- Performance financière en forte progression grâce au
maintien de la discipline budgétaire dans un contexte économique
favorable
- Chiffre d’affaires de 500 M$, en augmentation de 52% grâce à la
hausse du prix de vente moyen de l’huile (72,5 $/b contre 40,1 $/b
en 2020)
- Stricte discipline opérationnelle et financière avec des
dépenses d’exploitation et d’administration maintenues à leur
niveau de 2020
- Résultat net de 121 M$, à son plus haut niveau depuis 2011
- Forte génération de cash flow permettant un désendettement
significatif
- Flux généré par les opérations de 280 M$, flux de trésorerie
disponible de 108 M$ après paiement des 100 M$ relatifs à l’accord
conclu avec la République Gabonaise
- Dette nette de 343 M$ à fin 2021, en baisse de 112 M$ par
rapport à 2020
- Reprise du dividende afin de restituer la valeur créée aux
actionnaires
- Le Conseil d’Administration propose le paiement d’un dividende
de 0,07€ par action, soit 15 M$ au total, le maximum permis par les
dispositions du Prêt à Terme
- Sous réserve de levée de cette restriction en cas de
finalisation du refinancement du Prêt à Terme, la rémunération des
actionnaires sera portée à 30 M$ sur l’année calendaire 2022
- Gestion dynamique du portefeuille d’actifs dans une
perspective de croissance
- Préparations en vue de la réalisation d’une campagne
d’acquisition sismique 3D sur le permis d’Ezanga en 2022
- Renforcement de la présence en Colombie : rachat de la
participation de Frontera Energy dans M&P Colombia et obtention
de la licence VSM-4
- Cession de la participation dans Sawn Lake au Canada, dont le
développement ne répond pas aux critères économiques et
environnementaux du Groupe
Regulatory News:
Maurel & Prom (Paris:MAU):
Conférence audio pour
analystes et investisseurs M&P tiendra ce jour à 10h
une conférence analystes/investisseurs via un audio webcast en
français et en anglais qui sera suivie d’une séance de
questions/réponses.
Pour participer au
webcast en direct ou en différé, cliquez sur le lien suivant
:
https://channel.royalcast.com/landingpage/maureletpromfr/20220318_2/
Principaux agrégats
financiers
en M$
2021
2020
Variation
Compte de résultat
Chiffre d’affaires
500
330
+52%
Dépenses d’exploitation et
d’administration
-168
-164
Redevances et taxes liées à l’activité
-77
-50
Variation de position de
sur/sous-enlèvement
25
-27
Autre
–
6
Excédent brut d’exploitation
(EBITDA)
280
95
+195%
Dotations amortissements et provisions et
dépréciation des actifs en production
-107
-592
Charges d’exploration
-0
-31
Autre
-16
-6
Résultat opérationnel
158
-534
N/A
Charges financières nettes
-16
-11
Impôts sur les résultats
-44
-29
Quote-part des sociétés mises en
équivalence
23
-18
Résultat net
121
-592
N/A
Dont résultat net courant
136
-54
N/A
Flux de trésorerie
Flux avant impôts
280
91
Impôts sur les résultats payés
-82
-35
Flux généré par les opérations avant
variation du B.F.R.
198
56
+256%
Variation du besoin en fonds de
roulement
82
53
Flux généré par les opérations
280
109
+158%
Investissements de développement
-164
-46
Investissements d’exploration
–
-47
Acquisitions d’actifs
-8
–
Flux de trésorerie disponible
108
16
+595%
Charge nette de la dette
-96
-95
Dividendes reçus
15
12
Dividendes distribués
–
–
Autre
1
5
Variation de trésorerie
27
-63
N/A
Solde de trésorerie début de
période
168
231
Solde de trésorerie fin de
période
196
168
Le Conseil d’Administration du Groupe Maurel & Prom («
M&P », « le Groupe »), réuni le 17 mars 2022, sous la
présidence de Monsieur John Anis, a arrêté les comptes1 au 31
décembre 2021.
