Paris, le 1er mars 2024
N° 06-24


Résultats annuels 2023


• Solide performance opérationnelle et profitabilité accrue dans un
environnement de prix du brut en recul
o Production en part M&P en hausse de 10% à 28 057 bep/j pour l’année 2023
o Prix de vente moyen de l’huile en baisse de 19% à 79,3 $/b en 2023
o Augmentation contenue des dépenses d’exploitation et d’administration, en lien avec
le développement de l’activité du Groupe
o Chiffre d’affaires de 682 M$, EBITDA de 359 M$ et résultat net courant de 255 M$


• Importante liquidité et réduction conséquente de l’endettement net grâce à
une forte génération de cash flow
o Flux généré par les opérations de 270 M$ et flux de trésorerie disponible de 157 M$
o Dette nette abaissée à 120 M$ à fin 2023 contre 200 M$ à fin 2022 ; position de
trésorerie nette positive attendue au premier semestre 2024
o Liquidité disponible de 159 M$ à fin 2023, dont 97 M$ de trésorerie


• Réduction substantielle des émissions de gaz à effet de serre et de l’intensité
carbone de la production, en avance sur les objectifs du Groupe
o Emissions de scope 1 et 2 : 11,3kg d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole


• Poursuite du développement du Groupe
o Redémarrage de l’activité au Venezuela : deux enlèvements réalisés en décembre et
janvier, reprise en cours des interventions sur le champ d’Urdaneta Oeste
o Acquisition de Wentworth Resources finalisée en décembre 2023 ; après exercice de
l’option d’achat de TPDC en janvier 2024, M&P détient désormais une participation
de 60% dans l’actif gazier de Mnazi Bay
o M&P est prêt et idéalement positionné pour des opérations de croissance externe


• Redistribution de la valeur créée aux actionnaires
o Dividende de 0,23€ par action (49 M$) versé en juillet 2023 pour l’exercice 2022
o Nouveau dividende de 0,23€ par action (50 M$) proposé au vote pour l’exercice 2023
Conférence audio pour analystes et investisseurs
M&P tiendra ce jour à 10h une conférence analystes/investisseurs via un audio webcast en français et
en anglais qui sera suivie d’une séance de questions/réponses.
Pour participer au webcast en direct ou en différé, cliquez sur le lien suivant :
https://channel.royalcast.com/maureletpromfr/#!/maureletpromfr/20240301_1


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Principaux agrégats financiers

en M$ 2023 2022 Variation

Compte de résultat

Chiffre d’affaires 682 676 +1%
Dépenses d’exploitation et d’administration -176 -161
Redevances et taxes liées à l’activité -76 -85
Variation de position de sur/sous-enlèvement -45 13
Achat d’huile à des tiers -26 –
Autre – –
Excédent brut d’exploitation (EBITDA) 359 443 -19%
Dotations amortissements et provisions et dépréciation -106 -85
Charges d’exploration -15 -1
Autre -46 -4
Résultat opérationnel 193 352 -45%
Charges financières nettes -20 -23
Impôts sur les résultats -131 -145
Quote-part des sociétés mises en équivalence 200 22
Résultat net consolidé 242 206 +18%
Dont résultat net courant 255 211 +21%
Dont résultat net en part Groupe 210 205 +3%
Dont participations ne donnant pas le contrôle 32 1

Flux de trésorerie

Flux avant impôts 334 444
Impôts sur les résultats payés -73 -112
Flux généré par les opérations avant variation du B.F.R. 261 331 -21%
Variation du besoin en fonds de roulement 9 34
Flux généré par les opérations 270 366 -26%
Investissements de développement -107 -92
Investissements d’exploration -17 -11
Acquisitions d’actifs -9 -78
Dividendes reçus 20 12
Flux de trésorerie disponible 157 198 -21%
Service net de la dette -144 -224
Dividendes distribués -49 -29
Autre -4 -2
Variation de trésorerie -41 -58 N/A

Trésorerie et endettement

Solde de trésorerie fin de période 97 138
Endettement brut fin de période 217 337
Endettement net fin de période 120 200 -40%


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Le Conseil d’administration du Groupe Maurel & Prom (« M&P », « le Groupe »), réuni le 29 février 2024,
sous la présidence de Monsieur John Anis, a arrêté les comptes1 au 31 décembre 2023.

