Projet de fusion entre Maurel & Prom et MPI : Création d un acteur de premier rang parmi les juniors pétrolières 28 août 2015
Introduction
Rationnel de la fusion Entité combinée Gabon Tanzanie Diversification géographique: flux de trésorerie générés dans 3 des pays pétroliers clefs d Afrique subsaharienne Nigéria via la participation de 22 % dans Seplat Découvertes récentes au Gabon Potentiel d exploration (Gabon, Colombie, etc.) 1/3 Saint-Aubin Energie (Canada, Myanmar) Nouvelle source de cashflows (Tanzanie) Programme de réduction de coûts Aucune échéance majeure de remboursement d emprunt avant fin 2018 Actifs de qualité Potentiel de croissance important Bilan solide Liquidité du titre améliorée Synergies de coûts et économies fiscales Développement majeur de l activité gaz (Nigéria) Importantes ressources contingentes (Nigéria) 2/3 Saint-Aubin Energie (Canada, Myanmar) Dividendes substantiels de Seplat Position solide de trésorerie (pas de dette) Un nouvel ensemble s affirmant comme un acteur solide apte à participer activement aux opérations de consolidation du secteur
Résumé de l opération envisagée Opération Fusion-absorption de MPI par Maurel & Prom («M&P») Cotée sur Euronext Paris Eléments clefs* Fusion précédée du versement par MPI d un dividende exceptionnel en numéraire de 0,45 par action, sous réserve de l approbation des actionnaires Parité d échange envisagée: 1 action M&P pour 2 actions MPI (après versement du dividende exceptionnel) Calendrier indicatif 27 août : réunion des conseils d administration de M&P et de MPI et annonce du projet de fusion 15 octobre : parité définitive arrêtée par les conseils d administration de M&P et de MPI 30 octobre : enregistrement du Document E auprès de l AMF 7 décembre : assemblées générales extraordinaires de M&P et de MPI se prononçant sur la fusion 11 décembre : réalisation de la fusion Intention des principaux actionnaires Gouvernance d entreprise Soutien de Pacifico et de MACIF à la fusion Constitution de comités ad hoc au sein des conseils d administration de M&P et de MPI : M&P : 4 administrateurs indépendants au sens du Code de gouvernement d entreprise AFEP- MEDEF auquel se réfère M&P : Roman Gozalo, Carole Delorme D Armaillé, François Raudot Genet de Chatenay et Eloi Duverger MPI : 3 administrateurs dont 2 sont indépendants au sens du Code de gouvernement d entreprise MiddleNext auquel se réfère MPI : Caroline Catoire et Alexandre Vilgrain. Le troisième administrateur Ambrosie Bryant Chukwueloka Orjiako a été considéré, dans le cadre de la transaction, comme indépendant par le conseil d administration de MPI Nomination sur base volontaire d Associés en Finance en tant qu expert indépendant par le conseil d administration de MPI, sur recommandation du comité ad hoc Nomination d un commissaire à la fusion par le Tribunal de Commerce dans les jours à venir * Sous réserve des travaux en cours de l expert indépendant et des comités ad hoc
Calendrier indicatif : dates clefs Réunion des conseils d administration de M&P et de MPI Communiqué de presse annonçant la fusion Publication des résultats du premier semestre de M&P et de MPI Décision sur la parité finale par les conseils d administration de M&P et de MPI Publication des résultats du troisième trimestre de M&P et de MPI Assemblées générales extraordinaires de M&P et de MPI 27 août 28 août 15 octobre 30 octobre 5 novembre 10 novembre 7 décembre 11 décembre Présentation de l opération Enregistrement du Document E auprès de l AMF Dérogation accordée par l AMF autorisant Pacifico à ne pas déposer une offre publique de retrait Réalisation de la fusion Cotation des nouvelles actions de M&P / retrait de la cote des actions MPI
