Résultats annuels 2023
Energian plc
(« Energean » ou la « Société »)
Résultats annuels 2023
Londres, 21 March 2024 - Energean plc (LSE : ENOG, TASE : ????) a le plaisir d'annoncer ses résultats annuels audités pour l'exercice clos le 31 décembre 2023 («FY 2023").
Mathios Rigas, PDG d'Energean, a déclaré :
« 2023 a été une autre année de transformation pour Energean. Nous avons augmenté notre production de 200 % d'une année sur l'autre, atteint un pic de production d'environ 150 kboed et mis NEA/NI en service dans les délais et dans les limites du budget. Malgré l'environnement géopolitique difficile, toutes nos opérations ont été gérés sans aucun impact des conflits régionaux. Depuis la fin de l'année, le démarrage de Karish North et la deuxième colonne montante d'exportation de gaz nous permettent désormais d'utiliser la capacité maximale de gaz du FPSO et nos prévisions de production illustrent la prochaine étape vers notre objectif à court terme de 200 kboed.
« Nous avons également connu une année solide sur le plan financier, générant des revenus pour l'ensemble de l'année de 1,420 931 millions de dollars et un EBITDAX ajusté de 50 millions de dollars. En conséquence, nous avons réduit notre ratio de levier de 3 %, à 370x. la stratégie de passation de contrats, qui sous-tend notre politique de dividendes, nous a permis de récupérer environ XNUMX millions de dollars (210 cents US/action) aux actionnaires depuis notre paiement inaugural au troisième trimestre 3.
"Nous regardons au-delà de nos objectifs à court terme et cela se reflète dans notre nouveau projet d'entrée au Maroc et en Italie, où nous voyons une nouvelle ère pour l'industrie après l'annulation de lois prohibitives, libérant ainsi des superficies auparavant restreintes. Nous restons également attentifs aux opportunités qui correspondent à nos principaux moteurs d'activité (versement d'un dividende fiable, désendettement, croissance et notre engagement envers Net Zero). ) et peut agir rapidement pour en profiter lorsqu'ils surviennent.
"En matière de durabilité, nous contribuons à la transition d'Israël vers l'abandon du charbon ainsi qu'à sa sécurité énergétique et à celle de la région dans son ensemble, en contribuant à répondre à la demande croissante de gaz naturel. Nous avons encore réduit l'intensité de nos émissions et avons désormais atteint une réduction de 86 %. par rapport à notre référence initiale de 2019. Nous sommes également désormais notés AAA par MSCI . Notre projet Prinos Carbon Storage (« CS ») ajoutera un autre pilier et contribuera à décarboner les industries lourdes en Europe du Sud-Est, conformément à notre engagement lors de la COP28.
« Notre succès continu est dû à la collaboration de toute l'équipe mondiale pendant ce qui a été une période difficile en Méditerranée orientale. Je suis fier de diriger une équipe aussi diversifiée et dévouée et, à mesure que nous continuons à croître, notre engagement en faveur de l'intégrité et de la durabilité de l'entreprise et l'excellence opérationnelle demeurera."
Faits saillants opérationnels
· Première augmentation majeure de la production réalisée.
o Production FY23 de 123 kboed (83 % de gaz), en hausse de 200 % sur un an, principalement grâce à une année complète de production à Karish (Israël).
o La production quotidienne en Israël n’est toujours pas affectée par les développements géopolitiques en cours.
o La disponibilité du FPSO (hors arrêts planifiés) était de 99 % dans Q4 2023.
· Projets de croissance clés terminés.
o Le développement NEA/NI (Égypte) s’est achevé en décembre 2023.
o Karish North et la deuxième colonne montante d'exportation de gaz ont été mises en service en février 2024.
· Réserves confirmées de 2P en fin d'année de 1,115 2023 mmbep, stables d'une année sur l'autre avant la production des volumes de 19 et démontrant une durée de vie des réserves matérielles d'environ XNUMX ans .
· Nouveau contrat gazier signé en Israël en février 2024.
o Ajoute environ 2 milliards de dollars de revenus sur la durée du contrat et est conforme à la stratégie du Groupe visant à garantir des flux de trésorerie fiables à long terme.
· L'entrée dans le pays marocain via l'affermage des licences Lixus et Rissana de Chariot Limited devrait être finalisée sous peu.
Faits saillants financiers
· Solide performance financière, soutenue par une année complète de production à Karish.
o Ventes et autres revenus 2023 de 1,420 93 millions de dollars, soit une augmentation de 2022 % (737 : XNUMX millions de dollars).
o EBITDAX ajusté pour 2023 de 931 millions de dollars, soit une augmentation de 121 % (2022 : 422 millions de dollars).
o Le bénéfice après impôts de 2023 millions de dollars en 185 constitue une amélioration significative par rapport à l’année précédente (2022 : 17 millions de dollars). Le bénéfice après impôts a été impacté négativement par 100 millions de dollars de charges d'impôts différés.
o La trésorerie du groupe au 31 décembre 2023 s'élevait à 372 millions de dollars (y compris des montants soumis à restrictions de 26 millions de dollars) et la liquidité totale s'élevait à 607 millions de dollars.
o Réduction de 50 % du levier du Groupe à 3x (exercice 2022 : 6x).
o Aucune échéance de dette immédiate suite au refinancement obligataire d'Energean Israel en juillet 2023.
· Dividende du 4ème trimestre 2023 de 30 cents US/action déclaré le 22 février 2024 et mis en paiement le 29 mars 2024 .
o Un total de 210 cents US/action (environ 370 millions de dollars), incluant le dividende du quatrième trimestre 41, restitués aux actionnaires depuis le début des premiers paiements.
· Réduction de 42 % d'une année sur l'autre de l'intensité des émissions de carbone à 9.3 kgCO2e/bep et une réduction de 86 % depuis notre année de référence initiale. , en avance sur l'objectif 2019-2025 affiché du Groupe.
Outlook
· Les prévisions de production pour 2024 ont été réitérées entre 155 et 175 kboed (la production à fin février était de 144 kboed ; 82 % de gaz), une avancée significative vers les objectifs à court terme d'Energean.
La production est pondérée au second semestre en raison de :
o La demande de gaz de pointe pendant l’été entraîne une production maximale de gaz du FPSO Energean Power.
o Cassiopea (Italie) premier gaz attendu pour l’été 2024.
· Axé sur le remplissage du FPSO Energean Power et sur la satisfaction de la demande croissante de gaz en Israël et dans la région.
o Le démarrage du développement de Katlan (Israël) prolongera le plateau de production de gaz et présente un potentiel d'exportation.
· De nouveaux axes de développement en cours pour développer l’activité actuelle :
o Le farm-in au Maroc devrait s'achever de manière imminente ; évaluation bien prévue pour le troisième trimestre 3.
o En mars 2024, une décision de justice a annulé le plan PITESAI et ses actes associés en Italie. Cette décision a débloqué des superficies auparavant restreintes en plus de celles déjà identifiées et mises en avant par Energean.
· Les paiements de dividendes trimestriels sont destinés à être déclarés conformément à la politique de dividende précédemment communiquée.
· Évaluer toutes les opportunités, avec une discipline de capital continue, qui génèrent des dividendes, atteignent les objectifs de désendettement d'Energean, atteignent ses objectifs de croissance et contribuent à l'objectif Net Zero du Groupe.
Résumé financier
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| FY 2023 | FY 2022 | Variation en% |
Production moyenne d’intérêts directs | Kboed | 123 | 41 | 200% |
Ventes et autres revenus | millions de dollars | 1,420 | 737 | 93% |
Coût monétaire de production | $/bep | 11 | 19 | (42%) |
EBITDAX ajusté | millions de dollars | 931 | 422 | 121% |
Profit apres taxes | millions de dollars | 185 | 17 | 988% |
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation | millions de dollars | 656 | 272 | 141% |
Dépenses de développement et de production | millions de dollars | 487 | 729 | (33%) |
Dépenses d'exploration | millions de dollars | 57 | 140 | (59%) |
Dépenses de démantèlement | millions de dollars | 19 | 9 | 111% |
31 Décembre 2023 | 31 Décembre 2022 | Variation en% | ||
Espèces (y compris les montants soumis à restrictions) | millions de dollars | 372 | 503 | (26%) |
Dette nette | millions de dollars | 2,849 | 2,518 | 13% |
Effet de levier (Dette nette / EBITDAX ajusté) | millions de dollars | 3x | 6x | 50% |
Conférence téléphonique
Une webdiffusion aura lieu aujourd'hui à 08h30 GMT / 10h30 heure d'Israël.
Webcast: https://brrmedia.news/ENOG_FY23
Composer: + 44 (0) 33 0551 0200
Appel (Israël uniquement) : + 972 (0) 3 376 1321
Code de confirmation (si demandé) : Résultats énergétiques
Les slides de présentation seront prochainement disponibles sur le site Internet www.energean.com
Demandes de renseignements
Pour les marchés de capitaux : [email protected]
Kyrah McKenzie, responsable des relations avec les investisseurs +44 7921 210 862
Pour les médias: [email protected]
Paddy Blewer, responsable de la communication d'entreprise Tél : +44 7765 250 857
Efficacité Avis
HSE
En 2023, Energean a enregistré un autre solide record HSE, avec zéro blessure grave enregistrée. Le taux de fréquence des accidents avec perte de temps (« LTIF ») était de 0.47 (2022 : 0.47) et le taux total d’incidents enregistrables (« TRIR ») était de 1.09 (2022 : 1.18).
réservations
Les réserves de participation directe 2023P pour l'ensemble de l'année 2 s'élevaient à 1,115 2023 Mbep, stables d'une année sur l'autre avant la production de volumes de 47 (19 Mbep) et démontrant une durée de vie des réserves matérielles d'environ XNUMX ans. .
Réserves 2023P 2 Mbep (% de gaz) | Réserves 2022P 2 Mbep (% de gaz) | % Augmentation Diminution) | |
Israël | 926 (% 89) | 940 (% 89) | (1%) |
Égypte | 70 (% 88) | 99 (% 87) | (29%) |
Reste du portefeuille | 119 (% 37) | 122 (% 38) | (2%) |
Total | 1,115 (% 83) | 1,161 (% 84) | (4%) |
Mise à jour de la production et des opérations
En 2023, la production totale était de 123 kboed (83 % de gaz), en hausse de 200 % sur un an, principalement due à la première année complète de production à Karish (Israël).