Olivier de Langavant, Directeur Général de M&P, a déclaré :
« Les résultats financiers de l’année 2021 sont en nette
progression, aidés bien sûr par le rétablissement des cours du
brut, mais aussi grâce à la maitrise continue des coûts et dépenses
que nous avons initiée en 2020. Cela nous permet aujourd’hui
d’accélérer le rythme du désendettement, qui reste un objectif
prioritaire, tout en réinstituant le dividende. Cette rémunération
traduit la discipline dont nous faisons preuve dans notre stratégie
d’allocation du capital et notre volonté de restituer immédiatement
la création de valeur aux actionnaires. M&P prépare par
ailleurs son avenir et son développement : au Gabon, où l’extension
de nos périodes d’exploration et l’obtention de nouveaux termes
contractuels nous permettent d’envisager sereinement des projets de
croissance, et en Colombie, où nous avons récemment renforcé notre
portefeuille d’exploration. Enfin, notre retrait de l’actif de Sawn
Lake au Canada témoigne de notre engagement à nous concentrer sur
des projets qui non seulement respectent les critères économiques
du Groupe, mais sont également en phase avec nos objectifs
environnementaux. »
Situation financière
- Commentaires sur l’exercice 2021
Le chiffre d’affaires consolidé pour l’année 2021 s’élève à 500
M$, en hausse de 52% par rapport à l’exercice 2020. Cette
augmentation s’explique principalement par le prix de vente moyen
de l’huile, qui s’établit à 72,5 $/b pour la période, en très nette
hausse (81%) par rapport à l’année 2020 (40,1 $/b).
Les dépenses d’exploitation et d’administration s’élèvent à 168
M$ et sont restées largement contenues à leur niveau de 2020 (164
M$), ce qui démontre la pérennité des mesures engagées dans le
cadre du plan d’adaptation mis en œuvre en mars 2020 afin de
réduire significativement les dépenses du Groupe. Les redevances et
taxes liées à l’activité sont quant à elles en augmentation
sensible (77 M$ contre 50 M$ en 2020) en raison de leur
proportionnalité aux prix de vente. Le Groupe enregistre une
variation de position de sur/sous-enlèvement positive de 25 M$, et
ce en raison d’un programme d’enlèvement favorable au second
semestre 2021.
L’excédent brut d’exploitation (EBITDA) s’établit donc à 280 M$,
en augmentation de 195% par rapport à l’exercice précédent (95 M$).
Les dotations aux amortissements s’élèvent à 107 M$ en 2021 contre
114 M$ (hors éléments exceptionnels) en 2020. Le résultat
opérationnel courant s’établit à 158 M$ après prise en compte d’une
charge de 16 M$ principalement liée à des dépenses de workover
immédiatement dépréciées en Angola.
Les charges financières nettes figurant dans le compte de
résultat s’élèvent à 16 M$ pour 2021.
La quote-part de résultat de M&P provenant des sociétés
mises en équivalence est de 23 M$, et correspond quasi
exclusivement à la participation de 20,46% détenue dans Seplat
Energy.
Le résultat net du Groupe pour l’exercice 2021 s’élève à 121 M$.
Le résultat net courant (hors charges exceptionnelles) est quant à
lui de 136 M$, contre -54 M$ en 2020.
Le flux de trésorerie généré par les opérations avant variation
du fonds de roulement est de 198 M$ (contre 56 M$ en 2020). Après
prise en compte de la variation du fonds de roulement (impact
positif de 82 M$), le flux généré par les opérations a atteint 280
M$.
Les investissements de développement ont augmenté
significativement en raison de la reprise de l’activité et
s’élèvent à 164 M$ (contre 46 M$ en 2020), dont 97 M$ au titre de
la quote-part M&P dans l’accord global de 100 M$ conclu avec la
République Gabonaise en novembre 2021. Le reste se répartit
principalement entre la reprise des activités de développement sur
l’actif d’Ezanga au Gabon (40 M$, dont 21 M$ de forage) et 22 M$
pour les activités réalisées en Angola.