Parité d échange indicative 1 action M&P pour 2 actions MPI post dividende exceptionnel de 0,45 par action MPI (1) Parité envisagée : 1 pour 2 Parité d échange des actions M&P vs MPI (post dividende exceptionnel) (1) Cours de bourse au 26/08/2015 2.3 2.5 Moyenne 1 mois (min, max) 2.3 2.8 Cours de bourse (proforma) (2) Moyenne 3 mois (min, max) 2.3 2.7 2.7 3.0 Moyenne 6 mois (min, max) 2.3 3.0 2.9 Moyenne 12 mois (min, max) 2.3 3.8 1.7 ANR Sensibilités 1.5 1.9 (1) Sous réserve des travaux en cours de l expert indépendant et des comités ad hoc (2) Ajustés pour refléter le paiement du dividende exceptionnel par MPI Note : Moyennes de cours de bourse pondérées par les volumes - 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5
Création d un leader en Afrique Subsaharienne
Un acteur de premier rang parmi les indépendants européens Le nouveau groupe se classe dans les premiers rangs comparé aux principaux indépendants cotés sur la place Londres Capitalisation boursière (Mds$, moyenne 3 mois) 5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 - Groupe fusionné Valeur d entreprise (Mds$, moyenne 3 mois) 10.0 9.0 8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 - Groupe fusionné Source: Datastream (basé sur la moyenne 3 mois des cours de bourse au 26/08/2015)
Un portefeuille d actifs attractif offrant production et opportunités de croissance à court et long terme Production Exploration CANADA (1) Exploration Gaspésie: 50 % Anticosti: 21,7 % Production (SAGD pilote) 12 blocs en Alberta: 25 % FRANCE Siège social NIGÉRIA (61 Mbep (2) ) COLOMBIE Exploration / Production OML 4, 38, 41: 45 % OPL 283: 40 % OML 53: 40 % OML 55: 22.5 % Gaz Huile 51% 49% MYANMAR (1) Exploration Bloc M2: 40 % Exploration SN-11: 100 % Op CPO-17: 25 % Op Muisca: 50 % Op COR-15: 50 % Op GABON (193 Mbls (3) ) Huile Exploration 100% Ezanga: 100 % Op Kari: 100 % Op Nyanga Mayombe: 100 % Op Production Ezanga: 80 % Op Banio: 100 % Op NAMIBIE Exploration Licence 0044 :42,5 % Op Licence 0045: 42,5 % Op TANZANIE (35 Mbep (3) ) Exploration Bigwa-Rufiji-Mafia: 60 % Op Mnazi Bay: 60,075 % Op Production Mnazi Bay: 48.06 % Op Gaz 100% (1) Via Saint-Aubin Energie (100 %) (2) 21.76% des réserves P1 + P2 publiées par Seplat au 31/12/2014. Illustratif uniquement, Seplat étant consolidé selon la méthode de mise en équivalence (3) Réserves P1 + P2 en quote-part avant redevances (royalties) de M&P au 31/12/2014 Op: Actifs opérés par M&P
Aperçu des principaux pays pétroliers africains Le nouveau groupe est présent dans les pays clefs d Afrique subsaharienne Production de pétrole (Mb/j) Principaux pays pétroliers et gaziers d Afrique 3 2 1 0 60 40 20 0 200 150 100 50 0 10 8 6 4 2 0 n 1 Nigéria Nigeria Angola Algeria Algérie Egypte Gabon Reste Otherde l Afrique Africa Libye Libya Nigeria Nigéria Angola Algeria Algérie Gabon Reste Otherde l Afrique Africa Réserves prouvées de gaz (Tscf) Nigeria Nigéria Algérie Algeria Bassin Rovuma Rovuma* basin* Production de gaz (Gscf/j) n 8 Réserves prouvées de pétrole (Gbls) n 2 n 7 n 1 n 3 n 3 Egypte Libye Libya Reste Other de l Afrique Africa Algeria Algérie Egypte Nigeria Nigéria Libya Libye Reste Other de Africa l Afrique Source: BP Statistical Review of World Energy, 2015 Algérie Nigéria 37 12 159 Guinée équatoriale Gabon 1 Rep. du Congo Angola 180 Réserves pétrolières (Gbls) Réserves gazières (Tscf) * Ressources gazières - Source: EIA 2 2 Libye 48 2 Tchad 13 53 4 Egypte 2 Soudan 4 65 Sud Soudan ~100* Ressources gazières Tanzanie Mozambique
