Maurel & Prom : Activité pour le premier trimestre 2025
Profil de remboursement de la dette après finalisation de l’accordéon le 10 avril 2025
Maurel & Prom(Paris:MAU):
- Production du Groupe en part M&P au T1 2025 : 38 534 bep/j, en augmentation de 6% par rapport au T4 2024, et en augmentation sur chacun des actifs
- Production en partie M&P de 15 684 b/j au Gabon, en hausse de 6%
- Production en partie M&P de 4 478 b/j en Angola, en augmentation de 3%
- Production de gaz en part M&P de 60,8 Mpc/j en Tanzanie, en hausse de 5%
- Production d’huile en partie M&P Iberoamerica de 8 236 b/j au Venezuela, en augmentation de 9%
- Production valorisée de 136 M$, en hausse de 3% par rapport au T4 2024
- Prix de vente de l’huile de 74,9 $/b sur la période, stable par rapport au T4 2024 (74,2 $/b)
- Contribution au chiffre d’affaires de 4 M$ pour les activités de services
- Chiffre d’affaires de 64 M$, en net retrait en raison des décalages d’enlèvements (impact négatif de 76 M$, avec un cargo seulement vendu sur la période, en Angola) et de l’absence de trading d’huile
- Finalisation de l’acquisition de la participation de 40% dans le permis gazier de Sinu-9 en Colombie attendue d’ici juin
- Dossier déposé auprès de l’Agence Nationale des Hydrocarbures colombienne (« ANH ») en vue de l’approbation de la transaction
- Solde de 130 M$ à régler à la finalisation de l’opération (sujet à ajustement depuis la date d’effet économique du 1 er février 2025), à la suite du paiement d’un dépôt de 20 M$ fin
- Sinu-9 produit actuellement environ 12 Mpc/j (à 100%) dans le cadre du test de production, et devrait voir sa capacité de production augmenter à 40 Mpc/j (à 100%) d’ici le début du T3 2025
- Excellente situation financière et liquidité disponible de 377 M$ permettant de concilier mise en œuvre de la stratégie de croissance et retours aux actionnaires
- Position de trésorerie nette positive de 50 M$ à fin mars (197 M$ de trésorerie et 147 M$ de dette)
- Liquidité disponible de 377 M$ grâce à la conclusion le 11 avril d’un accordéon de 113 M$ sur le prêt bancaire existant aux mêmes conditions favorables
- Proposition d’un dividende de 0,33€ par action (pour un montant total d’environ 70 M$) soumise au vote lors de l’Assemblée générale de M&P du 27 mai 2025 pour paiement en août 2025
Indicateurs clés au premier trimestre 2025
| T1 2024 | T2 2024 | T3 2024 | T4 2024 | T12025 | Variation T1 2025 vs. | |||||||
| T1 2024 | T4 2024 | |||||||||||
| Production en partie M&P | ||||||||||||
| Gabon (pétrole) | b/j | 15 499 | 15 553 | 16 437 | 14 838 | 15 684 | +1% | +6% | ||||
| Angola (pétrole) | b/j | 4 634 | 4 621 | 3 592 | 4 369 | 4 478 | -3% | +3% | ||||
| Tanzanie (gaz) | Mpc/j | 76,9 | 61,7 | 49,2 | 58,2 | 60,8 | -21% | +5% | ||||
| Total participations consolidées | bep/j | 32 953 | 30 450 | 28 226 | 28 904 | 30 298 | -8% | +5% | ||||
| Venezuela (pétrole) | b/j | 5 353 | 5 472 | 5 993 | 7 558 | 8 236 | +54% | +9% | ||||
| Production totale | bep/j | 38 305 | 35 922 | 34 219 | 36 461 | 38 534 | +1% | +6% | ||||
| Prix de vente moyen | ||||||||||||
| Huile | $/b | 84,3 | 83,6 | 81,5 | 74,2 | 74,9 | -11% | +1% | ||||
| Gaz | $/Mbtu | 3,91 | 3,89 | 3,91 | 3,90 | 4,02 | +3% | +3% | ||||
| Chiffre d’affaires | ||||||||||||
| Gabon | M$ | 109 | 115 | 118 | 95 | 98 | -10% | +3% | ||||
| Angola | M$ | 30 | 30 | 23 | 25 | 26 | -11% | +4% | ||||
| Tanzanie | M$ | 14 | 12 | 11 | 12 | 11 | -17% | -3% | ||||
| Production valorisée | M$ | 153 | 157 | 151 | 132 | 136 | -11% | +3% | ||||
| Activités de services | M$ | 9 | 10 | 10 | 10 | 4 | ||||||
| Trading d’huile tierces parties | M$ | 39 | 38 | 1 | 46 | – | ||||||
| Retraitement des décalages d’enlèvements& revalorisation des stocks | M$ | 11 | -6 | -15 | 61 | -76 | ||||||
| Chiffre d’affaires consolidé | M$ | 212 | 200 | 147 | 249 | 64 | -70% | -74% | ||||
La production totale du Groupe en partie M&P s’élève à 38 534 bep/j pour le T1 2025, à son plus haut niveau historique et en augmentation de 6% par rapport au T4 2024.
