Paris, le 12 mars 2026
N° 10-26

Résultats annuels 2025

• Solide performance opérationnelle et financière
  • Production du Groupe en part M&P en 2025 : 37 096 bep/j, en augmentation de 2%
  • Emissions de scope 1 et 2 : 14,4kg d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole
  • Environnement de prix en baisse : prix de vente de l’huile de 69,4 $/b contre 80,3 $/b en 2024
  • Chiffre d’affaires de 578 M$, EBITDA de 249 M$, résultat net consolidé de 428 M$ et résultat net en part Groupe de 410 M$ ; flux de trésorerie disponible de 236 M$
• Confirmation du potentiel de l’actif au Venezuela, et nouveau cadre réglementaire suite à l'émission de la General License 50A par l'OFAC
  • Production en nette hausse de 34% en 2025, soit 8 194 b/j en part M&P Iberoamerica
  • Augmentation significative des réserves 2P, qui s’élèvent à 148 Mb contre 80 Mb à fin 2024
  • Reprise prochaine des enlèvements attendue grâce à l’émission de la General License 50A ; programme de travail soutenu afin de délivrer le plein potentiel de l’actif
• Activité très soutenue de développement et d’exploration
  • Investissements de développement : 169 M$ en 2025 ; 240 M$ prévus au budget pour 2026
  • Investissements d’exploration : 15 M$ en 2025 ; 42 M$ prévus au budget pour 2026
  • Campagne de 6 puits en Colombie : forage du premier puits Hechicero-1X en cours
  • Campagne de 3 puits en Tanzanie : fin du forage MB-5, potentiel du champ à 130 Mpc/j (à 100%)
  • Au Gabon, le puits Mouletsi-2 sur Etekamba a démontré un potentiel de production de 25 Mpc/j
• Portefeuille en expansion par la croissance externe
  • Acquisition de 61% dans le permis gazier de Sinu-9 en Colombie et prise du rôle d’opérateur
  • Entrée sur le Bloc 3/24 en Angola, voisin des Blocs 3/05 & 3/05A
• Structure financière considérablement renforcée, notamment grâce à la cession de la participation de 20,07% dans Seplat Energy
  • Trésorerie de 460 M$ et position de trésorerie nette positive de 179 M$ au 31 décembre 2025
  • Position avant impact du M&A en janvier 2026 : 170 M$ de trésorerie nette supplémentaire (248 M$ pour la cession de Seplat Energy, moins 78 M$ pour la finalisation de Sinu-9)
• Croissance combinée à une hausse des retours aux actionnaires
  • Dividende de 77 M$ (0,33€ par action) payé en 2025
  • Dividende de 0,38€ par action (soit environ 90 M$) proposé au vote de l’assemblée générale pour paiement en août 2026, en augmentation de 15%

Conférence audio pour analystes et investisseurs

M&P tiendra ce jour à 10h une conférence analystes/investisseurs via un webcast en français et en anglais qui sera suivie d’une séance de questions/réponses.

Pour participer au webcast en direct ou en différé, veuillez cliquer sur le lien suivant :
https://maureletprom.engagestream.euronext.com/2026-03-12-resultats-annuels

Principaux agrégats financiers pour l’exercice 2025

Le Conseil d’administration du Groupe Maurel & Prom (« M&P », « le Groupe »), réuni le 11 mars 2026, sous la présidence de Monsieur Wisnu Santoso, a arrêté les comptes¹ au 31 décembre 2025 pour publication.

