54 slides from Etablissements Maurel & Prom Sa's shareholder meeting presentation, May 20, 2010
Slide 1: Assemblée Générale Mixte 20 mai 2010
MAUREL & PROM Assemblée Générale Mixte 20 mai 2010
Slide 2: Actionnariat au 31/12/2009
Actionnariat au 31/12/2009 Autres 0,30% Grande Bretagne 2,18% Amérique du Nord 11,14% Europe continentale 25,32% (hors France) France 61,05% La société Financière de Rosario a déclaré à l'AMF la cession d'environ 0,4% du capital de la Société entre le 19 et le 23 avril 2010 2 AGM du 20 mai 2010
Slide 3: Positionnement du Groupe: Un indépendant pétrolier
Positionnement du Groupe Un indépendant pétrolier
Slide 4: Positionnement stratégique du Groupe
Positionnement stratégique du Groupe Acteur indépendant de taille moyenne spécialiste de l’Afrique et de l’Amérique latine dont l’activité se concentre : Sur l’exploration-appréciation : 80 puits en moins de 10 ans Taux de succès historique de 44% Des territoires attractifs connus des équipe
Slide 5: Un portefeuille d’exploration de plus de 80 000 km²
Un portefeuille d’exploration de plus de 80 000 km² Exploration Exploration Lavignolle 25% 215 km² Fiume Tellaro 60% Mios 25% 60 km² 750 km² Exploration Al Asi – Block XI 75% 8 425 km² Exploration Tangara 24,5% 1 300 km² Muisca 100% 2 320 km² SSJN 9 100% 2 648 km² Sabanero 100% 434 km² Exploration O
Slide 6: Production d’huile du Groupe
Production d’huile du Groupe 160 000 155 513 en bopd 140 000 135 925 Sources DeGolyer & MacNaughton Gaffney & Cline Sur la base des réserves P1+P2+C1+C2 non probabilisiées 119 818 120 000 Hors résultat d’exploration 100 000 91 332 76 908 80 000 57 990 60 000 46 836 43 308 41 088 37 829 38 916 40 000
Slide 7: Production de gaz du Groupe en barils équivalent
Production de gaz du Groupe en barils équivalent 70 000 en boepd 59 670 60 000 Sources Gaffney & Cline pour profil Nigéria 56 366 Rose & Associates pour réserves Tanzanie Sur la base des ressources P1+P2+C1+C2 non probabilisiées Hors résultat d’exploration 50 565 50 000 40 000 35 023 30 000 19 615 2
Slide 8: Droits à enlèvement du Groupe
Droits à enlèvement du Groupe 60 000 en boepd 53 586 50 601 50 000 47 271 40 063 40 000 29 710 30 000 28 290 25 558 20 000 15 704 13 730 12 365 10 000 7 670 6 975 2 979 547 1 370 - - 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014 2 015 Droit à enlèvement -
Slide 9: Faits marquants
Faits marquants 2009-2010
Slide 10: Renforcement de la structure financière du Groupe
Renforcement de la structure financière du Groupe Nouvelle dette convertible Cession de Hocol Colombia Emission d’une Oceane pour 297 M€ Prix de vente 740 M$ Prix d’exercice : 15,6 € Complément de prix : 115 M$ Echéance : juillet 2014 Sur prix du baril : 65 M$ Taux : 7,125% Sur réser
Slide 11: Démarrage de la production sur Onal-Omko
Démarrage de la production sur Onal-Omko Mise en production du champ d’Onal, déception sur Omko : Démarrage d’Onal le 9 mars 2009 Démarrage d’Omko le 24 février 2009 Retard dans la montée en puissance du programme d’injection d’eau 14 000 13 261 Production opérée 11 684 11 772 11 561 11 727
Slide 12: Des résultats d’exploration contrastés au 20/05/2010
Des résultats d’exploration contrastés au 20/05/2010 Nouveaux succès autour du champ d’Onal : En 2009 En mars 2009, succès de OMOC-1 Mozambique 10 Tanzanie 4% Congo En décembre 2009, succès de OMGW-101 68 16 30% 7% En février 2010, succès d’OMOC-N-1, confirmation du nouveau Syrie thème au Kiss
Slide 13: Acquisition au Nigéria
