Maurel & Prom : Résultats annuels 2024

Poursuite de la croissance et retours aux actionnaires en hausse

PARIS--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News:

Maurel & Prom (Paris:MAU):

• Maintien d’une solide performance opérationnelle et financière
  • 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
  • Emissions de scope 1 et 2 : 12,3kg d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole
  • Environnement de prix stable : prix de vente moyen de l’huile de 80,3 $/b contre 79,3 $/b en 2023
  • Chiffre d’affaires de 808 M$ (+19%), EBITDA de 368 M$ (+3%), résultat net consolidé de 246 M$ (+2%), résultat net en part Groupe de 233 M$ (+9%)
• Situation de trésorerie nette positive atteinte pour la première fois depuis 2007, grâce à une génération de cash flow en hausse marquée
  • Flux de trésorerie disponible de 241 M$, en augmentation de 54% par rapport à 2023
  • Position de trésorerie nette positive de 34 M$ au 31 décembre 2024, en augmentation de 154 M$ par rapport à fin 2023 (dette nette de 120 M$ au 31 décembre 2023)
• Activité intense de croissance et développement du Groupe
  • Gabon : Attribution du permis gazier d’Etekamba en septembre 2024
  • Nigeria : Acquisition transformatrice des actifs offshore conventionnels d’ExxonMonbil par Seplat Energy (détenue à 20,46% par M&P) finalisée en décembre 2024
  • Colombie : Accord définitif pour l’acquisition d’une participation de 40% dans le permis gazier de Sinu-9 signé avec NG Energy en février 2025 ; finalisation attendue en milieu d’année 2025
  • Angola : Entrée dans le projet de centrale photovoltaïque Quilemba Solar annoncée en octobre 2024 et finalisée en janvier 2025
• Forte montée en puissance de la production au Venezuela en 2024
  • Augmentation de la production de plus de 40% entre le premier et le quatrième trimestre 2024
  • 48 M$ de dividendes reçus par M&P, nets des 20% à l’actionnaire minoritaire de M&P Iberoamerica
  • M&P suit avec attention les récents développements concernant les sanctions américaines au Venezuela et les implications possibles pour sa propre licence OFAC dans le pays
• Grâce à son excellente situation financière, M&P peut concilier la poursuite de nouvelles opportunités de croissance et sa politique de restitution progressive de valeur aux actionnaires
  • Liquidité disponible de 260 M$ au 31 décembre 2024, dont 193 M$ de trésorerie
  • Dividende de 64 M$ (0,30€ par action) payé en 2024
  • Dividende de 0,33€ par action (soit environ 70 M$) proposé au vote de l’assemblée générale pour paiement en août 2025, en augmentation de 10% par rapport à 2024

Principaux agrégats financiers pour l’exercice 2024

Le Conseil d’administration du Groupe Maurel & Prom (« M&P », « le Groupe »), réuni le 5 mars 2025, sous la présidence de Monsieur Jaffee Suardin, a arrêté les comptes¹ au 31 décembre 2024 pour publication.

Olivier de Langavant, Directeur Général de M&P, a déclaré : « 2024 est une nouvelle excellente année pour M&P. Nos résultats financiers sont à nouveau satisfaisants, avec notamment une très forte augmentation de la génération de cash flow qui nous permet d’afficher une situation de trésorerie nette positive. Cet exercice est également la première année d’activité pleine au Venezuela, où nous voyons déjà les premiers résultats de nos efforts. Nous prenons note des récents changements concernant la politique de sanctions américaines au Venezuela et attendons de voir les conséquences possibles sur la licence spécifique de M&P dans le pays. Nous nous adapterons à cette situation fluide et restons confiants quant au potentiel à long terme de ce superbe actif. En ce qui concerne les sujets de croissance externe, nous avons su rebondir après la fin du projet d’acquisition d’Assala et sommes ravis d’avoir mené à bien plusieurs projets diversifiés qui participent chacun à leur façon au développement de M&P. Je me réjouis notamment de notre entrée prochaine sur le permis gazier de Sinu-9 qui marque le retour de M&P dans un actif en production en Colombie, un pays qui a beaucoup réussi au Groupe par le passé. Cet actif recèle un potentiel considérable, et il sera sans aucun doute un élément-clé de la croissance de M&P dans les années à venir. En quelques années, nous serons bientôt passés de deux à quatre filiales opérées, et de trois à six pays producteurs, améliorant considérablement notre base d’actifs, désormais plus diversifiée, et la résilience de notre Groupe. Enfin, nous sommes heureux de pouvoir à nouveau proposer un dividende en augmentation de 10% à 0,33€ par action, qui témoigne de notre attachement à restituer la création de valeur à nos actionnaires. »

