BP vend sa participation dans des champs pétrolifères au large de l’Australie à Jadestone

Jadestone Energy, société pétrolière et gazière cotée à l’AIM et basée à Singapour, étend sa présence au large de l’Australie grâce à un accord signé avec BP pour acquérir la participation de la major pétrolière dans les champs pétroliers, qui font partie d’un projet exploité par l’Australien Woodside Energy.

Jadestone Energy a révélé jeudi avoir signé un accord de vente et d’achat (SPA) avec BP Developments Australia pour acquérir un participation directe de 16,67 % dans le cosaque, Wanaea, Lambertet Hermès développement des gisements de pétrole, connu sous le nom de Projet pétrolier du plateau nord-ouest. Il est situé dans quatre licences de production – WA-3-L, WA-11-L, WA-13-L et WA-16-L – dans le Bassin de North Carnarvon au large de l’Australie.

Paul Blakeleyprésident et chef de la direction de Jadestone Energy, a déclaré : « Cette acquisition est un nouvel exemple de notre stratégie en action, acquérir des barils low-cost à moins de 3 $/bbl, tout en établissant une position d’entrée dans un actif à long terme de très haute qualité avec des taux de déclin très faibles. En particulier, nous voyons un potentiel de hausse important grâce au forage intercalaire dans des réservoirs avec un pétrole en place très important et, avec l’optimisation des coûts d’exploitation, la durée de vie des champs de production peut être prolongée de plusieurs années.

Comme expliqué par la société, l’acquisition implique une contrepartie en espèces initiale totale de 20 millions de dollarsà financer sur ses ressources de trésorerie, et certains paiements ultérieurs éventuels et de démantèlement.

« A court ou moyen terme, d’autres intérêts dans l’actif pourraient devenir disponibles, sur lesquels nous aurions des droits de préemption. Nous participerons initialement à la coentreprise sans aucun effectif ni coût supplémentaire et financerons l’acquisition grâce aux ressources de trésorerie existantes », a ajouté Blakeley.

Le joueur coté à l’AIM a expliqué qu’il acquérait 10,4 millions de barils au 1er janvier 2020, comprenant 1,5 mmb de production depuis la date d’entrée en vigueur, 5,1 mmb de réserves 2P et 3,9 mmb supplémentaires de ressource 2C. La firme a en outre précisé que sur la base d’une contrepartie de 24 millions de dollars, cela représente un coût d’acquisition de 2,30 $/bbl.

La société a souligné que cette transaction inclut la totalité de la participation directe de 16,67 % de BP dans les champs CWLH, infrastructures sous-marines, FPSOet obligations liées à l’abandon total estimé à 82 millions de dollars. Par conséquent, mis à part la considération, Jadestone sera également payer 41 millions de dollars d’avance dans le fonds fiduciaire de démantèlement pour les actifs.

Selon Jadestone, il est prévu qu’en raison d’une date d’entrée en vigueur du 1er janvier 2020, tout ajustement de clôture compensera de manière significative la contrepartie en espèces initiale et le paiement de démantèlement de 41 millions de dollars. En outre, la société effectuera d’autres paiements au fonds fiduciaire de démantèlement via deux versements égaux de 20,5 millions de dollars payables le ou vers le 31 décembre 2022 et le 31 décembre 2023.

En outre, Jadestone a souligné qu’un récent rapport d’expert indépendant préparé pour l’exploitant du projet pétrolier North West Shelf évaluait une participation de 16,67 % à environ 80 millions de dollarssur la base de la date d’entrée en vigueur du 1er janvier 2022.

Cette acquisition devrait apporter une production de pétrole positive d’environ 2 100 b/j net à Jadestone, sur la base de la production moyenne du projet pétrolier North West Shelf en 2021. La production de pétrole de ce projet est à faible teneur en soufre, à faible densité et commande une prime à Brent, sur la base de la déclaration de l’entreprise.

La société cotée à l’AIM a souligné que les coûts d’exploitation unitaires pour la participation de BP sont estimés à 22-23 $ / baril, et seraient relutifs pour les prévisions actuelles de la société en matière de coûts d’exploitation unitaires pour 2022 de 23-28 $ / baril. Jadestone affirme que les actifs acquis devraient générer un EBITDA d’environ 40 millions de dollars en 2023 à un prix du pétrole réalisé de 100 USD/bbl.

Blakeley affirme que cette acquisition s’inscrit dans le cadre de l’entreprise « principes de durabilité et stratégie climatique avec un torchage minimisé grâce à l’infrastructure d’exportation de gaz disponible », ainsi, Jadestone travaillera avec les partenaires de la coentreprise « pour minimiser davantage l’empreinte de gaz à effet de serre » de ces actifs.

« Nous pensons également que la récupération des actifs en amont existants doit être maximisée pour fournir les ressources nécessaires pour soutenir la transition à court terme vers un avenir à faible émission de carbone », conclut Blakeley.

Projet pétrolier du plateau nord-ouest

Jadestone a précisé que ce projet comprend 13 puits sous-marins produire à travers le FPSO Ohkaqui a été installé sur les champs en 2011 et a 60 000 b/j de capacité de traitement du pétroleainsi que des installations de traitement de l’eau et de traitement/réinjection du gaz.

La société a également ajouté que les champs Cossack, Wanaea et Hermes sont actuellement en production et devraient contenir des réserves 2P brutes agrégées de 30,3 mmb – 5,1 mmb net – au 31 décembre 2021, tandis que la production moyenne brute des champs en 2021 était de 12 461 b/j. – 2 077 b/j net – avec une production moyenne de 14 178 b/j brut (2 363 b/j net) au premier trimestre 2022.

De plus, les champs CWLH produisent également du gaz associé, les partenaires du projet pétrolier North West Shelf ayant les droits sur le gaz nécessaire pour alimenter le FPSO Okha, le reste étant utilisé comme matière première dans le projet de gaz naturel liquéfié North West Shelf.

Jadestone dit que ces champs sont considérés comme « des actifs de production à mi-vie avec une importante quantité de pétrole d’origine en place », que la firme estime à environ 890 mmboffrant la possibilité d’investir davantage pour augmenter les facteurs de récupération.

Dans cette optique, la société voit le potentiel d’ajouter des réserves supplémentaires grâce au forage intercalaire, ciblant le pétrole non balayé dans les quatre champs, ainsi qu’une opportunité de prolonger la durée de vie des actifs au-delà de 2031, qui est la durée de vie initiale du FPSO Okha.

Les partenaires actuels de la coentreprise dans le projet North West Shelf sont Woodside (opérateur, participation de 33,34 %), BP (16,67 %), Chevron (16,67 %), Japan Australia LNG (MIMI – 16,67 %), et Shell (16,67 pour cent).

Jadestone a confirmé que les partenaires de la coentreprise du projet pétrolier North West Shelf avaient renoncé à leurs droits de préemption et donné leur consentement de principe à l’acquisition, réduisant ainsi la conditionnalité de la transaction.

Au lieu de cela, la réalisation de cette acquisition est soumise aux conditions de clôture habituelles, y compris les approbations réglementaires du National Offshore Petroleum Titles Administrator (NOPTA) et du Foreign Investment Review Board (FIRB). Jadestone prévoit de conclure cette acquisition au cours de la quatrième trimestre 2022.