2023 kbep (% gaz) | 2022 kbep (% gaz) | % Augmentation Diminution) | |
Israël | 87 (% 89) | 5 (% 92) | 1640% |
Égypte | 25 (% 86) | 25 (% 87) | 0% |
Reste du portefeuille | 11 (% 34) | 11 (% 40) | 0% |
Total | 123 (% 83) | 41 (% 75) | 200% |
2024 devrait être une autre année importante pour Energean et une étape importante vers ses objectifs à court terme. La production du Groupe au cours des deux premiers mois de 2024 était de 144 kboed (82 % de gaz). Energean réitère la fourchette de guidance de 155 à 175 kboed communiquée dans son trading update de janvier, qui est pondérée vers le second semestre en raison de :
· La demande de gaz de pointe en été en Israël entraîne une production maximale de gaz du FPSO Energean Power.
· Le démarrage de Cassiopea (Italie), attendu pour l’été 2024.
Israël
Vidéo
Au cours des 12 mois précédant le 31 décembre 2023, la production en participation directe d'Israël était en moyenne de 87 kboed (89 % de gaz). Les ventes commerciales pour la majorité des contrats de vente et d'achat de gaz à long terme (« GSPA ») d'Energean ont commencé en avril 2023. Une mise en service et une montée en puissance plus lentes que prévu ont entraîné une production inférieure aux prévisions à Karish au premier semestre. Ce problème a été surmonté, la production ayant augmenté avec succès au troisième trimestre jusqu'à la capacité initiale du FPSO et la disponibilité augmentée au quatrième trimestre à 3 % . La demande de pointe en gaz provenant des GSPA d'Energean a été observée au troisième trimestre. La production quotidienne n’a pas été et continue d’être impactée par les développements géopolitiques en cours.
Développement
En février 2024, Energean a mis en ligne Karish North et la deuxième colonne montante d'exportation de gaz, permettant l'utilisation de la capacité de gaz maximale du FPSO. Le FPSO d'Energean Power compte désormais quatre puits de production en exploitation, augmentant ainsi la redondance des stocks de puits et la flexibilité nécessaire pour répondre aux exigences de la demande des acheteurs de gaz d'Energean. Le deuxième train pétrolier sera installé dès que possible.
Energean a l'intention de développer la région de Katlan/Tanin par étapes. La phase 1 comprend les accumulations Athena, Zeus, Hera et Apollo, pour lesquelles le plan de développement du champ a été approuvé par le gouvernement israélien en décembre 2023. Energean prévoit d'acquérir FID une fois les termes EPC finalisés, qui sont actuellement en cours de négociation. Energean espère obtenir du gouvernement israélien une licence de production de 30 ans pour Katlan dans les semaines à venir.
Technip
En février 2024, Energean a signé un avenant aux termes de l'accord de paiement différé avec Technip et a réduit le montant à 210 millions de dollars. Ce montant restant sera versé en douze versements trimestriels égaux à compter de mars 2024. Les montants différés ne portent aucun intérêt. Les prévisions de dépenses en capital d'Energean pour 2024 n'incluent pas ce montant, car il a été comptabilisé en 2022.
Eshkol Energies Génération LTD
Également en février 2024, Energean Israel Limited a signé un nouveau GSPA avec Eshkol Energies Generation LTD, détenue majoritairement par Dalia Energy Companies Ltd, pour la fourniture d'une quantité initiale de 0.6 GmXNUMX/an. , passant à 1 Gm2032/an à partir de 15. Le GSPA est d'une durée d'environ 12 ans, pour une quantité totale de contrat pouvant atteindre environ 2 milliards de mètres cubes et représente environ XNUMX milliards de dollars de revenus sur la durée du contrat. Le contrat contient des dispositions concernant les prix plancher et plafond, le take or pay et l'indexation des prix (non liés au prix du Brent). Le GSPA a été signé à des niveaux conformes aux autres grands contrats à long terme du portefeuille d'Energean.
Égypte
Vidéo
Au cours des 12 mois précédant le 31 décembre 2023, la production en participation directe en Égypte était en moyenne de 25 kboed (86 % de gaz). Le projet NEA/NI a obtenu le premier gaz du premier puits (NEA#6) en mars 2023, suivi du deuxième (NEA#5) en juillet 2023, puis des deux autres puits en décembre 2023 (PY#1 et NI#1). . Les trois derniers puits fonctionnent conformément aux attentes à 73 mmscfd (15 kboed). Le puits NEA#6 a arrêté sa production en novembre 2023 en raison de taux de déclin plus élevés que prévu. Il n’y a aucune répercussion sur les autres puits. Le projet a été livré conformément au budget.
Un puits intercalaire (NAQPII#2) sur le champ d'Abu Qir a été mis en service en janvier 2024 et produit conformément aux attentes à 19 mmscfd (4 kboed). Energean continue d'évaluer d'autres opportunités de remplissage et d'exploration autour de son hub d'Abu Qir.
Licences de production
Des discussions sont en cours avec les autorités égyptiennes pour fusionner les trois concessions de production d'Energean (Abu Qir, NEA et NI) en une seule. La concession unique qui en résulte devrait rationaliser les conditions fiscales et prolonger la durée de vie économique des champs.
Créances
Au 31 décembre 2023, les créances nettes (après provision pour créances douteuses) en Égypte s'élevaient à 147 millions de dollars (31 décembre 2022 : 117 millions de dollars), dont 114 millions de dollars (31 décembre 2022 : 41 millions de dollars) étaient classés comme en souffrance.
Exploration
Le puits d'exploration Orion X1 (WI 19% ) a atteint le réservoir cible en mars 2024. Les résultats préliminaires indiquent que le puits ne contient aucun hydrocarbure commercial. Les activités d'évaluation ultérieures dépendent de l'achèvement de l'analyse du puits après le forage.
Reste du portefeuille
Au cours des 12 mois clos le 31 décembre 2023, la production en participation directe du reste du portefeuille s'est élevée en moyenne à 11 kbep (34 % de gaz).
Italie
Le premier gaz de Cassiopea (WI 40 % non-opérateur) est attendu pour l'été 2024. Les activités de pose de pipelines se sont achevées en juillet 2023 et les opérations de forage ont commencé en novembre 2023, le premier puits de production étant achevé en janvier 2024. Le reste des puits de production en mer et à terre les travaux avancent bien.
En mars 2024, le tribunal administratif du Latium (Rome) a statué en faveur d'une demande présentée par Energean et plusieurs autres opérateurs, annulant le plan PITESAI et ses actes applicables. . L'annulation de ces lois restrictives autorise de nouvelles activités potentielles soit sur les superficies d'exploration, soit dans les concessions existantes, en plus de celles soulignées par Energean dans sa mise à jour sur les échanges et les opérations de janvier 2024. Energean salue cette décision et attend avec impatience de faire progresser certaines concessions.
Grèce
Le projet Prinos CS d'Energean en Grèce a été inclus par la Commission européenne comme projet d'intérêt commun. Des protocoles d'accord non contraignants ont été signés pour environ 5 millions de tonnes de stockage par an et 150 millions d'euros de subventions ont été engagés. Energean avance la conversion de son permis d'exploration en permis de stockage.
Entrée du pays au Maroc
Comme annoncé le 7 décembre 2023, Energean a accepté d'acquérir les licences de Chariot Limited (« Chariot », AIM :CHAR) Rissana (opérateur WI 37.5 %) et Lixus (opérateur WI 45 %), cette dernière incluant les 18 GmXNUMX ( brut) Développement du gaz Anchois.
L'achèvement du farm-in au Maroc est attendu de manière imminente, dès réception des approbations restantes des autorités marocaines.
Energean (Opérateur) et Chariot prévoient de forer un puits d'appréciation sur le champ Anchois au troisième trimestre 3.
Financements
Energean a terminé 2023 avec des liquidités disponibles totales de 607 millions de dollars (2022 : 720 millions de dollars), y compris des montants non tirés de 235 millions de dollars au titre de ses facilités de crédit renouvelables.
En juillet 2023, Energean a émis 750 millions de dollars de billets garantis de premier rang via sa filiale Energean Israel Finance Ltd (« Energean Israel »), arrivant à échéance en 2033 avec un coupon de 8.5 %. Les fonds ont été principalement utilisés pour rembourser les billets de 625 millions de dollars d'Energean Israël échéant en mars 2024. À la suite de ce refinancement, la durée de vie moyenne pondérée de la dette d'Energean a été prolongée à plus de six ans et se traduit par un taux d'intérêt moyen pondéré de 6.13 %.
En octobre 2023, la facilité de prêt à terme non garantie de 350 millions de dollars de PLC a été modifiée et retraitée en un RCF non garanti de 120 millions de dollars.
Energean reste déterminé à atteindre son objectif à court terme de réduction de l'endettement, qui est défini comme la dette nette/EBITDAX ajusté à environ 1.5x.
Kerogen Investments n ° 38 limitée
En 2023, les deux éléments de contrepartie restants pour Kerogen Investments No. 38 Limited (« Kerogen ») dans le cadre de l'acquisition en 2020 de la participation minoritaire de 30 % dans Energean Israel Limited ont été finalisés :
· En juillet 2023, la contrepartie différée restante (150 millions de dollars) à Kerogen a été payée.
· En décembre 2023, Kerogen a exercé son option de convertir ses 50 millions de dollars de billets convertibles en actions. Cela a abouti à l'émission de 4,422,013 nouvelles actions ordinaires (« Nouvelles Actions Ordinaires ») à un prix de conversion de 8.3843 GBP par Nouvelle Action Ordinaire. Les Actions Nouvelles Ordinaires ont été admises aux négociations sur les Bourses de Londres et de Tel Aviv le 20 décembre 2023.
ESG et changement climatique
Energean s'engage à atteindre zéro émission nette de scope 1 et 2 d'ici 2050 et à divulguer à la pointe de l'industrie ses intentions en matière de transition énergétique.
Réduction des émissions
Le Groupe a enregistré pour l'ensemble de l'année 2023 une intensité d'émissions de scope 1 et 2 de 9.3 kgCO2/bep, soit une réduction de 42 % sur un an et une réduction de 86 % par rapport à son année de référence initiale (2019), en avance sur le calendrier annoncé pour 2019. -Objectif 2025. Energean prévoit de réduire davantage l'intensité des émissions à 8.5 - 9.0 kgCO2/bep en 2024.
Energean maintient un plan continu de réduction de l'intensité carbone et vise actuellement à réduire de moitié l'intensité de ses émissions à 4.0-6.0 kgCO2/bep d'ici 2035. Energean a l'intention d'atteindre cet objectif à moyen terme grâce à l'avancement des projets de CSC, d'électrification et de solutions naturelles.
Notations et affirmations ESG
En 2023, Energean a continué de recevoir de solides notes ESG de la part des principales agences de notation ESG. Ceci comprend:
· La note du Carbon Disclosure Project (« CDP ») sur le changement climatique est maintenue à A- et alignée sur tous les piliers recommandés par le Groupe de travail sur la divulgation financière liée au climat (« TCFD »).
· La notation MSCI est passée de AA à AAA, dans le top 17 % de notre secteur.