Le flux de trésorerie disponible pour l’exercice 2021 s’élève à
108 M$.
Du point de vue des flux de financement, la charge de la dette
est stable à 96 M$ contre 95 M$ en 2020, dont 84 M$ de
remboursement de dette (75 M$ de dette bancaire et 9 M$ de dette
actionnariale) et 12 M$ de coût de la dette. En 2021, M&P a
reçu de Seplat Energy, société dans laquelle elle détient une
participation de 20,46%, 15 M$ de dividendes nets d’impôts.
Au 31 décembre 2021, M&P affiche une position de trésorerie
de 185 M$, en hausse de 27 M$ par rapport à la clôture précédente.
La dette au 31 décembre 2021 s’élève à 539 M$ (valeur nominale),
soit un endettement net de 343 M$ (contre 455 M$ au 31 décembre
2020).
Au 31 décembre 2021, l’endettement brut du Groupe s’élève à 539
M$, soit une dette nette de 343 M$ après prise en compte de la
trésorerie (196 M$). Cette dette nette est en baisse de 112 M$ par
rapport à la clôture 2020, où elle s’établissait à 455 M$.
Au cours de l’exercice 2021, M&P a procédé au remboursement
de 84 M$ de dette, dont 75 M$ de Prêt à Terme (450 M$ tirés au 31
décembre 2020) et 9 M$ de Prêt d’Actionnaire (89 M$ tirés au 31
décembre 2020). Le montant des remboursements prévus pour
l’exercice 2021 s’élève à 191 M$, dont 175 M$ de Prêt à Terme.
Au-delà de sa robuste position de trésorerie, M&P dispose de
liquidités supplémentaires grâce à la tranche non tirée de 100 M$
du Prêt d’Actionnaire.
M&P travaille actuellement (mars 2022) au refinancement de
son Prêt à Terme au-delà de son terme de décembre 2023, et ce afin
notamment de répartir sur une durée plus longue les échéances dues
en 2023 (et particulièrement les 275 M$ de Prêt à Terme). M&P
étudie les différentes options disponibles dans les conditions de
marché actuelles afin de s’assurer un résultat optimal, en sachant
que les échéances prévues en 2022 sont tout à fait soutenables sans
refinancement pour le Groupe, en particulier dans le contexte
actuel de prix du brut.
Profil de remboursement de la dette au
31 décembre 2021 :
Objet omis.
- Projections opérationnelles et financières pour
2022
En 2022, le Groupe prévoit une production en part M&P de 26
000 bep/j, dont :
- 16 000 b/j au Gabon (équivalents à 20 000 b/j de production à
100% à Ezanga)
- 38,5 Mpc/j en Tanzanie (équivalents à 80,0 Mpc/j de production
à 100% à Mnazi Bay)
- 3 600 b/j en Angola (équivalent à 18 000 b/j de production à
100% sur le Bloc 3/05)
Avec ces hypothèses de production, les prévisions de flux de
trésorerie généré par les opérations pour l’année 2022 en fonction
des différentes hypothèses de cours du Brent2 sont les suivantes
:
- A 70 $/b : 250 M$
- A 80 $/b : 290 M$
- A 90 $/b : 330 M$
Autres sorties de trésorerie significatives budgétées pour
l’exercice, pour un total de 355 M$ :
- Investissements de développement :
95 M$ répartis ainsi :
- 75 M$ au Gabon
- 5 M$ en Tanzanie
- 15 M$ en Angola (non-opéré)
- Investissements d’exploration :
Budget contingent de 60 M$, incluant notamment :
- La réalisation d’une acquisition sismique 3D sur le permis
d’Ezanga au Gabon
- Le forage de deux puits sur le permis de COR-15 en
Colombie
- Financement : 200 M$ (en l’absence
de refinancement) :
- 188 M$ de remboursements de dette
- 12 M$ de charge nette de la dette
Les prévisions internes de M&P pour les douze prochains mois
montrent que le Groupe sera en capacité de maintenir son activité
et une liquidité suffisante. En complément de sa trésorerie
disponible (196 M$ au 31 décembre 2021), et même dans l’hypothèse
d’un environnement de prix de brut plus faible, M&P a accès si
nécessaire à 100 M$ de liquidité immédiate via la portion non tirée
de son Prêt d’Actionnaire.
