MP Nigeria Assemblée Générale Mixte - 21 juin 2012 - Maurel & Prom
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MP Nigeria
Assemblée Générale Mixte
21 juin 2012
1. Présentation du Groupe
2. Activité 2011
3. Eléments financiers 2011
4. Projections 2012
5. Potentiel et stratégie
6. Conclusion
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 2
1
1 Présentation de MP Nigeria
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 3
1 Historique : de la distribution à la cotation
Les raisons de la distribution Admission des titres sur
Raisons de la distribution Spin off de MPN LesNYSE
raisons de la distribution
Euronext Paris
Améliorer la visibilité de l’important 4 novembre 2011 : Visa de l’AMF sur 15 décembre 2011 : 1ère cotation
potentiel de croissance et de le Prospectus en vue de l’admission proposée au prix de 2,08 euros par
création de valeur de chaque entité : des actions MPN aux négociations action
- M&P et MPN, deux pure players sur le marché réglementé de NYSE Capital social : 115 336 554 actions
avec leurs stratégies propres pour Euronext
saisir des opportunités de Autodétention au 6 février 2012 :
12 décembre 2011 : Assemblée 2,62%
croissance dans leurs géographies générale ordinaire - adoption de la
respectives résolution 1 relative à la Code ISIN : FR0011120914
- Des équipes de management distribution d’actions MP Nigeria à
Mnémo : MPNG
engagées et s’appuyant sur un titre de distribution exceptionnelle
solide track record de réserves Capitalisation boursière : 209 M€
(19 juin 2012)
Liquidité : 454 673 (en nbre de titres / jour)
Evolution du cours de Bourse et volume
2,5 € 6 000 000
1,81 € 4 000 000
2,0 €
2 000 000
1,5 € 0
Cours de bourse Volume
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 4
L’expertise technique de M&P combinée à
1 la connaissance du terrain des partenaires
PLATFORM PETROLEUM SHEBAH PETROLEUM
MPN S.A.
JOINT VENTURES Ltd DEVELOPMENT Co Ltd
45%
24% SEPLAT PETROLEUM 31%
DEVELOPMENT COMPANY Ltd
45%
NATIONAL PETROLEUM
55% OIL MINING LICENSES (OML) 4,
DEVELOPMENT
38, 41
COMPANY Ltd
A travers sa participation dans Seplat, MPN détient 20,25% des droits économiques des OML 4, 38 et 41
SEPLAT est opérateur des trois OML
Un pacte d’actionnaire organise efficacement la gestion et la direction de Seplat
A travers son actionnariat et son équipe de direction, Seplat bénéficie d’un profil marqué de société nigériane
Termes favorables du projet de Petroleum Industry Bill
Excellentes relations avec les communautés locales
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 5
1 Organisation
LA COOPÉRATION ENTRE MPN ET SES PARTENAIRES NIGÉRIANS EST RENFORCÉE PAR DES PARTICIPATIONS
CROISÉES AUX CONSEILS D’ADMINISTRATION
MP Nigeria SEPLAT
Dr. A.B.C. Bryant Mr. Austin
Orjiako Avuru
Président Directeur général
M. Jean-François Hénin
Président 20 ans d’expérience dans Ancien Directeur général de
(PDG de M&P) l’industrie pétrolière Platform Petroleum
PDG de Shebah E&P (OML 108) 31 ans d’expérience dans
Membre du Conseil de Maurel l’industrie pétrolière
& Prom Dont 12 ans à la NNPC
Consultant expert auprès du
Gouvernement nigérian
M. Michel Hochard Mr. Stuart
Directeur général Connal
(DAF de M&P) Directeur
des opérations
Ingénieur, 30 ans d’expérience dans l’industrie
pétrolière
Faisait partie de l’équipe dirigeante de Centrica Energy
A été impliqué dans le développement de nouveaux
champs pour Norske Hydro, Statoil et Esso Norge
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 6
3 licences interconnectées et munies des
1 infrastructures nécessaires à l’exploitation
Le pétrole produit est actuellement enlevé au terminal de Forcados par la SPDC(1)
Champs pétroliers OML 4
Oléoduc Superficie : 267 km²
Gazoduc Contient le champ développé Oben
Installations principales
Onitsha
1 station de pompage (capacité de 60 Kb/j)
• 1 oléoduc jusqu’à Amukpe
Benin city 1 unité de traitement du gaz
OML 38
Oben Superficie : 2 094 km²
Sapele
