
T1
2024
T2
2024
T3
2024
T4
2024
  2024  2023Variation
2024 vs.
2023
  
Production en part M&P  
Gabon (huile)b/j15 49915 55316 43714 838  15 582  15 354+1%
Angola (huile)b/j4 6344 6213 5924 369  4 302  4 103+5%
Tanzanie (gaz)Mpc/j76,961,749,258,2  61,4  51,6+19%
Total participations consolidéesbep/j32 95330 45028 22628 904  30 125  28 057+7%
Venezuela (huile)b/j5 3535 4725 9937 558  6 098  N/AN/A
Production totalebep/j38 30535 92234 21936 461  36 222  28 057+29%
             
Prix de vente moyen            
Huile$/b84,383,681,574,2  80,3  79,3+1%
Gaz$/Mbtu3,913,893,913,90  3,90  3,76+4%
             
Chiffre d’affaires            
GabonM$10911511895  437  442-1%
AngolaM$30302325  109  98+11%
TanzanieM$14121112  48  68-29%
Production valoriséeM$153157151132  593  608-2%
Activités de servicesM$9101010  39  23 
Trading d’huile tierces partiesM$3938146  125  26 
Retraitement des décalages d’enlèvements& revalorisation des stocksM$11-6-1561  51  25 
Chiffre d’affaires consolidéM$212200147249  808   +19%

La production du Groupe en part M&P s’élève à 36 222 bep/j pour l’année 2024. Le prix de vente moyen de l’huile s’établit à 80,3 $/b pour l’exercice, en hausse de 1% par rapport à 2023 (79,3 $/b).

La production valorisée du Groupe (revenus des activités de production, hors décalages d’enlèvement et réévaluation des stocks) s’établit à 593 M$ en 2024, contre 608 M$ en 2023. Il est à noter que le recul de la production valorisée en Tanzanie est dû à la désaturation prévue des coûts récupérables, suite à laquelle une partie plus importante de la production est affectée à TPDC conformément au contrat de partage de production.

Le retraitement des décalages d’enlèvement, net de la réévaluation de la valeur des stocks a eu un effet positif de 51 M$ en 2024. Par ailleurs, le Groupe a enregistré 125 M$ de ventes liées au trading d’huile pour le compte de tiers.

Après intégration de 39 M$ de revenus relatifs aux activités de services (activités de forage au Gabon et support aux opérations de l’entreprise mixte Petroregional del Lago au Venezuela), le chiffre d’affaires consolidé pour l’année 2024 s’établit à 808 M$.

Activités de production

Gabon

La production d’huile en part M&P (80%) sur le permis d’Ezanga s’élève à 15 582 b/j pour l’année 2024, en augmentation de 1% par rapport à 2023.

La production du quatrième trimestre 2024 a été affectée par des problèmes électriques désormais réglés et par les arrêts de puits liés au déroulement de la campagne de stimulation. Cette campagne a été finalisée en janvier 2025, et a contribué à remonter le potentiel de production au-dessus de 16 800 b/j en part M&P (21 000 b/j en 100%).

Tanzanie

La production de gaz en part M&P (60%) sur le permis de Mnazi Bay s’élève à 61,4 Mpc/j pour l’année 2024, en hausse de 19% par rapport à 2023.

Comme attendu, les nominations de gaz par TPDC sont remontées de façon sensible au cours du quatrième trimestre, avec une production de 58,2 Mpc/j en part M&P. Cet accroissement souligne l’augmentation tendancielle de la demande de gaz en Tanzanie malgré la montée en régime de la production hydroélectrique dans le pays.

Angola

La production en part M&P des Blocs 3/05 (20%) et 3/05A (26,7%) s’élève à 4 302 b/j pour l’année 2024, en augmentation de 5% par rapport à 2023.

La production a repris progressivement début octobre suite à la fin des opérations de maintenance prévues qui avaient affecté la production du troisième trimestre 2024. Le niveau de production est actuellement au plus haut, avec une production en part M&P de 4 809 b/j pour les mois de novembre et décembre.

