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Paris, le 17 juillet 2025

N° 17-25

Activité du premier semestre 2025

•     Production en part M&P au premier semestre 2025 : 37 637 bep/j, en augmentation de 6% par rapport au second semestre 2024

o    Production de 15 516 b/j au Gabon, en baisse de 1% par rapport au second semestre 2024 o        Production de 4 316 b/j en Angola, en augmentation de 8% par rapport au second semestre 2024 o Production de 58,7 Mpc/j en Tanzanie, en hausse de 9% par rapport au second semestre 2024 o        Production de 8 017 b/j au Venezuela, en augmentation de 18% par rapport au second semestre 2024

•    
Production valorisée de 261 M$ et chiffre d’affaires de 289 M$ o Prix de vente moyen de l’huile de 70,9 $/b sur la période, en recul de 8% par rapport au second semestre 2024 (77,1 $/b)

o    Contribution au chiffre d’affaires de 9 M$ pour les activités de services et de 52 M$ pour le trading d’huile pour le compte de tiers

• Finalisation de l’acquisition de la participation de 61% dans le permis gazier de Sinu-9 en

Colombie attendue d’ici septembre o Dossiers déposés auprès de l’Agence Nationale des Hydrocarbures colombienne (« ANH ») en vue de l’approbation des transactions, attendue d’ici septembre

o    Solde à régler de 205,8 M$ (dont 22,95 M$ ont été versés début juillet), à la suite du paiement d’un dépôt de 20 M$ en février

o    Sinu-9 produit actuellement environ 15 Mpc/j (9 Mpc/j nets pour la participation de 61% acquise) dans le cadre du test de production, et devrait voir sa capacité de production augmenter à 40 Mpc/j (24 Mpc/j nets pour la participation acquise de 61%) d’ici fin octobre

• Excellente situation financière permettant de concilier croissance et rémunérations des actionnaires

o    Position de trésorerie nette positive de 91 M$ à fin juin (225 M$ de trésorerie et 134 M$ de dette) o         Liquidité disponible de 404 M$ grâce à la conclusion le 11 avril 2025 d’un accordéon de 113 M$ sur le prêt bancaire existant aux mêmes conditions favorables o           Paiement d’un dividende de 0,33€ par action (pour un montant total d’environ 75 M$) fin août 2025

Indicateurs clés au premier semestre 2025

La production totale du Groupe en part M&P s’élève à 37 637 bep/j pour le premier semestre 2025, en augmentation de 6% par rapport au second semestre 2024.

La production consolidée du Groupe en part M&P s’établit à 29 620 bep/j, en augmentation de 4% par rapport au second semestre 2024. Le prix de vente moyen de l’huile s’établit à 70,9 $/b pour la période, en recul de 8% par rapport au second semestre 2024 (77,1 $/b).

La production valorisée du Groupe (revenus des activités de production, hors décalages d’enlèvement et réévaluation des stocks) s’établit à 261 M$ au premier semestre 2025.

Les activités de services et les activités de trading pour tiers ont généré des revenus de respectivement 9 M$ et 52 M$ pour la période. Le retraitement des décalages d'enlèvement, net de la réévaluation de la valeur des stocks a eu un effet négatif de 34 M$.

Le chiffre d’affaires consolidé pour le premier semestre 2025 s’établit à 289 M$.

Activités de production

Gabon

La production d’huile en part M&P (80%) sur le permis d’Ezanga s’élève à 15 516 b/j pour le premier semestre 2025, en baisse de 1% par rapport au second semestre 2024.

Angola

La production en part M&P des Blocs 3/05 (20%) et 3/05A (26,7%) s’élève à 4 316 b/j pour le premier semestre 2025, en augmentation de 8% par rapport au second semestre 2024.

Tanzanie

La production de gaz en part M&P (60%) sur le permis de Mnazi Bay s’élève à 58,7 Mpc/j pour le premier semestre 2025, en hausse de 9% par rapport au second semestre 2024.

Les préparatifs en vue du forage de trois puits qui débutera au T4 2025 se poursuivent. Les principaux contrats ont été attribués pour le démarrage de la campagne.

Venezuela

La production d’huile en part M&P Iberoamerica (40%) sur le champ d’Urdaneta Oeste s’élève à 8 017 b/j pour le premier semestre 2025, en augmentation de 18% par rapport au second semestre 2024.

Deux enlèvements ont été réalisés au premier semestre 2025 pour un total d’environ un million et demi de barils. Entre janvier et fin mai 2025, M&P a perçu 33 M$ de dividendes (nets des 20% reversés à l’actionnaire minoritaire de M&P Iberoamerica) grâce au mécanisme de remboursement de sa dette par Petroregional del Lago (« PRDL »).

