Paris, le 3 juillet 2025
N° 15-25


M&P renforce sa position dans le permis gazier Sinu-9 en
Colombie

Établissements Maurel & Prom S.A. (« M&P », le « Groupe ») a le plaisir d’annoncer être parvenu à un accord
pour l’acquisition d’une participation de 21% dans le bloc gazier Sinu-9 en Colombie, en complément de
l’acquisition initiale de 40% annoncée en février 2025.

La finalisation des transactions reste soumise à l’obtention des approbations réglementaires, notamment
celle de l’Agence Nationale des Hydrocarbures de Colombie (« ANH »), ainsi qu’à la réalisation des autres
conditions habituelles de clôture. La finalisation de l’ensemble des transactions est prévue pour le troisième
trimestre 2025.

Olivier de Langavant, Directeur Général de M&P, a déclaré : « Nous sommes heureux de poursuivre notre
stratégie d’expansion en Colombie et d’augmenter notre position dans le bloc prometteur de Sinu-9. Cette
acquisition consolide l’exposition à long terme de M&P à un actif gazier de haute qualité, avec un potentiel
important de développement et d’exploration. En tant qu’opérateur, nous sommes idéalement positionnés
pour libérer toute la valeur de cette ressource stratégique. Nous nous réjouissons également de renforcer
notre collaboration avec NG Energy et de contribuer activement à la sécurité énergétique de la Colombie. »



Acquisition d’une participation supplémentaire de 21% dans Sinu-9

À la suite de la signature de leur SPA le 9 février, M&P et NG Energy ont engagé des discussions conjointes
avec les partenaires minoritaires dans Sinu-9 (ensemble, les « Partenaires Minoritaires ») et se sont mis
d’accord pour l’acquisition de la participation de 28% détenue par les Partenaires Minoritaires dans Sinu-9.

Sous réserve de l’approbation de l’ANH, M&P acquerra une participation supplémentaire de 21% dans le
bloc Sinu-9. Cette transaction vient compléter l’acquisition précédemment annoncée d’une participation de
40% auprès de NG Energy en février, elle aussi soumise à l’approbation de l’ANH. À l’issue de l’obtention de
toutes les approbations requises, M&P détiendra une participation de 61% dans Sinu-9 et en deviendra
l’opérateur. M&P maintiendra également son option d’acquérir une participation supplémentaire de 5%
auprès de NG Energy dans les 12 mois suivant la finalisation.

NG Energy conservera une participation de 39%, comprenant (i) sa participation existante de 11% (après la
cession de 40% à M&P), (ii) la finalisation du transfert d’une participation de 21% (conformément à un accord
antérieur entre les partenaires initiaux de Sinu-9), ainsi que (iii) l’acquisition de 7% supplémentaires auprès
des Partenaires Minoritaires.

Les conditions de la transaction avec les Partenaires Minoritaires sont globalement identiques à celles de
l’acquisition initiale entre M&P et NG Energy. Le montant total que M&P devra verser pour les 21%
supplémentaires est de 78,75 M$. Un acompte de 2,95 M$ a été versé, le solde étant dû à la finalisation.


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Au 30 juin 2025, le Groupe affichait une situation de trésorerie nette positive estimée à 91 M$, comprenant
une position de trésorerie estimée à 225 M$ et une dette brute de 134 M$. M&P dispose d’une liquidité
bancaire disponible de 405 M$ (hors tranche non-tirée de 100 M$ du prêt actionnaire). Cette liquidité inclut
130 M$ de RCF (« revolving credit facility ») non tiré et 50 M$ de prêt amorti non tiré, en plus de la trésorerie
actuelle du Groupe.

M&P collabore étroitement avec NG Energy depuis plusieurs mois pour préparer une campagne prometteuse
de six puits d’exploration et d’évaluation, dont le lancement est prévu dès octobre.



Nouvelles modalités de paiement de la transaction avec NG Energy

M&P et NG Energy se sont par ailleurs accordés sur une révision des modalités de paiement concernant
l’acquisition de la participation de 40% dans le permis gazier de Sinu-9 annoncée en février 2025. Le montant
total est de 150 M$, dont 20 M$ ont déjà été versés par M&P.