Venezuela

La production d’huile en part M&P Iberoamerica (40%) sur le champ d’Urdaneta Oeste s’élève à 6 098 b/j pour l’année 2024. La production s’établit à 7 558 b/j en part M&P Iberoamerica (18 894 b/j en 100%) pour le quatrième trimestre 2024, en augmentation séquentielle de 26% par rapport au troisième trimestre 2024.

Si l’objectif de production de 10 000 b/j en part M&P Iberoamerica (25 000 b/j en 100%) à fin décembre 2024 n’a pas été atteint, le potentiel de production a augmenté considérablement grâce aux travaux réalisés, avec un pic de production à 9 097 b/j en part M&P Iberoamerica (22 742 b/j en 100%) atteint début janvier.

Information sur l’acquisition en cours d’une participation dans le permis gazier de Sinu-9 en Colombie

M&P a annoncé le 20 janvier dernier avoir signé le une lettre d’intention avec NG Energy pour l’acquisition d’une participation de 40% dans le permis de Sinu-9 en Colombie.

L’accord définitif est en cours de finalisation entre les parties, et sa signature est attendue en février. La finalisation de l’opération restera soumise à l’obtention des autorisations réglementaires, y compris l’approbation de l’Agence Nationale des Hydrocarbures colombienne (« ANH »), et à la satisfaction d’autres conditions de finalisation habituelles.

Finalisation de l’entrée dans le projet de centrale photovoltaïque Quilemba Solar en Angola

Toutes les conditions suspensives relatives à l’acquisition par M&P de 19% de la société de droit angolais Quilemba Solar Lda (« Quilemba Solar »), avec comme partenaires TotalEnergies (51%, opérateur) et Sonangol (30%) ont été satisfaites le 29 janvier 2025.

Quilemba Solar dispose d’une concession et d’un contrat d’achat (« PPA ») à prix fixé pour la construction de la centrale photovoltaïque de Quilemba, d’une capacité de 35 MWc qui devrait entrer en service d’ici début 2026, avec la possibilité d’y ajouter 45 MWc dans une seconde phase. La quote-part M&P des coûts de construction de la première phase est estimée à 7 M$.

Cette centrale, idéalement située à côté de Lubango au sud du pays dans une des régions les plus ensoleillées de la planète, participera à la décarbonation du mix énergétique angolais. Dès la première phase (35 MWc), elle éliminera l’émission annuelle d’environ 55,000 tonnes d’équivalent CO2 (à 100%), et permettra à l’Angola de réaliser des économies substantielles par rapport au combustible utilisé dans les centrales thermiques existantes.

Réserves du Groupe au 31 décembre 2024

Les réserves du Groupe correspondent aux volumes d’hydrocarbures techniquement récupérables représentatifs de quote-part d’intérêts du Groupe dans des permis déjà en production et de ceux mis en évidence par les puits de découverte et de délinéation qui peuvent être exploités commercialement. Ces réserves au 31 décembre 2024 ont été certifiées par DeGolyer and MacNaughton.

Les réserves 2P du Groupe s’élèvent à 243,0 Mbep au 31 décembre 2024, dont 161,9 Mbep de réserves prouvées (1P).

Réserves 2P en part M&P :

GabonAngolaTanzanieTotal actifs consolidésVenezuelaTotal Groupe
 Huile (Mb)Huile (Mb)Gaz (Gpc)Huile eq. (Mbep)Huile (Mb)Huile eq. (Mbep)
Réserves 2P au 31/12/2023118.920.8255.0182.2182.2
Production-5.7-1.6-22.4-11.0-11.0
Révision+0.6+2.3-66.8-8.2+80.0+71.8
Réserves 2P au 31/12/2024113.821.5165.8163.080.0243.0
Dont réserves 1P74.617.0160.9118.443.5161.9
Réserves 1P en % des 2P66%79%97%73%54%67%

