Seplat Energy geprüfte Ergebnisse für das Jahr zum 31. Dezember 2025

• Seplat Energy verzeichnete im Jahr 2025 ein transformatives Wachstum, mit einer Steigerung der Gruppenproduktion um 148 % auf 131.506 boepd und einem Umsatzanstieg um 144 % auf 2,73 Milliarden US-Dollar, was die erste vollständige Konsolidierung der Offshore-Assets und eine starke Onshore-Leistung widerspiegelt, angetrieben durch den Abschluss der Sapele Gasanlage und neue Bohraktivitäten.
• Die finanzielle Leistung hat sich deutlich verbessert, da der bereinigte EBITDA um 137 % auf 1,28 Milliarden US-Dollar stieg, der Betriebsgewinn auf 675,2 Millionen US-Dollar anstieg und der operative Cashflow um 276 % auf 1,17 Milliarden US-Dollar expandierte. Die Nettoverschuldung sank um 25 % auf 673,3 Millionen US-Dollar, was eine Gesamtdividende für das Geschäftsjahr 2025 von 25,0 Cent pro Aktie unterstützt, ein Anstieg von 52 % im Jahresvergleich.
• Seplat erreichte wichtige operative Meilensteine – darunter die erste Gaslieferung im ANOH-Werk, eine Steigerung von 48,6 kboepd durch das Idle-Well-Wiederherstellungsprogramm und den Abschluss des EAP Inlet Gas Exchanger – während die Emissionsintensität an Land um 24 % reduziert wurde und das Flare-Eliminierungsprogramm voranschreitet. Die Produktionsprognose für 2026 liegt bei 135–155 kboepd, unterstützt durch erweiterte Bohrungen, Gaswachstumsprojekte und eine gestärkte Bilanz.

Seplat Energy PLC („Seplat Energy“, „das Unternehmen“ oder „die Gruppe“), ein führendes nigerianisches unabhängiges Energieunternehmen, das an der nigerianischen und der Londoner Börse gelistet ist, veröffentlicht seine geprüften Ergebnisse für die zwölf Monate zum 31. Dezember 2025.

Operative Highlights

• Die Gruppenproduktion lag im Durchschnitt bei 131.506 boepd, ein Anstieg um 148 % gegenüber 2024 (52.947 boepd), was das erste volle Jahr der Offshore-Konsolidierung widerspiegelt und innerhalb der überarbeiteten Prognose liegt. Das 4Q 2025 betrug die Gruppenproduktion 119.200 boepd, beeinflusst durch die Abschaltung von Yoho und andere geplante Wartungsarbeiten.
• Onshore verzeichnete ein Produktionswachstum von 14 % im Jahresvergleich, unterstützt durch den Abschluss der Sapele Gasanlage und neue Bohrinventare.
• Das ANOH-Gaswerk erreichte im Januar 2026 die erste Gaslieferung, die Produktion ist stabil bei 50–70 MMscfd, derzeit sind etwa 60.000 Barrel Kondensat gelagert.
• Die Emissionsintensität der Onshore-Assets von Seplat beträgt 24,3 kg CO2/boe (2024: 32,3 kg CO2/boe), ein Rückgang um 24 % im Jahresvergleich.
• Offshore wuchs um 9 % im Jahresvergleich auf Pro-forma-Basis. Die Leistung wurde durch die Ausfallzeit der Yoho-Plattform gemildert, eine Wiederaufnahme wird für 2Q 2026 erwartet.
• Das äußerst erfolgreiche Idle-Well-Wiederherstellungsprogramm erhöhte die Bruttoproduktionskapazität um 48,6 kboepd aus 49 Bohrungen und übertraf die Erwartungen.
• Das EAP Inlet Gas Exchanger (IGE) war das erste große Offshore-Projekt, das abgeschlossen wurde. Die maximale Bruttogewinnung von NGL (EAP + OSO) lag bei etwa 33 kboepd, erreicht im Februar 2026 (Peak 2025: ca. 20 kboepd).
• Die zum Jahresende 2025 unabhängig geprüften 2P-Reserven gingen um ca. 42 MMboe auf 1.001 MMboe zurück (Ende 2024: 1.043 MMboe), 67 % flüssig. Dies spiegelt den Fokus 2025 auf Wartungs- und Instandhaltungsinvestitionen wider.
• Die Gruppe verzeichnete eine Erhöhung der 2P+2C-Reserven um 181 MMBoe auf 2.486,6 MMboe (Ende 2024: 2.305,4 MMboe), 55 % flüssig. Positive Revisionen der Offshore-Ölressourcen spiegeln eine stärkere zugrunde liegende Produktionsleistung auf mehreren Feldern wider, sowie eine Aufwertung der Gasressourcen nach der Einbeziehung von Edop.
• Im Jahr 2025 wurde bei unseren betriebenen Assets ein Unfall mit verlorener Zeit (LTI) verzeichnet. Seit September sind 11,4 Millionen Stunden ohne LTI vergangen (2024: 11,0 Millionen Stunden).