· Sustainalytics s'est classé parmi les 18 % des meilleurs de notre secteur, contre 30 % en 2022.
· La note de l’indice Maala est maintenue à platine.
· Constituant de la série d'indices FTSE4Good.
Orientation 2024
FY 2024 | |
Vidéo |
|
Israël (kboed) | 115-130 |
Egypte (kboed) | 29-31 |
Reste du portefeuille (kboed) | 11-14 |
Production totale (kbep) | 155-175 |
|
|
Dette nette consolidée (millions $) | 2,800-2,900 |
Coût de production comptant (frais d'exploitation plus redevances) | |
Israël (millions de dollars) | 350-380 |
Égypte (millions de dollars) | 30-40 |
Reste du portefeuille (millions $) | 190-210 |
Coût décaissé total de production (millions $) | 570-630 |
|
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Investissements de développement et de production | |
Israël (millions de dollars) | 150-200 |
Égypte (millions de dollars) | 30-50 |
Reste du portefeuille (millions $) | 220-250 |
Dépenses totales en capital de développement et de production (millions $) | 400-500 |
Dépenses d'exploration (millions $) | 130-170 |
Dépenses de déclassement (millions $) | 40-50 |
Analyse financier
Résumé des résultats financiers
| 2023 | 2022 | Changement à partir de 2022 |
Production moyenne des intérêts directs (kboepj) | 123 | 41 | 200% |
Revenus (en millions de dollars) | 1,420 | 737 | 93% |
Coût décaissé de production (millions $) | 475 | 284 | 67% |
Coût de production ($/bep) | 11 | 19 | (42%) |
Frais administratifs et de vente (millions $) | 43 | 46 | (7%) |
Bénéfice d'exploitation (millions $) | 598 | 232 | 158% |
EBITDAX ajusté (en millions de dollars) | 931 | 422 | 121% |
Bénéfice après impôts (millions $) | 185 | 17 | 988% |
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation (en millions de dollars) | 656 | 272 | 141% |
Dépenses en capital (millions $) | 544 | 870 | (37%) |
Dépenses en capital en espèces (en millions de dollars) | 541 | 460 | 18% |
Dette nette (en millions de dollars) | 2,849 | 2,518 | 13% |
Ratio de levier (Dette nette/EBITDAX ajusté) | 3 | 6 | (50%) |
Revenus, production et prix des matières premières
Le chiffre d'affaires a augmenté de 683 millions de dollars pour atteindre 1,420 2022 millions de dollars (737 : 72 millions de dollars), principalement en raison de l'accélération réussie de la production de notre champ gazier phare de Karish, situé au large du nord d'Israël, jusqu'à sa capacité initiale. Le prix moyen pondéré réalisé du pétrole et du gaz par le Groupe pour l'année était respectivement de 2022 $/baril (81 : 5 $/baril) et de 2022 $/mcf (11 : XNUMX $/mcf).
La production en participation directe s'est élevée en moyenne à 123 kboepj en 2023 (2022 : 41 kboepj), le champ gazier de Karish représentant plus de 70 % de la production totale.
L'EBITDAX ajusté s'est élevé à 931 millions de dollars (2022 : 422 millions de dollars). L’augmentation par rapport à 2022 est due à des revenus plus élevés complétés par des coûts d’exploitation légèrement inférieurs.
Coût décaissé de production
Au cours de la période, nos coûts de production unitaires décaissés ont diminué à 11 $ par baril d'équivalent pétrole (bep), contre 19 $/bep en 2022. Cette réduction est principalement due à l'augmentation de la production pour l'année résultant de l'accélération réussie de la production. du champ gazier de Karish en Israël. En outre, la monnaie égyptienne a fortement chuté par rapport au dollar américain, ce qui a également entraîné une réduction du coût du baril en Égypte. Hors redevances de 186 millions de dollars (2022 : 46 millions de dollars), nos coûts de production cash se sont élevés à 289 millions de dollars en 2023 (2022 : 238 millions de dollars, dont seulement 2 mois de production en Israël). Par conséquent, le coût connexe par bep hors redevances a diminué à 6.4 $ en 2023, contre 15.9 $ en 2022.
Amortissements, dépréciations et radiations
Les charges d'amortissement avant dépréciation des actifs de production et de développement ont augmenté à 306 millions de dollars (2022 : 83 millions de dollars), avec l'augmentation connexe de la charge unitaire d'amortissement à 6.8 $/bep (2022 : 5.5 $/bep).
Le test de dépréciation du Groupe n'a pas identifié d'unités génératrices de trésorerie pour lesquelles un changement raisonnablement possible d'une hypothèse clé entraînerait une dépréciation ou une reprise de dépréciation.
La direction a examiné la manière dont les risques et opportunités climatiques identifiés par le Groupe (tels que discutés dans le rapport stratégique) peuvent avoir un impact sur l'estimation de la valeur recouvrable des unités génératrices de trésorerie dans les évaluations de dépréciation. L'ampleur et la nature anticipées de l'impact futur du climat sur les opérations du Groupe et les investissements futurs, et donc l'estimation de la valeur recouvrable, ne sont pas uniformes dans toutes les unités génératrices de trésorerie. Il existe une série d'incertitudes inhérentes quant à la mesure dans laquelle les réponses au changement climatique peuvent avoir un impact sur la valeur recouvrable des unités génératrices de trésorerie du Groupe. Il s’agit notamment de l’impact des changements futurs dans les politiques gouvernementales, la législation et la réglementation, des réponses sociétales au changement climatique, de la disponibilité future de nouvelles technologies et des changements dans la dynamique de l’offre et de la demande.
Le Groupe a intégré la tarification du carbone lors de la préparation des valorisations actualisées des flux de trésorerie. Les prix du carbone sont intégrés sur la base de la législation actuellement en vigueur (le cas échéant). Les coûts du carbone sont basés sur le prix prévu du carbone par tonne/équivalent CO2, multiplié par les émissions estimées des scopes 1 et 2 pour la ou les opérations concernées.
Dans le cadre de l'évaluation de la dépréciation, le Groupe a exécuté des scénarios de sensibilité basés sur les projections climatiques 2023 des Perspectives énergétiques mondiales de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), notamment le scénario de politiques déclarées (STEPS), le scénario d'engagements annoncés (APS) et le scénario de zéro émission nette d'ici 2050 ( NZE). Ces scénarios spécifiques n'ont pas été directement appliqués dans l'évaluation des actifs à des fins d'information financière. En effet, aucun scénario ne correspond pleinement au consensus de direction sur les hypothèses que les acteurs du marché peuvent utiliser pour évaluer les actifs du Groupe. L'évaluation a révélé que les UGT du Groupe en Italie et en Grèce, notamment le champ de Vega, sont significativement affectées par ces scénarios en raison de leur sensibilité aux variations du prix du pétrole Brent. A l'inverse, les actifs du Groupe en Israël et en Egypte sont moins influencés par ces scénarios, du fait de l'approche localisée de la définition des prix.
Dépenses d’exploration et d’évaluation et nouveaux projets
Au cours de la période, le Groupe a dépensé 34 millions de dollars (2022 : 71 millions de dollars) pour les activités d'exploration et d'évaluation de nouvelles entreprises. Cela comprend des coûts de dépréciation de 29 millions de dollars (2022 : 66 millions de dollars) pour des projets qui ne progresseront pas vers le développement, principalement Isabella au Royaume-Uni.
En outre, les dépenses d’évaluation des nouvelles entreprises se sont élevées à 5 millions de dollars (2022 : 5 millions de dollars), principalement liées aux coûts d’évaluation préalable à l’autorisation.
Frais généraux et administratifs (G&A)
Energean a engagé des frais généraux et administratifs d'environ 43 millions de dollars en 2023 (2022 : 46 millions de dollars). Les frais de vente, frais généraux et administratifs en espèces s'élevaient à 31 millions de dollars (2022 : 36 millions de dollars).
Les frais généraux et administratifs en trésorerie excluent certains éléments comptables hors trésorerie des frais généraux et administratifs déclarés par le Groupe. La direction utilise cette mesure alternative de performance pour surveiller la performance du Groupe, car elle aide à prendre des décisions éclairées concernant l'allocation du capital. Les frais généraux et administratifs en espèces sont calculés comme suit : Frais d'administration et de vente et de distribution, à l'exclusion de l'épuisement et de l'amortissement des actifs et des frais de paiement fondés sur des actions qui sont inclus dans les frais généraux et administratifs.
| 2023 (millions $) | 2022 (millions $) |
Dépenses administratives | 43 | 46 |
Moins: |
| |
Dépréciation | 5 | 4 |
Frais de paiement fondés sur des actions inclus dans les frais généraux et administratifs | 7 | 6 |
G&A en espèces | 31 | 36 |
Autres dépenses nettes
Les autres charges nettes de 2 millions de dollars en 2023 (2022 : 1 million de dollars de revenus) comprennent une reprise de provision pour réclamations juridiques de 3 millions de dollars, des provisions pour pertes de crédit attendues de 4 millions de dollars et d'autres éléments non récurrents.
Perte latente sur dérivés
Le Groupe a comptabilisé une perte latente sur instruments dérivés de 7 millions de dollars (2022 : 5 millions de dollars) liée à la contrepartie conditionnelle de Cassiopea. Une contrepartie conditionnelle pouvant atteindre 100.0 millions de dollars est payable et déterminée sur la base des futurs prix du gaz italien enregistrés au moment de la mise en service du champ, prévue pour l'été 2024.
Au 31 décembre 2023, la courbe des contrats à terme sur le gaz italien (PSV) à deux ans indique un prix supérieur à celui à la date d'acquisition, avec un prix à terme supérieur à 20 ?/Mwh. En conséquence, la juste valeur de la contrepartie conditionnelle au 31 décembre 2023 a été estimée à 91 millions de dollars sur la base d'une simulation Monte Carlo (31 décembre 2022 : 86 millions de dollars).
Coûts de financement nets
Les coûts de financement avant capitalisation pour la période se sont élevés à 268 millions de dollars (2022 : 237 millions de dollars). Les frais financiers comprennent : 193 millions de dollars de frais d'intérêts engagés sur les billets garantis de premier rang (2022 : 167 millions de dollars), 6 millions de dollars sur les facilités de crédit (2022 : 2 millions de dollars), 7 millions de dollars de frais d'intérêts liés aux dettes à long terme (2022 : 15 millions de dollars). , réduction de 51 millions de dollars de l'escompte sur la contrepartie différée, la contrepartie conditionnelle, les créditeurs à long terme, les billets d'emprunt convertibles et les provisions pour déclassement (2022 : 37 millions de dollars) ; 11 millions de dollars de commissions pour garanties et autres frais bancaires de (2022 : 16 millions de dollars).