Olivier de Langavant, Directeur Général de M&P, a déclaré : « 2026 ouvre une page particulièrement enthousiasmante de l’histoire de M&P. La cession de notre participation dans Seplat Energy a profondément renforcé notre bilan, avec une position de trésorerie nous donnant des moyens considérables pour accélérer notre développement. Le potentiel du Venezuela se confirme avec une forte progression de la production et une augmentation significative des réserves, ce dont nous ne doutions pas pour cet actif de haute qualité. Dans ce contexte, l’émission de la licence générale GL 50A par l’OFAC offre un cadre d’activité stable pour entreprendre une vraie phase de croissance et de développement dans un Venezuela en mouvement, en élargissant les possibilités d’engagement dans son secteur énergétique. En Colombie, Sinu-9 marque notre retour comme opérateur dans un actif gazier de grande qualité, dont nous sommes très confiants quant au développement futur et sur lequel nous avons commencé notre campagne de puits d’exploration par le puits Hechicero-1X. Nous n’oublions pas nos autres actifs, avec des forages de développement et d’exploration en cours au Gabon et en Tanzanie. Nous avons par ailleurs des ambitions importantes en matière de croissance externe, afin d’augmenter matériellement la production du Groupe. Forts de notre situation financière très solide, nous sommes heureux de proposer un dividende de 0,38€ par action, en hausse de 15% par rapport à l’an dernier. Cela illustre clairement notre volonté de combiner croissance ambitieuse et retour attractif aux actionnaires. M&P entre dans une nouvelle phase de croissance et de création de valeur, et nous regardons l’avenir avec confiance et détermination. »

Situation financière

Commentaires sur l’exercice 2025

Le chiffre d’affaires consolidé pour l’année 2025 s’élève à 578 M$. La baisse du prix de vente moyen de l’huile (69,4 $/b contre 80,3 $/b en 2024), ainsi que l’effet du retraitement des décalages d’enlèvements et de la revalorisation des stocks (impact négatif de 42 M$ en 2025, contre un impact positif de 51 M$ en 2024), expliquent le recul marqué de 29 % par rapport à 2024 (808 M$).

Les dépenses d’exploitation et d’administration s’établissent à 212 M$, contre 202 M$ en 2024. Les redevances et taxes liées à l’activité sont en baisse, à 64 M$ contre 72 M$ en 2024, en raison de leur proportionnalité au prix de vente. La variation de position de sur/sous-enlèvement est positive à hauteur de 50 M$. L’achat d’huile auprès de tiers dans le cadre des activités de trading du Groupe représente un montant de 102 M$ sur l’exercice 2025.

L’excédent brut d’exploitation (EBITDA) s’établit à 249 M$. Les dotations aux amortissements s’élèvent à 108 M$, contre 112 M$ en 2024. Le Groupe a enregistré 15 M$ de charges d’exploration sur l’exercice. Les autres produits et charges incluent notamment un gain de 287 M$ comptabilisé à l’occasion de la cession de la participation de 20,07 % dans Seplat Energy. Le résultat opérationnel ressort ainsi à 403 M$.

Les charges financières nettes s’élèvent à 14 M$. L’impôt sur les résultats atteint 117 M$ au titre de l’exercice 2025.

La quote-part de résultat provenant des sociétés mises en équivalence s’établit à 156 M$, dont 24 M$ au titre de la participation de 20,07 % détenue dans Seplat Energy jusqu’à fin décembre 2025, et 132 M$ correspondant à la participation de 40 % dans Petroregional del Lago (« PRDL ») au Venezuela.

Le résultat net consolidé et le résultat net part du Groupe s’élèvent respectivement à 428 M$ et 410 M$, en hausse de 74 % et 72 % par rapport à leurs niveaux records de 2024 (246 M$ et 233 M$).

Le flux de trésorerie généré par les opérations avant variation du besoin en fonds de roulement ressort à 135 M$ (contre 285 M$ en 2024). La variation du besoin en fonds de roulement a un impact positif de 28 M$. Le flux généré par les opérations s’établit ainsi à 162 M$.

Les investissements de développement atteignent 169 M$, contre 123 M$ pour l’exercice précédent. Ils comprennent 115 M$ liés aux activités de développement au Gabon, 40 M$ en Angola, 12 M$ en Tanzanie et 2 M$ pour la filiale de forage Caroil. Les investissements d’exploration s’élèvent à 15 M$, dont 12 M$ au Gabon et 2 M$ en Tanzanie.

Les acquisitions et cessions d’actifs ont généré une entrée nette de trésorerie de 197 M$, correspondant aux 248 M$ reçus en 2025 dans le cadre de la cession de la participation de 20,07 % dans Seplat Energy, diminués des dépôts versés dans le cadre des acquisitions annoncées en Colombie (43 M$) et en Angola (8 M$).

