Le rapport trimestriel n’a réservé aucune mauvaise surprise. Le coût de production d’Aker BP compte toujours parmi les plus bas du secteur.
Le rapport relatif au 3e trimestre du producteur norvégien de pétrole et de gaz est très bon. A 414.700 barils d’équivalent pétrole (bep), la production quotidienne moyenne s’est, comme attendu, en raison d’une série de maintenances planifiées, inscrite en baisse par rapport au trimestre précédent (444.100 bep) et au 3e trimestre de 2023 (449.800). Le champ Arvheim a produit 49.500 bep par jour (57.000 barils bep/j un trimestre plus tôt) ; le projet Tyrving, lancé le 3 septembre, soit cinq mois plus tôt que prévu, livre pour commencer 3.200 bep/j. Le champ Grieg/Aasen en a produit 50.100/j (57.800 au 2e trimestre) ; des travaux sont en cours pour que démarre en 2026 le projet Utsira High, qui sera relié à chaque partie du champ (la plateforme Ivar Aasen et la plateforme Edvard Grieg). Sa participation de 31,57 % dans le champ Johan Sverdrup a procuré à Aker BP un volume journalier moyen de 237.200 bep, au 3e trimestre (241.000 au 2e trimestre et 246.500 un an plus tôt). Le petit champ Scarv a livré 23.800 bep/j (37.200 au 2e trimestre). La production s’est tassée à Ula également, à 5.200 bep/j (6.500). Ce champ cessera d’être productif en 2028. Le champ Valhall, en revanche, a enregistré une hausse de son volume journalier moyen entre le 2e et le 3e trimestre, de 44.800 à 48.900 bep, grâce à l’optimisation de sa productivité. La production du groupe se normalisera au 4e trimestre.
Le bas de la fourchette prévisionnelle de production pour l’exercice a été relevé une deuxième fois de 10.000 barils, à 430.000-440.000. En 2023, Aker BP en a produit 456.800. Le groupe la verra décliner légèrement en 2025 et 2026 également. Mais elle remontera ensuite, pour passer, grâce à Yggdrasil essentiellement, à plus de 500.000 bep/j en 2028. Ce projet, pour l’heure le plus grand (réserves brutes de 650 millions de barils ; part d’Aker BP : 415 millions de barils) en eaux norvégiennes, avance conformément au calendrier et démarrera en 2027.
Aker BP a perçu en moyenne au 3e trimestre 80,3 dollars par baril de pétrole vendu (83,1 dollars au 2e trimestre et 87,6 dollars l’année dernière). Le prix moyen perçu pour le gaz, lui, a augmenté à 63,5 dollars le bep (57,2 dollars un trimestre plus tôt et 60,5 dollars un an auparavant). Le volume de vente quotidien de bep ayant par ailleurs baissé (de 460.900 à 391.300 barils) en rythme trimestriel, le chiffre d’affaires du groupe a chuté de 15,4 %, à 2,86 milliards de dollars (3,51 milliards un an plus tôt). Même constat s’agissant du bénéfice d’exploitation (Ebit), passé de 2,3 à 1,7 milliard de dollars (1,88 milliard attendu) et du flux de trésorerie d’exploitation (Ebitda), tombé de 2,97 à 2,61 milliards de dollars (niveau néanmoins supérieur aux attentes de 2,48 milliards de dollars).
Le coût de production du bep a beau avoir crû de 6,4 à 6,6 dollars (et de 6,2 à 6,3 dollars après neuf mois), il reste parmi les plus bas du secteur et Aker BP s’attend désormais pour l’intégralité de 2024 à ce qu’il s’élève à 6,5 (au lieu de 7) dollars. Le bénéfice net est tombé à 173 millions de dollars (561 millions au 2e trimestre). La dette nette a été ramenée à 3,3 milliards (4,1 milliards au 2e trimestre et 2,8 milliards un an plus tôt) ; début octobre, la maturité de la dette a été rallongée à neuf ans par le biais de l’émission de deux obligations de 750 millions de dollars, l’une arrivant à échéance en 2034 et l’autre en 2054. Le dividende brut trimestriel de 0,60 dollar par action (ou 6,59 couronnes norvégiennes) offre un rendement brut annualisé de 11,5 %. L’action reste digne d’achat.
Conseil : acheter
Risque : moyen
Rating : 1B
Cours : 228,5 couronnes norvégiennes
Ticker : AKERBP NO
Code ISIN : NO0010345853
Marché : Oslo
Capit. boursière : 144,2 milliards NOK
C/B 2023 : 10
C/B attendu 2024 : 6,5
Perf. cours sur 12 mois : -27 %
Perf. cours depuis le 1/1 : -23 %
Rendement du dividende : 11,5 %