Les charges financières nettes comprennent des pertes de change de 17 millions de dollars (2022 : 22 millions de dollars) et des produits financiers de 19 millions de dollars (2022 : 10 millions de dollars), y compris les revenus d'intérêts sur les dépôts à terme.
Imposition
En 2023, Energean a enregistré des charges d'impôts totalisant 159 millions de dollars, contre 90 millions de dollars en 2022. Cela comprenait une charge d'impôt de 59 millions de dollars pour l'exercice en cours (en baisse par rapport à 200 millions de dollars en 2022) et une charge d'impôt différé de 100 millions de dollars (comparativement à un crédit de 110). 2022 millions de dollars en 46), ce qui se traduit par un taux d'imposition effectif de 84 % (contre 2022 % en XNUMX).
La diminution de l'impôt exigible par rapport à 2022 est principalement due à un impôt exceptionnel de 119 millions de dollars facturé en Italie en 2022. De plus, la charge d'impôt exigible pour l'Italie et l'Égypte a diminué respectivement de 13 millions de dollars et de 10 millions de dollars par rapport à l'année précédente.
En ce qui concerne les mouvements d'impôts différés, l'Italie et Israël ont réalisé des actifs d'impôts différés précédemment comptabilisés en raison de l'utilisation de pertes fiscales, s'élevant respectivement à 15 millions de dollars et 47 millions de dollars. Par ailleurs, l'Italie a réévalué son actif d'impôt différé comptabilisé sur la provision pour démantèlement, entraînant une réduction de 20 millions de dollars.
Flux de trésorerie d'exploitation
Les flux de trésorerie opérationnels avant impôts et mouvements du fonds de roulement s'élevaient à 874 millions de dollars (2022 : 373 millions de dollars). Après ajustement des impôts et des mouvements du fonds de roulement, les flux de trésorerie provenant de l'exploitation s'élevaient à 656 millions de dollars (2022 : 272 millions de dollars).
Dépenses en capital
Au cours de l'année, le Groupe a engagé des dépenses d'investissement de 544 millions de dollars (2022 : 870 millions de dollars). Les dépenses d'investissement comprennent principalement les dépenses de développement liées aux champs Karish Main et Karish North en Israël (148 millions de dollars), le projet NEA/NI en Égypte (123 millions de dollars), le champ Cassiopea en Italie (161 millions de dollars) et les dépenses d'exploration à Katlan, Athena. , Zeus, Hermes et Hercules en Israël (25 millions de dollars) et dans North East Happy et East Bir El Nus en Égypte (26 millions de dollars).
Dette nette
Au 31 décembre 2023, la dette nette de 2,849 2022 millions de dollars (2,518 : 2,500 450 millions de dollars) se composait de 64 372 millions de dollars de billets garantis de premier rang israéliens, de 11 millions de dollars de billets garantis de premier rang d'entreprises et de 2023 millions de dollars de tirages sur les prêts grecs, moins les frais amortis différés et la trésorerie, dépôts bancaires et soldes de trésorerie soumis à restrictions de 750 millions de dollars. Le 569 juillet 2022, Energean a fixé le prix de l'offre d'un montant en principal global de 144 millions de dollars de billets garantis de premier rang. La dette nette hors Israël s’élève à XNUMX millions de dollars (XNUMX : XNUMX millions de dollars).
En accédant aux marchés des capitaux d'emprunt, Energean n'est exposée qu'aux taux d'intérêt flottants pour le prêt grec et la facilité de crédit renouvelable (« RCF »).
Cotes de crédit
Energean maintient des notations de crédit d'entreprise auprès de Standard and Poor's (S&P) et de Fitch Ratings (Fitch). En novembre 2023 :
· S&P a confirmé la notation « B+ » d'Energean et de ses obligations garanties de premier rang arrivant à échéance en 2027, mais la perspective a été révisée de stable à négative. Les perspectives négatives reflètent l’escalade des risques géopolitiques et sécuritaires en Israël. Les notations ont été confirmées à B+ car les actifs d'Energean restent pleinement opérationnels, les flux de trésorerie n'ont pas été affectés et le conflit devrait avoir un impact limité sur les opérations d'Energean en Israël.
· Fitch a relevé la notation de crédit d'entreprise d'Energean plc de « B+ » à « BB- » avec une perspective stable. Les billets garantis de premier rang d'Energean arrivant à échéance en 2027 ont également été reclassés de « B+ » à « BB ». Les principaux facteurs de la mise à niveau étaient : les performances de production, tirées par la montée en puissance réussie du champ de Karish, la voie claire d'Energean vers le désendettement, la politique de dividendes définie, le faible risque de recontracting et l'amélioration des coûts de production.
Gestion des risques
Principaux risques
Energean identifie depuis longtemps les risques géopolitiques comme l’un des principaux risques auxquels le Groupe est confronté. Compte tenu des événements survenus depuis octobre 2023, le Groupe a introduit un nouveau risque principal spécifiquement lié aux risques géopolitiques et sécuritaires régionaux et nationaux accrus en Israël. La production quotidienne et les paiements des acheteurs de gaz nationaux n'ont pas été affectés par les évolutions géopolitiques. Energean continue de surveiller la situation et a mis en place des mesures d'atténuation, notamment un programme d'assurance pour certains risques résultant de dommages aux actifs. Il existe également un mécanisme de compensation potentiel par le gouvernement israélien en vertu de la loi sur l'impôt foncier et le fonds de compensation. Une description complète des mesures d'atténuation prises par le Groupe par rapport à ce risque est disponible dans le Rapport et Comptes Annuels 2023.
Le reste des principaux risques sont inchangés par rapport à ceux divulgués dans les résultats intermédiaires 2023. Une description complète des principaux risques d'Energean est divulguée dans le rapport et comptes annuels 2023.
Gestion du risque de liquidité et continuité d’exploitation
Le Groupe gère soigneusement le risque de pénurie de fonds en surveillant de près sa situation de financement et son risque de liquidité. L'évaluation de la continuité d'exploitation couvre la période allant de la date d'approbation des états financiers du Groupe le 21 mars 2024 au 30 juin 2025 « la période d'évaluation ».
Au 31 décembre 2023, la liquidité disponible du Groupe était d'environ 607 millions de dollars. Ce chiffre de liquidité disponible comprend : (i) c. 115 millions de dollars disponibles au titre de la facilité de crédit renouvelable (« RCF ») de 300 millions de dollars signée par le Groupe en septembre 2022 et telle que modifiée en mai 2023 (le reste étant utilisé pour émettre des lettres de crédit pour les opérations du Groupe) et (ii) c. 120 millions de dollars au titre de la facilité de crédit renouvelable de 120 millions de dollars signée par le Groupe en octobre 2023.
L'évaluation de la continuité d'exploitation est fondée sur une prévision de flux de trésorerie préparée par la direction, qui repose sur un certain nombre d'hypothèses, notamment les dernières prévisions de durée de vie des champs de production du Groupe, les prévisions de dépenses budgétisées, l'estimation des prix futurs des matières premières (sur la base des courbes prospectives récemment publiées). ) et la marge disponible au titre des lignes de crédit du Groupe. L'évaluation de la continuité d'exploitation contient un « scénario de base » et un « scénario raisonnable dans le pire des cas » (« RWC »).
Le scénario de base suppose un Brent à 80 $/baril en 2024 et 75 $/baril en 2025 et un PSV (prix du gaz italien) à 30 ?/MWH en 2024 et 2025. Une augmentation raisonnable de la production du champ de Karish est supposée tout au long de la période. période d’évaluation de continuité d’exploitation, les prix du gaz vendu étant supposés être des prix convenus contractuellement. Dans le cadre du scénario de base, des liquidités suffisantes sont maintenues tout au long de la période de continuité d’exploitation.
Le Groupe réalise également régulièrement des tests de sensibilité sur sa position de liquidité pour évaluer les impacts négatifs pouvant résulter de changements dans l'environnement macro-économique, tels qu'une baisse des prix des matières premières. Ces inconvénients sont pris en compte dans le scénario d’évaluation de la continuité d’exploitation de RWC. Le Groupe n'est pas significativement exposé au risque de taux d'intérêt variable puisque la majorité de ses emprunts sont à taux fixe. Le
Le groupe examine également l'impact des changements ou du report de projets clés et des scénarios pessimistes sur les prévisions de production budgétisées dans le RWC.
Les deux principales sensibilités à la baisse prises en compte dans le RWC sont : (i) la baisse des prix des matières premières ; (ii) production réduite - ces inconvénients sont appliqués pour évaluer la solidité de la position de liquidité du Groupe au cours de la Période d'évaluation. En cas de baisse de RWC, il existe des stratégies d'atténuation appropriées et opportunes, sous le contrôle du Groupe, pour gérer le risque de déficit de financement et garantir la capacité du Groupe à poursuivre son activité. Les stratégies d'atténuation, sous le contrôle de la direction, modélisées dans le RWC comprennent le report des dépenses en capital sur les actifs exploités et/ou la gestion des dépenses d'exploitation pour améliorer la liquidité.
Dans le scénario RWC, après avoir envisagé les stratégies d’atténuation, la liquidité est maintenue tout au long de la période de continuité d’exploitation.
Des tests de résistance inversés ont également été effectués pour déterminer quel déficit de prix des matières premières ou de production devrait se produire pour éliminer la marge de liquidité. Les conditions nécessaires à l'élimination de la marge de liquidité sont jugées comme ayant une faible possibilité de se réaliser, compte tenu de la nature diversifiée du portefeuille du Groupe et de la « couverture naturelle » fournie en vertu des contrats de gaz à prix fixe du Groupe en Israël et en Égypte. Dans l’éventualité où un scénario de baisse lointaine se produirait, des stratégies d’atténuation prudentes, cohérentes avec celles décrites ci-dessus, pourraient également être mises en œuvre dans les délais nécessaires pour préserver la liquidité. Il n’y a pas d’impact matériel du changement climatique au cours de la période d’évaluation et, par conséquent, il ne fait pas partie des tests de résistance inversés effectués par la direction.
Dans le cadre de son évaluation de la capacité du Groupe à poursuivre ses activités, y compris son examen des flux de trésorerie prévus du Groupe au cours de la Période de Prévision, le Conseil a porté des jugements sur :
? Des sensibilités raisonnables adaptées à la situation actuelle de l’entreprise et à l’environnement macroéconomique au sens large ; et
? la capacité du Groupe à mettre en œuvre les mesures d'atténuation sous le contrôle du Groupe, dans le cas où ces actions seraient nécessaires.
Après un examen attentif, les administrateurs sont convaincus que le Groupe dispose de ressources financières suffisantes pour poursuivre ses activités dans un avenir prévisible, pour la période d'évaluation allant de la date d'approbation des états financiers du Groupe le 21 mars 2024 au 30 juin 2025. Pour cette raison , ils continuent d'adopter le principe de continuité d'exploitation pour l'établissement des comptes du groupe.