Après étude de la situation financière du Groupe et de la
performance réalisée pour l’exercice 2021, le Conseil
d’Administration propose le paiement d’un dividende par action de
0,07€ par action, soit un montant total de de 15 M$, ce qui
constitue le maximum actuellement permis par les restrictions
attachées au Prêt Bancaire.
Sous réserve de levée de cette restriction en cas de
finalisation du refinancement du Prêt à Terme, la rémunération des
actionnaires sera portée à 30 M$ sur l’année calendaire 2022.
Activité en 2021
- Performance en matière d’environnement, santé, sécurité,
sûreté (EHS-S)
Le taux de fréquence des accidents avec arrêt (« LTIF ») est de
0 pour 2021 contre 1,83 en 2020. Le taux de fréquence des accidents
enregistrables (« TRIR ») est quant à lui de 2,52.
Objet omis.
- Faits marquants de l’exercice
Dans la continuité de l’année précédente, l’exercice 2021 a été
marqué par les effets de la pandémie de Covid-19. Toutes les
mesures nécessaires ont été prises par le Groupe pour assurer la
poursuite des activités, en se conformant pleinement aux
recommandations des autorités sanitaires compétentes. Sur les sites
d’exploitation, des mesures allant au-delà des recommandations ont
été mises en œuvre pour garantir la continuité des opérations,
laquelle n’a pas été remise en cause depuis le début de
l’épidémie.
Après une année 2020 volatile et baissière, les cours du pétrole
brut ont connu une hausse soutenue et quasiment ininterrompue au
cours de l’année 2021. Le Brent a ainsi débuté l’année aux environs
de 50 $/b pour finir juste sous la barre des 80 $/b fin décembre
2021, avec une moyenne sur l’année supérieure à 70 $/b, contre 40
$/b en 2020. Cette nette hausse s’explique par deux facteurs
principaux : la reprise économique plus précoce et importante
qu’attendue suite à la pandémie, ainsi que la faiblesse relative de
la production mondiale de pétrole dans un contexte de
sous-investissement marqué.
Du point de vue opérationnel, M&P s’est attaché en 2021 à
pérenniser les efforts entrepris dans le cadre du plan d’adaptation
et de réduction des dépenses déployé en 2020. Ainsi, les
initiatives de réduction des coûts se sont poursuivies, et le
niveau des dépenses d’exploitation et d’administration est resté
quasiment inchangé en 2021 (168 M$ contre 164 M$ en 2020). Cette
discipline financière n’exclut toutefois pas les investissements de
développement ; en ce sens, une campagne de forage et des
opérations de stimulation sur les puits existants ont débuté à
l’été 2021 sur l’actif d’Ezanga, afin de supporter le potentiel de
production des champs.
Au Gabon, un accord global a été signé entre M&P et la
République Gabonaise en novembre 2021, afin de régler un certain
nombre de dossiers en cours entre les parties. Dans le cadre de cet
accord, les parties ont approuvé la libération immédiate au profit
de la République Gabonaise des 43 M$ placés sur un compte-séquestre
au titre du portage des coûts antérieurs à 2018 sur le permis
d’Ezanga, ainsi que le paiement d’un montant complémentaire de 57
M$ à la République Gabonaise.