Situation financière

Commentaires sur l’exercice 2024

Le chiffre d’affaires consolidé pour l’année 2024 s’élève à 808 M$, en augmentation marquée par rapport à l’exercice 2023 (682 M$). Avec un prix de vente moyen de l’huile globalement stable (80,3 $/b contre 79,3 $/b en 2023), l’essentiel de la hausse s’explique par l’accroissement des activités de trading pour le compte de tiers (125 M$, contre 26 M$ en 2023).

Les dépenses d’exploitation et d’administration s’établissent à 202 M$, contre 176 M$ en 2023. Cette évolution s’explique notamment par l’augmentation des activités de services, tant au niveau de la filiale de forage Caroil, avec trois appareils de forage en activité au Gabon, qu’au Venezuela, avec l’intensification de l’assistance technique fournie à l’entreprise mixte Petroregional del Lago (« PRDL ») dont M&P Iberoamerica détient 40%. Les redevances et taxes liées à l’activité sont stables (72 M$ contre 76 M$ en 2023) en raison de leur proportionnalité au prix de vente. La variation de position de sur/sous-enlèvement est négative pour un montant de 45 M$. L’achat d’huile auprès de tierces parties dans le cadre des activités de trading du Groupe a représenté un montant de 121 M$ pour l’exercice 2024.

L’excédent brut d’exploitation (EBITDA) s’établit à 368 M$, en augmentation de 3% par rapport à l’exercice précédent (359 M$). Les dotations aux amortissements s’élèvent à 112 M$ contre 106 M$ en 2023. Le Groupe a enregistré 3 M$ en charges d’exploration pour l’exercice. Le résultat opérationnel s’élève à 258 M$.

Les charges financières nettes figurant dans le compte de résultat s’élèvent à 23 M$. L’impôt sur les résultats est de 97 M$ pour 2024.

La quote-part de résultat provenant des sociétés mises en équivalence est de 108 M$, dont 31 M$ pour la participation de 20,46% détenue dans Seplat Energy, et 77 M$ pour la participation de 40% dans Petroregional del Lago (« PRDL ») au Venezuela.

Le résultat net consolidé et le résultat net en part Groupe s’élèvent respectivement à 246 M$ et 233 M$, en augmentation de 2% et 9% par rapport à leur niveau record de 2023 (242 M$ et 210 M$).

Le flux de trésorerie généré par les opérations avant variation du fonds de roulement est de 285 M$ (contre 261 M$ en 2023). Après prise en compte de la variation du fonds de roulement (impact négatif de 13 M$), le flux généré par les opérations a atteint 272 M$.

Les investissements de développement s’élèvent à 123 M$, contre 107 M$ pour l’exercice précédent. Ces investissements incluent 86 M$ liés aux activités de développement au Gabon, 20 M$ pour l’Angola, et 5 M$ pour la filiale de forage Caroil. Les investissements d’exploration s’élèvent à 17 M$, dont 11 M$ pour la découverte d’Ezoe sur le permis d’Ezanga. Les acquisitions et cessions d’actifs ont généré une entrée de trésorerie de 44 M$, correspondant au remboursement du dépôt de 20 M$ par Carlyle à la fin de projet d’acquisition d’Assala, ainsi qu’à la rétrocession à TPDC en janvier 2024 d’une participation de 20% dans Mnazi Bay pour une contrepartie de 24 M$, à la suite de l’acquisition de Wentworth Resources en 2023.

