Seplat Energy Resultados auditados para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025

• Seplat Energy experimentó un crecimiento transformador en 2025, con una producción grupal que aumentó un 148% hasta 131,506 boepd y unos ingresos que se dispararon un 144% hasta 2,73 mil millones de dólares, reflejando la consolidación completa de activos en alta mar y un sólido rendimiento en tierra impulsado por la finalización de la Planta de Gas Sapele y la actividad en nuevos pozos.
• El rendimiento financiero se fortaleció significativamente, con un EBITDA ajustado que subió un 137% hasta 1.280 millones de dólares, un beneficio operativo que aumentó a 675,2 millones de dólares y un flujo de caja operativo que se expandió un 276% hasta 1.170 millones de dólares. La deuda neta cayó un 25% hasta 673,3 millones de dólares, apoyando un dividendo total del año fiscal 2025 de 25,0 centavos por acción, un 52% más que el año anterior.
• Seplat alcanzó hitos operativos críticos, incluyendo la primera gas en la planta ANOH, un aumento de 48,6 kboepd gracias al programa de restauración de pozos inactivos, y la finalización del Intercambiador de Gas de Entrada EAP, mientras reducía la intensidad de emisiones en tierra en un 24% y avanzaba en su agenda de eliminación de quemas. La guía de producción para 2026 se establece en 135–155 kboepd, respaldada por la expansión de perforaciones, proyectos de crecimiento de gas y un balance fortalecido.

Seplat Energy PLC (“Seplat Energy”, “la Compañía” o “el Grupo”), una importante compañía energética independiente de Nigeria listada en la Bolsa de Nigeria y en la Bolsa de Londres, anuncia sus resultados auditados para los doce meses finalizados el 31 de diciembre de 2025.

Aspectos destacados operativos

• La producción del grupo promedió 131.506 boepd, un aumento del 148% respecto a 2024 (52.947 boepd), reflejando el primer año completo de consolidación en alta mar y dentro de la guía revisada. La producción del cuarto trimestre de 2025 fue de 119.200 boepd, afectada por el cierre de Yoho y otras actividades de mantenimiento planificadas.
• En tierra, la producción creció un 14% interanual, apoyada por la finalización de la Planta de Gas Sapele y el inventario de nuevos pozos.
• La planta de gas ANOH alcanzó su primera gas en enero de 2026, con una producción estable de 50-70 MMscfd, y aproximadamente 60 mil barriles de condensado en almacenamiento.
• La intensidad de emisiones de los activos terrestres de Seplat fue de 24,3 kg CO2/boe (2024: 32,3 kg CO2/boe), una reducción del 24% interanual.
• En alta mar, el crecimiento fue del 9% interanual en base pro-forma, aunque el rendimiento se moderó por la interrupción de la plataforma Yoho, con reinicio esperado en el segundo trimestre de 2026.
• El programa de restauración de pozos inactivos, muy exitoso, añadió una capacidad de producción bruta de 48,6 kboepd desde 49 pozos, superando las expectativas.
• EAP IGE fue el primer gran proyecto entregado en alta mar. La recuperación máxima de NGL (EAP + OSO) fue de aproximadamente 33 kboepd en febrero de 2026 (el pico de recuperación máxima de NGL en 2025 fue de aproximadamente 20 kboepd).
• Al cierre de 2025, las reservas 2P auditadas de forma independiente disminuyeron en aproximadamente 42 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe) hasta 1.001 MMboe (al cierre de 2024: 1.043 MMboe), con un 67% en líquidos. Esto refleja el enfoque en mantenimiento e inversiones en integridad durante 2025.
• El grupo aumentó en 181 MMBoe sus reservas 2P+2C, hasta 2.486,6 MMboe (al cierre de 2024: 2.305,4 MMboe), con un 55% en líquidos. Las revisiones positivas a los recursos de petróleo en alta mar reflejan un rendimiento de producción más fuerte en múltiples campos y una actualización de recursos de gas tras la inclusión de Edop.
• Se registró una lesión con tiempo perdido (LTI) en 2025 en nuestros activos operados. Se acumularon 11,4 millones de horas sin LTI desde septiembre (2024: 11,0 millones de horas).