Selon la nouvelle structure :
• Un paiement supplémentaire de 20 M$ sera versé début juillet 2025 ;
• Un paiement de 50 M$ sera effectué à la finalisation de la transaction ;
• Deux paiements différés de 30 M$ chacun suivront : le premier trois mois après la finalisation, le
second six mois après.

L’option d’achat précédemment annoncée, qui donne à M&P le droit d’acquérir une participation
supplémentaire de 5% dans Sinu-9 auprès de NG Energy aux mêmes conditions, reste inchangée. Cette
option peut être exercée pour un montant de 18,75 M$ dans un délai de 12 mois après la finalisation, sous
réserve des ajustements relatifs aux flux de trésorerie à compter de la date d’effet économique du 1er février
2025.

Ces modalités révisées s’inscrivent pleinement dans la stratégie de M&P visant à maintenir une discipline
financière tout en poursuivant des opportunités de croissance à fort potentiel dans son portefeuille.



Mise à jour sur le calendrier de finalisation

La finalisation des transactions reste soumise à l’obtention des approbations réglementaires, notamment
celle de l’ANH, ainsi qu’à la réalisation des autres conditions habituelles de clôture.

L’accord initial de cession de participation avec NG Energy a été soumis à l’ANH peu après sa signature en
février 2025. M&P anticipe que l’ANH examinera désormais l’ensemble des transactions en parallèle, avec
une obtention des approbations attendue au troisième trimestre 2025.



Description de l’actif et point sur la situation opérationnelle

Le bloc gazier Sinu-9 couvre une superficie d’environ 1 260 kilomètres carrés dans le département de
Córdoba. Il est situé dans le très prolifique bassin gazier de Sinu San Jacinto, à proximité immédiate de blocs
gaziers en production détenus par Canacol Energy et Hocol.

Sinu-9 a été mis en production en novembre 2024, dans le cadre de l’essai de long terme en cours des puits
Magico-1X et Brujo-1X. La capacité de production à 100% actuelle est d’environ 12 Mpc/j (7 Mpc/j nets pour



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la participation de 61% acquise) grâce à la mise en service d’une unité mobile sur la plateforme Brujo-1X en
mars. Un second compresseur de secours est en cours d’installation, avec une mise en service prévue sous
peu, ce qui portera la capacité de production à 100% à environ 15 Mpc/j (9 Mpc/j nets pour la participation
acquise de 61%).

Les infrastructures d’évacuation existantes permettent aujourd’hui une production de 30 Mpc/j. Cette
capacité sera portée à 40 Mpc/j (24 Mpc/j nets pour la participation acquise de 61%) d’ici fin octobre 2025,
et il est attendu que la poursuite du développement permette d’augmenter considérablement la production
au-delà de ce premier palier. La région dispose d’infrastructures en place avec un accès au gazoduc Promigas,
la ligne principale de gaz naturel du nord de la Colombie, au point de connexion de Jobo.

Sinu-9 a reçu une licence environnementale de l’Autorité Nationale des Licences Environnementales
colombienne (« ANLA ») pour le forage de 22 puits sur 11 sites.

Le bloc avait des réserves brutes prouvées et probables (2P) et prouvées, probables, possibles (3P)
respectivement de 180,7 Gpc et de 398,3 Gpc à 100% au 31 décembre 2024 (110,2 Gpc et 243,0 Gpc de
réserves 2P/3P nettes pour la participation acquise de 61%), d’après le dernier rapport de réserves certifié
de NG Energy préparé par Sproule, un certificateur de réserves indépendant, dont le rapport a été préparé
conformément aux normes du Manuel d'évaluation des réserves pétrolières et gazières au Canada.

Le projet Sinu-9 présente un potentiel d’exploration et d’évaluation considérable dans un bassin gazier très
prolifique, avec de multiples champs déjà en production dans la région. Plusieurs prospects sont prêts à être
forés au cours des 18 prochains mois et devraient permettre d’accroître considérablement les ressources.

Glossaire

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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pourraient néanmoins s’avérer inexactes et qui sont tributaires de certains facteurs de risques tels que les variations du cours du brut, les variations des
taux de change, les incertitudes liées à l’évaluation de nos réserves de pétrole, les taux effectifs de production de pétrole ainsi que les coûts associés, les
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