MAU Maurel Et Prom

Paris, le 7 février 2019 No. 03-19

Activité et Chiffre d’affaires 2018 : 440 M$ (+10%)

• Chiffre d’affaires du Groupe en hausse de 10% à 440 M$ pour l’année 2018
  • Le prix moyen de vente de l’huile s’établit à 68,8 $/b en 2018 soit une progression de 30% par rapport à 2017 
• Production totale en part M&P de 22 934 bep/j sur 2018, en retrait de 4% par rapport à 2017
  • Production d’huile au Gabon de 20 342 b/j en part opérée (16 273 b/j en part M&P), en baisse de 19% par rapport à l’an dernier en raison d’une capacité d’évacuation réduite à partir du mois de mai et jusqu’à fin novembre. Depuis décembre 2018, la production a été évacuée sans incident et a repris sa progression pour atteindre 25 013 b/j en part opérée en janvier 2019
  • Production de gaz en Tanzanie de 83,2 Mpc/j en part opérée (40 Mpc/j en part M&P), en progression de 69% par rapport à l’année dernière 
• Réserves du Groupe en quote-part au 31 décembre 2018 :
  • Réserves P1+P2 brutes : 190 Mbep
  • Ces réserves n’incluent pas celles de deux nouveaux projets : Venezuela et Angola

Chiffre d’affaires 2018

Le chiffre d’affaires consolidé du Groupe pour l’année 2018 s’élève à 440 M$ (soit 373 M€), en progression de 10% par rapport à celui de l’année 2017.

La forte progression des prix du pétrole en 2018 a plus que compensé la baisse du volume de production d’huile au Gabon liée à des contraintes techniques d’évacuation, se traduisant au total par une augmentation du chiffre d’affaires.

En effet, le prix de vente moyen s’élève à 68,8 $/b sur l’exercice 2018 contre 53 $/b sur l’exercice 2017 soit une augmentation de 30%.

L’augmentation de la demande de gaz en Tanzanie, a permis une progression significative de la production de gaz en 2018, à 83,2 Mpc/j à 100% en 2018, soit une hausse de 69% par rapport à l’année précédente. Sur le second semestre 2018, la production moyenne s’est élevée à 87,0 Mpc/j.

Activité 2018

Répartition de la production d’hydrocarbures sur 2018

• Gabon

Au Gabon, la production opérée d’huile s’est élevée à 20 342 b/j (16 273 b/j en part M&P) en 2018, en retrait de 19% par rapport à 2017 en raison de la limitation des volumes évacués par le pipeline reliant les installations d’Ezanga au terminal d’export de Cap Lopez. Ces difficultés ont débuté à la mi-mai 2018 et se sont poursuivies de manière intermittente jusqu’à fin novembre.

• Production opérée mensuelle au Gabon en 2018 (Kb/j)

La production de janvier 2019 reflète le résultat des mesures déjà prises en matière d'évacuation et la prise en compte de la production des nouveaux puits.

La situation de l’export est redevenue normale depuis le début du mois de décembre 2018.  Des mesures ont été discutées avec l’opérateur du pipeline pour améliorer la capacité d’évacuation en 2019.                   Les activités de forage sur le permis d’Ezanga, interrompues pendant près de trois ans, ont repris en 2018 afin de soutenir le profil de production et de contrebalancer la déplétion naturelle des champs. Elles ont démarré au premier semestre 2018 et se sont accélérées avec le démarrage d’un second appareil en août. Au total, 9 puits ont été forés en 2018. Le programme se poursuit en 2019 avec le forage de puits à haut potentiel.

Les forages des puits d’exploration des permis de Kari et de Nyanga-Mayombé, situés au sud du Gabon, initialement prévus en 2018, ont été reportés à 2019 suite à une modification du plan d’approche de l’appareil de forage.

• Tanzanie

En Tanzanie, la production opérée s’élève en moyenne à 83,2 Mpc/j à 100% en 2018, soit 40 Mpc/j en part M&P (48,06%), en augmentation de 69% par rapport à 2017. La production opérée au quatrième trimestre 2018 a dépassé 87 Mpc/j.

• France

Sur le permis de Mios, les approbations administratives reçues en 2018 ont permis de préparer le forage du puits d’exploration CDN-2. Ce dernier devrait démarrer en février 2019.

Réserves du Groupe en quote-part au 31 décembre 2018

Les réserves du Groupe correspondent aux volumes d’hydrocarbures récupérables des champs 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 2018 ont été évaluées par DeGolyer and MacNaughton au Gabon et par RPS Energy en Tanzanie.

Les réserves P1+P2 (2P) brutes s’élèvent à 190 Mbep au 31 décembre 2018 équivalent à 172 Mbep en quote-part M&P nettes de redevances.

Au Gabon, les réserves 2P nettes de redevances au 31 décembre 2018 s’élèvent à 133 Mb retraitées de la production 2018, dont 77% de réserves P1. Cette révision des réserves 2P résulte d’un déclin apparent 2018 plus rapide sur le champ d’Onal qui devrait être compensé par les nouveaux forages en 2019.

Au 31 décembre 2018, le Groupe disposait également de réserves de gaz à hauteur de 232 Gpc.

L’augmentation importante de la production en 2018 a permis de mieux apprécier le comportement du réservoir et d’affiner l’estimation des réserves.

Nouveaux projets

En Angola, la période dédiée aux possibles préemptions concernant l’acquisition de la participation de 20% détenue par AJOCO dans deux blocs offshore a pris fin en décembre 2018. La finalisation de cette acquisition dépend désormais de la réception des autorisations administratives de la part du Ministère du Pétrole Angolais et du concessionnaire Sonangol EP.

Au Venezuela, la finalisation de l’acquisition de la participation de Shell (40%) dans l’entreprise mixte Petro Regional del Lago est intervenue en date du 20 décembre 2018. Dans ce cadre, la mise en place opérationnelle sur le champ d’Urdaneta West démarre en tenant compte des événements actuels dans le pays.

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