Paris, le 16 avril 2026
N° 13-26

Activité pour le premier trimestre 2026

• Production du Groupe en part M&P au T1 2026 : 37 444 bep/j, en augmentation de 7% par rapport au T4 2025
  • Production en part M&P de 14 456 b/j au Gabon, en hausse de 14%
  • Production en part M&P de 4 034 b/j en Angola, en baisse de 2%
  • Production de gaz en part M&P de 59,4 Mpc/j en Tanzanie, stable
  • Production de gaz en part M&P de 6,5 Mpc/j en Colombie
  • Production d’huile en part M&P Iberoamerica de 7 965 b/j au Venezuela, en baisse de 6%
• Chiffre d’affaires de 163 M$, en hausse de 85% par rapport au T4 2025
  • Prix de vente de l’huile de 90,8 $/b, en hausse marquée par rapport au T4 2025 (64,3 $/b)
  • Production valorisée de 145 M$, en augmentation de 32% par rapport au T4 2025
  • Contribution au chiffre d’affaires de 3 M$ pour les activités de services, et impact positif de 16 M$ des décalages d’enlèvements
• Activités de forage de développement et d’exploration soutenues
  • Au Gabon, succès du puits Mouletsi-2 sur le permis d’Etekamba, avec un potentiel de production de 25 Mpc/j
  • En Tanzanie, potentiel du champ de Mnazi Bay au-delà de 130 Mpc/j (à 100%) grâce au premier puits de la campagne (MB-5)
  • En Colombie, démarrage de la campagne sur Sinu-9 avec de bons résultats initiaux sur Hechicero-1X
  • Au Venezuela, un appareil de forage et workover est actif depuis début mars suite à l’obtention de la GL 50A
• Liquidité importante en vue de prochaines opérations de croissance externe
  • Position de trésorerie nette positive de 235 M$ (367 M$ de trésorerie et 132 M$ de dette)
  • Liquidité immédiatement disponible de 497 M$ en incluant les 130 M$ de tranche RCF non tirée (et hors 100 M$ de prêt d’actionnaire non-tiré)

Indicateurs clés au premier trimestre 2026

La production totale du Groupe en part M&P (incluant le Venezuela) s’élève à 37 444 bep/j pour le T1 2026, en hausse de 7% par rapport au T4 2025.

La production consolidée du Groupe en part M&P (hors Venezuela, non consolidé dans les ventes) s’établit à 29 479 bep/j, en augmentation de 10% par rapport au T4 2025. Le prix de vente moyen de l’huile s’établit à 90,8 $/b, en hausse de 41% par rapport au T4 2025 (64,3 $/b).

La production valorisée du Groupe (revenus des activités de production, hors décalages d’enlèvement et réévaluation des stocks) s’établit à 145 M$.

Les activités de services ont généré des revenus de 3 M$ au T1 2026. Le retraitement des décalages d'enlèvements, net de la réévaluation de la valeur des stocks a eu un effet positif de 16 M$.

Le chiffre d’affaires consolidé pour le T1 2026 s’établit à 163 M$.

Activités de production

Gabon

La production d’huile en part M&P (80%) sur le permis d’Ezanga s’établit à 14 456 b/j au T1 2026, en hausse de 14% par rapport au T4 2025.

Le forage du puits Mouletsi-2, sur le permis gazier d’Etekamba, s’est achevé fin février 2026 avec des résultats positifs. Les tests ont confirmé un potentiel de production d’environ 25 Mpc/j. Ce puits constitue une étape clé dans le développement du Groupe au Gabon, avec la réalisation du premier puits de gaz de M&P dans le pays. La mise en production du champ est prévue d’ici la fin de l’année 2026.

Angola

La production en part M&P des Blocs 3/05 (20%) et 3/05A (26,7%) s’élève à 4 034 b/j au T1 2026, en légère baisse de 2% par rapport au T4 2025.

