Press release

MPI : Chiffre d’affaires et activité 9 mois 2015

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PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News: MPI A compter de l’exercice 2012, MPI (Paris:MPI) consolide ses participations dans des entreprises associées et coentreprises par mise en équivalence. MPI n’ayant pas d’activité directe propre, elle ne constate pas de chiffre d’affaires. SEPLAT MPI détient actuellement 21,76 % de SEPLAT. Principales données financières de SEPLAT au 30 septembre 2015 Les informations

PARIS–(BUSINESS WIRE)–Regulatory News:

MPI

A compter de l’exercice 2012, MPI (Paris:MPI) consolide ses
participations dans des entreprises associées et coentreprises par mise
en équivalence.

MPI n’ayant pas d’activité directe propre, elle ne constate pas de
chiffre d’affaires.

SEPLAT

MPI détient actuellement 21,76 % de SEPLAT.

  • Principales données financières de SEPLAT au 30 septembre 2015

Les informations suivantes ont été tirées du communiqué de presse de
SEPLAT en date du 26 octobre 2015

Le chiffre d’affaires huile pour les neuf premiers mois de 2015 s’est
élevé à 367 millions USD, soit une baisse de 36 % par rapport à la même
période de 2014, notamment expliquée par la diminution de 55 % des prix
du pétrole sur la période considérée. Le chiffre d’affaires gaz augmente
de 220 % à 53 millions USD à la suite de l’augmentation des capacités de
production d’Oben en juin 2015.

Au 30 septembre 2015, le bénéfice brut s’établit à 192 millions USD et
le bénéfice net s’élève à 62 millions USD. Les dépenses d’investissement
engagées au cours des neuf premiers mois de l’exercice 2015 s’élèvent au
total à 98 millions USD. Le flux de trésorerie issu de l’exploitation
avant fonds de roulement s’élève à 168 millions USD sur la même période.
La trésorerie et les avoirs en banque s’établissent à 445 millions USD
et la dette nette à 480 millions USD au 30 septembre 2015.

Les créances de NPDC restant dues au 30 septembre 2015 s’élevaient à
461 millions USD, en baisse par rapport aux 504 millions USD constatés
au 30 juin 2015. Un accord conclu en juillet 2015 avec NPDC conduit
SEPLAT à compenser les arriérées de payement dus sur la quotepart de
revenus revenant à NPDC au titre des ventes de gaz pour les OML 4, 38 et
41. NPDC et SEPLAT se sont également engagés à mettre en place une ligne
de crédit de 300 millions USD dans le but de financer les appels de
fonds des coentreprises avec effet à compter de janvier 2015 afin
d’accélérer le remboursement des arriérés.

  • Point sur la production (9 mois 2015) (1)

SEPLAT détient des intérêts, directement ou indirectement, dans six
licences (OML 4, 38, 41, 53, 55 et OPL 283) situées dans le Delta du
Niger au Nigéria.

    Production brute

(100 %)

  Participation directe
Liquides   Gaz Liquides   Gaz   Total

équivalent pétrole

 
% de SEPLAT b/j mmcfd b/j mmcfd boepd
                         
OMLs 4, 38, 41 45 % 53 525 169,9 24 086 76,5 36 828
 
OPL 283 40 % 2 634 1 054 1 054
 
OML 53 40 % 1 550 620 620
 

OML 55(2)

22,5 % 6 715 1 511 1 511
                         
Total 64 423 169,9 27 270 76,5 40 012

(1) Les volumes de production d’huile sont mesurés à la station de
comptage pour les OML 4, 38 et 41 ainsi que pour l’OPL 283. Ces volumes
sont sujets à réconciliation et peuvent afficher des différences avec
les données de vente

(2) Les volumes associés à la
participation de 56,25 % de SEPLAT dans Belemaoil sont équivalents à une
participation directe de SEPLAT de 22,5 % dans l’OML 55.