Événements post-bilan
Le 21 février 2024, Energean a approuvé son dividende du 4ème trimestre de 30 cents US par action, qui sera payé le 29 mars 2024.
Le 22 février 2024, le premier gaz de Karish North a été atteint et la deuxième colonne montante d'exportation de gaz a été achevée.
Le puits d'exploration Orion X1 a atteint le réservoir cible en mars 2024. Les résultats préliminaires indiquent que le puits ne contient aucun hydrocarbure commercial. Les activités d'évaluation ultérieures dépendent de l'achèvement de l'analyse du puits après le forage. La valeur comptable des dépenses d'exploration et d'évaluation capitalisées connexes au 31 décembre 2023 était de 23.3 millions de dollars. Aucune dépréciation n’a été comptabilisée relativement à cet investissement.
Mesures non conformes aux IFRS
Le Groupe utilise certaines mesures de performance qui ne sont pas spécifiquement définies par les IFRS ou d'autres principes comptables généralement reconnus. Ces mesures non-IFRS comprennent l'EBITDAX ajusté, le coût de production, les dépenses d'investissement, les dépenses d'investissement en trésorerie, la dette nette et le ratio d'endettement et sont expliquées ci-dessous.
Coût décaissé de production
Le coût décaissé de production est une mesure non-IFRS utilisée par le Groupe comme indicateur utile des coûts décaissés sous-jacents du Groupe pour produire des hydrocarbures. Le Groupe utilise cette mesure pour comparer la performance opérationnelle d'une période à l'autre, pour surveiller les coûts et pour évaluer l'efficacité opérationnelle. Le coût décaissé de production est calculé comme le coût des ventes, ajusté de l’amortissement et des mouvements de stocks d’hydrocarbures.
(en millions de dollars) | 2023 | 2022 |
Coût des ventes | 760 | 359 |
Moins: |
| |
Dépréciation | 301 | 79 |
Changement d'inventaire | (16) | (4) |
Coût de production1 | 475 | 284 |
Production totale pour la période (kbep) | 44,731 | 15,038 |
Coût décaissé de production par bep ($/bep) | 11 | 19 |
1Les chiffres peuvent ne pas totaliser en raison des arrondis
EBITDAX ajusté
L'EBITDAX ajusté est une mesure non-IFRS utilisée par le Groupe pour mesurer la performance commerciale. Il est calculé comme le résultat de la période, retraité des activités abandonnées, des impôts, des dépréciations et amortissements, des autres produits et charges (y compris l'impact des instruments financiers dérivés et de change), des frais financiers nets et des frais d'exploration. Le Groupe présente l'EBITDAX ajusté car il est utilisé pour évaluer la croissance et l'efficacité opérationnelle du Groupe, car il illustre la performance sous-jacente des activités du Groupe en excluant les éléments non considérés par la direction comme reflétant les opérations sous-jacentes du Groupe.
(en millions de dollars) | 2023 | 2022 |
EBITDAX ajusté | 931 | 422 |
Rapprochement avec le bénéfice/(la perte) : |
| |
Dépréciation et amortissement | (306) | (83) |
Paiement basé sur des actions | (7) | (6) |
Frais d'exploration et d'évaluation | (34) | (71) |
Evolution du coût du démantèlement | 17 | (28) |
Autres dépenses | (10) | (4) |
Autres revenus | 8 | 3 |
Dépenses financières | (250) | (107) |
Revenus financiers | 19 | 10 |
Perte latente sur dérivés | (7) | (5) |
Change net | (17) | (22) |
Recettes/(charges) fiscales | (159) | (90) |
Bénéfice/(Perte) pour l'année | 185 | 17 |
Dépenses en capital
Les dépenses d'investissement sont un indicateur utile des dépenses organiques du Groupe en actifs pétroliers et gaziers et en actifs d'exploration et d'évaluation engagées au cours d'une période. Les dépenses en capital sont définies comme les ajouts aux immobilisations corporelles et aux actifs incorporels d'exploration et d'évaluation, moins les ajouts d'actifs liés au déclassement, les ajouts d'actifs au titre de droits d'utilisation, les frais de paiement fondés sur des actions capitalisés et les coûts d'emprunt capitalisés :
(en millions de dollars) | 2023 | 2022 |
Ajout d'immobilisations corporelles | 533 | 878 |
Ajouts aux actifs incorporels d’exploration et d’évaluation | 57 | 141 |
Moins: |
| |
Coût d'emprunt capitalisé | 18 | 109 |
Dépréciation d'immobilisations corporelles | - | 28 |
Ajouts et modifications d’actifs loués | 47 | 2 |
Paiements de location liés aux activités en capital | (16) | (13) |
Amortissement capitalisé | - | 1 |
Modification de la provision pour démantèlement | (3) | 22 |
Dépenses totales en capital | 544 | 870 |
Mouvement au travailcapital | (3) | (410) |
Dépenses en capital en espèces selon le tableau des flux de trésorerie | 541 | 460 |
Dépenses en capital en espèces
(en millions de dollars) | 2023 | 2022 |
Paiement pour l'achat d'immobilisations corporelles | 436 | 396 |
Paiement pour l'exploration et l'évaluation, | 105 | 64 |
Dépenses totales en capital en espèces | 541 | 460 |
Dette nette/(cash) et ratio de levier
La dette nette est définie comme le total des emprunts du Groupe diminué de la trésorerie et des équivalents de trésorerie. La direction estime que la dette nette constitue un indicateur précieux de l'endettement, de la flexibilité financière et de la structure du capital du Groupe, car elle reflète le niveau des emprunts après comptabilisation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie qui pourraient être utilisés pour réduire les emprunts.
La direction surveille de près le ratio de levier, car il donne une image complète du levier financier du Groupe en comparant la dette nette à l'EBITDAX. Ce suivi est crucial pour prendre des décisions éclairées concernant les distributions de dividendes, garantissant que ces paiements sont effectués en position de solidité financière. Il maintient l'équilibre entre la récompense des actionnaires et le maintien de la stabilité financière à long terme du Groupe.
(en millions de dollars) | 2023 | 2022 |
Emprunts en cours | 80 | 46 |
Emprunts non courants | 3,141 | 2,975 |
Total des emprunts | 3,221 | 3,021 |
Moins : Trésorerie et équivalents de trésorerie et dépôts bancaires | (347) | (428) |
Espèces restreintes | (25) | (75) |
Dette nette | 2,849 | 2,518 |
EBITDAX ajusté | 931 | 422 |
Ratio de levier (Dette nette/EBITDAX ajusté) | 3 | 6 |
Énoncés prospectifs
Cette annonce contient des déclarations qui sont, ou sont réputées être, des déclarations prospectives. Dans certains cas, les déclarations prospectives peuvent être identifiées par l'utilisation de termes tels que "projets", "prévisions", "en bonne voie", "anticipe", "s'attend à", "croit", "a l'intention de", "peut" , "volera" ou "devrait" ou, dans chaque cas, leurs variantes négatives ou autres ou une terminologie comparable. Les déclarations prospectives sont soumises à un certain nombre de risques et d'incertitudes connus et inconnus qui peuvent faire en sorte que les résultats et événements réels diffèrent sensiblement de ceux exprimés ou sous-entendus par ces déclarations prospectives, y compris, mais sans s'y limiter : les conditions; la demande pour les produits et services de la Société ; les facteurs concurrentiels dans les industries dans lesquelles la Société opère ; fluctuations des taux de change; évolutions législatives, fiscales et réglementaires ; risques politiques; terrorisme, actes de guerre et pandémies ; les modifications de la loi et les interprétations juridiques ; et l'impact du changement technologique. Les déclarations prospectives ne sont valables qu'à la date de ces déclarations et, sauf si la loi applicable l'exige, la Société n'assume aucune obligation de mettre à jour ou de réviser publiquement les déclarations prospectives, que ce soit à la suite de nouvelles informations, d'événements futurs ou autrement. . Les informations contenues dans cette annonce sont susceptibles d'être modifiées sans préavis.