La licence délivrée à M&P par l’Office of Foreign Assets Control (« OFAC ») du Département du Trésor des États-Unis et permettant les activités au Venezuela a expiré le 27 mai 2025. M&P a adapté ses opérations en conséquence, et celles-ci se limitent désormais aux travaux de maintenance afin de garantir la sécurité des personnels et des installations alors que la production se poursuit.

M&P reste activement en contact avec les autorités américaines et continue de suivre de près l’évolution de la situation.

Information sur l’acquisition en cours d’une participation de 61% dans le permis gazier de Sinu9 en Colombie

Le 9 février 2025, M&P a signé un accord définitif avec NG Energy International Corp. (« NG Energy ») en vue de l’acquisition d’une participation opérée de 40% dans le permis gazier de Sinu-9, en Colombie, pour un montant de 150 M$. La date d’effet économique de la transaction est fixée au 1^er février 2025. Par ailleurs, un second accord a été conclu le 2 juillet 2025 avec les partenaires minoritaires de Sinu-9, portant sur l’acquisition d’une participation complémentaire de 21% par M&P, pour une contrepartie de 78,75 M$.

La finalisation des transactions reste soumise à l’obtention des approbations réglementaires, notamment celle de l’ANH, ainsi qu’à la réalisation des autres conditions habituelles de clôture.

L’accord initial de cession de participation avec NG Energy a été soumis à l’ANH peu après sa signature en février 2025. M&P anticipe que l’ANH examinera désormais l’ensemble des transactions en parallèle, avec une obtention des approbations attendue d’ici septembre 2025.

Un dépôt de 20 M$ a été versé à NG Energy fin février. Au 30 juin 2025, le solde à régler s’élevait à 205,8 M$ :

•       Un paiement supplémentaire de 20 M$ à NG Energy, qui a été versé début juillet ;

•       Un dépôt de 2,95 M$ aux partenaires minoritaires, qui a également été versé début juillet ;

•       Un paiement de 125,8 M$ à effectuer à la finalisation des transactions (50 M$ pour NG Energy et 75,8 M$ aux partenaires minoritaires) ;

•       Deux paiements différés de 30 M$ chacun à NG Energy suivront : le premier trois mois après la finalisation, le second six mois après.

Un ajustement reflétant les flux de trésorerie pour la période courant de la date d’effet économique (1^er février 2025) à la finalisation sera effectué pour la transaction avec NG Energy.

En outre, M&P disposera d'une option de 12 mois à compter de la finalisation pour acquérir une participation supplémentaire de 5% dans Sinu-9 auprès de NG Energy : contrepartie de 18,75 M$, avec une date d'effet économique au 1^er février 2025.

Sinu-9 a été mis en production en novembre 2024, dans le cadre de l’essai de long terme en cours des puits Magico-1X et Brujo-1X. La capacité de production à 100% est d’environ 15 Mpc/j (9 Mpc/j nets pour la participation de 61% acquise) depuis début juillet, grâce à la mise en service d’un second compresseur sur l’unité mobile en place sur la plateforme Brujo-1X. Les infrastructures d’évacuation existantes permettent aujourd’hui une production de 30 Mpc/j. Cette capacité sera portée à 40 Mpc/j (24 Mpc/j nets pour la participation acquise de 61%) d’ici fin octobre 2025.

Situation financière

Le Groupe affiche une situation de trésorerie nette positive de 91 M$ au 30 juin 2025, contre 34 M$ au 31 décembre 2024. La position de trésorerie s’établit à 225 M$, contre une dette brute de 134 M$, dont 85 M$ de prêt bancaire et 49 M$ de prêt d’actionnaire. M&P a remboursé 26 M$ de dette brute au cours du premier semestre 2025 (19 M$ de prêt bancaire et 7 M$ de prêt d’actionnaire).

Grâce à la finalisation le 11 avril 2025 d’un accordéon d’un montant de 113 M$ sur le prêt bancaire, la liquidité bancaire disponible au 30 juin s’élève à 404 M$ (en excluant la tranche de 100 M$ du prêt d’actionnaire disponible et non-tirée à ce jour), et inclut :

•       225 M$ de trésorerie ;

•       50 M$ de tranche amortie non-tirée, disponible jusqu’en janvier 2026 ; et

•       130 M$ de tranche RCF (« revolving credit facility ») non-tirée, disponible jusqu’en juillet 2027.

Un refinancement du prêt bancaire est envisagé pour le second semestre 2025, afin d’en étendre la durée au-delà de sa maturité actuelle en juillet 2027.

Glossaire

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