Contient les champs développés Amukpe et 50%
Amukpe OML 4 d’Ovhor
Installation principale : 1 station de pompage à
OML 38 Amukpe (capacité de 45 Kb/j)
OML 41 OML 41 OML 41
Escravos Superficie : 291 km²
Ovhor
Contient les champs développés Sapele et 50%
Rapele d’Ovhor
Warri Installations principales
1 station de pompage (capacité de 60 Kb/j)
Forcados • 1 oléoduc jusqu’à Amukpe
1 unité de traitement du gaz
(1) Shell Petroleum Development Company of Nigeria Limited
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 7
2
2 Activité 2011
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 8
2 Production 2011
b/j
45 000
Production sortie de puits à 100%
40 000 38 487
37 699
34 927 35 322 35 581
34 507
35 000 33 113
30 000
26 644
25 088
25 000 24 208
22 987 22 962
21 641
20 144
20 000
17 811
15 000
12 855
10 000
7 520
5 000
0
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 9
2 Systèmes d’évacuation
ELP’S
WAGP
Ajaokuta Steel Plant/Obajana cement
Oben Node
Oredo Oghareki
(NPDC) (Pan Ocean) Oben
90mm scfd (NAG)
26mmscfd (AG)
60mmscfd(NAG)
14mmscfd (AG) 60,000 bbl/d
Proposed Pan Ocean Operated Pipeline to
PHCN Sapele
Sapele Umutu
Platform Petroleum
60,000 bbl/d
Amukpe
45,000 bbl/d Kwale
Escravos
24’’
52,000 (+20%) bbl/d
Point de contentieux avec SPDC
vers Escravos
Rapele To Brass
28’’ Lact unit Gas manifold
vers Forcados
Oil manifold Wet Crude Gas plant
Capacité réservée dans l’oléoduc de Flowstation Flaring
SPDC : 52 000 barils (jusqu’à 62 400 b) Dewatering unit Gas
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 102 Point sur le contentieux avec SPDC
Réception
du compteur fiscal
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 113
3 Eléments financiers 2011
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 123 Production annuelle 2011
Au 31/12/2011 2011 2010 Var. %
Nombre de jours j 365 128*
Droits à enlèvement reconnus b 8 805 149 2 256 958
b/j 24 124 17 632
Part de SEPLAT b 3 962 317 1 015 631
Part de 45%
b/j 10 856 7 935
Part de MPN b 1 783 043 457 034 Part de
b/j 4 885 3 571 +37% 20,25%
*Acquisition définitive des OM 4,38 and 41 le 30 juillet 2010
20,25% de la production des OMLs 4, 38 et 41 revient à MPN
30 jours d’interruption partielle ou totale de la production
La forte hausse de la production résulte d’un programme intensif de travaux d’interventions et de
reprises de puits effectués sur les champs existants et de leur montée en puissance en
conséquence
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 133 Compte de résultat 2011
31/12/2011 2011 2010
Droits à enlèvement (en part MPN) 4 885 bbls/j 3 571 bbls/j
Prix de vente moyen 114 $ / bbl 86 $ / bbl
En millions d’euros
Chiffre d’affaires 146 28
Charges d’exploitation (69) (13)
Excédent Brut d’Exploitation 77 15
Dotation aux amortissements (18) (4)
Résultat opérationnel 59 12
Résultat financier 1 (3)
Résultat avant impôts 60 9
Impôts sur les résultats (42) (7)
Résultat net – part de la Société 18 1
Trésorerie de clôture 248 10
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 14Structure bilancielle au 31 décembre
3 2011
MPN Seplat MPN
en M€ social @100% consolidé
Endettement de Seplat
Actif non courant 32 239 163
Actif courant 38 86 24 Avance actionnaire vis-à-vis de MPN : 48 M$
Disponibilités 182 156 248 Earn out SPDC : 33 M$
Dette bancaire : 258 M$
Capitaux propres 247 86 254
Passif non courant 132 76
Passif courant 4 263 104
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 153 Trésorerie et flux de trésorerie 2011
Flux de trésorerie MPN en M€ Flux de trésorerie SEPLAT 100% en M$
15
11 24
107
91
105
226
182 202
80
30
0 8
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 164
4 Projections 2012
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 174 Production actuelle
Début du programme de forage au T1 2012 : 21
puits à forer
2 appareils en opération
1 appareil en cours de mobilisation
2 appareils en attente de certification
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 184 Objectif de production fin 2012