En 2025, M&P a perçu un total de 61 M$ de dividendes, dont 32 M$ au titre de sa participation de 40 % dans PRDL (nets des 20 % reversés à l’actionnaire minoritaire de M&P Iberoamerica) et 28 M$ au titre de sa participation de 20,07 % dans Seplat Energy.

Le flux de trésorerie disponible (« free cash flow ») s’établit ainsi à 236 M$, stable par rapport à l’exercice précédent (241 M$).

Au titre des flux de financement, le service net de la dette ressort positif à 109 M$, et inclut :

• 180 M$ de dette tirée, dont 50 M$ correspondant à la tranche amortie de l’accordéon tirée au second semestre 2025, et 130 M$ de tranche RCF tirée au 31 décembre 2025 ;
• 58 M$ remboursés au titre des échéances de dette amortie ;
• 13 M$ de coût net de l’endettement pour l’exercice.

M&P a par ailleurs distribué 77 M$ de dividendes au cours de l’exercice 2025, soit 0,33 € par action versé en août 2025.

La variation de trésorerie sur l’exercice est ainsi positive de 267 M$.

Emprunts et financement

Le Groupe affiche une position de trésorerie nette positive de 179 M$ au 31 décembre 2025, contre 34 M$ à fin décembre 2024, traduisant un renforcement significatif de sa structure financière.

La trésorerie s’élève à 460 M$ à fin décembre. La dette brute atteint 282 M$, dont 240 M$ de dette bancaire, comprenant 110 M$ de prêt à terme et 130 M$ tirés au titre de la ligne de crédit renouvelable (« revolving credit facility » ou RCF), ainsi que 42 M$ de prêt d’actionnaire.

Cette position de trésorerie s’explique notamment par la réception, le 31 décembre 2025, d’un premier paiement de 248 M$ au titre de la cession par M&P de sa participation dans Seplat Energy. Il convient toutefois de préciser que cette position n’intègre pas :

• Le déboursement de 78 M$ intervenu début janvier dans le cadre de la finalisation de l’acquisition de la participation de 61 % dans Sinu-9 ;
• La réception d’un second paiement de 248 M$ début février, correspondant au solde de la cession de la participation dans Seplat Energy.

Les discussions en vue du refinancement du prêt bancaire sont à un stade avancé, avec pour objectif d’en augmenter le montant et d’en allonger la maturité au-delà de l’échéance actuelle fixée à juillet 2027.

Projections opérationnelles et financières pour 2026

En 2026, le Groupe prévoit une production en part M&P de 42 700 bep/j, dont :

• 14 800 b/j au Gabon (équivalents à 18 500 b/j de production à 100% sur Ezanga)
• 4 300 b/j en Angola (équivalents à 21 000 b/j de production à 100% sur le Bloc 3/05 et à 500 b/j de production à 100% sur le Bloc 3/05A)
• 10 000 b/j au Venezuela (équivalents à 25 000 b/j de production à 100% sur Urdaneta Oeste)
• 66,0 Mpc/j en Tanzanie (équivalents à 110,0 Mpc/j de production à 100% sur Mnazi Bay)
• 15,3 Mpc/j en Colombie (équivalents à 25,0 Mpc/j de production à 100% sur Sinu-9)

Avec ces hypothèses de production, les prévisions de flux de trésorerie généré par les opérations pour l’année 2026 en fonction des différentes hypothèses de cours du Brent sont les suivantes :

• A 50 $/b : 190 M$
• A 60 $/b : 240 M$
• A 70 $/b : 290 M$
• A 80 $/b : 340 M$

M&P prévoit en sus de recevoir 100 M$ de dividendes en 2026 au titre de sa participation de 40% dans PRDL au Venezuela (nets des 20% reversés à l’actionnaire minoritaire de M&P Iberoamerica), sous réserve de reprise des enlèvements.