Compte de résultat du groupe
Exercice clos le 31 décembre 2023
($'000) | Notes | 2023 | 2022 |
Revenu | 4 | 1,419,633 | 737,081 |
Coût des ventes | 5a | (759,546) | (358,930) |
Bénéfice brut |
| 660,087 | 378,151 |
Dépenses administratives | 5b | (43,073) | (45,942) |
Frais d'exploration et d'évaluation | 5c | (34,088) | (71,395) |
Modification de la provision pour démantèlement | 15 | 16,996 | (27,628) |
Crédit (perte)/inversion attendu | 5d | (4,375) | 7,927 |
Autres dépenses | 5e | (5,274) | (12,118) |
Autres revenus | 5f | 7,980 | 3,163 |
Le bénéfice d'exploitation |
| 598,253 | 232,158 |
Revenus financiers | 6 | 19,501 | 9,572 |
Charges financières | 6 | (250,395) | (107,315) |
Perte latente sur dérivés | 17 | (6,610) | (5,203) |
Pertes de change nettes | 6 | (16,584) | (22,207) |
Bénéfice avant impôt |
| 344,165 | 107,005 |
| |||
Charge d'impôt | 7 | (159,230) | (89,734) |
Bénéfice de l'année |
| 184,935 | 17,271 |
|
Bénéfice de base et dilué par action (cents par action) |
| 2023 | 2022 |
Basic | 2 | $1.04 | $0.10 |
Dilué | 2 | $1.05 | $0.12 |
État du résultat global du Groupe
Exercice clos le 31 décembre 2023
($'000) | 2023 | 2022 |
Bénéfice de l'année | 184,935 | 17,271 |
Autre résultat global : | ||
Éléments susceptibles d'être reclassés ultérieurement en résultat |
|
|
Couvertures de flux de trésorerie | ||
Gain/(perte) survenu au cours de la période | - | 11,665 |
Impôt sur le résultat relatif aux éléments pouvant être reclassés en | - | (2,799) |
Différence de change sur la conversion des opérations à l'étranger | 7,463 | 6,996 |
7,463 | 15,862 | |
Éléments qui ne seront pas reclassés ultérieurement en résultat |
|
|
Réévaluation du régime de retraite à prestations définies | (161) | 267 |
Impôts sur les éléments qui ne seront pas reclassés en résultat | 38
| (64) |
(123) | 203 | |
Autre résultat global après impôts | 7,340 | 16,065 |
Résultat global total de l'exercice | 192,275 | 33,336 |
État de la situation financière du Groupe
Au 31 décembre 2023
($'000) | Notes | 2023 | 2022 |
Outils | |||
Actifs non courants |
|
|
|
Immobilisations corporelles | 8 | 4,371,325 | 4,231,904 |
Immobilisations incorporelles | 9 | 325,389 | 296,378 |
Placements mis en équivalence | 4 | 4 | |
Autres créances | 13 | 33,682 | 26,940 |
Actif d'impôt différé | 10 | 217,504 | 242,226 |
Espèces restreintes | 12 | 3,124 | 2,998 |
| 4,951,028 | 4,800,450 | |
Actifs actuels |
|
| |
stocks | 110,126 | 93,347 | |
Clients et autres débiteurs | 13 | 353,257 | 337,964 |
Espèces restreintes | 12 | 22,482 | 71,778 |
Trésorerie et équivalents de trésorerie | 11 | 346,772 | 427,888 |
| 832,637 | 930,977 | |
Total des actifs |
| 5,783,665 | 5,731,427 |
|
|
| |
Passifs et capitaux propres | |||
Capitaux propres attribuables aux propriétaires de la société mère |
|
| |
Partage le capital | 2,449 | 2,380 | |
Partage de prime | 465,331 | 415,388 | |
Réserve de fusion | 139,903 | 139,903 | |
Autres réserves | 5,975 | 16,557 | |
Réserve de conversion des devises | 1,636 | (5,827) | |
Réserve de paiement en actions | 32,917 | 25,589 | |
Gains conservés | 37,904 | 56,208 | |
Total des capitaux propres |
| 686,115 | 650,198 |
|
|
| |
Passifs non courants |
|
| |
Emprunts | 14 | 3,141,197 | 2,975,346 |
Passifs d'impôts différés | 10 | 122,785 | 56,114 |
Passif au titre des prestations de retraite | 1,595 | 1,675 | |
Des provisions | 15 | 786,362 | 809,727 |
Fournisseurs et autres créditeurs | 16 | 166,923 | 318,058 |
| 4,218,862 | 4,160,920 | |
Passif à court terme |
|
| |
Fournisseurs et autres créditeurs | 16 | 737,603 | 756,874 |
Part courante des emprunts | 14 | 80,000 | 45,550 |
Impôt exigible | 9,261 | 109,509 | |
Des provisions | 15 | 51,824 | 8,376 |
| 878,688 | 920,309 | |
Total du passif |
| 5,097,550 | 5,081,229 |
Total capitaux propres et passifs |
| 5,783,665 | 5,731,427 |
Tableau de variation des capitaux propres du Groupe
Exercice clos le 31 décembre 2023
($'000) | Partage le capital | Partage de prime | Réserve de couvertures et régimes à prestations définies | Composante actions des obligations convertibles | Réserve de paiement basée sur des actions | Réserve de traduction | Gains conservés | Réserves de fusion | Total |
Au 1er janvier 2022 | 2,374 | 915,388 | (2,971) | 10,459 | 19,352 | (12,823) | (354,559) | 139,903 | 717,123 |
Bénéfice de la période | - | - | - | - | - | - | 17,271 | - | 17,271 |
Réévaluation du régime de retraite à prestations définies, net d'impôt | - | - | 203 | - | - | - | - | - | 203 |
Couvertures, nettes d'impôts | - | - | 8,866 | - | - | - | - | - | 8,866 |
Différence de change sur la conversion des opérations à l'étranger | - | - | - | - | - | 6,996 | - | - | 6,996 |
Total du résultat global | - | - | 9,069 | - | - | 6,996 | 17,271 | - | 33,336 |
Transactions avec les propriétaires de l'entreprise | |||||||||
Frais de paiement fondés sur des actions | - | - | - | - | 6,243 | - | - | - | 6,243 |
Exercice d’options sur actions des salariés | 6 | - | - | - | (6) | - | - | - | - |
Réduction de la prime d'émission | - | (500,000) | - | - | - | - | 500,000 | - | - |
Dividendes (note 18) | - | - | - | - | - | - | (106,504) | - | (106,504) |
Au 1er janvier 2023 | 2,380 | 415,388 | 6,098 | 10,459 | 25,589 | (5,827) | 56,208 | 139,903 | 650,198 |
Bénéfice de la période | - | - | - | - | - | - | 184,935 | - | 184,935 |
Réévaluation du régime de retraite à prestations définies, net d'impôt | (123) | (123) | |||||||
Différence de change sur la conversion des opérations à l'étranger | 7,463 | 7,463 | |||||||
Total du résultat global | - | - | (123) | - | - | 7,463 | 184,935 | - | 192,275 |
Transactions avec les propriétaires de l'entreprise | |||||||||
Conversion de la note d'emprunt | 57 | 49,943 | - | (10,459) | - | - | 10,459 | - | 50,000 |
Exercice d’options sur actions des salariés | 12 | - | - | - | (12) | - | - | - | - |
Frais de paiement fondés sur des actions | - | - | - | - | 7,340 | - | - | - | 7,340 |
Dividendes (note 18) | - | - | - | - | - | - | (213,698) | - | (213,698) |
Au 31 décembre 2023 | 2,449 | 465,331 | 5,975 | - | 32,917 | 1,636 | 37,904 | 139,903 | 686,115 |
Tableau des flux de trésorerie du Groupe
Exercice clos le 31 décembre 2023
($'000) | Notes | 2023 | 2022 | ||||
Activités d'exploitation | |||||||
Bénéfice avant impôts |
| 344,165 | 107,005 | ||||
Ajustements pour rapprocher le résultat avant impôts de la trésorerie nette provenant des activités opérationnelles : | |||||||
Dépréciation, épuisement et amortissement | 8, 9 | 306,144 | 83,360 | ||||
Perte de valeur sur immobilisations corporelles | 8 | 342 | - | ||||
Perte résultant de la vente d'immobilisations corporelles | 5e | 190 | 1,102 | ||||
Perte de valeur sur les actifs d’exploration et d’évaluation | 9 | 28,758 | 65,550 | ||||
Prestation (gain)/perte définie | 45 | (351) | |||||
Mouvement des provisions | 15 | (11,098) | (4,742) | ||||
Compensation des acheteurs de gaz | 4 | 4,929 | 18,029 | ||||
Evolution des estimations des provisions pour démantèlement | 15 | (16,996) | 27,628 | ||||
Revenus financiers | 6 | (19,501) | (9,572) | ||||
Charges financières | 6 | 250,395 | 107,315 | ||||
Perte latente sur dérivés | 17 | 6,610 | 5,203 | ||||
ECL sur créances commerciales | 5d | 4,375 | 565 | ||||
Revenus non monétaires en provenance d'Égypte | (48,254) | (57,766) | |||||
Perte de valeur sur stocks | 5e | - | 1,207 | ||||
Frais de paiement fondés sur des actions | 7,340 | 6,044 | |||||
Perte de change nette | 6 | 16,584 | 22,207 | ||||
Flux de trésorerie opérationnels avant ajustements du fonds de roulement |
| 874,028 | 372,784 | ||||
Augmentation des stocks | (14,923) | (10,278) | |||||
Augmentation des créances commerciales et autres créances | (45,178) | (74,454) | |||||
Augmentation/(Diminution) des dettes fournisseurs et autres dettes | (44,913) | 23,405 | |||||
Flux de trésorerie d'exploitation |
| 769,014 | 311,457 | ||||
Impôt sur le revenu payé | (112,827) | (39,304) | |||||
Entrée nette de trésorerie liée aux activités d'exploitation |
| 656,187 | 272,153 | ||||
Activités d'investissement |
| ||||||
Paiement pour l'achat d'immobilisations corporelles | 8 | (436,043) | (395,753) |
| |||
Paiement pour l'exploration et l'évaluation, et autres actifs incorporels | 9 | (105,024) | (64,414) |
| |||
Mouvement en espèces soumises à restrictions | 12 | 49,226 | 124,953 |
| |||
Produit de la cession d'immobilisations corporelles | 2 | 227 |
| ||||
Montants reçus d'INGL liés au transfert d'immobilisations corporelles | 16 | 56,906 | 17,371 |
| |||
Autres activités d'investissement | (522) | - |
| ||||
Intérêt reçu | 18,997 | 9,675 |
| ||||
Sortie nette de trésorerie pour les activités d'investissement |
| (416,458) | (307,941) |
| |||
Activités de financement |
| ||||||
Tirage au sort des emprunts | 14 | 905,038 | 63,463 |
| |||
Remboursement des emprunts | 14 | (655,000) | - |
| |||
Remboursement du passif en contrepartie différée | 14 | (150,000) | (30,000) |
| |||
Frais d'émission de dette | 14 | (17,633) | - |
| |||
Remboursement des obligations au titre des baux | 14 | (18,732) | (14,023) |
| |||
Coût financier payé pour les paiements de licences différés | (2,496) | (1,501) |
| ||||
Frais financiers payés | (174,833) | (178,914) |
| ||||
Dividende payé | (213,698) | (106,504) |
| ||||
Sortie nette de trésorerie liée aux activités de financement |
| (327,354) | (267,479) |
| |||
Diminution nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie |
| (87,625) | (303,267) |
| |||
Trésorerie et équivalents de trésorerie en début de période | 427,888 | 730,839 |
| ||||
Effet des fluctuations des taux de change sur la trésorerie détenue | 6,509 | 316 |
| ||||
Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin de période | 11 | 346,772 | 427,888 |
| |||
1. Base de préparation et de présentation de l'information financière
Bien que les informations financières contenues dans ce communiqué préliminaire aient été préparées conformément aux normes comptables internationales adoptées par le Royaume-Uni (IAS adoptées au Royaume-Uni) et aux exigences des règles de cotation de la United Kingdom Listing Authority (UKLA), ce communiqué ne contient pas suffisamment d'informations pour se conformer aux normes IFRS. Le Groupe publiera des états financiers complets conformes aux normes IFRS en avril 2024. Les informations financières pour l'exercice clos le 31 décembre 2023 ne constituent pas des comptes statutaires au sens de l'article 435 (1) et (2) du Companies Act 2006. Le groupe et les états financiers de la société mère pour l'exercice clos le 31 décembre 2022 ont été remis au Registre des sociétés ; le rapport de l'auditeur sur ces comptes était sans réserve, ne comportait aucune référence à des questions en guise d'accent et ne contenait pas de déclaration au titre de l'article 498 (2) ou de l'article 498 (3) de la loi britannique sur les sociétés de 2006.
Les méthodes comptables appliquées sont cohérentes avec celles adoptées et publiées dans les états financiers du Groupe pour l'exercice clos le 31 décembre 2023. Il y a eu un certain nombre d'amendements aux normes comptables et de nouvelles interprétations émises par l'International Accounting Standards Board qui étaient applicables à compter du 1er janvier. 2023, celles-ci n’ont toutefois aucun impact sur les principes comptables, méthodes de calcul ou de présentation appliqués par le Groupe. De plus amples détails sur les nouvelles normes internationales d’information financière adoptées seront divulguées dans le rapport et les comptes annuels 2023.