Flux de trésorerie combinés pro-forma (1) Une position de trésorerie combinée solide, supérieure à 320 M au 30 juin (c.270 M pro-forma post versement du dividende exceptionnel par MPI) Flux de trésorerie combinés pro-forma (M ) 600 500 400 300 481 (35) (13) (21) 251 (137) 98 (61) (15) 6 (23) (33) 42 324 23 19 200 222 100 229 102 0 Trésorerie à l'ouverture (01/01/2015) Flux de Investissements trésorerie liée à l'exploitation Nouvelles dettes Rembourse- -ment dettes Service de la dette Dividendes reçus Autres flux de (2) trésorerie Dividendes payés Autres (3) Trésorerie à la clôture (30/06/2015) M&P MPI (1) Flux de trésorerie combinés indicatifs avant tout retraitement comptable éventuel (2) Autres flux de trésorerie liés aux activités d investissement: M&P (-11 M ), MPI (-12 M ) (3) Divers est principalement composé de l impact des fluctuations des taux de change
Bilan et synergies potentielles Le nouveau groupe bénéficiera d un bilan solide et de synergies de coûts Bilan (M, 30/06/2015) 800 600 400 200 0 2.277 2.277 368 1,461 101 238 108 Actif M&P 568 8 Passif MPI Dette nette (1) pro-forma au 30/06/2015 (M ) 402 Emprunts M&P (1) Montants nominaux 923 746 608 Passif M&P 377 Obligations convertibles 779 Dette brute M&P 576 576 292 61 222 Actif MPI (102) Liquidités M&P (222) Liquidités MPI Capitaux propres Emprunt Autres passifs Exploration Production Titres mis en équivalence Autres actifs Trésorerie Trésorerie 324m 455 Dette nette combinée Echéancier de la dette (1) (M ) 900 800 700 600 500 400 300 200 100 - Aucune échéance majeure de remboursement d emprunt avant fin 2018 Dette au 30 juin 2015 30/06/2015 S2 2015 2016 2017 2018 RCF (400 M$) OCEANE 2015 ORNANE 2019 ORNANE 2021 Synergies Emprunt Credit Suisse (50 M$) Synergies de coûts annuelles récurrentes estimées à 2,5 M (hors économies fiscales): Frais de structure et de gestion Frais relatifs à la cotation Economies fiscales d environ 5 M sur le S1 2015
Conclusion
Devenir un acteur de premier rang dans un environnement difficile Dans le contexte macro-économique actuel, l industrie pétrolière doit faire face à de nombreux défis auxquels le nouveau groupe apporte des réponses Structure financière solide 3 sources distinctes et complémentaires de cashflows et / ou de dividendes Trésorerie significative (324 M au 30/06/2015 avant dividende exceptionnel) et respect des covenants Aucune échéance majeure de remboursement d emprunt avant fin 2018 Réduction de coûts et économies fiscales Base d actifs majoritairement en production et géographiquement diversifiée Actifs opérés onshore, réserves 2P significatives, termes fiscaux favorables, licences de longue durée Mix produits favorable (gaz / pétrole) (prix fixe / variable) Seplat : un leader nigérian ayant démontré son savoir-faire opérationnel pics de production journalière records atteints au S1 2015 à 84 Kb/j (liquides) et 284 Mscf/j (gaz) Croissance de la production à court terme Mise en production à court terme des découvertes récentes au Gabon (Mabounda et Niembi), supportant l objectif de production de 30 Kb/j (100%) à fin 2015 de M&P Démarrage de la production de gaz en Tanzanie en août avec un objectif d atteindre une capacité