Acquisition au Nigéria Benin city Onitsha OML 4 OML 38 OML 41 Warri Forcados Rachat de 3 permis (OML 4, OML 38, OML41) comprenant : 4 champs développés 9 champs non développés 1 oléoduc (la section Amukpe-Rapele) Redémarrage de la production en avril 2010 13 AGM du 20 mai 2010
Slide 14: Présentation de la transaction
Présentation de la transaction Répartition du capital de SEPLAT M&P M&P Actionnaire à 45% Garant Shebah Petroleum Development Company Maurel & Prom 33% 45% SEPLAT Rachat 100% SPDC Platform Petroleum TOTAL NNPC 22% AGIP Opportunités : 45% 9 champs non développés 55% Vaste territoire inexploré sur
Slide 15: Potentiel des actifs nigérians (Gaffney & Cline)
Potentiel des actifs nigérians (Gaffney & Cline) Champs producteurs Champs découverts non développés Réserves P1+P2 (huile + condensat) Réserves C1+C2 (huile + condensat) P1 + P2 en Mboe C1 + C2 en Mboe 100% 169 100% 333 45% (part de SEPLAT) 76 45% (part de SEPLAT) 150 En part M&P (45% de SEPLAT) 34
Slide 16: Profil de production d’huile et de condensat au Nigéria
Profil de production d’huile et de condensat au Nigéria 140 000 Production brute des OML 4, 38 et 41 120 000 Condensat : C2 Huile : C2 100 000 Condensat : C1 Huile : C1 80 000 Condensat : P2 en b/j Huile : P2 60 000 Condensat : P1 Huile : prouvées non-développées 40 000 Huile : prouvées développées
Slide 17: Profil de production de gaz au Nigéria
Profil de production de gaz au Nigéria 450 000 Production brute de gaz des OML 4, 38 et 41 400 000 350 000 Sales Gas P2 Sales Gas C1 300 000 Sales Gas P2 Sales Gas P1 250 000 Mscfd 200 000 150 000 100 000 Source : Gaffney & Cline 50 000 Production à 100%, non probabilisée Hors résultat d’exploration
Slide 18: Eléments financiers 2009
Eléments financiers 2009
Slide 19: Chiffre d’affaires et résultat opérationnel 2009
Chiffre d’affaires et résultat opérationnel 2009 2009 2008 Production opérée à 100% en b/j 8 973 360 Production nette en b/j 6 975 345 Chiffre d'affaires en M€ 183 92 Production 116 7 Services pétroliers 84 85 Autres - 16 0 Coût des ventes - 82 - 52 Marge brute 101 40 55% 44% Impôts et taxes -7 -3 C
Slide 20: Résultat financier 2009
Résultat financier 2009 2009 OCEANE - 35 OCEANE 2010 Intérêts et effet IFRS - 19 dont 7 en cash Prime de rachat - 3 OCEANE 2014 Intérêts - 13 dont 10 en cash Couvertures 35 pétrolière 13 de change 22 Différence de change - 31 dont 21 en cash Autres 6 Mise en place du RBL - 3 Autres 9 Résultat financ
Slide 21: Résultat net 2009
Résultat net 2009 2009 2008 Chiffre d'affaires 183 92 Résultat opérationnel - 28 - 10 Résultat financier -25 -18 Résultat avant impôts -53 - 28 Impôts sur le résultat -3 -4 Résultat net des sociétés intégrées - 56 - 32 Mise en équivalence 10 10 Résultat net des activités conservées - 46 - 22 Résulta
Slide 22: Bilan au 31 décembre 2009
Bilan au 31 décembre 2009 ACTIF PASSIF 1 895 1 895 1 645 1 645 1 036 Capitaux propres Actifs non courants 1 488 940 1 107 375 Emprunts obligataires 273 Oceane 2014 110 457 Actifs courants 215 183 Oceane 2010 484 Passifs externes 428 248 Trésorerie 192 2008 2009 2008 22 AGM du 20 mai 2010
Slide 23: Résultat social et dividende
Résultat social et dividende En M€ 2009 2008 Bénéfice social de l’exercice 143,5 M€ Dotation de la réserve légale 55,3 M€ Chiffre d'affaires 12 32 Produit d'exploitation 108 284 Bénéfice distribuable 542,1 M€ Charges d'exploitation - 180 - 319 Dividende 2010 0,10€ par action Résultat d'exploitation
Slide 24: Evolution de la trésorerie
Evolution de la trésorerie *retraités des activités cédées En M€ 457 428 189 Oceanes 2010 183 M€ 53 75 78 -32 -6 -386* Trésorerie Flux de trésorerie Investissements* Dividende Cession de Hocol Restructuration de la Remboursement de la Autres Trésorerie d'ouverture opérationnel Colombie dette part de