La production consolidée du Groupe en partie M&P s’établit à 30 298 bep/j, en hausse de 5% par rapport au T4 2024. Le prix de vente moyen de l’huile s’établit à 74,9 $/b pour la période, en légère hausse de 1% par rapport au T4 2024 (74,2 $/b).
La production valorisée du Groupe (revenus des activités de production, hors décalages d’enlèvement et réévaluation des stocks) s’établit à 136 M$ au T1 2025. Le retraitement des décalages d’enlèvement, net de la réévaluation de la valeur des stocks a eu un effet négatif de 76 M$. Une seule cargaison a été vendue sur la période en Angola, mais plusieurs enlèvements sont attendus au deuxième trimestre au Gabon et en Angola, et ce dès avril.
Après intégration de 4 M$ de revenus relatifs aux activités de services, le chiffre d’affaires consolidé pour le T1 2025 s’établit à 64 M$.
Olivier de Langavant, Directeur Général de M&P, a déclaré : « Grâce à nos liquidités importantes de 377 M$ et un point mort particulièrement bas (aux environs de 30 $/b au niveau du Groupe pour le cash flow opérationnel), nous sommes idéalement positionnés pour continuer à nous développer durablement, y compris dans l’éventualité d’une baisse prolongée des prix du brut. Nous sommes également en mesure de mener à bien nos projets de croissance déjà engagés, tout en restant actifs dans la recherche de nouvelles opportunités qui émergent dans un contexte propice aux opérations de M&A. Dans cette perspective, s’être positionné en début d’année sur un gazier actif important et déconnecté du prix du brut est un élément supplémentaire de robustesse pour notre base d’actifs déjà résiliente. Par ailleurs, nous suivons avec la plus grande attention l’évolution de la situation au Venezuela, où nous poursuivons actuellement nos activités dans le cadre de la licence de transition qui nous a été accordée jusqu’au 27 mai ».
Activités de production
Gabon
La production d’huile en partie M&P (80%) sur le permis d’Ezanga s’élève à 15 684 b/j pour le T1 2025, en augmentation de 6% par rapport au T4 2024.
Tanzanie
La production de gaz en partie M&P (60%) sur le permis de Mnazi Bay s’élève à 60,8 Mpc/j pour le T1 2025, en hausse de 5% par rapport au T4 2024.
Angola
La production en partie M&P des Blocs 3/05 (20%) et 3/05A (26,7%) s’élève à 4 478 b/j pour le T1 2025, en augmentation de 3% par rapport au T4 2024.
Venezuela
La production d’huile en partie M&P Iberoamerica (40%) sur le champ d’Urdaneta Oeste s’élève à 8 236 b/j pour le T1 2025, en augmentation de 9% par rapport au T4 2024.
Un enlèvement a été réalisé fin mars pour environ un million de barils. Un nouvel enlèvement de 600 mille barils a été alloué pour avril, et le début du chargement est prévu dans les prochains jours. Depuis le début de l’année 2025, M&P a perçu 23 M$ de dividendes (nets des 20% reversés à l’actionnaire minoritaire de M&P Iberoamerica) grâce au mécanisme de remboursement de sa dette par Petroregional del Lago.
L’Office of Foreign Assets Control (« OFAC ») du Département du Trésor des États-Unis a informé M&P le 28 mars 2025 de la révocation de sa licence spécifique accordée en mai 2024 pour ses activités au Venezuela. Dans le cadre de cette décision, l’OFAC a autorisé M&P à effectuer les transactions nécessaires à la conclusion des opérations précédemment couvertes par la licence pour une période de transition valable jusqu’au 27 mai 2025. M&P reste activement en contact avec les autorités américaines, qu’elle a rencontré immédiatement après les annonces récentes, et continue de suivre de près l’évolution de la situation.