de production de 80mmcfpd (100 %) à fin 2015 Seplat : augmentation de la capacité de traitement du gaz (actuellement à 300 Mscf/j avec un objectif d atteindre 525 Mscf/j à fin 2017) Risque d exploration réduit Volumes en place significatifs et test de production longue durée au Canada Portefeuille d actifs de qualité (E/A/D) Dépenses d exploration limitées aux strictes obligations légales (hors Gabon) ou aux travaux volontaires (Gabon), soit 15 M$ sur le S2 2015 Un nouvel ensemble s affirmant comme un acteur de premier rang apte à participer activement aux opérations de consolidation du secteur
Devenir un acteur de premier rang dans un environnement difficile (suite) Eléments clés de la fusion Dividende exceptionnel en numéraire de 0,45 par action versé par MPI pre-opération, sous réserve de l approbation des actionnaires Parité d échange envisagée: 1 action M&P pour 2 actions MPI (après versement du dividende exceptionnel) Un nouvel acteur de premier rang aux atouts indéniables Présence significative en onshore, principalement en tant qu opérateur, avec des coûts de production relativement faibles 3 sources distinctes de cashflows Actifs déjà développés nécessitant peu d investissements supplémentaires Obligations de travaux d exploration limités
Annexes
Une combinaison attractive d actifs en production
Réserves P1 + P2 pro-forma combinées* L ensemble fusionné bénéficie de réserves P1 + P2 substantielles, principalement de pétrole Réserves P1 + P2 combinées en quote-part avant redevances (royalties) au 01/01/2015 (Mbep) 61 * 289 228 31 30 66 23% gaz 35 35 193 193 223 77% huile M&P Gabon M&P Tanzanie M&P MPI Nigéria Réserves P1 + P2 combinées indicatives Pétrole Huile Gaz Gaz * 21,76% des réserves publiées par Seplat. Illustratif uniquement, Seplat étant consolidé selon la méthode de mise en équivalence
Production pro-forma combinée* et d une capacité de production significative Production 2014 combinée en quote-part (Kbep/j) Production S1 2015 combinée en quote-part (Kbep/j) * 7 27 1 1 5 * 7 24 2 2 5 20 25 17 23 M&P MPI Illustrative Production combined production combinée illustrative Oil Gas Huile M&P MPI Nigeria Illustrative Production combined production combinée illustrative Gaz Oil Gas * 21,76% de la production publiée par Seplat. Illustratif uniquement, Seplat étant consolidé selon la méthode de mise en équivalence
Gabon : des actifs en production de premier plan Actifs opérés aux réserves et à la production de pétrole importantes, offrant une visibilité à long terme dans un pays stable 80% dans des actifs onshore et opérés Production 100 % huile Production brute au S1 2015 : 22 Kb/j Objectif de production fin 2015 : 30 Kb/j Plateau de production long (c.35 Kb/j) Réserves P1 + P2 significatives Réserves P1 + P2 en quote-part avant redevances : 193 Mbls (72 % P1) Licence de longue durée 20 ans + prolongation de 20 ans (jusqu en 2054) Contrat d Exploration et de Partage de Production (Ezanga) attractif Ezanga 6.100 km 2 Partenaires (phase de production) Termes clefs du CEPP Ezanga République du Gabon 20% M&P 80% Note : Part M&P : 100 % pendant la phase d exploration Ezanga Exploration Jusqu en 2019 Expiration Redevances (royalties) PID / PIH 2034, prolongeable pendant 20 ans 7 % pendant 5 ans (2014-2018), puis 12 % 2 % des revenus, récupérables à 75 % Cost stop 70 % 100% Production brute 20% Intérêts de l'etat 80% 7% 70% x (part M&P Redevan- -ces) Intérêts Redevances Coûts de M&P pétroliers 50% Etat 50% M&P Profits pétroliers