En 2024, M&P a reçu un total de 66 M$ de dividendes, dont 48 M$ grâce à sa participation de 40% dans PRDL (nets des 20% reversés à l’actionnaire minoritaire de M&P Iberoamerica), et 19 M$ au titre de sa participation de 20,46%, dans Seplat Energy.

Le flux de trésorerie disponible (« free cash flow ») s’élève donc à 241 M$, en augmentation de 54%.

Du point de vue des flux de financement, le service de la dette est de 74 M$, dont 57 M$ de remboursements et 17 M$ de coût net de l’endettement. M&P a distribué 65 M$ de dividendes durant l’exercice 2024, soit 0,30€ par action versé en juillet 2024. Des rachats d’actions ont également été réalisés pour 5 M$.

Emprunts et financement

Le Groupe affiche une situation de trésorerie nette positive de 34 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).

L’excellente situation financière du Groupe permet si besoin de lever de nouveaux financements, notamment en vue de l’acquisition d’actifs.

Projections opérationnelles et financières pour 2025

En 2025, le Groupe prévoit une production en part M&P de 39 100 bep/j (hors acquisitions), dont :

• 15 600 b/j au Gabon (équivalents à 19 500 b/j de production à 100% à Ezanga)
• 54,0 Mpc/j en Tanzanie (équivalents à 90,0 Mpc/j de production à 100% à Mnazi Bay)
• 4 500 b/j en Angola (équivalents à 21 000 b/j de production à 100% sur le Bloc 3/05 et à 1 000 b/j de production à 100% sur le Bloc 3/05A)
• 10 000 b/j au Venezuela (équivalents à 25 000 b/j de production à 100% à Urdaneta Oeste)²

Avec ces hypothèses de production, les prévisions de flux de trésorerie généré par les opérations pour l’année 2025 en fonction des différentes hypothèses de cours du Brent sont les suivantes (hors acquisitions) :

• A 60 $/b : 220 M$
• A 70 $/b : 270 M$
• A 80 $/b : 320 M$

M&P prévoit en sus de recevoir 120 M$ de dividendes en 2025 : 100 M$ pour la participation de 40% dans PRDL au Venezuela (nets des 20% reversés à l’actionnaire minoritaire de M&P Ibeoramerica)², et 20 M$ pour la participation de 20,46% dans Seplat Energy.

Autres mouvements de trésorerie significatifs budgétés pour l’exercice :

• Investissements de développement : 155 M$ répartis ainsi :
  • 110 M$ au Gabon
  • 20 M$ en Tanzanie
  • 25 M$ en Angola, dont 4 M$ pour le projet Quilemba Solar
• Investissements d’exploration : 40 M$ de budget contingent
  • 30 M$ au Gabon pour la réalisation de forages d’exploration et d’une campagne sismique sur le permis d’Ezanga
  • 10 M$ en Italie pour la réalisation d’un forage d’exploration sur le permis de Fiume Tellaro au second semestre 2025
• Acquisition d’actifs : 150 M$ pour l’acquisition d’une participation de 40% dans le permis de Sinu-9
  • M&P pourrait par ailleurs annoncer d’autres acquisitions au cours de l’année 2025
• Financement : 137 M$, répartis ainsi :
  • 52 M$ de remboursements de dette
  • 15 M$ de charge nette de la dette
  • 70 M$ de dividendes

Proposition de dividende

Après étude de la situation financière du Groupe et de la performance réalisée en 2024, le Conseil d’administration propose le paiement d’un dividende de 0,33€ par action en août 2025, pour un montant total d’environ 70 M$.

Ce montant, en augmentation de 10% par rapport au dividende de 0,30€ versé en 2024, traduit la volonté du Conseil d’administration de concilier la restitution de la création de valeur aux actionnaires avec le maintien d’une flexibilité importante afin de réaliser des opérations de croissance significatives. En outre, le Groupe n’exclut pas la possibilité d’effectuer des rachats d’actions relutifs de manière opportuniste.

Activité en 2024

Performance en matière d’environnement, santé, sécurité, sûreté (EHS-S)³

Le Groupe a connu deux incidents avec arrêt de travail en 2024 au Gabon, ce qui entraine l’augmentation du taux de fréquence des blessures avec arrêt de travail (« LTIR ») à 0,40 en 2024. Le taux de fréquence des blessures enregistrables par million d’heures travaillées (« TRIR ») est quant à lui de 2,41 contre 0,64 en 2023.