Aspectos financieros

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• Ingresos de 2.726 millones de dólares, un aumento del 144,2% (año fiscal 2024: 1.116 millones de dólares), reflejando un año completo de contribución de activos en alta mar.
• Costo operativo unitario de producción de 15,7$/boe, una reducción del 5% respecto al año anterior (Ajustado 2024: 16,5$/boe).
• EBITDA ajustado de 1.275,4 millones de dólares, un aumento del 137% respecto al año anterior (539,0 millones de dólares).
• Flujo de caja generado por operaciones de 1.165,6 millones de dólares, un aumento del 276% respecto al año anterior (2024: 310,0 millones de dólares).
• Capex en efectivo de 266,8 millones de dólares (año fiscal 2024: 208,1 millones de dólares).
• Pagos totales de finalización a Exxon Mobil de 326,2 millones de dólares. No hay consideraciones contingentes de MPNU pagaderas a ExxonMobil en 2025.
• El balance se mantiene sólido, con una deuda neta al cierre de 2025 de 673,3 millones de dólares, un 25% menos que el año anterior (al cierre de 2024: 897,8 millones de dólares). Relación Deuda Neta/EBITDA de 0,53x.

Dividendo

• Dividendo declarado en el cuarto trimestre de 2025 de 8,3 centavos de dólar por acción, un 11% más que el trimestre anterior y un 20% más que en 2024, compuesto por 5,0 centavos de dólar base y 3,3 centavos de dólar especial.
• Dividendo total declarado para 2025 de 25,0 centavos de dólar por acción, equivalente a 150 millones de dólares y un aumento del 52% respecto a 2024, reflejando la fortaleza del balance, la sólida generación de flujo de caja libre y la confianza continua en nuestras perspectivas.

Perspectivas y guía para 2026

• Guía de producción de 135-155 kboepd, el punto medio representa un aumento de aproximadamente el 10% respecto a 2025.
• Petróleo y condensado: estable interanualmente; inventario de nuevos pozos compensado por paradas planificadas para mantenimiento estratégico y actividades de integridad.
• NGL: +85% interanual, efectivo desde el primer trimestre de 2026 con la finalización de EAP.
• Gas: +30% interanual, contribución de ANOH, crecimiento interanual en Sapele IGP y finalización de Oso-BRT fase 1, que está en camino para el tercer trimestre de 2026 y apunta a duplicar las ventas de gas en alta mar a 240 MMScf/d brutos.
• La inversión inicial en capex es de 360-440 millones de dólares. El plan incluye 17 nuevos pozos (15 en tierra y 2 en alta mar; perforación en alta mar desde el tercer trimestre).
• Se espera que los costos operativos unitarios de producción del grupo estén entre 13,5 y 14,5$/boe. Se anticipa una reducción de costos por volumen.

Al comentar sobre los resultados, Roger Brown, Director Ejecutivo, dijo:

“En 2025 demostramos claramente nuestra capacidad para operar a gran escala. Nos beneficiamos de la ejecución exitosa de varias actividades clave en alta mar que dieron inicio a la vida de Seplat como operador en alta mar, mientras que al mismo tiempo logramos un rendimiento de producción en tierra que fue el más fuerte en la memoria reciente.

“En nuestro CMD en septiembre, presentamos nuestra ambición a largo plazo de “Construir un Campeón Energético Africano”, con una hoja de ruta clara para aumentar la producción de interés de trabajo a 200 kboepd para 2030. En 2025 entregamos el proyecto de reemplazo IGE en alta mar y la planta de gas Sapele en tierra. En las últimas semanas, nos complace haber logrado la primera gas en la Planta de Gas ANOH y estamos en camino de duplicar los volúmenes de gas de la Sociedad Conjunta en Oso-BRT a 240 MMscfd en la segunda mitad de 2026.

La perforación será un factor decisivo para alcanzar nuestras ambiciones de crecimiento a largo plazo y me complace anunciar que la primera plataforma de perforación Jack-Up ya está contratada, en el país y prevista para llegar a Oso en el tercer trimestre para comenzar una campaña de perforación multianual y multipozo.

“Finalmente, la naturaleza generadora de efectivo de nuestra base de activos es claramente evidente en nuestros resultados, y al aumentar los dividendos en más del 50% a 25 centavos de dólar por acción, junto con el fortalecimiento continuo de nuestro balance y la ejecución de nuestros programas de trabajo, ya estamos en una posición favorable para cumplir con nuestro plan de retorno de capital de 1.000 millones de dólares a los accionistas para 2030. Además, la fortaleza del grupo ampliado se refleja en una notable reducción de nuestro costo de deuda, proporcionando mayor margen para la creación de valor a largo plazo.”