Olivier de Langavant, Directeur Général de M&P, a déclaré : « Dans un contexte de normalisation des prix
du brut, nous sommes parvenus à maintenir des résultats solides grâce à une bonne performance
opérationnelle, tant au niveau de la production que vis-à-vis des coûts d’exploitation. Le Groupe devrait
atteindre une position de trésorerie nette positive au cours du premier semestre 2024, ce qui marque
l’aboutissement de notre objectif de désendettement entamé en 2020. Le résultat net consolidé courant
atteint un niveau historique à 255 M$ suite à la prise en compte du Venezuela. La finalisation de
l’acquisition de Wentworth Resources marque notre ancrage de long terme en Tanzanie. La préemption
de l’Etat gabonais pour l’acquisition d’Assala ne remet pas en cause l’engagement du Groupe dans le pays,
et M&P entend bien continuer à poursuivre son activité au Gabon, en partenariat avec les autorités. Le
Groupe dispose de liquidités conséquentes et d’un accès à la dette privilégié qui lui permettent d’envisager
des projets de développement d’envergure. Enfin, je tiens à souligner l’amélioration continue de nos
indicateurs de sécurité, ainsi que ceux de performance environnementale qui traduisent notre engagement
concret à réduire notre empreinte, et en particulier nos émissions de gaz à effet de serre. »



Situation financière

• Commentaires sur l’exercice 2023

Le chiffre d’affaires consolidé pour l’année 2023 s’élève à 682 M$, en légère augmentation par rapport à
l’exercice 2022 (676 M$), malgré une baisse marquée du prix de vente moyen de l’huile, qui s’élève à
79,3 $/b en 2023 contre 97,8 $/b en 2022.

Les dépenses d’exploitation et d’administration s’établissent à 176 M$, contre 161 M$ en 2022. Cette
évolution mesurée s’explique principalement par le début des opérations de l’appareil de forage C18
Maghèna au Gabon et le démarrage des activités au Venezuela, et souligne autrement la bonne tenue des
mesures de contrôle des coûts du Groupe dans un climat généralement inflationniste. Les redevances et
taxes liées à l’activité sont en baisse (76 M$ contre 85 M$ en 2022) en raison de leur proportionnalité aux
prix de vente. La variation de position de sur/sous-enlèvement est négative pour un montant de 45 M$.
L’achat de tierces parties dans le cadre des activités de trading du Groupe a représenté un montant de
26 M$ pour l’exercice 2023.

L’excédent brut d’exploitation (EBITDA) s’établit à 359 M$, en baisse de 19% par rapport à l’exercice
précédent (443 M$). Les dotations aux amortissements s’élèvent à 106 M$ en 2023 contre 85 M$ en
2022. Le Groupe a enregistré 15 M$ en charges d’exploration pour l’exercice, dont 8 M$ en Colombie pour
la fin de la campagne de forage sur le permis de COR-15 début 2023 et 5 M$ dans le cadre de la cessation
des activités en Namibie. Le résultat opérationnel courant s’élève à 193 M$, après prise en compte d’une
charge de 46 M$ liée aux diverses opérations de croissance.

Les charges financières nettes figurant dans le compte de résultat s’élèvent à 20 M$, en baisse par rapport
à 2022 (23 M$) malgré la hausse des taux d’intérêt. L’impôt sur les résultats s’élève à 131 M$ en 2023.