Slide 25: Stratégie: Rééquilibrage du profil de risque
Stratégie Rééquilibrage du profil de risque
Slide 26: Repositionnement stratégique du Groupe
Repositionnement stratégique du Groupe Réduction progressive du profil de risque de la Société Recentrage de l’investissement dans l’appréciation et le développement Concentration de l’activité au Gabon et au Nigéria … … et d’autres opportunités non négligeables Renforcement du premier pôle de cro
Slide 27: Des ressources en augmentation
Des ressources en augmentation 2010
Slide 28: Définition des réserves
Définition des réserves PRODUCTION commercialisables RESERVES immédiatement Prouvées 1P=P1 Probables 2P=P1+P2 Possibles 3P=P1+P2+P3 découverts = P1 =P2 =P3 Volume d'hydrocarbures en place Chance de commercialité RESSOURCES commercialisables après travaux 1C 2C 3C PROSPECTS non découverts P90 P50 P10
Slide 29: Point sur les réserves 2010
Point sur les réserves 2010 Les réserves ont été certifiées au 1er janvier 2010 par DeGolyer & MacNaughton sur la base des conditions économiques et au moyen de données géologiques et d’ingénierie existantes, permettant d’estimer les quantités d’hydrocarbures pouvant être produites. Le processus d’é
Slide 30: Réserves P1+P2 nettes de redevances
Réserves P1+P2 nettes de redevances en Mboe 250 Gaz Huile 200 5 89 150 45 7 3 5 100 203 123 114 50 0 Réserves d'huile certifiées au Cession de Hocol Colombia Réserves d'huile certifiées au Production 2009 Découvertes et mise en OMOC-N Réserves d'huile certifiées Ressources P1+P2 en gaz 31/12/2008 01
Slide 31: Ressources du Groupe nettes de redevances
Ressources** du Groupe nettes de redevances (hors potentiel résultant de l’exploration et hors P3 et après acquisition du Nigéria en Mboe 350 2008 2009 2010 300 71 250 5 45 200 53 89 150 27 100 203 114 123 50 0 Réserves au Vente de la Colombie Réserves au 1/1/2009Réserves au 1/4/2010* Nigéria** P1+P
Slide 32: Plan d’action Exploration-Appréciation
Plan d’action Exploration-Appréciation
Slide 33: Point sur l’exploration
Point sur l’exploration Début 2009 : 8 forages stratégiques à forer : Colombie : Saltarin-1 : échec, cédé à Ecopetrol ABANDON Cascabel-1 : démarrage le 28 septembre 2009 EN COURS DE FORAGE Bachue-1 : démarrage le 27 avril 2010 EN COURS DE FORAGE Gabon : Omti-1 : foré dans une zone vierge de toute EN
Slide 34: Afrique - Moyen Orient
AFRIQUE - MOYEN ORIENT Syrie Al Asi 75% Nigeria Tanzanie OML 4 20,25% OML 38 20,25% Bigwa - Rufiji & Mafia 60% OML 41 20,25% Mandawa 90% Kisangire 35% Mnazi Bay 47,8% Gabon Omoueyi 100% Nyanga Mayombe 100% Kari 100% Mozambique Etekamba 100% Rovuma onshore 24% Congo La Noumbi 49% Marine III 75% 34 AG
Slide 35: Gabon : revue du potentiel d’Omoueyi
GABON : revue du potentiel d’Omoueyi A Bassin Nord D B Gisements existants Omoueyi : 4 179 km² Zones d’intérêts A: Lambaréné banquette 1 puits en 2011 B: Lambaréné Lobes 2 puits en 2010 C: Satellites d’Onal OMBG : 1 puits Bassin Sud OMGW : 3 puits OMOC : 1 puits Acquisition de 760km de sismique 2D e
Slide 36: Gabon : Nyanga Mayombe
GABON : Nyanga Mayombe Nyanga Mayombe : 2 831 km² 36 AGM du 20 mai 2010
Slide 37: Tanzanie : valorisation du potentiel
TANZANIE : valorisation du potentiel Bigwa – Rufiji – Mafia : 12 025 km² Rapport de l’expert indépendant sur la zone intermédiaire Mandawa : 6 811 km² Augmentation de intérêts du Groupe de 50% à 90% Forage du puits Kianika-1 BRM Mnazi-Bay : 757 km² Kisangire Etude d’un plan de développement
Slide 38: Tanzanie : tests de Mafia Deep