Autres mouvements de trésorerie significatifs budgétés pour l’exercice :

• Investissements de développement : 240 M$ répartis ainsi :
  • 130 M$ au Gabon
  • 30 M$ en Angola
  • 40 M$ en Tanzanie
  • 40 M$ en Colombie
• Investissements d’exploration : 42 M$ répartis ainsi :
  • 20 M$ au Gabon pour la réalisation de forages d’exploration et d’une campagne sismique sur le permis d’Ezanga
  • 10 M$ en Colombie
  • 12 M$ en Italie pour la possible réalisation d’un forage d’exploration sur le permis de Fiume Tellaro au second semestre 2026 (contingent)
• Acquisition et cession d’actifs : Solde positif de 31 M$, répartis ainsi :
  • 190 M$ pour la finalisation de l’acquisition de la participation de 61% dans Sinu-9, dont 78 M$ ont déjà été payés à la finalisation début janvier
  • Entrée de 258 M$, correspondant au solde de la cession de la participation dans Seplat Energy, dont 248 M$ ont déjà été reçus début février 2026
  • Restitution d’un dépôt de 6 M$ en Angola en cas d’exercice du droit de préemption sur l’acquisition annoncée d’une participation dans les Blocs 14 & 14K
• Financement : 308 M$, répartis ainsi :
  • 208 M$ de remboursements de dette (hors refinancement), dont 130 M$ de remboursement de RCF effectués en janvier 2026
  • 10 M$ de charge nette de la dette
  • 90 M$ de dividendes

Proposition de dividende

Après étude de la situation financière du Groupe et de la performance réalisée en 2025, le Conseil d’administration propose le paiement d’un dividende de 0,38€ par action en août 2026, pour un montant total d’environ 90 M$.

Dividende par action payé par année depuis 2022 :

0.14€ 0.23€ 0.30€ 0.33€ 0.38€ 2022 2023 2024 2025 2026

Activité en 2025

Performance en matière d’environnement, santé, sécurité, sûreté (EHS-S)²

En 2025, les résultats en matière de sécurité se sont nettement améliorés, reflétant l’efficacité des mesures correctives mises en œuvre à la suite des incidents survenus en 2024. Le Groupe n’a enregistré aucun incident avec arrêt de travail, portant ainsi le taux de fréquence des blessures avec arrêt de travail (« LTIR ») à 0.

Le taux de fréquence des blessures enregistrables par million d’heures travaillées (« TRIR ») s’établit à 0,34 en 2025, en forte diminution par rapport à 2024 (2,41).

Cette amélioration significative témoigne du renforcement de la politique de prévention, des actions de formation accrues et de la mobilisation des équipes, notamment au Gabon. Le Groupe poursuit ses efforts afin de maintenir les plus hauts standards en matière de santé et de sécurité et d’inscrire cette performance dans la durée.

Indicateurs de performance EHS-S :

Note : Fréquence des blessures avec arrêt de travail (LTIR) et taux d’incidents enregistrables (TRIR) calculés par million d’heures travaillées

2 Les travaux de vérification des informations de durabilité sont en cours et le rapport relatif à ces informations sera émis ultérieurement

2.58 1.41 0.54 0.26 0.98 0.45 1.83 0.00 0.00 0.00 0.40 0.00 5.95 4.24 4.05 0.79 2.46 2.70 2.56 2.52 1.61 0.64 2.41 0.34 0 1 2 3 4 5 6 7 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 LTIR TRIR

L’intensité carbone (scope 1 et 2) de la production opérée du Groupe s’établit à 14,4 kg d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole, en augmentation de 14% par rapport à 2024 (12,7 kg). Ceci s’explique par l’augmentation de l’intensité carbone au Gabon (27,2 kg d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole contre 23,2 kg en 2024) en raison de volumes de gaz torchés plus importants. La production de gaz opérée en Tanzanie demeure très peu carbonée (0,3 kg d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole en 2025),

Emissions de gaz à effet de serre et intensité par baril des actifs opérés en production :

30.3 21.3 18.1 11.4 12.7 14.4 0kg/bep 5kg/bep 10kg/bep 15kg/bep 20kg/bep 25kg/bep 30kg/bep 35kg/bep 0kt 50kt 100kt 150kt 200kt 250kt 300kt 350kt 400kt 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Objectif 2025 Objectif 2030 Objectif Intensité scope 1+2 (kg de CO2e/b, axe de droite) Objectif 2025 de l'OGCI (Oil & Gas Climate Initiative): 17kg/bep (axe de droite)

Activités de production

La production totale du Groupe en part M&P (incluant le Venezuela) s’élève à 37 096 bep/j pour l’année 2025, en hausse de 2% par rapport à 2024. La production consolidée du Groupe en part M&P (hors Venezuela, non consolidé dans les ventes) s’établit à 28 902 bep/j, en baisse de 4% par rapport à 2024.