La quote-part de résultat de M&P provenant des sociétés mises en équivalence est de 200 M$, dont 27 M$
pour la participation de 20,46% détenue dans Seplat Energy, et 174 M$ pour la participation de 40% dans


1
Les procédures d’audit sur les comptes consolidés ont été effectuées ; le rapport de certification sera émis fin
mars 2024 après finalisation du rapport annuel

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Petroregional del Lago (« PRDL ») au Venezuela. Cette dernière quote-part de résultat inclut 126 M$ de
résultat courant correspondant au résultat de l’exercice 2023, ainsi que 47 M$ de résultat exceptionnel
liés à des reprises de provisions pour la période 2018-2022.

Le résultat net consolidé pour l’exercice 2023 s’élève à 242 M$, en hausse de 18% par rapport à 2022
(206 M$). Le résultat net courant (hors éléments exceptionnels) est quant à lui de 255 M$, en hausse de
21%. Le résultat net en part Groupe s’élève à 210 M$.

Le flux de trésorerie généré par les opérations avant variation du fonds de roulement est de 261 M$
(contre 331 M$ en 2022). Après prise en compte de la variation du fonds de roulement (impact positif de
9 M$), le flux généré par les opérations a atteint 270 M$.

Les investissements de développement s’élèvent à 107 M$, contre 92 M$ pour l’exercice précédent. Ces
investissements incluent 85 M$ liés aux activités de développement sur l’actif d’Ezanga au Gabon, 12 M$
pour les activités réalisées en Angola, et 8 M$ pour la filiale de forage Caroil.

Les investissements d’exploration s’élèvent à 17 M$, dont 10 M$ pour la découverte d’Ezal sur le permis
d’Ezanga au Gabon. Les dépenses liées aux acquisitions d’actifs s’élèvent à 9 M$, et reflètent les sommes
engagées dans les différents projets de croissance menés au cours de l’exercice au Gabon et au Venezuela,
nettes de la trésorerie acquise lors de la finalisation de l’acquisition de Wentworth Resources.

En 2023, M&P a reçu 20 M$ de dividendes de sa participation de 20,46%, dans Seplat Energy.

Le flux de trésorerie disponible pour l’exercice 2023 s’élève donc à 157 M$ contre 198 M$ en 2022.

Du point de vue des flux de financement, le service de la dette est de 144 M$, dont 120 M$ de
remboursement (109 M$ de dette bancaire, dont 62 M$ de remboursement volontaire du RCF, et 11 M$
de dette actionnariale).

Enfin, M&P a distribué 49 M$ de dividendes en 2022, soit 0,23€ par action versé en juillet 2023.


• Emprunts et financement

La liquidité disponible au 31 décembre 2023 s’établit à 159 M$, dont 97 M$ de trésorerie et 62 M$ de
tranche RCF non-tirée.

Au cours de l’exercice 2023, M&P a remboursé au total 120 M$ de dette brute, réduisant son endettement
brut à 217 M$ au 31 décembre 2023 (contre 337 M$ à fin 2022), dont 146 M$ de prêt bancaire (incluant
5 M$ de RCF tirés au 31 décembre 2022) et 71 M$ de prêt d’actionnaire.

La dette nette a par conséquent diminué de 80 M$ sur l’année 2023 et s’élève à 120 M$ au 31 décembre
2023, contre 200 M$ au 31 décembre 2022. M&P prévoit d’atteindre une position de trésorerie nette
positive au cours du premier semestre 2024.


• Projections opérationnelles et financières pour 2024

En 2024, le Groupe prévoit une production en part M&P de 29 500 bep/j, dont :
• 14 800 b/j au Gabon (équivalents à 18 500 b/j de production à 100% à Ezanga)
• 63,0 Mpc/j en Tanzanie (équivalents à 105,0 Mpc/j de production à 100% à Mnazi Bay)


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• 4 200 b/j en Angola (équivalent à 21 500 b/j de production à 100% sur le Bloc 3/05)

Avec ces hypothèses de production, les prévisions de flux de trésorerie généré par les opérations pour
l’année 2024 en fonction des différentes hypothèses de cours du Brent sont les suivantes :
• A 70 $/b : 230 M$
• A 80 $/b : 280 M$
• A 90 $/b : 315 M$

M&P prévoit en sus de recevoir 90 M$ de dividendes en 2024 : 70 M$ pour la participation de 40% dans
PRDL au Venezuela, et 18 M$ pour la participation de 20,46% dans Seplat.