Note : Taux de conversion gaz-pétrole de 6 Gpc/Mbep

En Tanzanie, la révision à la baisse des réserves 2P de 66,8 Gpc (11,1 Mbep) est due à une évolution de méthodologie liée au changement de certificateur de réserves. Les réserves précédemment certifiées comprenaient une extension de la licence de Mnazi Bay au-delà de son terme actuel en 2031, dont M&P prévoit de faire la demande auprès des autorités tanzaniennes conformément aux termes du contrat de partage de production. Le nouveau certificateur de réserves n’a pas retenu cette hypothèse et n’a pas pris en compte la production postérieure à 2031. En incluant la production post 2031, les ressources productibles de la Tanzanie en part M&P confirmées techniquement par DeGolyer and MacNaughton s’établissent à 288,2 Gpc à fin 2024, en augmentation de 13% par rapport à fin 2023.

L’exercice inaugural de certification des réserves de l’actif Urdaneta Oeste au Venezuela a abouti à des réserves de 80 Mb pour la participation de 40% détenue par M&P Iberoamerica dans l’actif, soit 200 Mb de réserves 2P à 100% (compatibles avec les 422 Mb administrativement approuvés pour développement à fin 2022).

Ces chiffres ne prennent pas en compte la participation de 20,46% détenue par M&P dans Seplat Energy, un des principaux opérateurs nigérians coté sur les bourses de Londres et Lagos. Pour rappel, les réserves 2P de Seplat Energy s’élevaient à 591 Mb d’huile et 1 719 Gpc de gaz au 30 juin 2024, en hausse respectivement de 162% et 17% grâce à l’acquisition de MPNU, pour un total de 878 Mbep (équivalent à 180 Mbep pour la participation de 20,46% de M&P), en augmentation de 87% par rapport au 31 décembre 2023.

Situation financière

Le Groupe affiche une situation de trésorerie nette positive de 33 M$ au 31 décembre 2024, contre une situation de dette nette de 120 M$ au 31 décembre 2023.

La position de trésorerie s’établit à 193 M$ à fin décembre 2024. La liquidité disponible au 31 décembre 2024 s’élève à 260 M$, et inclut 67 M$ de tranche RCF non-tirée.

La dette brute s’élève à 160 M$ au 31 décembre 2024, dont 103 M$ de prêt bancaire (hors 67 M$ de tranche RCF non-tirée) et 56 M$ de prêt d’actionnaire. M&P a remboursé au total 57 M$ de dette brute au cours de l’année 2024 (43 M$ de prêt bancaire et 15 M$ de prêt d’actionnaire).

Glossaire

Français  Anglais
pieds cubespccfcubic feet
millions de pieds cubes par jourMpc/jmmcfdmillion cubic feet per day
milliards de pieds cubesGpcbcfbillion cubic feet
barilbbblBarrel
barils d’huile par jourb/jbopdbarrels of oil per day
millions de barilsMbmmbblsmillion barrels
barils équivalent pétrolebepboebarrels of oil equivalent
barils équivalent pétrole par jourbep/jboepdbarrels of oil equivalent per day
millions de barils équivalent pétroleMbepmmboemillion barrels of oil equivalent

Plus d’informations : www.maureletprom.fr

Ce document peut contenir des prévisions concernant la situation financière, les résultats, les activités et la stratégie industrielle de Maurel & Prom. Par leur nature même, les prévisions comportent des risques et des incertitudes dans la mesure où elles se fondent sur des évènements ou des circonstances dont la réalisation future n’est pas certaine. Ces prévisions sont effectuées sur la base d’hypothèses que nous considérons comme raisonnables, mais qui pourraient néanmoins s’avérer inexactes et qui sont tributaires de certains facteurs de risques tels que les variations du cours du brut, les variations des taux de change, les incertitudes liées à l’évaluation de nos réserves de pétrole, les taux effectifs de production de pétrole ainsi que les coûts associés, les problèmes opérationnels, la stabilité politique, les réformes législatives et réglementaires ou encore les guerres, actes de terrorisme ou sabotages.

Maurel & Prom est cotée sur Euronext Paris
SBF 120 – CAC Mid 60 – CAC Mid & Small – CAC All-Tradable – Eligible PEA-PME et SRD
Isin FR0000051070 / Bloomberg MAU.FP / Reuters MAUP.PA

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