Gabon : production depuis le 01/01/2015 Objectif de 30 000 b/j à fin 2015 $/bbl (b/j à 100 %)
Tanzanie : une nouvelle source de flux de trésorerie Exposition à des actifs gaziers prometteurs en Afrique de l Est : actif opéré dont la production a débuté en août 2015 48 % dans des actifs opérés Réserves P1 + P2 significatives Réserves P1 + P2 en quote-part avant redevances : 35 Mbep (63 % P1) 2 puits producteurs en activité depuis août 2015; 2 puits supplémentaires devant être reliés en octobre 2015 Production attendue: 80 Mscf/j à fin 2015 Gazoduc donnant accès au marché Gazoduc de 36 détenu par les Autorités et reliant Madimba à Dar Es Salaam Capacité : 750 Mscf/j Contrat de vente de gaz signé Contrat établi pour 17 ans Prix de vente : 3,07 $ / Kscf Partenaires (phase de production) Termes clefs du PSA Mnazi Bay TPDC 20% M&P 48% Expiration 2031 Redevances (royalties) 12,5 % (acquittées par TPDC via sa part du profit gazier) Wentworth Resources 32% Additional Profits Tax Déduit de la part du profit gazier revenant au contracteur Note : Part M&P : 60,075% pendant la phase d exploration (Wentworth Ressources : 39,925%) Cost stop 60 %
Nigéria Seplat (détenu à 22 % par MPI) Un des opérateurs nigérians leader, au portefeuille composé d actifs en production stratégiquement positionnés Portefeuille d actifs de Seplat Production en part Seplat (Kbep/j) OML 4, 38, 41 45 % (opérateur) 129 Mbls (huile) 747 Gscf (gaz) Production Seplat : 30 176 bep/j 23 23 9 8 14 15 31 31 8 7 23 24 36 32 2011 2012 2013 2014 2015e Huile Gaz OPL 283 40 % 9 Mbls (huile) 80 Gscf (gaz) Production Seplat : 647 bep/j Excellent track record opérationnel et en terme d acquisition d actifs Réserves en part Seplat (01/01/2015) Huile (Mbls) 3P 205 Gaz (Gscf) 3P 1,352 2P 138 2P 827 1P 78 1P 334 Importantes réserves P1 + P2 (281 Mbep en part Seplat, 48 % P1)
Nigéria Seplat (détenu à 22 % par MPI) : activités pétrolières Production de pétrole au sein de blocs interconnectés bénéficiant de toutes les infrastructures nécessaires Opérateur des OMLs 4, 38 et 41 Production moyenne de pétrole en part Seplat au S1 2015 : 23 705 b/j Croissance des réserves en 2014 générée par : La conversion des C1 + C2 en P1 + P2 Le développement des champs Okporhuru et Orogho Les forages de développement et la performance du champ de Sapele Plan de développement du champ Okwefe Pipeline reliant directement les champs à la raffinerie de Warri Livraisons brutes de 288,8 Kbls réalisées en 2014
Mscf/j Nigéria Seplat (détenu à 22 % par MPI) : activités gazières Seplat est stratégiquement positionné pour profiter d un marché domestique gazier en expansion et de l augmentation du prix du gaz Production moyenne de gaz en part Seplat au S1 2015 : 8 875 bep/j (53 Mscf/j) Augmentation du prix du gaz sur le marché domestique de 2,0 $/Kscf (2014) à 2,5 $/Kscf (2015) Capacité de traitement du gaz et volumes contractuels 600 500 Hausse escomptée des prix commerciaux au-delà de 3,5 $/Kscf Doublement de la capacité de traitement du gaz achevée à 300 Mscf/j Investissements pour le développement des activités gaz limités (inférieurs à 1 an de chiffre d affaires) Forte demande de gaz soutenant les projets de production d énergie et les autres activités commerciales Priorité donnée au développement et à la commercialisation du gaz pour devenir un des premiers fournisseurs sur le marché intérieur 400 300 200 100-225 150 150 150 90 90 90 90 90 60 60 60 60 60 YE 2013e YE 2014e YE 2015e YE 2016e YE 2017e Sapele Oben Oben (Phase I) Oben (Phase II) DSO Volumes contractuels