Autres mouvements de trésorerie significatifs budgétés pour l’exercice, pour un total de 277 M$ :
• Investissements de développement : 130 M$ répartis ainsi :
o 100 M$ au Gabon pour la poursuite des forages de développement sur le permis d’Ezanga
o 15 M$ en Tanzanie pour le forage d’un puits de développement fin 2024
o 15 M$ en Angola (non-opéré)
• Investissements d’exploration : 15 M$ de budget contingent
• Financement : 117 M$, répartis ainsi :
o 52 M$ de remboursements de dette
o 15 M$ de charge nette de la dette
o 50 M$ de dividendes


• Proposition de dividende

Après étude de la situation financière du Groupe et de la performance réalisée pour l’exercice 2023, le
Conseil d’administration propose le paiement d’un dividende de 0,23€ par action, pour un montant total
de 50 M$.

Bien que la situation financière du Groupe ait continué de s’assainir et que le Groupe dispose de liquidités
importantes, ce montant inchangé par rapport à l’exercice précédent traduit le souhait du Conseil
d’administration de maintenir une flexibilité maximale afin de réaliser des opérations de croissance
importantes. En outre, le Groupe n’exclut pas la possibilité d’effectuer des rachats d’actions relutifs de
manière opportuniste.



Activité en 2023

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

Pour la troisième année consécutive, le Groupe n’a connu aucun incident avec arrêt de travail, et le taux
de fréquence des blessures avec arrêt de travail (« LTIR ») est donc toujours nul. Le taux de fréquence des
blessures enregistrables par million d’heures travaillées (« TRIR ») est quant à lui de 0,64 contre 1,61 en
2022.




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Indicateurs de performance EHS-S :
LTIR TRIR

7
5,95
6

5 4,24 4,05
4
2,58 2,70 2,56 2,52
3 2,46

2 1,41 0,79 1,83 1,61
0,98
0,54 0,26 0,45 0,64
1
0,00 0,00
0 0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Note : Fréquence des blessures avec arrêt de travail (LTIR) et taux d’incidents enregistrables (TRIR) calculés par million d’heures travaillées


Le Groupe a poursuivi ses actions de réduction des émissions de gaz à effet de serre, principalement au
Gabon. Le raccordement de puits au réseau de gaz a permis de cesser les achats de routine auprès de
tiers. La consommation de diesel a baissé grâce au raccordement des plateformes au réseau électrique,
ainsi qu’à la pose de panneaux solaires pour les sites isolés. Enfin, la réduction des arrêts intempestifs de
torche sur les plateformes a sensiblement réduit les émissions de méthane.

L’intensité carbone (scope 1 et 2) de la production opérée du Groupe en 2023 s’établit à 11,3kg
d’équivalent CO2 par baril équivalent pétrole, en baisse de 38% par rapport à 2022 (18,1kg). Ceci traduit
la baisse des émissions au Gabon, ainsi que l’augmentation du poids relatif de la Tanzanie en raison du
niveau de production accru. Il convient de noter que la réduction des émissions de gaz à effet de serre a
dépassé l’objectif fixé en 2021, qui était de réduire de moitié les émissions d’ici 2023 par rapport à leur
niveau de 2020.