Au Gabon, la production d’huile en part M&P (80%) sur le permis d’Ezanga s’élève à 14 662 b/j pour l’année 2025, en baisse de 6% par rapport à 2024 suite à des difficultés sur la ligne d’export d’huile au cours du second semestre.

En Tanzanie, la production de gaz en part M&P (60%) sur le permis de Mnazi Bay s’élève à 59,7 Mpc/j pour l’année 2025, en recul de 3% par rapport à 2024.

En Angola, la production en part M&P des Blocs 3/05 (20%) et 3/05A (26,7%) s’élève à 4 289 b/j pour l’année 2025, quasiment inchangée par rapport à 2024.

Au Venezuela, la production d’huile en part M&P Iberoamerica (40%) sur le champ d’Urdaneta Oeste s’élève à 8 194 b/j pour l’année 2025, en hausse de 34%.

Activités de services

Caroil, la filiale de services de forage détenue à 100% par M&P, est active au Gabon avec les appareils de forage C3, C16, et C18 Maghèna. La filiale a généré 9 M$ de chiffre d’affaires externe (hors services intragroupes) en 2025.

L’appareil de forage C18 Maghèna a foré 12 puits sur Ezanga en 2025. L’appareil de forage C16 a été mobilisé sur le permis d’Etekamba, sur lequel le forage a débuté en décembre. L’appareil de forage C3 n’a quant à lui pas eu d’activité en 2025.

Au Venezuela, la filiale d’assistance technique M&P SIUW a travaillé toute l’année en soutien de l’entreprise mixte PRDL, générant un chiffre d’affaires de 4 M$.

Autres faits marquants de l’exercice

Cession de la participation de 20,07% dans Seplat Energy

M&P a conclu le 30 décembre 2025 un accord définitif relatif à la cession de l’intégralité de sa détention de 120,4 millions d’actions, représentant 20,07% du capital, dans Seplat Energy Plc (« Seplat »), l’un des principaux producteurs indépendants d’énergie au Nigeria, coté sur le London Stock Exchange et le Nigerian Exchange, à Heirs Energies Ltd (« Heirs Energies »).

La cession a été réalisée sur la base d’un prix de 305 pence par action, correspondant à un prix total de 496 M$, comprenant un premier paiement de 248 M$ reçu le 31 décembre 2025, et un second paiement de 248 M$ reçu début février 2026. Un paiement complémentaire de 10 M$ est par ailleurs devenu exigible mi- février 2026.

M&P est l’un des trois fondateurs de Seplat et en a été le premier actionnaire depuis sa création en 2010. Le Groupe a accompagné Seplat tout au long de son développement, contribuant à en faire un acteur de premier plan du secteur énergétique nigérian, disposant d’un portefeuille diversifié dans le pétrole et le gaz, et jouant un rôle clé dans la sécurité énergétique du Nigeria.

Cette opération intervient à un moment que M&P considère particulièrement opportun pour monétiser cette participation et réallouer ses ressources vers des investissements directs dans des actifs pétroliers et gaziers, en ligne avec la stratégie de croissance que le Groupe entend résolument accélérer. M&P se félicite par ailleurs du transfert de sa participation à Heirs Energies, filiale du groupe d’investissement panafricain de premier plan Heirs Holdings, et exprime sa confiance dans la capacité de Seplat à poursuivre son développement avec le soutien d’un actionnaire solide et engagé sur le long terme.

Acquisition d’une participation de 61% dans le permis gazier de Sinu-9 en Colombie

L’acquisition par M&P d’une participation totale de 61% et du rôle d’opérateur dans la licence gazière Sinu- 9 en Colombie a été finalisée avec succès le 5 janvier 2026.

