Woodside Energy a enregistré une hausse de 159 % d'année en année de son libre flux de trésorerie au premier semestre, à 352 millions de dollars, alors que les projets importants de gaz naturel liquéfié progressaient vers les étapes de production. Le producteur australien a déclaré un résultat net sous-jacent après impôt de 1,3 milliard de dollars et un résultat net déclaré de 1,7 milliard de dollars pour les six mois se terminant le 30 juin 2026, alors que les revenus d'exploitation ont progressé de 13 % à 7,4 milliards de dollars.
La génération de cash a été renforcée, parallèlement à une hausse de 17 % des prix accordés moyens, à 74 USD le baril d'équivalent pétrole, une augmentation imputable aux prix du Brent de près de 100 USD le baril et aux prix de GNL de 15 USD le MMBtu. Le flux de trésorerie opératoire s'est élevé à 3,0 milliards USD, alors que l'EBITDA a atteint 4,6 milliards USD. Le bénéfice par action a augmenté de 27 % et s'est élevé à 88 centimes américains, et le rendement sur l'équité a augmenté à 9,3 %, comparé à 7,4 % pour la période correspondante de l'exercice précédent.
L'entreprise a déclaré un dividende à court terme complètement rémunéré de 1,1 milliard de dollars, correspondant à 57 cents américains par action, et conserve un ratio de distribution de 80 %, à l'extrémité supérieure de sa fourchette cible de 50 à 80 %. Depuis la finalisation de sa fusion avec BHP en 2022, Woodside a reversé environ 12 milliards de dollars aux actionnaires par l'intermédiaire de dividendes et de rachats d'actions.
La production pour le semestre s'est élevée à 86,5 millions de barils d'équivalent pétrole, soit 478 000 boe/j, avec une fiabilité du GNL en exploitation dépassant 99 % dans les installations clés. La société a réduit ses prévisions de production pour l'année 2026 à une plage de 174 à 185 millions de boe, y compris 2 à 3 millions de boe provenant du projet Beaumont New Ammonia, après le paiement final de l'acquisition de 470 millions de dollars US.
Parmi les progrès notables dans les projets majeurs, on compte celui de Scarborough, dont l’unité de production flottante est maintenant achevée à 98 %, et qui est en « état de mise en service ». La première gaz est déjà produite. La troisième phase des essais mécaniques portant sur trois des six compresseurs de liquefaction de la Fréquence 2 a été terminée. Le projet Trion au Mexique a atteint un taux d’exécution de 64 %, et un programme de forage de 24 puits a été inauguré en mars. Trois puits de production ont été forés en vue de la phase initiale, qui nécessitera 18 puits. Les installations de relevage pour la surface et les logements sur l’unité de production flottante ont également été achevées.
Louisiana LNG a réalisé une progression générale de 28 %, avec la barre 1 à 35 % de réalisation après le déclassement du quai et les premières installations de matériel mécanique. La construction des colonnes en acier a débuté sur la barre 2. Les contributions en capitale de 1,7 milliard de dollars issues de Stonepeak et Williams ont réduit l’exposition de Woodside sur le projet à 57 %.
Woodside a assumé l'exploitation du bassin de Gippsland par ExxonMobil le 1er juillet 2026 et s'attend à des réductions structurelles des coûts de 350 millions de dollars par an à partir de 2028. Les coûts d'exploitation unitaire sont descendus à 8,8 dollars par boe, hors des grandes phases de mise en service à Pluto et Okha, où les coûts étaient de 7,4 dollars par boe. Les dépenses d'investissement pour toute l'année 2026 sont estimées entre 4,0 et 4,5 milliards de dollars, avec des coûts de production prévus compris entre 1,5 et 1,8 milliards de dollars.
L'entreprise a maintenu un ratio d'endettement de 20,6 %, dans la fourchette de 10 à 20 % qu'elle s'est fixée comme cible, et a remboursé un prêt à terme syndiqué de 600 millions de dollars avant l'échéance. Ses notations de crédit sont restées à Baa1 de la part de Moody's et à BBB+ de la part de S&P. Woodside a versé plus d'un milliard de dollars en impôts et royalties australiens au cours de la demi-année, plaçant l'entreprise au premier rang des contributeurs du Petroleum Resource Rent Tax.