En contrepartie, cet accord a permis :
- La signature d’un avenant au Contrat d'Exploration et de
Partage de Production (« CEPP ») du permis d’Ezanga (80% M&P,
opérateur), incluant notamment le changement de certains termes
ainsi que l’extension de la période d’exploration jusqu’en 2026
;
- La signature de nouveaux CEPP pour les zones de Kari et
Nyanga-Mayombé (100% M&P, opérateur), et dont les périodes
d’exploration courront désormais jusqu’en 2029 ;
- La mise en place d’un mécanisme de récupération dans le temps
par M&P de certaines créances (lesquelles s’élèvent à 98 M$ au
30 septembre 2021).
Cet accord mutuellement bénéfique marque l’engagement de
long-terme de M&P au Gabon, et ses effets économiques sont déjà
sensibles grâce aux changements des termes fiscaux sur le permis
d’Ezanga.
Le Groupe mène une politique de gestion dynamique de son
portefeuille d’actifs d’exploration et appréciation. A ce titre,
l’année 2021 et le début de l’année 2022 ont vu M&P
successivement renforcer sa présence en Colombie et se séparer de
ses activités au Canada :
- En Colombie, le Groupe a acquis la participation de 50%
jusque-là détenue par Frontera Energy dans M&P Colombia (qui
porte notamment l’actif de COR-15, sur lequel est prévu le forage
de deux puits d’exploration), puis a remporté la licence VSM-4 dans
le cadre de la procédure d’octroi de licences d’exploration « Ronda
Colombia 2021 » qui s’est tenue en décembre 2021.
- Au Canada, M&P a cédé en mars 2022 sa participation de 25%
dans le projet de Sawn Lake à son partenaire Andora, qui possède
déjà 50% de l’actif et en assure la gestion des opérations. Cette
sortie a été décidée par M&P après avoir conclu que le
développement de l’actif ne répondrait pas à ses critères
économiques et environnementaux.
Au Venezuela, en raison des sanctions internationales contre
PDVSA, les activités menées par le Groupe par rapport à son intérêt
dans l’entreprise mixte Petroregional del Lago (« PRDL ») se
limitent strictement à celles relatives à la sécurité du personnel
et des actifs ainsi qu’à la protection de l’environnement. Par
conséquent, aucune contribution au résultat ne figure dans les
comptes de M&P, et ce bien que l’actif soit toujours en
production (production à 100% de 11 954 b/j en 2021, soit 4 782 b/j
théoriques pour les 40% consolidés par M&P) et conserve son
potentiel de développement. M&P travaille par ailleurs à la
possibilité de récupérer sous forme d’huile les sommes dues par
PRDL et correspondant aux dividendes passés.
T1 2021
T2 2021
T3 2021
T4 2021
2021
2020
Var. 2021 vs. 2020
Production en part M&P
Gabon (huile)
b/j
15 120
15 256
15 104
16 668
15 540
16 896
-8%
Angola (huile)
b/j
3 333
3 786
3 698
2 848
3 416
3 933
-13%
Tanzanie (gaz)
Mpc/j
40,7
36,5
35,6
44,0
39,2
31,5
+25%
Total
bep/j
25 240
25 124
24 738
26 847
25 490
26 076
-2%
La production du Groupe en part M&P s’élève à 25 490 bep/j
pour l’exercice 2021, en recul de 2% par rapport à 2020 (26 076
bep/j).
Au Gabon, la production d’huile en part M&P (80%) sur le
permis d’Ezanga s’élève à 15 540 b/j (19 425 b/j à 100%) pour
l’année 2021. La baisse des prix du brut et les réductions de
production dans le cadre des quotas de l’OPEP ont amené M&P à
limiter la production à 15 200 b/j en part M&P (19 000 b/j à
100%) sur le permis d’Ezanga jusqu’au premier trimestre de l’année
2021. La reprise des opérations de développement en juillet 2021
(forages de développement et opérations de stimulation sur les
puits existants) a permis d’augmenter à nouveau la production des
champs à la fin de l’année 2021.