Information sur l’acquisition en cours d’une participation de 40% dans le permis gazier de Sinu-9 en Colombie
(« NG Energy »), en vue de l’acquisition d’une participation exploitée de 40 % dans le permis gazier de Sinu-9 en Colombie pour un montant de 150 M$ avec une date d’effet économique au 1 er février 2025. Un dépôt de 20 M$ a été versé par M&P fin février, et le reste sera versé à la finalisation, avec un ajustement reflétant les flux de trésorerie pour la période courante de la date d’effet économique à la finalisation.
La finalisation de l’opération reste soumise à l’obtention des autorisations réglementaires, y compris l’approbation de l’Agence Nationale des Hydrocarbures colombienne (« ANH »). Ces autorisations sont en cours d’instruction et la réalisation des conditions précédentes à l’acquisition est attendue d’ici juin.
M&P disposera d’une option de 12 mois à compter de la finalisation pour une participation supplémentaire de 5% dans Sinu-9 auprès de NG Energy selon les mêmes conditions : contrepartie de 18,75 M$, avec la même date d’effet économique du 1er février 2025.
Du point de vue opérationnel, le test de production se poursuit actuellement avec une production d’environ 12 Mpc/j (à 100%) à la suite de la mise en service d’une unité mobile sur la plateforme Brujo-1X en mars. Dans un premier temps et avant les prochaines étapes, la capacité de production devrait être portée à plus de 40 Mpc/j (à 100%) dès le début du troisième trimestre 2025, grâce à l’installation d’équipements permettant l’extraction des condensats associés à la production de gaz.
Situation financière
Le Groupe affiche une situation de trésorerie nette positive de 50 M$ au 31 mars 2025, contre 33 M$ au 31 décembre 2024. La position de trésorerie s’établit à 197 M$, contre une dette brute de 147 M$, dont 94 M$ de prêt bancaire et 53 M$ de prêt d’actionnaire. M&P a remboursé 13 M$ de dette brute au cours du premier trimestre 2025 (9 M$ de prêt bancaire et 4 M$ de prêt d’actionnaire).
Afin de s’assurer les moyens de sa politique de croissance, M&P a finalisé le 11 avril 2025 l’augmentation de son prêt bancaire par l’intermédiaire d’un accordéon d’un montant de 113 M$. Cet accordéon se compose d’une tranche amortie de 50 M$ (avec un profil de remboursement similaire à la partie amortie du prêt bancaire existant), ainsi que d’une tranche RCF (« revolving credit facilite ») de 63 M$ qui s’ajoute à la tranche RCF existante (67 M$). Les conditions d’emprunt sont similaires à celles du prêt existant, dont l’échéance est en juillet 2027. Par ailleurs, un refinancement de cet emprunt est envisagé afin d’en prolonger la durée.
En conséquence, la liquidité bancaire disponible s’élève à 377 M$ (en excluant la tranche de 100 M$ du prêt d’actionnaire disponible et non tirée à ce jour), et comprend :
- 197 M$ de trésorerie ;
- 50 M$ de tranche amortie non tirée (disponible jusqu’en janvier 2026) ; et
- 130 M$ de tranche RCF non tirée (disponible jusqu’en juillet 2027).
Structure de la dette au 31 mars 2025 (proforma la finalisation de l’accordéon le 10 avril 2025) :
| Taux | Maturité | Montant tiré | Montant disponible | Total | |
| Prêt bancaire – Tranche amortie | SOFR + spread (0,11%) + 2,00% | Juillet 2027 | 94 M$ | 50 M$ | 144 M$ |
| Prêt bancaire – Tranche RCF | SOFR + spread (0,11%) + 2,25% | Juillet 2027 | – | 130 M$ | 130 M$ |
| Prêt d’actionnaire | SOFR + 2,10% | Juillet 2028 | 53 M$ | 100 M$ | 153 M$ |
| Ce total | 147 M$ | 280 M$ | 427 M$ | ||
| Trésorerie | 197 M$ | ||||
| Position nette de trésorerie | 50 M$ |
Glossaire
| Français | Anglais | ||
| pieds cubes | ordinateur personnel | cf | pieds cubes |
| millions de pieds cubes par jour | Mpc/j | mmcfd | millions de pieds cubes par jour |
| milliards de pieds cubes | Gpc | bcf | milliards de pieds cubes |
| baril | b | barils | Baril |
| barils d’huile par jour | b/j | bopd | barils de pétrole par jour |
| millions de barils | Mo | mmbbls | millions de barils |
| barils équivalent pétrole | bep | boe | barils d’équivalent pétrole |
| barils équivalent pétrole par jour | bep/j | boepd | barils d’équivalent pétrole par jour |
| millions de barils équivalent pétrole | Mbep | mmboe | millions de barils équivalent pétrole |
Plus d’informations : www.maureletprom.fr
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