Certaines nouvelles normes et interprétations comptables ont été publiées et ne sont pas obligatoires pour les exercices clos au 31 décembre 2023 et n'ont pas été adoptées par anticipation par le Groupe. Ces normes ne devraient pas avoir d’impact significatif sur l’entité au cours des périodes de reporting actuelles ou futures ni sur les transactions futures prévisibles.
2. Bénéfice par action
Le résultat de base par action ordinaire est calculé en divisant le résultat net de l'exercice attribuable aux actionnaires ordinaires de la société mère par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation au cours de l'exercice. Le résultat dilué par action ordinaire est calculé en divisant le résultat net de l'exercice attribuable aux actionnaires ordinaires de la société mère par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation au cours de l'exercice majoré du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires qui seraient émises en cas d'action dilutive des salariés. les options ont été converties en actions ordinaires.
($'000) | 2023 | 2022 |
Résultat total attribuable aux actionnaires | 184,935 | 17,271 |
Effet des actions ordinaires potentielles dilutives | 4,450 | 4,054 |
189,385 | 21,325 |
| 2023 | 2022 |
Nombre moyen pondéré d'actions de base | 178,447,141 | 177,931,019 |
Actions ordinaires potentielles dilutives | 2,041,193 | 6,714,731 |
Nombre moyen pondéré dilué d'actions | 180,488,334 | 184,645,750 |
Bénéfice de base par action | 1.04 $ / action | 0.10 $ / action |
Résultat dilué par action | 1.05 $ / action | 0.12 $ / action |
3. Reporting sectoriel
Les informations communiquées au Directeur Général et au Directeur Financier du Groupe (ensemble les principaux décideurs opérationnels) à des fins d'allocation des ressources et d'évaluation de la performance sectorielle sont concentrées sur quatre secteurs opérationnels : Europe (y compris la Grèce, l'Italie, le Royaume-Uni et la Croatie) , Israël, l'Égypte et les nouvelles entreprises.
Les secteurs isolables du Groupe selon IFRS 8 Secteurs opérationnels sont l'Europe, Israël et l'Égypte. Les segments qui ne dépassent pas les seuils quantitatifs de reporting des informations sur les secteurs opérationnels ont été inclus dans Autres.
Chiffre d'affaires sectoriel, résultats et rapprochement avec le résultat avant impôt
Ce qui suit est une analyse du chiffre d'affaires, des résultats et du rapprochement avec le bénéfice/(perte) avant impôts du Groupe par secteur isolable :
($'000) | Europe | Israël | Égypte | Autres transactions & inter-secteurs | Total |
Exercice clos le 31 décembre 2023 | |||||
Revenus des ventes de gaz | 109,949 | 674,481 | 138,237 | - | 922,667 |
Chiffre d'affaires des ventes de liquides d'hydrocarbures | - | 265,355 | 32,487 | - | 297,842 |
Revenus des ventes de pétrole brut | 180,704 | - | - | - | 180,704 |
Revenus des ventes de GPL | - | - | 14,376 | - | 14,376 |
Autre | - | - | - | 4,044 | 4,044 |
Total des revenus | 290,653 | 939,836 | 185,100 | 4,044 | 1,419,633 |
EBITDAX ajusté | 113,498 | 669,894 | 153,790 | (6,684) | 930,498 |
Rapprochement avec le bénéfice avant impôt : | |||||
Dépréciations et amortissements | (36,702) | (201,882) | (65,922) | (1,638) | (306,144) |
Frais de paiement fondés sur des actions | (6,610) | (730) | (89) | 89 | (7,340) |
Frais d'exploration et d'évaluation | (30,148) | (50) | - | (3,890) | (34,088) |
Evolution des dépenses de démantèlement | 16,996 | - | - | - | 16,996 |
Perte de crédit attendue | - | - | (4,375) | - | (4,375) |
Autres dépenses | (4,665) | (190) | (412) | (7) | (5,274) |
Autres revenus | 5,155 | 37 | 3,354 | (566) | 7,980 |
Revenus financiers | 10,498 | 11,319 | 1,348 | (3,664) | 19,501 |
Charges financières | (44,264) | (169,467) | (972) | (35,692) | (250,395) |
Perte latente sur dérivés | (6,610) | - | - | - | (6,610) |
Gain/(perte) de change net | (8,928) | (9,084) | (3,282) | 4,710 | (16,584) |
Bénéfice / (perte) avant impôt sur le revenu | 8,220 | 299,847 | 83,440 | (47,342) | 344,165 |
Recettes fiscales / (charges) | (42,376) | (68,600) | (48,254) | - | (159,230) |
Bénéfice/(perte) d'exploitation | (34,156) | 231,247 | 35,186 | (47,342) | 184,935 |
Exercice clos le 31 décembre 2022 | |||||
Revenus des ventes de gaz | 328,506 | 45,153 | 156,264 | - | 529,923 |
Revenus des ventes de pétrole brut | 206,959 | - | - | - | 206,959 |
Autre | (31,298) | (18,031) | 57,131 | (7,603) | 199 |
Total des revenus | 504,167 | 27,122 | 213,395 | (7,603) | 737,081 |
EBITDAX ajusté6 | 262,655 | (4,498) | 164,581 | (1,125) | 421,613 |
Rapprochement avec le bénéfice avant impôt : |
| ||||
Dépréciations et amortissements | (27,199) | (12,112) | (43,266) | (783) | (83,360) |
Frais de paiement fondés sur des actions | (1,423) | (214) | (89) | (4,318) | (6,044) |
Frais d'exploration et d'évaluation | (61,071) | (1,819) | - | (8,505) | (71,395) |
Perte de valeur sur immobilisations corporelles | (27,628) | - | - | - | (27,628) |
Perte de crédit attendue | (3,043) | - | 10,970 | - | 7,927 |
Autres dépenses | (2,699) | (1,102) | - | (8,317) | (12,118) |
Autres revenus | 1,284 | 54 | 1,097 | 728 | 3,163 |
Revenus financiers | 3,777 | 6,379 | 1,705 | (2,289) | 9,572 |
Charges financières | (32,395) | (29,811) | (858) | (44,251) | (107,315) |
Perte latente sur dérivés | (5,203) | - | - | - | (5,203) |
Gain/(perte) de change net | 4,065 | (3,085) | (7,498) | (15,689) | (22,207) |
Bénéfice/(Perte) avant impôt sur le revenu | 111,120 | (46,208) | 126,642 | (84,549) | 107,005 |
Recettes fiscales / (charges) | (42,283) | 10,951 | (57,766) | (636) | (89,734) |
Bénéfice/(Perte) des activités poursuivies | 68,837 | (35,257) | 68,876 | (85,185) | 17,271 |
Le tableau suivant présente les informations sur les actifs et passifs des secteurs opérationnels du Groupe au 31 décembre 2023 et au 31 décembre 2022, respectivement :
Exercice clos le 31 décembre 2023 (en milliers de dollars) | Europe | Israël | Égypte | Autres transactions & inter-secteurs | Total |
Propriétés pétrolières et gazières | 734,265 | 2,783,914 | 473,628 | 311,295 | 4,303,102 |
Autres immobilisations | 35,110 | 13,918 | 19,996 | (801) | 68,223 |
Immobilisations incorporelles | 20,303 | 243,965 | 46,846 | 14,275 | 325,389 |
Clients et autres débiteurs | 88,729 | 130,135 | 154,095 | (19,702) | 353,257 |
Actif d'impôt différé | 217,504 | - | - | - | 217,504 |
Autres actifs | 849,649 | 573,855 | 47,601 | (954,915) | 516,190 |
Total des actifs | 1,945,560 | 3,745,787 | 742,166 | (649,848) | 5,783,665 |
Fournisseurs et autres créditeurs | 375,390 | 391,379 | 74,893 | 62,864 | 904,526 |
Emprunts | 108,392 | 2,588,491 | - | 524,314 | 3,221,197 |
Disposition de déclassement | 738,063 | 92,613 | - | 6,819 | 837,495 |
Impôt exigible | 7,597 | - | - | 1,664 | 9,261 |
Impôt différé passif | - | 122,785 | - | - | 122,785 |
Autres passifs | 7,502 | - | 1,601 | (6,817) | 2,286 |
Total du passif | 1,236,944 | 3,195,268 | 76,494 | 588,844 | 5,097,550 |
Autres informations sectorielles |
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|
Dépenses en capital : | |||||
Immobilisations corporelles | 220,461 | 138,490 | 130,099 | (1,630) | 487,420 |
Immatériel, exploration | 4,152 | 24,959 | 26,253 | 1,288 | 56,652 |
Exercice clos le 31 décembre 2022 (en milliers de dollars) | Europe | Israël | Égypte | Autres transactions & inter-secteurs | Total |
Propriétés pétrolières et gazières | 536,874 | 3,264,364 | 409,732 | (14,440) | 4,196,530 |
Autres immobilisations | 13,365 | 4,750 | 17,325 | (66) | 35,374 |
Immobilisations incorporelles | 48,249 | 219,354 | 20,639 | 8,136 | 296,378 |
Clients et autres débiteurs | 141,509 | 82,611 | 131,453 | (17,609) | 337,964 |
Actif d'impôt différé | 244,394 | - | - | (2,168) | 242,226 |
Autres actifs | 883,576 | 24,933 | 96,942 | (382,496) | 622,955 |
Total des actifs | 1,867,967 | 3,596,012 | 676,091 | (408,643) | 5,731,427 |
Fournisseurs et autres créditeurs | 220,706 | 540,459 | 50,563 | 114,506 | 926,234 |
Emprunts | 61,437 | 2,471,030 | - | 488,429 | 3,020,896 |
Disposition de déclassement | 724,458 | 84,299 | - | - | 808,757 |
Impôt exigible | 109,468 | - | - | 41 | 109,509 |
Autres passifs | 124,201 | 40,882 | 18,498 | 32,252 | 215,833 |
Total du passif | 1,240,270 | 3,136,670 | 69,061 | 635,228 | 5,081,229 |
Autres informations sectorielles |
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Dépenses en capital : | |||||
Immobilisations corporelles | 85,840 | 537,527 | 105,792 | (368) | 728,791 |
Immatériel, exploration | 12,143 | 124,718 | 193 | 3,970 | 141,024 |
Flux de trésorerie sectoriels
Exercice clos le 31 décembre 2023 (en milliers de dollars) | Europe | Israël | Égypte | Autres transactions & inter-secteurs | Total |
Flux net de trésorerie provenant / (utilisé dans) des activités d'exploitation | 25,737 | 586,570 | 52,032 | (8,152) | 656,187 |
Sortie de trésorerie pour les activités d'investissement | (134,681) | (194,833) | (91,238) | 4,294 | (416,458) |
Trésorerie nette provenant des activités de financement | 65,012 | (129,801) | 26,896 | (289,461) | (327,354) |
Augmentation/(diminution) nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie | (43,932) | 261,936 | (12,310) | (293,319) | (87,625) |
Trésorerie et équivalents de trésorerie en début de période | 58,340 | 24,825 | 26,825 | 317,898 | 427,888 |
Effet des fluctuations des taux de change sur la trésorerie détenue | 775 | (136) | (3,281) | 9,151 | 6,509 |
Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin de période | 15,183 | 286,625 | 11,234 | 33,730 | 346,772 |
Exercice clos le 31 décembre 2022 (en milliers de dollars) | Europe | Israël | Égypte | Autres transactions & inter-secteurs | Total |
Flux net de trésorerie provenant / (utilisé dans) des activités d'exploitation | 225,780 | (7,850) | 66,946 | (12,723) | 272,153 |
Sorties de trésorerie liées aux activités d'investissement | (287,490) | (180,040) | (54,229) | 213,818 | (307,941) |
Trésorerie nette provenant des activités de financement | 54,977 | (133,953) | (2,528) | (185,975) | (267,479) |
Augmentation/(diminution) nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie | (6,733) | (321,843) | 10,189 | 15,120 | (303,267) |
Trésorerie et équivalents de trésorerie en début de période | 71,312 | 349,827 | 19,254 | 290,446 | 730,839 |
Effet des fluctuations des taux de change sur la trésorerie détenue | (6,451) | (3,159) | (2,617) | 12,543 | 316 |
Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin de période | 58,128 | 24,825 | 26,826 | 318,109 | 427,888 |
4. Revenus
($'000) | 2023 | 2022 |
Revenus des ventes de pétrole brut | 180,704 | 206,959 |
Chiffre d'affaires des ventes de liquides d'hydrocarbures | 297,842 | 35,384 |
Revenus des ventes de gaz | 927,596 | 529,923 |
Revenus des ventes de GPL | 14,376 | 21,747 |
Compensation des acheteurs de gaz | (4,929) | (18,031) |
Gain/(Perte) sur opérations à terme | - | (55,189) |
Ventes de produits pétroliers | 4,044 | 2,697 |
Prestation de services | - | 1,001 |
Chiffre d'affaires des contrats avec les clients | 1,419,633 | 724,491 |
Autres revenus d'exploitation – produits d'assurance pour perte de production | - | 12,590 |
Chiffre d'affaires total | 1,419,633 | 737,081 |
Depuis août 2021, conformément aux GSPA signés avec un groupe d'acheteurs de gaz, le Groupe a versé des compensations à ces contreparties du fait que la date de fourniture de gaz intervient au-delà d'une certaine date telle que définie dans les GSPA (soit le 30 juin 2021). . La compensation est comptabilisée comme contrepartie variable d'achat et déduite des revenus au fur et à mesure que le gaz est livré aux acheteurs.
