Woodside Energy Group Ltd présente un portefeuille en exécution soutenue, combinant progression des projets structurants, optimisation des coûts et génération de cash-flow. La production atteint 99,2 MMboe, soit 548 Mboe/j, avec un coût unitaire moyen de 7,7 $/boe. Le résultat net après impôt (NPAT – net profit after tax, résultat net après impôt) ressort à 1 316 M$, et le conseil détermine un dividende intérimaire de 53 cents par action (cps – cents per share, cent(s) par action). L’orientation reste strictement industrielle et financière, portée par la fiabilité opérationnelle du GNL (LNG – liquefied natural gas, gaz naturel liquéfié) et des actifs pétroliers.
Performance financière, liquidité et discipline
Le chiffre d’affaires s’élève à 6 590 M$ et l’EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation and amortization – résultat opérationnel brut) atteint 4 600 M$ sur une base sous-jacente, reflétant la contribution des actifs en production et la montée en puissance de Sangomar. Les flux nets de trésorerie d’exploitation totalisent 3 339 M$, tandis que le ratio d’endettement (gearing) s’établit à 19,5 % dans la fourchette cible. La société lève 3 500 M$ via des obligations non garanties multi-tranches aux États-Unis et refinance 1 200 M$ de lignes syndiquées, renforçant une liquidité de 8 430 M$. Le free cash-flow ressort à 272 M$ après investissements et prise en compte du produit de cession partielle de Louisiana LNG Infrastructure LLC.
Les activités de commercialisation et de négoce dégagent un EBIT de 144 M$, soit ~8 % de l’EBIT total, porté par l’optimisation des volumes propres et tiers. Des couvertures sont en place sur environ 30 MMboe de 2025 à un prix moyen de 78,7 $/bbl, et sur des volumes Corpus Christi en swaps Henry Hub et Title Transfer Facility (TTF – Title Transfer Facility, point d’échange néerlandais), avec un taux de couverture de ~94 % pour 2025 restant et 87 % pour 2026. Côté contrats long terme, Woodside signe deux SPAs (sales and purchase agreements – contrats de vente) avec Uniper pour jusqu’à 2,0 Mtpa liées à Louisiana LNG et à son portefeuille, ainsi qu’un SPA avec China Resources Gas (~0,6 Mtpa sur 15 ans à partir de 2027), et des protocoles d’accord avec JERA Co. et PETRONAS.
Projets majeurs et jalons industriels
Sur Scarborough (nouvelle chaîne GNL connectée à Pluto LNG), l’avancement global atteint 86 %, avec intégration coque-topsides de l’unité de production flottante (FPU) achevée et activités subsea prêtes pour l’arrivée. La première cargaison de GNL est visée au second semestre 2026, tandis que Pluto Train 2 poursuit ses travaux de tuyauterie, câblage et essais électriques. Trion (golfe du Mexique) progresse à 35 %, avec première huile ciblée en 2028 et l’ensemble des équipements subsea et systèmes de contrôle commandés. Beaumont New Ammonia (capacité 1,1 Mtpa) est finalisé à 95 %, avec une première production d’ammoniac prévue fin 2025 et une montée en « lower-carbon ammonia » à partir de 2026, sous réserve de mise en service de la chaîne CCS (carbon capture and storage – captage et stockage du carbone).
La décision finale d’investissement (FID – final investment decision, décision finale d’investissement) de Louisiana LNG porte sur une première phase à trois trains (16,5 Mtpa), avec notice to proceed donnée à Bechtel et Train 1 à 22 % d’exécution. Woodside cède 40 % de Louisiana LNG Infrastructure LLC à Stonepeak, qui contribuera 75 % du capex attendu en 2025–2026 (soit 5,7 Md$ au total), tout en conservant le contrôle et en poursuivant les discussions de sell-down. Un accord de fourniture jusqu’à 640 Gcf de gaz est conclu avec bp à compter de 2029, et la société sécurise des capacités de transport via la construction de la conduite latérale « Line 200 ».
Opérations et portefeuille Australie–Sénégal
Au Sénégal, Sangomar opère à ~100 kb/j (part Woodside 80 kb/j), à 98,6 % de fiabilité, avec 36 cargaisons livrées et des ajouts de réserves prouvées et probables suivant la performance des réservoirs S400/S500. En Australie, North West Shelf retire définitivement le Train 2 de Karratha Gas Plant, ramenant la capacité nominale de 16,9 à 14,3 Mtpa, tandis que Bass Strait voit Woodside convenir d’assumer l’opératariat (finalisation sous conditions) avec des puits potentiels identifiés pour sécuriser l’offre domestique. Les dépenses de démantèlement atteignent ~565 M$ au semestre et une charge de restauration de 445 M$ est comptabilisée, reflétant l’actualisation des plans sur Minerva, Stybarrow et Griffin. Ces éléments s’intègrent dans une trajectoire de coûts et de fiabilité visant la stabilité des flux et la visibilité industrielle.