TANZANIE : tests de Mafia Deep SW MAFIA-Deep-1 NE Miocène Zone 1970m Zone 2430m Eocene Zone 3050m Zone 3400m Zone 4200m Upper Cretaceous Lower Cretaceous TD MAFIA-Deep-1 38 AGM du 20 mai 2010
Slide 39: Amérique Latine
AMERIQUE LATINE Venezuela Colombie Lagopetrol 26,35% Tangara 24,5% Muisca 100% SSJN 9 100% Sabanero 100% ? Paraguay Pérou Études en cours Lote 116 100% ? Brésil : en cours de validation Bloque TUC-T-141 : 50% Bloque TUC-T-142 : 50% Bloque TUC-T-162 : 20% Bloque TUC-T-167 : 20% Recherche de partenari
Slide 40: Colombie : forage du puits Cascabel-1
Colombie : forage du puits Cascabel-1 40 AGM du 20 mai 2010
Slide 41: Colombie
COLOMBIE Sabanero : 434 km² 1 puits d’exploration SSJN-9 : 2 648 km² 360 km de sismique 3D Politique d’échange d’intérêts avec le permis CPO 17 SSJN-9 Muisca : 2 320 km² 2 puits d’exploration Possibilité de faire entrer Ecopetrol à hauteur de 40% contre le financement de 2 puits (sauf Bach
Slide 42: Muisca : plateforme du forage de Bachue-1
Muisca : plateforme du forage de Bachue-1 SUAMOX 1 BACHUÉ 1 42 AGM du 20 mai 2010
Slide 43: Pérou
PEROU Lote 116 : 6 600 km² 43 AGM du 20 mai 2010
Slide 44: Pérou : prospects
PEROU : prospects 1 2 44 AGM du 20 mai 2010
Slide 45: Programme de travaux 2010
Programme de travaux 2010 2010 % janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre COLOMBIE SN 9 100% Sismique 3D : 360 km² Muisca 100% Bachue 84 Suamox 20 Nemqueteba 24 Sabanero 100% Sab-1 Sab-2 Tangara 50% CASC-1 85 GABON Sismique 2D : 760 km OMBZ-1 OMAL-2 OMOUEY
Slide 46: Plan d’action Production
Plan d’action Production
Slide 47: Appréciation du potentiel de la zone d’Onal
Appréciation du potentiel de la zone d’Onal OMGW OMAL Onal OMBG CP OMOE OMKO ONAL OMOC-N-1 OMOC Discovery Dry wells 47 AGM du 20 mai 2010 Exploration wells to be drilled
Slide 48: Champ d’Onal: Débits vs Prévision
Champ d’Onal Comportement Débits (Production et Injection) vs Prévision 30 000 Production Huile Injection Eau Prévision Production Huile Prévision Injection Eau 25 000 20 000 débit (b/j) 15 000 10 000 5 000 0 janv.-09 mars-09 mai-09 juin-09 août-09 oct.-09 déc.-09 févr.-10 avr.-10 juin-10 août-10 oc
Slide 49: Champ d’Onal: Cumuls vs Prévisions
Champ d’Onal Comportement Cumuls (Production et Injection) vs Prévisions 8 000 000 Production Huile Injection Eau Prévision Production Huile 7 000 000 Prévision Injection Eau 6 000 000 5 000 000 cumulé (bbl) 4 000 000 300 000 bbl 3 000 000 2 000 000 700 000 bbl 1 000 000 0 janv.-09 mars-09 mai-09 ju
Slide 50: Evacuation possible du champ OMOC-N
Evacuation possible du champ OMOC-N OMGW OMBG ONAL OMKO OMOC AGM du 20 mai 2010
Slide 51: Profil de production 2010 en part M&P nette de redevance
Profil de production 2010 en part M&P nette de redevance 25 000 en b/j 20 000 19 138 17 016 16 392 16 013 15 620 15 308 Nigéria 15 000 Banio Omoc-Nord Moyenne : 13 206 bopd 11 859 Ombg 10 969 Omgw 9 527 Omko 10 000 9 110 8 658 8 472 Onal 5 000 - janvier février mars avril mai juin juillet aout septe
Slide 52: Annexes
MAURELY® PROM
Slide 53: OCEANE 2014
OCEANE 2014 Date valeur 07/07/2009 Date d'échéance 31/07/2014 Valeur à l'échéance 297 562 496 Nominal 297 562 496 Composante capitaux propres 25 069 856 Frais d'émission 11 733 049 Montant comptabilisé à l'émission (net des frais ) 260 759 591 Coupon 7,125% Charges d’intérêts dans le résultat financ
Slide 54: Etat des couvertures pétrolières
Etat des couvertures pétrolières Quantités couvertes et prix de vente 7 500 b/j 60,2 $ 6 750 b/j 60,7 $ 2 500 b/j 2 500 b/j 63,1 $ 63,1 $ S1 S2 S1 S2 2010 2011 54 AGM du 20 mai 2010