53000
51174
51000
49000
47000
Production (bopd)
45000
Start
Gain
43000
Loss
41000
39000
Si aucun travaux supplémentaires
37000 depuis le 1er janvier 2012
35000
OVHOR HORIZ
OBEN 10st
OBEN INFILL
OVHOR DEFX-1
OBEN 8
OBEN 17
OBEN 28
Year-End
May-End
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 194 Investissements 2012
Budget d’investissements à 100% : 213 M$, soit 96 M$ pour Seplat
12 38
4
Exploration
Développement
Mise à niveau des installations de gaz
Autres
164
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 204 Voies d’évacuation
• Production d’une huile légère : 29° API
Oil pipeline
• Vendue au Bonny light avec premium vs Brent
Gas pipeline
• 44% sont exportés vers les USA
• 25% vers l’Europe, 11% vers l’Inde, 7% vers le Brésil,
4% vers l’Afrique du Sud
• 4 solutions
– Forcados (Shell)
– Escravos (Chevron via Panocean)
– Warri
– FPSO
2
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 215
5 Potentiel et stratégie
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 225 Potentiel des OML 4, 38 et 41
PROJET
« PETROLEUM Promotion des acteurs locaux qui devrait bénéficier à Seplat et donc à MPN
INDUSTRY
BILL »
ACCÉLÉRATION
Anticipation d’une croissance forte du volume produit : 50 000 b/j fin 2012
DE LA
PRODUCTION
Réserves d’huile et de condensats
RESERVES &
Ressources liées aux découvertes non développées à ce jour
RESSOURCES
Champs pétroliers identifiés mais non encore évalués
EXPLORATION Nombreux prospects et leads dans les trois OML
Forte volonté politique de développer le marché du gaz au Nigéria
EXPLOITATION
Importantes réserves et ressources en gaz dans les OML 4, 38 et 41 qui pourraient
DU POTENTIEL être monétisées, et contribuer à accroître la valeur de la Société
DU GAZ
Les conditions actuelles d’exploitation permettent d’envisager une reconduction des
licences par le Gouvernement au bénéfice de Seplat
EXTENSION DES Le renouvellement permettrait de poursuivre la production d’hydrocarbures et de
LICENCES procéder à des travaux d’exploration supplémentaires
POST-2019
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 23Un nombre important de réservoirs non
5 encore évalués, de prospects et de leads
OBEN
SAPELE OKPORHURU
MOSOGAR
AMUKPE
OVHOR
UBALEME
OKOPORO
Champs en production
Découvertes non développées
Découvertes non auditées
Prospects et leads (Exploration)
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 245 Potentiel gaz
Oben axis NAG+AG Production Forecast Profile. (180MMscf/D, Total Reserves: 1373 Bscf) Sapele NAG & AG Production Forecast Profile. (Total Reserves: 301 Bscf) 2013 NAG Drilling - Amukpe (2)
240
Put 34T on production in 2012 80 2015 NAG Drilling - Okoporo (1)
220
200
Drill four NAG wells-2013 70
2019 NAG Drilling - Ubaleme (1)
180 Drill three NAG wells in 2017, 2018 &
60
2020 2020 NAG - Okoporo (1)
160
Gas Rate MMscf/D
Gas Rate MMscf/D
140 Rig1: Drill four NAG well: 2021-2023 50
2021 NAG - Okoporo (1)
120 Rig2: Drill five NAG well: 2024-2025 40
100 AG - Sapele +Ovhor base case and
Rig1: Drill three NAG well: 2026-2027
80 30 Sapele Workover
Drill three NAG wells in 2028
60
20
40 AG - Oben base case + W/O +
Okpohuru + Orogho
20 10
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Current NAG Oben 34T AG (2013 NAG Drilling) (2017-2020 NAG Drilling)
(2021-2023 NAG Drilling) (2024-2025 NAG Drilling) (2026-2027 NAG Drilling) (2028 NAG Drilling) Current NAG AG (2013 NAG Drilling) (2015-2019 NAG Drilling) (2020-2021 NAG Drilling)
3,5
Power 3 3
3
Commercial 2,5
2,5
Gas Price
2 2 2 2
2
1,5 1,5
1,5
1
1
0,5
0
2011 2012 2013 2014 2015
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 255 Potentiel gaz
Réseau gazier dans le Delta du Niger
Pre-DG4 Cluster gas area
Papalnto
Lagos Industry (CNL)
Existing Power/ Industries
WAGP Existing LN G Pipelines
Egbin/AES
Agura (CNL) Omotosho Abuja
Planned LN G Pipelines
(CNL) N otional LN G Pipe/ Bulk lines
Ajoakuta
Eyean