La production d’hydrocarbures s’élève en moyenne à 40 012 boepd en
quote-part SEPLAT pour les neuf premiers mois de l’exercice, soit une
progression de 38 % par rapport à la même période de 2014. SEPLAT a
bénéficié d’une amélioration notoire de la disponibilité du Trans
Forcados System (TFS), avec seulement deux jours d’interruption
constatés au troisième trimestre 2015. La production de gaz a en outre
été soutenue, avec des ventes brutes destinées au marché intérieur qui
ont régulièrement dépassé 300 millions de pieds cubes standard par jour.
Ces éléments positifs ont permis à SEPLAT d’afficher des niveaux record
à 56 415 boepd en ce qui concerne la production journalière en part
SEPLAT en septembre 2015.

Ces niveaux de production prennent en compte 54 jours d’arrêt total et
29 jours d’arrêt partiel du système Trans Forcados System (TFS) exploité
par un tiers au cours de la période considérée (deux jours d’arrêt
constatés au T3). Aucun jour de fermeture n’a été comptabilisé sur les
permis OML 53 et OML 55.

La majorité de la production d’huile provenant des OML 4, 38 et 41
(environ 97 %) a été évacuée via le Trans Forcados pipeline. Les volumes
bruts de production enregistrés par SEPLAT ont été retraités d’un
facteur de réconciliation de 12 % en moyenne appliqué par l’opérateur du
terminal pétrolier. Au cours des neuf premiers mois de l’exercice,
385 060 barils ont été évacués vers la raffinerie de Warri via l’oléoduc
d’exportation de substitution exploité par SEPLAT (contre 288 661 barils
au T3 2014).

Le prix de vente moyen sur la période a été de 49,3 USD/b contre
109,9 USD/b sur la même période de 2014, soit une prime moyenne de 1,2
USD/b par rapport au Brent. Le prix moyen du gaz a été de 2,53 USD/mscf
(2014 : 1,60 USD/mscf).

  • Dividende intermédiaire

Le Conseil d’administration de SEPLAT a également annoncé la
distribution d’un dividende intermédiaire de 0,04 USD par action versé
mi-novembre 2015, contre 0,06 USD par action à la même période de 2014.

Pour en savoir plus, toutes les informations financières relatives à
SEPLAT sont disponibles à la rubrique « Investor Centre » de son site
Internet : http://SEPLATpetroleum.com/investor-centre/results-centre/

SAINT-AUBIN ENERGIE (2/3 MPI)

  • Activité

Au Myanmar, le forage du puits SP-1X situé sur le bloc M2
(Saint-Aubin Energie 40 %), opéré par Petrovietnam, a débuté le 27
décembre 2014 et s’est terminé en mars 2015. Les résultats de ce forage
sont actuellement en cours d’analyse.

À Sawn Lake en Alberta (Canada), le test pilote du procédé SAGD
(Steam Assisted Gravity Drainage), réalisé sur la première paire de
puits horizontaux en vue d’évaluer la faisabilité technique et
commerciale de ce projet de production de bitume par injection de
vapeur, se poursuit. La moyenne de production a été de 325 b/j au cours
du premier semestre 2015 et de 380 b/j pour le troisième trimestre 2015.
Pour mieux apprécier le potentiel technique du gisement, le test pilote
se poursuivra jusqu’à la fin de l’année 2015 avant d’être mis sommeil.

Au Québec, sur l’île d’Anticosti, la première étape du programme
d’exploration est terminée, soit une campagne de douze sondages
stratigraphiques réalisés sans dépassement de coût et en respectant les
politiques de santé, sécurité et protection de l’environnement. Les
objectifs de cette première étape de travaux visaient à délimiter
l’étendue de la ressource en hydrocarbure et à déterminer les trois
emplacements pour les forages horizontaux d’exploration prévus pour
l’été 2016. Les résultats des sept sondages de 2015, combinés aux cinq
réalisés en 2014, sont globalement conformes aux attentes en termes
d’épaisseur de la Formation de Macasty, de contenu en matière organique
totale (COT), de porosité, de perméabilité et de maturité. Ces résultats
se comparent favorablement avec ceux provenant des autres bassins
d’Amérique du Nord où sont produits du pétrole et du gaz de roche mère.

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Plus d’informations : www.mpienergy.com

Marché de cotation : NYSE-Euronext – Compartiment B – Cac All Shares –
CAC PME

ISIN : FR0011120914

MPI est éligible au PEA – PME

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Ce document peut contenir des prévisions concernant la situation
financière, les résultats, les activités et la stratégie industrielle de
MPI. 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.

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