Un potentiel de croissance important
Récentes découvertes au Gabon : Mabounda (EZMA) et Niembi (EZNI) Mise en production d ici fin 2015 AEDE OMGW Centre de production OMBG ONAL OMKO OMOC-NORD OMOC Mabounda (EZMAB): A 25 km du centre de production ONAL Puits d exploration EZMAB-1D foré en janvier 2015 Début de la production d huile prévu en 2015 Niembi (EZNI): A 35 km du centre de production ONAL Puits d exploration EZNI-1D foré fin 2014 Début de la production d huile prévu en 2015 EZNI-1 Test : 1 162 b/j Pression : 40 bar EZMAB-1 Test : 1 002 b/j Pression : 9 bar
Perspectives d exploration au Gabon : Kari et Nyanga Mayombe Kari M&P 100 % Nyanga Mayombe M&P 100 %
Nigéria Seplat (détenu à 22% par MPI) : ressources contingentes et perspectives d exploration Ressources contingentes importantes et nombreux prospects d exploration Perspectives de développement et d exploration Ressources contingentes 2C en part Seplat (281 Mbep) (2) Forage du premier puits d exploration sur OML 38 Huile (Mbls) Gaz (Gscf) Nouvelles perspectives d exploration en profondeur à proximité des champs d Orogho et d Okporhuru Augmentation continue des réserves grâce à la conversion de ressources contingentes Conversion C1 + C2 en P1 + P2 huile : 83 Mbls (1) Conversion C1 + C2 en P1 + P2 gaz : 66 Mbep (1) OML53 51 OML55 20 134 OML 4 35 OML38 2 OML41 25 OML55 156 855 OML4 62 OML53 611 OML38 21 OML41 5 (1) Entre le 31/12/2010 et le 31/12/2014 (2) Chiffres relatifs aux OML 53 et 55 basés sur les estimations de la société
Nigéria Seplat (détenu à 22% par MPI) : une stratégie d acquisition ciblée Des acquisitions à prix maîtrisés, créatrices de valeur OML 53 Intérêt: 40%. NNPC partenaire à 60% Opérateur : Seplat Volumes d hydrocarbures récupérables en quote-part estimés à 151 Mbep 51 Mbls (huile) 611 Gscf (gaz) Production moyenne en part Seplat au S1 2015 : 897 b/j Stratégiquement positionné pour monétiser les volumes importants de gaz et de condensat à Ohaji South et pour approvisionner le marché intérieur OML 55 Intérêt: 22,5%. NNPC partenaire à 60% Opérateur : Seplat Volumes d hydrocarbures récupérables en quote-part estimés à 46 Mbep 20 Mbls (huile) 156 Gscf (gaz) Production moyenne en part Seplat au S1 2015 : 1 574 b/j Infrastructures et capacités installées importantes Opportunité d accroissement de la production et optimisation de la stratégie de développement à long terme
Saint-Aubin Energie Détention à 100% de Saint-Aubin Energie ayant des actifs d exploration prometteurs au Canada et à Myanmar 100 % 20 % 21,7 % 25 % 25 % 50 % 40 % Anticosti (Canada) 12 blocs en Alberta (Canada) 13 blocs en Gaspésie (Canada) Bloc M2 (Myanmar) Ressources Québec (35 %) Pétrolia (21,7 %) Andora (50 %) Pétrolia (50 %) PetroVietnam (45 %) Eden Group (15 %) Corridor resources (21,7 %) Opérateur
Saint-Aubin Energie : Alberta et l île d Anticosti Volumes en place importants Alberta : test de production du pilote SAGD Anticosti : reprise des travaux Localisation du pilote 0 25 50 km Ressources contingentes (Saint-Aubin Energie): 70 Mbls Début de l injection de vapeur en mai 2014 Mise en production le 12 septembre 2014 Test de longue durée en cours 5 puits stratigraphiques en 2014 12 puits stratigraphiques en 2015 Premier puits d exploration en 2016
Autres perspectives d exploration : Colombie M&P Colombie (M&P 50 %) M&P (100 %) : SN-11