(Pan Ocena/CNL) ELPS Steel Cluster CPF/ Gas supply Field
Geregu
(SPDC) Kwale/Okpai
Sapele Oben (NAOC)
Key gas supply Field
(SPDC)
Sapele Existing or oil development
NGMP CPF
Jones Existing domgas supply
Creek Obiafu
FGN Proposed
ELOPS OSD 2011
RFSU 2011 N GMPCPF
Escravos Obrikom NAOC Existing Domgas Pipeline
Ughelli Eriemu Biseni Egbema
Odidi Possible new Domgas Pipelines
Omoku (Addax/NPDC/SPDC)
NGMP CPF (NAOC) Egbema
Uzere
Warri Delta Utorogu
Obite
III/IV Assa
Forcados (EPNL)
Okpokunou North
Yokri Ogara Koroama To
Zarama GTS-6
Bomadi Oguali Calaber
Gbaran Obite (Addax)
Alaoji (SPDC)
Iseni /Ubie (EPNL) GTS-1
Bayelsa Imo River
(SPDC) Kolo Rumuji AfamV
Creek NGMP CPF
RPB Agbada AfamVI
Calabar
EA Obigbo Okoloma
RPA Cawthorne ALSCON
Soku NOTORE Utapate
GTS-2
Channel
Alakiri Ibom/
Ikot Abasi
(SPDC)
Bonny
(XOM)
Bonga H-Block
OGGS
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 265 Valorisation du gaz
Contrats de vente de gaz Vente de gaz en 2014 > 6% du chiffre
d’affaires et 20% du résultat net
Reconduction du contrat signé avec la Nigerian Gas
Company. Le prix de vente s’établit à 0,71 $ par milliers de Hausse des volumes vendus : x3
pieds cube Redevances : 7%
Négociations en cours avec PHCN Sapele et PHCN Geregu IS : 30%
pour la signature d’un nouveau contrat de vente à un prix
minimum de 1 $ par milliers de pieds cube
Recherche de nouveaux débouchés Investissements 2012 – 2018 : 500 M$
400
Mise à niveau des installations de traitement 350 Production et contrat
d’Oben
300 Oben
Sapele
Phase 1 : capacité de 90 à 140 millions de pieds cube par 250 Oben/Sapele
jour au T4 2012 GP
50
mmscfd
Phase 2 : capacité de 140 à 200 millions de pieds cube par 200 Sapele
jour courant 2013 en fonction des débouchés commerciaux
150
50 50 DSO
Limitation du torchage : installation définitive au S2 2013 100
200
50 120 120 Oben GP
Mise en place d’une équipe dédiée au projet gaz
0
Q1-2012 Q1-2013 Q1-2014
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 275 Un environnement de croissance
Un environnement politique favorable
Un positionnement d’acteur local majeur
Des équipes dédiées performantes
Une stratégie dynamique de croissance externe
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 286
6 Conclusion
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 296 Points forts de la Société
Actifs productifs onshore de grande qualité (huile et gaz) au Nigéria
Base établie de production de pétrole léger (prime sur le prix du Brent)
OML (*) inter-connectées et dotées d’infrastructures opérationnelles
DES ACTIFS DE
Potentiel significatif de réévaluation des ressources :
QUALITÉ Importantes ressources contingentes
Opportunités d’exploration
Opportunité de renouvellement des licences en 2019
Shebah Petroleum et Platform Petroleum, co-actionnaires de Seplat,
DES PARTENAIRES sont des acteurs locaux réputés et actifs dans l’amont pétrolier au
Nigéria
ENGAGÉS ET UNE
Soutien de M&P à travers une expertise opérationnelle reconnue et
EXPERTISE un management performant
OPÉRATIONNELLE Hausse rapide de la production (production nulle lors de l’acquisition
PROUVÉE en 2010 ; objectif de 50.000 bbl/j fin 2012)
MPN
Opportunités de développements supplémentaires, dans l’onshore ou
l’offshore nigérian
UN IMPORTANT Possible développement de la production de gaz
POTENTIEL DE Fiscalité potentiellement favorable du projet de Petroleum Industry Bill
CROISSANCE devant instaurer la notion de “sociétés indigènes”
Marché nigérian de l’E&P très actif, offrant des opportunités variées de
croissance externe
Forte génération de trésorerie actuelle et prévisionnelle issue des actifs
en production
UNE FORTE
Augmentation substantielle des flux de trésorerie par l’objectif de mise
GÉNÉRATION DE en production de deux nouveaux champs par an à partir de 2012
TRÉSORERIE Marge de manœuvre financière confortable
(*) Oil Mining Licence
Assemblée Générale Mixte – juin 2012 30www.mpnigeria.com
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