En Tanzanie, la production de gaz en part M&P (48,06%) sur
le permis de Mnazi Bay s’élève à 39,2 Mpc/j (81,6 Mpc/j à 100%) en
2021, en hausse de 25% par rapport à 2020. Cette performance se
situe juste en dessous du record annuel de production réalisé 2018
(40,0 Mpc/j en part M&P), et démontre la stabilité de la
demande de gaz en Tanzanie.
En Angola, la production en part M&P (20%) du Bloc 3/05 en
2021 s’élève à 3 416 b/j (17 079 b/j à 100%), en baisse de 13% par
rapport à l’exercice 2020. La production a notamment été affectée
au second semestre par des opérations de maintenance menées entre
fin octobre et mi-novembre.
- Activités d’exploration et d’appréciation
L’année 2021 a vu la reprise des activités d’exploration et
d’appréciation, lesquelles avaient été mises en pause en 2020 dans
le contexte de pandémie de Covid-19 et d’application du plan
d’adaptation et de réduction des coûts initié dès mars 2020.
Dans le cadre de l’accord global signé avec la République
Gabonaise en novembre 2021, le Groupe a obtenu l’extension des
périodes d’exploration pour ses trois actifs dans le pays ; la
période d’exploration du permis d’Ezanga court désormais jusqu’en
2026, et celles des permis de Kari et Nyanga-Mayombé jusqu’en
2029.
M&P travaille actuellement à la préparation d’une campagne
d’acquisition de données sismiques 3D sur le permis d’Ezanga, qui
doit avoir lieu en 2022. Celle-ci doit servir à identifier des
opportunités de développement à proximité des champs actuellement
en production. Cette campagne a pour objectif d’assurer la
continuité du développement de l’actif, grâce notamment à la
visibilité permise par l’accord conclu avec les autorités
gabonaises en novembre 2021.
Suite à la finalisation de l’accord conclu au T4 2021 avec
PRE-PSIE Co�peratief, filiale à 100% de Frontera Energy, M&P a
renforcé sa présence en Colombie et possède désormais 100% de
M&P Colombia, qui détient les permis d’exploration de COR-15 et
Muisca. Le forage de deux puits d’exploration peu profonds est
prévu sur le permis de COR-15 en 2022.
Par ailleurs, dans le cadre de la procédure d’octroi de licences
d’exploration « Ronda Colombia 2021 », M&P a remporté en
décembre 2021 la licence VSM-4, située dans la partie supérieure de
la vallée du Rio Magdalena (Valle Superior del Magdalena). Le
contrat pour le bloc a été officiellement signé le 21 janvier 2022.
En contrepartie de l’obtention de la licence d’exploration pour une
période de six ans, M&P s’est engagé à procéder au forage d’un
puits d’exploration. M&P a déjà identifié un prospect potentiel
sur ce bloc, qui se trouve à proximité immédiate de plusieurs
permis actuellement en production et d’infrastructures
existantes.
Le test de production débuté au premier semestre 2021 sur le
permis de Mios se poursuit en mars 2022. Le Groupe est en attente
de la réponse de l’administration française à sa demande d’octroi
d’une concession afin de poursuivre l’exploitation de la
licence.
Au Canada, M&P a finalisé en mars 2022 la cession de sa
participation de 25% dans le projet de Sawn Lake en Alberta à
Andora Energy Corporation (« Andora »), qui possède déjà 50% de
l’actif et en est l’opérateur. En contrepartie d’un paiement de 0,5
M$ versé à Andora, M&P a transféré tous ses engagements
financiers liés à Sawn Lake, et en particulier les obligations
relatives aux coûts d’abandon du site. M&P a également garanti
une période d’exclusivité afin de discuter l’acquisition
potentielle directe ou indirecte par Andora de la participation de
19,57% que M&P détient dans Deep Well Oil & Gas, Inc., dont
les filiales détiennent collectivement une participation de 25%
dans le projet Sawn Lake.
