Regulatory News:
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
2023
Variation 2024 vs.
2023
Production en part M&P
Gabon (huile)
b/j
15 499
15 553
16 437
14 838
15 582
15 354
+1%
Angola (huile)
b/j
4 634
4 621
3 592
4 369
4 302
4 103
+5%
Tanzanie (gaz)
Mpc/j
76,9
61,7
49,2
58,2
61,4
51,6
+19%
Total participations
consolidées
bep/j
32 953
30 450
28 226
28 904
30 125
28 057
+7%
Venezuela (huile)
b/j
5 353
5 472
5 993
7 558
6 098
N/A
N/A
Production totale
bep/j
38 305
35 922
34 219
36 461
36 222
28 057
+29%
Prix de vente moyen
Huile
$/b
84,3
83,6
81,5
74,2
80,3
79,3
+1%
Gaz
$/Mbtu
3,91
3,89
3,91
3,90
3,90
3,76
+4%
Chiffre d’affaires
Gabon
M$
109
115
118
95
437
442
-1%
Angola
M$
30
30
23
25
109
98
+11%
Tanzanie
M$
14
12
11
12
48
68
-29%
Production valorisée
M$
153
157
151
132
593
608
-2%
Activités de services
M$
9
10
10
10
39
23
Trading d'huile tierces parties
M$
39
38
1
46
125
26
Retraitement des décalages
d'enlèvements
& revalorisation des stocks
M$
11
-6
-15
61
51
25
Chiffre d'affaires consolidé
M$
212
200
147
249
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 :
Gabon
Angola
Tanzanie
Total actifs
consolidés
Venezuela
Total Groupe
Huile (Mb)
Huile (Mb)
Gaz (Gpc)
Huile eq. (Mbep)
Huile (Mb)
Huile eq. (Mbep)
Réserves 2P au 31/12/2023
118.9
20.8
255.0
182.2
–
182.2
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 31/12/2024
113.8
21.5
165.8
163.0
80.0
243.0
Dont réserves 1P
74.6
17.0
160.9
118.4
43.5
161.9
Réserves 1P en % des 2P
66%
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 cubes
pc
cf
cubic feet
millions de pieds cubes par
jour
Mpc/j
mmcfd
million cubic feet per day
milliards de pieds cubes
Gpc
bcf
billion cubic feet
baril
b
bbl
Barrel
barils d’huile par jour
b/j
bopd
barrels of oil per day
millions de barils
Mb
mmbbls
million barrels
barils équivalent pétrole
bep
boe
barrels of oil equivalent
barils équivalent pétrole par
jour
bep/j
boepd
barrels of oil equivalent per day
millions de barils équivalent
pétrole
Mbep
mmboe
million 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
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