Les transactions se composent de deux acquisitions, pour une contrepartie totale de 229 M$ :

• Une participation de 40% acquise auprès de MKMS Enerji Anonim Sirketi S.A. (filiale de NG Energy International Corp). L’accord a été signé le 9 février 2025, avec une date d’effet économique au 1er février 2025 ;
• Une participation complémentaire de 21% acquise auprès de Desarrolladora Oleum S.A. de C.V. et Clean Energy Resources S.A.S, incluant le transfert du rôle d’opérateur. Les accords ont été signés le 2 juillet 2025, avec une date d’effet économique à la finalisation.

En tenant compte des paiements anticipés déjà effectués par M&P, le solde total de la contrepartie restant à verser s’élevait à 185 M$. Sur ce montant, 78 M$ ont été payés à la finalisation, le solde de 108 M$ étant payable en plusieurs versements au cours de l’année 2026.

M&P détient désormais une participation de 61% dans la licence Sinu-9 et en assume le rôle d’opérateur. M&P conserve également une option lui permettant d’acquérir une participation additionnelle de 5% dans Sinu-9 auprès de NG Energy pour un montant de 18,75 M$ dans un délai de 12 mois, sous réserve d’ajustements liés aux flux de trésorerie depuis la date d’effet économique du 1er 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. Les infrastructures d’évacuation existantes permettent aujourd’hui une production à 100% de 30 Mpc/j, capacité qui sera portée à 40 Mpc/j d’ici le deuxième trimestre 2026. Le niveau de production actuel (janvier 2026) se situe environ à 14 Mpc/j (à 100%). Le démarrage de la campagne d’exploration de six puits a eu lieu fin février 2026.

Entrée dans le Bloc 3/24 en Angola

M&P a signé début septembre 2025 un protocole d’accord avec l’Agence Nationale du Pétrole, du Gaz et des Biocarburants d’Angola (« ANPG ») pour le contrat de service à risque (« RSC ») portant sur le Bloc 3/24 en offshore. Le RSC a été officiellement approuvé par décret présidentiel le 8 octobre 2025. Selon les termes de l’accord, Maurel & Prom Angola S.A.S. détiendra une participation de 40% dans le Bloc 3/24, aux côtés d’Afentra Plc (opérateur, 40%) et de Sonangol P&P (20%).

Le protocole d’accord pour le Bloc 3/24 prévoit une période initiale de cinq ans destinée à examiner le potentiel de développement des découvertes existantes ainsi que la prospectivité de l’exploration, suivie d’une période de production de 25 ans qui sera ensuite attribuée lors du développement d’une découverte.

Information sur le SPA en vue de l’acquisition des intérêts d’Azule Energy dans les Blocs 14 & 14K au large de l’Angola

Le 10 décembre 2025, M&P a signé, au sein d’un consortium avec BW Energy Limited (« BW Energy »), un accord de cession et d’acquisition (« Sale and Purchase Agreement » ou « SPA ») avec Azule Energy Angola B.V. (« Azule Energy ») portant sur l’acquisition conjointe d’une participation de 20 % dans le Bloc 14 (dont 10 % nets pour M&P) et de 10 % dans le Bloc 14K (dont 5 % nets pour M&P), tous deux situés au large de l’Angola.

La finalisation de ces transactions conjointes est soumise à la réception des autorisations réglementaires requises, à la réalisation d’un certain nombre de conditions suspensives usuelles et à la mise en œuvre éventuelle des droits de préemption applicables. Dans ce contexte, l’un des partenaires existants dans les Blocs 14 et 14K en Angola a notifié début février 2026 son intention d’exercer son droit de préemption.

Il est précisé que le contrat d'achat et de vente conclu entre M&P, BW Energy et Azule Energy demeure en vigueur jusqu’à la substitution définitive par un nouveau contrat d'achat et de vente entre le titulaire du droit de préemption et le cédant.

Information sur les activités au Venezuela et l’inclusion du Groupe dans la General License 50A de l’OFAC

Le 18 février 2026, l’Office of Foreign Assets Control (« OFAC ») du Département du Trésor des États-Unis a émis la General License 50A (« GL 50A ») autorisant certains opérateurs internationaux à reprendre des opérations pétrolières et gazières au Venezuela et mentionnant expressément M&P parmi les entités autorisées.