Bien que le pilote de production conduit entre 2014 et 2016 ait
donné des résultats techniques encourageants, le développement du
projet Sawn Lake ne rentre pas dans la stratégie de M&P. D’une
part, l’économicité du projet souffre des dynamiques locales de
prix du brut, avec des décotes significatives par rapport aux prix
de référence internationaux. Par ailleurs, l’intensité carbone du
projet, et en particulier les émissions de gaz à effet de serre
engendrées par la production de vapeur nécessaire à la production
grâce à la technique de récupération « SAGD » (steam assisted
gravity drainage, ou « drainage par gravité au moyen de vapeur »),
est incompatible avec les critères d’investissement du Groupe.
Cette cession marque la fin des activités du Groupe au
Canada.
- Activités de service de forage
L’activité de prestation de forage du Groupe est portée par sa
filiale à 100% Caroil. Suite à la réorganisation menée en 2020 dans
le cadre du plan d’adaptation et de réduction des coûts, les
fonctions managériales de Caroil sont désormais assurées depuis le
siège situé à Pau en France. Un service de formations pour les
métiers du forage est par ailleurs proposé, à la fois en France et
au Gabon.
La reprise des activités de forage de développement sur le
permis d’Ezanga a vu le redémarrage de l’appareil de forage C3.
Cinq puits ont été réalisés au second semestre 2021, et la campagne
de forage se poursuit en 2022.
Au Gabon, les activités de Caroil S.A.S. jusqu’alors portées
dans une succursale gabonaise de la maison-mère française, ont été
transférées à une société de droit gabonais nouvellement créée dans
le cadre d’un apport partiel d’actifs. Cette nouvelle société,
Caroil Drilling Solutions S.A., reste détenue à 100% par Caroil
S.A.S.
Par ailleurs, une lettre d’intention a été signée en mars 2022
avec un opérateur tiers en vue de la réalisation d’un programme de
forage incluant notamment un engagement ferme pour cinq puits.
Réserves du Groupe au 31 décembre
2021
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 2021
ont été évaluées par DeGolyer and MacNaughton au Gabon et en
Angola, et par RPS Energy en Tanzanie.
Les réserves 2P du Groupe s’élèvent à 171,2 Mbep au 31 décembre
2021, dont 108,8 Mbep de réserves prouvées (1P).
Réserves 2P en part M&P :
Huile (Mb)
Huile (Mb)
Gaz (Gpc)
Mbep
Gabon
Angola
Tanzanie
Total Groupe
31/12/2020
132,4
14,6
214,0
182,73
Production
-5,7
-1,4
-13,8
-9,3
Révision
-3,2
+0,4
+4,0
-2,1
31/12/2021
123,5
13,7
204,3
171,2
Dont réserves 1P
79,6
11,4
106,5
108,8
Soit (en % des 2P)
64%
83%
52%
64%
Pour rappel, 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 mémoire, les réserves 2P de Seplat Energy
s’élevaient à 449 Mbep4 au 31 décembre 2021 (soit 92 Mbep pour la
participation de 20,46% de M&P).
Par ailleurs, en raison des sanctions internationales à
l’encontre de la société nationale vénézuélienne PDVSA, l’activité
de M&P au titre de sa participation dans la société PRDL se
limite pour le moment aux seules opérations liées à la sécurité du
personnel et des actifs, ainsi qu’à la protection de
l’environnement. En conséquence, aucune réserve n’a été retenue au
titre de cette participation à ce jour.
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
CAC All-Tradable – CAC Small – CAC Mid & Small – Eligible
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___________________ 1 Les comptes ont été
audités et certifiés sans réserve 2 Hypothèse de prix moyen pour la
période allant de mars à décembre 2022 3 Les réserves 2P au 31
décembre 2020 ont été retraitées de 0,2 Mb correspondant au permis
de Mios en France, pour lequel il a été décidé de ne pas reconduire
l’exercice de certification de réserves en 2021 4 Ratio de
conversion gaz-pétrole de 6 Gpc par Mbep
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