En réponse à l’augmentation de la fréquence des incidents constatés, notamment au Gabon, M&P a entrepris d’intensifier sa politique de prévention et de formation du personnel. Un certain nombre d’initiatives ont déjà été prises en ce sens, et ces efforts se poursuivent en 2025.

L’intensité carbone (scope 1 et 2) de la production opérée du Groupe en 2024 s’établit à 12,3kg d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole, en augmentation de 8% par rapport à 2023 (11,4kg). Ceci est notamment dû à un effet de base, avec la baisse du poids relatif de la production de gaz opérée en Tanzanie qui est très peu carbonée (0,3kg d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole en 2024), ainsi qu’à une légère augmentation de l’intensité carbone au Gabon (22,4kg d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole en 2024 contre 21,9kg en 2023).

Activités de production

La production du Groupe en part M&P s’élève à 36 222 bep/j pour l’année 2024, en augmentation de 29% par rapport à 2023 (28 057 bep/j).

Au 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.

En 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.

En 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.

Au 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.

Activités de services

Caroil, la filiale de services de forage détenue à 100% par M&P, est active au Gabon avec les appareils de forage C3, C16, et C18 Maghèna. La filiale a généré 35 M$ de chiffre d’affaires externe (hors services intragroupes) en 2024.

L’appareil de forage C18 Maghèna a foré 12 puits sur Ezanga en 2024. Les appareils de forage C3 et C16 ont été contractés respectivement par Perenco et Assala jusqu’à fin 2024. Le C16 est actuellement en préparation en vue d’une nouvelle campagne de forages dans le pays pour le compte d’Oil India.

Au Venezuela, la filiale d’assistance technique M&P SIUW a travaillé toute l’année en soutien de l’entreprise mixte PRDL, générant un chiffre d’affaires de 5 M$.

Autres faits marquants de l’exercice

Attribution du permis d’Etekamba et signature d’un protocole d’accord global avec la République gabonaise

M&P a signé le 17 septembre 2024 un accord global avec la République gabonaise, qui prévoit un certain nombre de dispositions, et notamment :

• Un programme ambitieux d’investissement social pour la population de Lambaréné dans les domaines du logement et de l’accès à l’électricité ;
• L’ajustement de certains termes du contrat d’exploration et de partage de production (« CEPP ») sur le permis d'Ezanga et extension de la licence d'exploration associée de 2026 à 2029 ;
• Un accord clôturant différents sujets en cours de discussions avec l’administration fiscale gabonaise.

De plus, M&P a demandé et obtenu l’octroi du permis d'Etekamba (EF-9) dans le centre du pays, pour lequel un CEPP a été signé avec une période d’exploration initiale courant jusqu’en 2029. Ce permis, que M&P comptait dans son portefeuille d’exploration jusqu’en 2013, renferme plusieurs découvertes gazières ainsi que des prospects. La demande domestique et les infrastructures gazières ayant fortement progressé au cours de la dernière décennie, ce permis représente désormais une opportunité intéressante pour M&P, afin de contribuer au développement de la production de gaz et d’élargir l’accès à l’électricité de la population gabonaise.

Entrée dans le projet de centrale photovoltaïque Quilemba Solar en Angola

M&P a signé le 9 octobre 2024 un accord portant sur l’acquisition de 19% de la société de droit angolais Quilemba Solar Lda (« Quilemba Solar »), avec comme partenaires TotalEnergies (51%, opérateur) et Sonangol (30%). L’acquisition a été finalisée 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.

Acquisition de MPNU par Seplat Energy (détenue à 20,46% par M&P)

Seplat Energy, entreprise énergétique nigériane leader cotée à la fois au Nigerian Exchange Limited et à la Bourse de Londres dont M&P est le premier actionnaire avec une participation de 20,46 %, a finalisé le 12 décembre 2024 l'acquisition de Mobil Producing Nigeria Unlimited (« MPNU ») auprès d'ExxonMobil Corporation (« ExxonMobil »). MPNU, qui rassemble l'ensemble des activités offshore en eaux peu profondes d'ExxonMobil au Nigeria, est un opérateur reconnu avec une équipe locale hautement qualifiée et une expérience avérée de performance sécurité.