La GL 50A autorise à réaliser des transactions autrement interdites au titre des Venezuela Sanctions Regulations relatives aux opérations pétrolières et gazières. En pratique, la GL 50A :

• Permet à M&P de reprendre et de conduire des opérations pétrolières et gazières au Venezuela, y compris des transactions impliquant le Gouvernement du Venezuela et les entités de Petróleos de Venezuela S.A. (« PdVSA »);
• Exige que les accords conclus avec PdVSA soient amendés afin d’être régis par le droit américain et soumis à un mécanisme de règlement des différends aux États-Unis ;
• Exige que les paiements (y compris les taxes et redevances) au Gouvernement du Venezuela ou à PdVSA soient effectués conformément aux mécanismes spécifiés par les autorités américaines.

Cette évolution fournit un cadre réglementaire stable pour les activités de M&P au Venezuela. Le Groupe continuera de travailler en partenariat étroit avec ses partenaires et les autorités compétentes afin de faire progresser les opérations sur le champ Urdaneta Oeste, opéré par PRDL, dans lequel M&P Iberoamerica (filiale à 80% de M&P) détient une participation de 40%.

M&P se réjouit également de la récente réforme du secteur des hydrocarbures votée par les autorités vénézuéliennes et des dispositions fiscales associées, permettant un développement accéléré visant à maximiser la production, tout en renforçant l’autonomie opérationnelle et en soutenant l’investissement dans le secteur.

Point sur les activités de développement et d’exploration en cours

Gabon

Le forage du puits Mouletsi-2 sur le permis gazier d’Etekamba s’est achevé fin février 2026. Ce puits a rencontré 43 mètres de hauteur nette à gaz dans les formations du Gamba et du Dentale ; il a été testé et sa capacité de production est de 25 Mpc/j. La mise en production est attendue d’ici la fin de l’année 2026.

Tanzanie

Sur le permis de Mnazi Bay, le forage du puits MB-5, premier puits réalisé sur la licence depuis 2014, a débuté le 6 février 2026. Le puits a rencontré le réservoir attendu. Il est en cours de complétion et permettra de remonter de potentiel de production du champ de 100 à 130 Mpc/j (à 100%). La campagne de forage continuera avec le puits de développement MS-2X, qui sera suivi par le puits d’exploration KASA-1X.

Colombie

Sur le permis Sinu-9, la campagne d’exploration de six puits a débuté le 24 février 2026. Le forage du puits Hechicero-1X progresse bien. Le puits a traversé avec succès la formation CDO, confirmant son potentiel gazier et pleinement en ligne avec les attentes. Les résultats sont désormais en attente d’évaluation.

Italie

L’obtention de la licence environnementale est attendue très prochainement par M&P, ce qui permettra le forage d’un puits d’exploration sur le permis de Fiume Tellaro.

Réserves du Groupe au 31 décembre 2025

Les réserves du Groupe correspondent aux volumes d’hydrocarbures techniquement récupérables représentatifs de quote-part d’intérêts du Groupe dans des permis déjà en production et de ceux mis en évidence par les puits de découverte et de délinéation qui peuvent être exploités commercialement. Ces réserves au 31 décembre 2025 ont été certifiées par DeGolyer and MacNaughton.

Les réserves 2P du Groupe s’élèvent à 294,8 Mbep au 31 décembre 2025, dont 167,3 Mbep de réserves prouvées (1P).

Réserves 2P en part M&P :

Note : Taux de conversion gaz-pétrole de 6 Gpc/Mbep

L’augmentation significative des réserves au Venezuela tient aux études géosciences réalisées durant l’année 2025, qui confirment largement le potentiel de zones précédemment considérées comme non prouvées.

Ces réserves n’incluent pas les réserves sur l’actif de Sinu-9 en Colombie, la finalisation de l’acquisition ayant eu lieu début janvier.

Glossaire

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Notes

1. Les procédures d’audit sur les comptes consolidés ont été effectuées et le rapport d’audit relatif à la certification est en cours d’émission
2. Les travaux de vérification des informations de durabilité sont en cours et le rapport relatif à ces informations sera émis ultérieurement