Marathon Petroleum Corporation a déclaré une perte nette de $74mn (environ €69mn) pour le premier trimestre de 2025, contre un bénéfice net de $937mn à la même période en 2024. Cette contre-performance est principalement attribuée à l’exécution du deuxième plus important programme de maintenance planifié de l’histoire du groupe.
La société a toutefois généré un EBITDA ajusté de $2.0bn sur le trimestre, comparé à $3.3bn l’an dernier, selon les résultats publiés par PR Newswire le 6 mai. Le segment midstream a apporté la contribution la plus stable avec un EBITDA ajusté en hausse de 8% à $1.7bn, soutenu par une augmentation des volumes traités et une progression des revenus issus des coentreprises.
Recul du raffinage mais stabilité du midstream
Le segment raffinage et marketing (Refining & Marketing) a enregistré un EBITDA ajusté de $489mn, en baisse marquée par rapport aux $2.0bn réalisés au premier trimestre 2024. Le résultat par baril est passé de $8.22 à $1.91 sur la période, affecté par des marges de distillation (crack spreads) plus faibles. Le taux d’utilisation de la capacité a atteint 89% avec un débit total de 2.8 millions de barils par jour.
Les coûts d’exploitation pour le raffinage se sont établis à $5.74 par baril, contre $6.06 un an plus tôt. Les activités de diesel renouvelable ont enregistré une perte ajustée de $42mn, une amélioration par rapport aux $90mn de perte du premier trimestre 2024, grâce à une meilleure utilisation de l’unité Martinez Renewables.
Stratégies d’expansion et retour aux actionnaires
Au cours du trimestre, Marathon Petroleum a retourné $1.3bn à ses actionnaires, dont $1.1bn en rachats d’actions. La société dispose de $6.7bn restant autorisés pour de futurs rachats. La trésorerie au 31 mars 2025 atteignait $3.8bn, incluant $2.5bn détenus par sa filiale MPLX, et $5bn disponibles via une facilité de crédit bancaire.
Côté investissements, Marathon Petroleum poursuit plusieurs projets à court terme visant à optimiser les marges, notamment dans ses raffineries de Los Angeles, Galveston Bay et Robinson. À Galveston Bay, l’installation d’un nouvel hydrotraitement est prévue pour fin 2027, avec un budget total de $775mn sur trois ans.
Déploiement accéléré dans le transport de gaz
MPLX, filiale midstream de Marathon Petroleum, a annoncé l’acquisition des 55% restants de BANGL, LLC pour $715mn, devenant propriétaire à 100% de ce système transportant des liquides de gaz naturel depuis le bassin permien vers la côte du Golfe. Par ailleurs, la décision finale d’investissement (FID) a été prise pour le pipeline Traverse, capable de transporter 1.75 milliards de pieds cubes de gaz par jour entre Agua Dulce et Katy.
MPLX augmentera également sa participation dans le pipeline Matterhorn Express à hauteur de 10% pour un montant supplémentaire de $151mn. D’autres projets, comme le terminal d’exportation de gaz de pétrole liquéfié (GPL) en partenariat avec ONEOK, ainsi que deux usines de fractionnement sur la côte du Golfe, sont attendus en 2028 et 2029.
Capacité renforcée dans les bassins Permien et Marcellus
Les capacités de traitement du gaz naturel sont en expansion avec l’achèvement prévu de l’usine Secretariat au quatrième trimestre 2025, ajoutant 200 millions de pieds cubes par jour de capacité dans le Permien. En parallèle, la construction du complexe Harmon Creek III dans le Nord-Est augmentera la capacité à 8.1 milliards de pieds cubes par jour, avec une mise en service prévue pour le second semestre 2026.
Ces investissements visent à consolider la chaîne de valeur de Marathon Petroleum entre les zones de production et les marchés d’exportation, tout en répondant à une demande accrue des producteurs pour des solutions d’acheminement et de traitement du gaz naturel.