Un programme de forage de deux puits a débuté sur le Bloc 3/05, avec le puits Pacassa South West dont le forage a débuté début avril. Ceci ne devrait pas impacter les investissements de 2026 de M&P, Sonangol finançant le programme en amont et récupérant les coûts sur la production incrémentale future, conformément à la structure convenue. Le programme pourrait générer environ 9 000 b/j (à 100%) de production supplémentaire tout en permettant d’évaluer des ressources potentielles supplémentaires.

La construction de la centrale Quilemba Solar progresse conformément au calendrier, avec une mise en service attendue à mi-année.

Venezuela

La production d’huile en part M&P Iberoamerica (40%) sur le champ d’Urdaneta Oeste s’établit à 7 965 b/j au T1 2026, en baisse de 6% par rapport au T4 2025, principalement en raison des effets de la suspension de la licence depuis mai 2025.

Les opérations sur site se sont poursuivies au cours du trimestre. Les activités de l’appareil de forage et workover ont démarré début mars, soutenant une hausse attendue de la production au T2. Le programme 2026 restera principalement axé sur des interventions sur puits existants, avant le lancement d’une phase de forage à partir de 2027.

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 »), qui mentionne expressément M&P parmi les entités autorisées à réaliser certaines transactions liées aux opérations pétrolières et gazières au Venezuela. Cette licence fournit un cadre réglementaire plus stable pour les activités du Groupe dans le pays.

En outre, le Groupe travaille activement à la reprise des enlèvements de brut, rendue possible par la GL 50A.

Tanzanie

La production de gaz en part M&P (60%) sur le permis de Mnazi Bay s’élève à 59,4 Mpc/j au T1 2026, stable par rapport au T4 2025.

La campagne de forage lancée en février a enregistré un premier succès avec le puits MB-5, mis en production le 29 mars 2026, avec un potentiel de 47 Mpc/j (à 100%). Ce puits porte le potentiel de production du champ à plus de 130 Mpc/j, permettant pour la première fois de tester les installations à leur capacité nominale.

La campagne se poursuit avec le forage du puits de développement MS-2, qui sera suivi du puits d’exploration Kasa-1X.

Colombie

La production de gaz en part M&P (61%) sur le permis de Sinu-9 s’établit à 6,5 Mpc/j au T1 2026.

La campagne d’exploration de six puits a débuté le 24 février 2026. Le puits Hechicero-1X a atteint la profondeur totale (TD) à 2 590 mètres de profondeur mesurée (MD). Il a montré la présence d’hydrocarbures, à la fois dans des unités géologiques connues et dans d’autres encore inexplorées dans le bloc, actuellement en cours d’évaluation. Le puits est actuellement en phase de complétion, et la production devrait commencer immédiatement. L’appareil de forage pourra ensuite passer sur le deuxième puits de la campagne.

Situation financière

Le Groupe affiche une trésorerie nette positive de 235 M$ au 31 mars 2026, contre 179 M$ au 31 décembre 2025.

La trésorerie disponible s’élève à 367 M$, tandis que la dette brute atteint 132 M$, composée de 94 M$ de dette bancaire (intégralement sous forme de prêt à terme, la tranche de RCF (« revolving credit facility ») de 130 M$ demeurant non tirée) et de 38 M$ de prêt d’actionnaire.

Le Groupe poursuit par ailleurs ses discussions en vue du refinancement de sa dette bancaire, avec pour objectif d’en augmenter le montant et d’en allonger la maturité au-delà de juillet 2027.

Fin du SPA relatif à l’acquisition d’intérêts dans les Blocs 14 & 14K en 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 la transaction restait soumise à l’obtention des autorisations réglementaires, à la réalisation de conditions suspensives usuelles ainsi qu’à l’éventuel exercice de droits de préemption. Dans ce cadre, un partenaire existant des Blocs 14 et 14K a notifié début février 2026 son intention d’exercer son droit de préemption, avant de conclure un accord d’acquisition avec Azule Energy fin mars 2026.

En conséquence, le SPA conclu entre M&P, BW Energy et Azule Energy a pris fin. Le dépôt de 6 M$ versé par M&P a été intégralement remboursé fin mars.

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