Finanzielle Highlights

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• Umsatz 2.726 Mio. USD, ein Anstieg um 144,2 % (Geschäftsjahr 2024: 1.116 Mio. USD), was einen vollen Beitrag der Offshore-Assets widerspiegelt
• Stückkosten der Produktion von 15,7 USD/boe, ein Rückgang um 5 % im Vergleich zum Vorjahr (bereinigt 2024: 16,5 USD/boe)
• Bereinigter EBITDA von 1.275,4 Mio. USD, ein Anstieg um 137 % gegenüber dem Vorjahr (539,0 Mio. USD)
• Operativer Cashflow von 1.165,6 Mio. USD, ein Anstieg um 276 % im Vergleich zum Vorjahr (2024: 310,0 Mio. USD)
• Kapitalausgaben (Capex) von 266,8 Mio. USD (Geschäftsjahr 2024: 208,1 Mio. USD)
• Gesamte Abschlusszahlungen an Exxon Mobil 326,2 Mio. USD. Für 2025 ist keine MPNU-Kontingenzleistung an ExxonMobil fällig.
• Die Bilanz bleibt robust, Nettoverschuldung zum Jahresende 2025 bei 673,3 Mio. USD, ein Rückgang um 25 % im Jahresvergleich (Ende 2024: 897,8 Mio. USD). Das Verhältnis Nettoverschuldung/EBITDA beträgt 0,53x.

Dividende

• Die Dividende für das 4Q 2025 beträgt 8,3 US-Cent pro Aktie, ein Anstieg um 11 % im Quartalsvergleich und 20 % im Jahresvergleich, bestehend aus einer Basisdividende von 5,0 US-Cent und einer Sonderdividende von 3,3 US-Cent.
• Die insgesamt für 2025 ausgeschüttete Dividende beträgt 25,0 US-Cent pro Aktie, entspricht 150 Mio. USD und einem Anstieg um 52 % gegenüber 2024, was die Stärke der Bilanz, die starke zugrunde liegende freie Cashflow-Generierung und das anhaltende Vertrauen in die Prognosen widerspiegelt.

Ausblick & Prognose 2026

• Produktionsprognose von 135–155 kboepd, der Mittelwert entspricht einer Steigerung von etwa 10 % gegenüber 2025.
• Rohöl & Kondensat: unverändert im Jahresvergleich; neue Bohrinventare werden durch geplante Stillstände für strategische Wartung und Instandhaltung ausgeglichen.
• NGL: +85 % im Jahresvergleich, ab 1Q 2026 mit Abschluss des EAP.
• Gas: +30 % im Jahresvergleich, Beitrag des ANOH, Wachstum bei Sapele IGP und Abschluss von Oso-BRT Phase 1, das voraussichtlich im 3Q 2026 fertiggestellt wird und eine Verdoppelung der Offshore-Gasverkäufe auf 240 MMScf/d brutto anstrebt.
• Anfangsinvestitionen (Capex) von 360–440 Mio. USD. Geplant sind 17 neue Bohrungen (15 onshore und 2 offshore; Bohrungen offshore ab 3Q).
• Stückkosten der Produktion für die Gruppe werden auf 13,5–14,5 USD/boe geschätzt. Es wird erwartet, dass volumengetriebene Effizienzsteigerungen die Stückkosten senken.

Zur Kommentierung der Ergebnisse sagte Roger Brown, CEO:

„2025 haben wir deutlich unsere Fähigkeit gezeigt, in großem Maßstab zu operieren. Wir profitierten von der erfolgreichen Umsetzung mehrerer wichtiger Offshore-Aktivitäten, die Seplat als Offshore-Betreiber ins Leben riefen, während wir gleichzeitig die stärkste Onshore-Leistung der letzten Jahre erzielten.

„_Auf unserem CMD im September haben wir unsere langfristige Vision skizziert, „Einen afrikanischen Energieführer aufzubauen“, mit einer klaren Roadmap, um die Produktionsquote auf 200 kboepd bis 2030 zu steigern. 2025 haben wir das IGE-Ersatzprojekt offshore und die Sapele Gasanlage onshore abgeschlossen. In den letzten Wochen konnten wir die erste Gaslieferung im ANOH-Gaswerk verzeichnen und sind auf dem besten Weg, die Gasmengen im Joint Venture bei Oso-BRT bis zur zweiten Hälfte 2026 auf 240 MMscfd zu verdoppeln.

Das Bohren wird entscheidend sein, um unsere langfristigen Wachstumsziele zu erreichen, und ich freue mich, bekannt zu geben, dass die erste Jack-Up-Bohrplattform im Land vertraglich gebunden ist und im 3Q bei Oso eintreffen wird, um eine mehrjährige, Multi-Well-Bohrkampagne zu starten.

„Abschließend ist die cashgenerierende Natur unseres Asset-Portfolios deutlich sichtbar in unseren Ergebnissen. Durch die Erhöhung der Dividenden um über 50 % auf 25 US-Cent pro Aktie sowie die kontinuierliche Stärkung unserer Bilanz und die Umsetzung unserer Arbeitsprogramme sind wir bereits gut positioniert, um bis 2030 eine kumulative Kapitalrückführung an die Aktionäre von 1 Milliarde USD zu realisieren. Zudem hat die Stärke der erweiterten Gruppe zu einer deutlichen Senkung unserer Fremdkapitalkosten geführt, was zusätzlichen Spielraum für langfristige Wertschöpfung bietet.“