Emissions de gaz à effet de serre et intensité par baril des actifs opérés en production :
Emissions scope 1+2 (kt de CO2e, axe de gauche) Intensité scope 1+2 (kg de CO2e/b, axe de droite)

400kt 35kg/bep
30,3
350kt 30kg/bep
300kt
21,3 25kg/bep
250kt 18,1
20kg/bep
200kt
356 15kg/bep
11,3
150kt
256
220 10kg/bep
100kt
154
50kt 5kg/bep

0kt 0kg/bep
2020 2021 2022 2023 Objectif 2023




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• Activités de production



T1 T2 T3 T4 Var. 2023
2023 2022
2023 2023 2023 2023 vs. 2022


Production en part M&P
Gabon (huile) b/j 15 839 15 719 15 574 14 300 15 354 14 646 +5%
Angola (huile) b/j 3 424 4 097 4 341 4 534 4 103 3 732 +10%
Tanzanie (gaz) Mpc/j 46,7 47,6 54,5 57,3 51,6 43,2 +19%
Total bep/j 27 054 27 755 29 003 28 390 28 057 25 584 +10%

La production du Groupe en part M&P s’élève à 28 057 bep/j pour l’exercice 2023, en augmentation de
10% par rapport à 2022 (25 584 bep/j).

Au Gabon, la production d’huile en part M&P (80%) sur le permis d’Ezanga s’élève à 15 354 b/j pour
l’année 2023, en augmentation de 5% par rapport à 2022. Une petite découverte a été faite sur la
structure d’Ezal au cours de l’exercice ; elle a été immédiatement raccordée et mise en production. Une
campagne de stimulation de puits a eu lieu en fin d’année 2023 avec de bons résultats.

En Tanzanie, la production de gaz en part M&P (48,06% jusqu’à fin décembre 2023) sur le permis de Mnazi
Bay s’élève à 51,6 Mpc/j en 2023, en hausse de 19% par rapport à 2022.
En Angola, la production en part M&P des Blocs 3/05 (20%) et 3/05A (26,7%) s’élève à 4 103 b/j en 2023,
en augmentation de 10% par rapport à 2022. La production de fin d’année est en hausse notable : la
production du quatrième trimestre 2023 (4 103 b/j en part M&P) est ainsi supérieure de 21% au niveau
moyen de l’année 2022 (3 732 b/j).


• Activités de service de forage

Caroil, la filiale de services de forage détenue à 100% par M&P, est actuellement active au Gabon avec les
appareils de forage C3, C16, et C18 Maghèna.

L’appareil de forage C18 Maghèna a commencé à travailler sur le permis d’Ezanga au premier semestre
2023, en remplacement du C3. Un total de 12 puits a été foré par Caroil sur Ezanga en 2023.

L’appareil de forage C16 poursuit son activité pour le compte d’Assala. L’appareil de forage C3 a quant à
lui débuté un programme de forage pour le compte de Perenco.


• Autres faits marquants de l’exercice

Redémarrage des activités au Venezuela

La production en part M&P Iberoamerica (40%) du champ d’Urdaneta Oeste au quatrième trimestre 2023
s’élève à 5 490 b/j (13 724 b/j à 100%), et 5 700 b/j sur l’année 2023 entière (14 251 b/j à 100%).

Le redémarrage des activités sur le champ d’Urdaneta Oeste se poursuit avec la mise en place de la
nouvelle organisation dès fin novembre 2023, ainsi que les premières interventions sur puits et



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commandes d’équipement en janvier 2024. L’augmentation associée de la production devrait se faire
sentir à partir du deuxième trimestre 2024.

Il est actuellement prévu que la Licence Générale 44 (General License 44 ou « GL 44 ») de l’Office of Foreign
Assets Control (« OFAC »), qui régit la levée temporaire des sanctions américaines au Venezuela, expire le
18 avril 2024. Dans le cas où celle-ci ne serait pas étendue, M&P a la possibilité de pouvoir poursuivre ses
activités dans le pays dans le cadre des accords signés avec PdVSA en novembre 2023, tout en restant en
stricte conformité avec les restrictions imposées par les autorités américaines.