Cette opération est transformante pour Seplat Energy et offre d’importantes opportunités de développement de sa croissance et de sa rentabilité :

• Augmentation de la production de 148% en proforma au premier semestre 2024, de 48 kbep/j à 120 kbep/j ;
• Augmentation des réserves de 2P de 86% en proforma au 30 juin 2024, de 478 Mbep à 887 Mbep ;
• Augmentation de l'EBITDA ajusté de 199% en proforma pour le premier semestre 2024, passant de 267 M$ à 800 M$.

La contrepartie en espèces versée à ExxonMobil à la clôture s'est élevée à 672 M$, entièrement financée par la trésorerie et les facilités de crédit disponibles de Seplat Energy. La société conserve un bilan solide post acquisition, avec un ratio proforma de dette nette sur EBITDA de 0,8x.

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

M&P a signé le 9 février 2025 un accord définitif avec NG Energy International Corp. (« NG Energy »), en vue de l’acquisition d’une participation opérée de 40 % dans le permis gazier de Sinu-9 en Colombie, conformément à la lettre d’intention signée le 19 janvier 2025.

La date d’effet économique de l’opération est le 1^er février 2025. La contrepartie de 150 M$ sera financée par la trésorerie existante et les facilités de crédit disponibles de M&P (260 M$ au 31 décembre 2024). Un dépôt de 20 M$ est payable par M&P, et le reste sera versé à la finalisation, avec un ajustement reflétant les flux de trésorerie pour la période courant 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 »), et à la satisfaction d’autres conditions de finalisation habituelles.

M&P disposera d'une option de 12 mois à compter de la finalisation pour acquérir 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 1^er février 2025.

Le bloc gazier Sinu-9 se trouve dans la vallée du bas Magdalena, à 75 km de la côte caraïbe de la Colombie, et couvre une superficie d’environ 1 260 kilomètres carrés dans le département de Córdoba. Le bloc gazier Sinu-9 est situé dans le bassin de Sinu San Jacinto, à côté de blocs gaziers en production détenus par Canacol Energy et Hocol. NG Energy est actuellement opérateur du bloc et détient une participation de 72 % dans la licence, aux côtés de Desarrolladora Oleum, S.A. DE C.V (15 %), Clean Energy Resources S.A.S. (7,8 %) et FG Oil & Gas Inc. (5,2 %).

Sinu-9 a été mis en production en novembre 2024, dans le cadre de l’essai de long terme actuellement en cours des puits Magico-1X et Brujo-1X. Les installations sont en place pour une production allant jusqu’à 40 Mpc/j à 100% (16 Mpc/j nets pour la participation directe de 40 % acquise), et il est attendu que la poursuite du développement permette d’augmenter considérablement la production au-delà de ce premier palier. La région dispose d’infrastructures en place avec un accès au gazoduc Promigas, la ligne principale de gaz naturel du nord de la Colombie, au point de connexion de Jobo. Sinu-9 a reçu une licence environnementale de l’Autorité Nationale des Licences Environnementales colombienne (« ANLA ») pour le forage de 22 puits sur 11 sites.

Le bloc avait des réserves brutes prouvées et probables (2P) et prouvées, probables, possibles (3P) respectivement de 158,8 Gpc et de 340,8 Gpc à 100% au 31 décembre 2023 (63,5 Gpc et 136,3 Gpc de réserves 2P/3P nettes pour la participation acquise de 40 %), d’après le dernier rapport de réserves certifié de NG Energy préparé par Sproule, un certificateur de réserves indépendant, dont le rapport a été préparé conformément aux normes du Manuel d'évaluation des réserves pétrolières et gazières au Canada.

Le projet Sinu-9 présente un potentiel d’exploration et d’évaluation considérable, dans un bassin gazier très prolifique, avec de multiples champs déjà en production dans la région.

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