Seplat Energy Résultats audités pour l'année se terminant le 31 décembre 2025

• Seplat Energy a connu une croissance transformationnelle en 2025, avec une production de groupe en hausse de 148 % à 131 506 boepj et un chiffre d’affaires en augmentation de 144 % à 2,73 milliards de dollars, reflétant la première consolidation complète des actifs offshore et une forte performance onshore grâce à l’achèvement de l’usine de gaz de Sapele et à l’activité de nouveaux puits.
• La performance financière s’est considérablement renforcée, avec un EBITDA ajusté en hausse de 137 % à 1,28 milliard de dollars, un bénéfice d’exploitation augmenté à 675,2 millions de dollars, et un flux de trésorerie d’exploitation en expansion de 276 % à 1,17 milliard de dollars. La dette nette a diminué de 25 % pour atteindre 673,3 millions de dollars, soutenant un dividende total pour l’exercice 2025 de 25,0 cents par action, en hausse de 52 % par rapport à l’année précédente.
• Seplat a atteint des étapes opérationnelles clés — notamment la première mise en production de gaz à l’usine ANOH, une augmentation de 48,6 kboepj grâce au programme de restauration de puits inactifs, et l’achèvement de l’échangeur de gaz d’entrée EAP — tout en réduisant l’intensité des émissions onshore de 24 % et en faisant progresser son programme d’élimination de la torchère. La prévision de production pour 2026 est fixée entre 135 et 155 kboepj, soutenue par l’expansion des forages, des projets de croissance du gaz, et un bilan renforcé.

Seplat Energy PLC (« Seplat Energy », « la Société » ou « le Groupe »), une société indépendante de l’énergie leader au Nigeria, cotée à la Bourse du Nigeria et à la Bourse de Londres, annonce ses résultats audités pour les douze mois se terminant le 31 décembre 2025.

Points forts opérationnels

• La production du groupe a été en moyenne de 131 506 boepj, en hausse de 148 % par rapport à 2024 (52 947 boepj), reflétant la première année complète de consolidation offshore, et conforme aux prévisions révisées. La production du 4e trimestre 2025 s’élève à 119 200 boepj, impactée par l’arrêt de Yoho et d’autres activités de maintenance planifiées.
• La production onshore a augmenté de 14 % en glissement annuel, soutenue par l’achèvement de l’usine de gaz de Sapele et le nouvel inventaire de puits.
• L’usine de gaz ANOH a atteint sa première production en janvier 2026, avec une production stable de 50-70 MMscfd, et environ 60 000 barils de condensats actuellement en stockage.
• L’intensité des émissions pour les actifs onshore de Seplat : 24,3 kg CO2/boe (2024 : 32,3 kg CO2/boe), en baisse de 24 % en glissement annuel.
• La croissance offshore a été de 9 % en glissement annuel sur une base pro forma, la performance ayant été modérée par la panne de la plateforme Yoho, dont la reprise est prévue au 2e trimestre 2026.
• Le programme de restauration de puits inactifs, très réussi, a ajouté une capacité de production brute de 48,6 kboepj à partir de 49 puits, dépassant les attentes.
• L’IGE EAP a été le premier grand projet livré en offshore. La récupération maximale de NGL brute (EAP + OSO) d’environ 33 kboepj a été atteinte en février 2026 (pic de récupération brute de NGL en 2025 : environ 20 kboepj).
• Les réserves 2P auditées à la fin de l’année 2025 ont diminué d’environ 42 millions de barils équivalent pétrole (MMboe) pour atteindre 1 001 MMboe (fin 2024 : 1 043 MMboe), dont 67 % en liquides. Cela reflète l’accent mis en 2025 sur la maintenance et les investissements en intégrité.
• Le groupe a augmenté ses réserves 2P+2C de 181 MMBoe pour atteindre 2 486,6 MMboe (fin 2024 : 2 305,4 MMboe), dont 55 % en liquides. Les révisions positives des ressources pétrolières offshore reflètent une performance de production plus forte sur plusieurs champs et une mise à niveau des ressources gazières suite à l’inclusion d’Edop.
• Une seule blessure avec arrêt de travail (LTI) a été enregistrée en 2025 sur nos actifs exploités. Depuis septembre, 11,4 millions d’heures sans LTI (2024 : 11,0 millions d’heures).