Acquisition de Wentworth Resources

M&P a annoncé le 21 décembre 2023 la finalisation de l'acquisition de Wentworth Resources annoncée
le 5 décembre 2022. La quote-part de M&P dans l’actif gazier de Mnazi Bay en Tanzanie est donc passée
temporairement de 48,06% à 80%, TPDC détenant les 20% restants.

Conformément aux dispositions de l’option d’achat signée en amont de la finalisation de l’acquisition de
Wentworth Resources, l’entreprise nationale tanzanienne TPDC a comme attendu exercé son option
d’achat lui permettant d’acquérir une quote-part supplémentaire de 20% dans Mnazi Bay en janvier 2024.
La quote-part de M&P dans l’actif est donc désormais de 60%, les 40% restant appartenant à TPDC.

Information sur le projet d’acquisition d’Assala

M&P a pris note de la signature le 15 février 2024 d'un contrat d'achat d'actions (« SPA ») entre la société
nationale pétrolière gabonaise Gabon Oil Company (« GOC ») et Carlyle en vue de l'acquisition par GOC
d’Assala Energy Holdings Ltd et de toutes ses filiales (« Assala »). Cette signature intervient dans le cadre
du droit de préemption souverain de GOC. Le SPA signé par M&P avec Carlyle le 15 août 2023 est devenu
sans objet.

M&P confirme et réitère sa volonté de demeurer un partenaire de confiance de la République du Gabon,
comme en témoigne sa présence et l’ensemble de ses projets dans le pays depuis près de 20 ans.



Réserves du Groupe au 31 décembre 2023

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 2023 ont été évaluées par DeGolyer and MacNaughton au Gabon et en Angola,
et par RPS Energy en Tanzanie.

Malgré la production de l’année, les réserves 2P du Groupe sont en hausse de 5% ; elles s’élèvent à
182,2 Mbep au 31 décembre 2023, dont 111,6 Mbep de réserves prouvées (1P).

En Tanzanie, la révision de 67,7 Gpc inclut l’augmentation de 50,7 Gpc liée au passage de la quote-part de
M&P de 48,06% à 60% suite à l’acquisition de Wentworth Resources et proforma l’exercice de l’option
d’achat de TPDC.

Ces chiffres n’incluent pas les réserves associées à la participation de 40% dans Petroregional del Lago
(« PRDL ») opérant le champ d’Urdaneta Oeste au Venezuela, pour lesquelles M&P attend le retour
d’expérience des interventions qui seront menées dans les mois à venir.


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Ces chiffres ne prennent pas non plus en compte la participation de 20,46% détenue par M&P dans Seplat,
un des principaux opérateurs nigérians coté sur les bourses de Londres et Lagos. Pour rappel, les réserves
2P de Seplat s’élèvent à 226 Mb d’huile et 1 463 Gpc de gaz au 31 décembre 2023, soit 469 Mbep (96 Mbep
pour la participation de 20,46% de M&P).

Réserves 2P en part M&P :

Huile (Mb) Huile (Mb) Gaz (Gpc) Mbep
Gabon Angola Tanzanie Total Groupe
31/12/2022 120,8 18,0 206,2 173,2
Production -5,6 -1,5 -18,8 -10,2
Révision +3,8 +4,2 +67,7 +19,3
31/12/2023 118,9 20,8 255,0 182,2
Dont réserves 1P 74,9 17,9 112,7 111,6
Soit (en % des 2P) 63% 86% 44% 61%




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Français Anglais
pieds cubes pc cf cubic feet
millions de pieds cubes par jour Mpc/j mmcfd million cubic feet per day
milliards de pieds cubes Gpc bcf billion cubic feet
baril B bbl barrel
barils d’huile par jour b/j bopd barrels of oil per day
millions de barils Mb mmbbls million barrels
barils équivalent pétrole bep boe barrels of oil equivalent
barils équivalent pétrole par jour bep/j boepd barrels of oil equivalent per day
millions de barils équivalent pétrole Mbep mmboe million barrels of oil equivalent



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