Points forts financiers

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• Chiffre d’affaires de 2 726 millions de dollars, en hausse de 144,2 % (exercice 2024 : 1 116 millions de dollars), reflétant une année complète de contribution des actifs offshore.
• Coût unitaire de production de 15,7 $/boe, en baisse de 5 % par rapport à l’année précédente (2024 ajusté : 16,5 $/boe).
• EBITDA ajusté de 1 275,4 millions de dollars, en hausse de 137 % par rapport à l’année précédente (539,0 millions de dollars).
• Cash généré par l’exploitation de 1 165,6 millions de dollars, en hausse de 276 % par rapport à l’année précédente (2024 : 310,0 millions de dollars).
• Capex en cash de 266,8 millions de dollars (exercice 2024 : 208,1 millions de dollars).
• Paiements de clôture totaux à Exxon Mobil de 326,2 millions de dollars. Aucun paiement conditionnel MPNU à ExxonMobil pour 2025.
• La solidité du bilan demeure, la dette nette à la fin de l’année 2025 étant de 673,3 millions de dollars, en baisse de 25 % par rapport à l’année précédente (fin 2024 : 897,8 millions de dollars). Ratio dette nette/EBITDA : 0,53x.

Dividende

• Dividende déclaré pour le 4e trimestre 2025 de 8,3 cents USD par action, en hausse de 11 % trimestre sur trimestre et de 20 % année sur année, comprenant 5,0 cents USD par action de base et 3,3 cents USD par action de dividende spécial.
• Dividende total déclaré pour 2025 : 25,0 cents USD par action, équivalent à 150 millions de dollars, en hausse de 52 % par rapport à 2024, reflétant la solidité du bilan, la forte génération de flux de trésorerie sous-jacent et la confiance continue dans nos perspectives.

Perspectives et prévisions pour 2026

• Prévision de production de 135-155 kboepj, le point médian représentant une augmentation d’environ 10 % par rapport à 2025.
• Pétrole et condensats : stable en glissement annuel ; le nouvel inventaire de puits compense les arrêts planifiés pour la maintenance stratégique et l’intégrité.
• NGL : +85 % en glissement annuel, à partir du 1er trimestre 2026 avec l’achèvement de l’EAP.
• Gaz : +30 % en glissement annuel, contribution d’ANOH, croissance annuelle sur Sapele IGP et achèvement de la phase 1 d’Oso-BRT, qui est en bonne voie pour le 3e trimestre 2026 et vise à doubler les ventes de gaz offshore à 240 MMScf/j brut.
• Prévision initiale de capex : 360-440 millions de dollars. Le plan inclut 17 nouveaux puits (15 onshore et 2 offshore ; forage offshore à partir du 3e trimestre).
• Coûts unitaires de production pour le groupe : 13,5-14,5 $/boe. Une réduction des coûts unitaires est attendue grâce à la croissance du volume.

En commentant ces résultats, Roger Brown, Directeur général, a déclaré :

« En 2025, nous avons clairement démontré notre capacité à opérer à grande échelle. Nous avons bénéficié de la réussite de plusieurs activités clés en offshore qui ont lancé la vie de Seplat en tant qu’opérateur offshore, tout en réalisant une performance de production onshore parmi les meilleures de ces dernières années.

« Lors de notre CMD en septembre, nous avons exposé notre ambition à long terme de « Construire un champion de l’énergie en Afrique », avec une feuille de route claire pour faire passer la production en intérêt de travail à 200 kboepj d’ici 2030. En 2025, nous avons livré le projet de remplacement de l’IGE en offshore et l’usine de gaz de Sapele onshore. Ces dernières semaines, nous avons été ravis d’atteindre la première production de gaz à l’usine ANOH et sommes en bonne voie pour doubler les volumes de gaz en coentreprise à Oso-BRT à 240 MMscfd au second semestre 2026.

Le forage sera un facteur décisif pour atteindre nos ambitions de croissance à long terme, et je suis heureux d’annoncer que le premier rig de forage Jack-Up est contracté, en pays, et doit arriver à Oso au 3e trimestre pour lancer une campagne de forage pluriannuelle et multi-puits.

« Enfin, la capacité de génération de trésorerie de nos actifs est clairement visible dans nos résultats, et en augmentant les dividendes de plus de 50 % à 25 cents USD par action, tout en renforçant notre bilan et en réalisant nos programmes de travail, nous sommes déjà bien positionnés pour réaliser notre objectif de retour de capital cumulatif de 1 milliard de dollars aux actionnaires d’ici 2030. De plus, la solidité du groupe agrandi s’est traduite par une baisse notable de notre coût de la dette, offrant un potentiel supplémentaire pour la création de valeur à long terme. »