En 2022, des produits ont été reçus au titre de la perte de production au titre de la police d'assurance contre les pertes d'exploitation de 12.6 millions de dollars. Aucun produit de ce type n’a été reçu au cours de l’année en cours.
100 % du gaz produit à Abu Qir & North Idku et North El Amriya (Égypte) est vendu respectivement à EGPC et EGAS selon un prix du gaz lié au Brent. Le prix du gaz est déterminé sur la base des prix du Brent s'échangeant dans une certaine fourchette, comme indiqué dans l'accord, et contient à la fois un prix plancher et un plafond ; limiter la volatilité et l’exposition aux fluctuations des prix des matières premières.
Chiffre d'affaires de l'exercice clos le 31 décembre (Kboe) | 2023 | 2022 |
Égypte (droit net) | ||
Gaz | 4,533 | 5,059 |
GPL | 287 | 333 |
Condensat | 436 | 390 |
Italie | ||
Huile | 2,190 | 2,440 |
Gaz | 1,270 | 1,406 |
Israël | ||
Gaz | 28,416 | 1,781 |
Huile | 3,492 | - |
UK | ||
Gaz | 23 | 73 |
Huile | 228 | 245 |
Croatie | ||
Gaz | 28 | 38 |
Grèce | ||
Huile | 367 | - |
Total | 41,270 | 11,765 |
5. Bénéfice/(perte) d'exploitation
| ($'000) | 2023 | 2022 |
(une) | Coût des ventes | ||
| Frais de personnel | 47,650 | 52,904 |
| Coût énergétique | 22,166 | 15,947 |
| Coût des flux | 33,998 | 36,970 |
| Redevance payable | 185,622 | 45,770 |
| Autres frais d'exploitation | 185,018 | 132,688 |
| Dépréciation et amortissement (note 8) | 300,876 | 79,362 |
| Mouvement des stocks de pétrole | (15,554) | (1,707) |
| Mouvement de stock (sous-levage)/surlevage | (230) | (3,004) |
|
| 759,546 | 358,930 |
(B) | Les frais d'administration | ||
| Frais de personnel | 21,416 | 17,977 |
| Autres dépenses générales et administratives | 6,648 | 16,592 |
| Charge pour paiement fondé sur des actions incluse dans les frais administratifs (note 8) | 7,340 | 6,044 |
| Dépréciation et amortissement (notes 8 et 9) | 5,268 | 3,257 |
| Honoraires des auditeurs | 2,401 | 2,072 |
|
| 43,073 | 45,942 |
(c) | Frais d'exploration et d'évaluation | ||
| Frais de personnel pour les activités d'exploration et d'évaluation | 3,171 | 3,012 |
| Frais d'exploration radiés (note 9) | 28,758 | 65,550 |
| Autres frais d'exploration et d'évaluation | 2,159 | 2,833 |
|
| 34,088 | 71,395 |
(D) | Perte de crédit attendue |
|
|
| Perte de crédit attendue | 4,375 | 3,043 |
| Reprise de provision pour pertes de crédit attendues | - | (10,970) |
|
| 4,375 | (7,927) |
(E) | Autres dépenses | ||
| Frais de fusion intra-groupe | 80 | 3,212 |
| Perte résultant de la cession d'immobilisations corporelles | 190 | 1,102 |
| Dépréciation de l'inventaire | - | 1,207 |
| Dépréciation des coûts des immobilisations corporelles (note 8) | 342 | - |
| Provision pour litiges et réclamations | - | 1,198 |
| Autres dépenses | 4,662 | 5,399 |
|
| 5,274 | 12,118 |
(F) | Autres revenus | ||
| Bénéfice de la vente des stocks | 339 | 1,643 |
| Reprise de provision pour litiges | 2,743 | - |
| Autres revenus | 4,898 | 1,520 |
|
| 7,980 | 3,163 |
6. Coût financier net
($'000) | 2023 | 2022 |
Intérêts sur emprunts bancaires | 6,104 | 1,527 |
Intérêts sur les billets garantis de premier rang | 193,009 | 167,372 |
Charges d'intérêts sur les dettes à long terme | 7,158 | 14,660 |
Charges d'intérêts sur les dettes à court terme | - | 54 |
Moins les montants inclus dans le coût des actifs éligibles | (17,416) | (123,635) |
188,855 | 59,978 | |
Frais de financement et d’arrangement | 8,985 | 11,334 |
Frais de commission pour les garanties bancaires | 2,274 | 2,118 |
Autres frais financiers et frais bancaires | (229) | 2,136 |
Dénouement de la décote sur droit d'usage du bien | 2,476 | 2,159 |
Dénouement de l'escompte sur les dettes commerciales à long terme | 8,753 | - |
Débouclage de la décote sur provision pour démantèlement | 31,255 | 21,495 |
Dénouement de l'escompte sur la contrepartie différée | 5,674 | 7,098 |
Dénouement de l'escompte sur prêt convertible | 4,450 | 4,054 |
Dénouement de l'escompte sur contrepartie conditionnelle | (1,855) | 2,667 |
Moins les montants inclus dans le coût des actifs éligibles | (243) | (5,724) |
Coûts financiers totaux | 250,395 | 107,315 |
Revenus d'intérêts sur dépôts à terme | (19,501) | (9,572) |
Total des produits financiers | (19,501) | (9,572) |
Pertes de change | 16,584 | 22,207 |
Coûts de financement nets | 247,478 | 119,950 |
7. Fiscalité
(a) Taxe fiscale
($'000) | 2023 | 2022 |
Charge d'impôt exigible | (57,800) | (199,563) |
Ajustements au titre de l'impôt sur le revenu courant de l'année précédente(S) | (1,598) | (583) |
Charge totale d'impôt courant | (59,398) | (200,146) |
Impôts différés liés à l'origination et à la reprise de différences temporelles (note 10) | (99,832) | 110,412 |
Charge d'impôt sur le résultat présentée au compte de résultat | (159,230) | (89,734) |
(b) Rapprochement de la charge fiscale totale
Le Groupe calcule sa charge d'impôt sur le résultat en appliquant un taux d'impôt moyen pondéré calculé sur la base des taux d'impôt statutaires de chaque pays pondéré en fonction du résultat avant impôt réalisé par le Groupe dans chaque juridiction où un impôt différé est comptabilisé ou une charge d'impôt courant significative. surgit.
Le taux d’imposition effectif pour la période est de 46 % (2022 : 84 %).
L'impôt (charge) de la période peut être rapproché du bénéfice comptable selon le compte de résultat du groupe comme suit :
($'000) | 2023 | 2022 |
Bénéfice avant impôt | 344,165 | 107,005 |
Impôt calculé au taux moyen pondéré de 18.2% (2022 : 27.5%) | (62,752) | (29,453) |
Impact des différents taux d'imposition | (15,482) | (9,960) |
Non-reconnaissance d'impôts différés sur les déficits fiscaux de l'année en cours et autres différences temporelles | (42,086) | (50,905) |
Comptabilisation d'impôts différés non comptabilisés antérieurement/Décomptabilisation d'impôts différés antérieurement comptabilisés | (27,107) | 134,642 |
Différences permanentes | (12,623) | (16,341) |
Impôts étrangers | (29) | (54) |
Taxe exceptionnelle | - | (119,425) |
Effet fiscal des revenus et allocations non imposables | 2,556 | 2,217 |
Autres ajustements | (109) | 128 |
Impôt de l'année précédente | (1,598) | (583) |
Charge d'impôt | (159,230) | (89,734) |
Il n’y a aucune conséquence fiscale liée au paiement de dividendes en 2023 ou en 2022 par le Groupe à ses actionnaires.
La législation du Pilier Deux a été adoptée ou pratiquement adoptée dans certaines juridictions dans lesquelles le Groupe exerce ses activités. Toutefois, cette législation ne s'applique pas actuellement au Groupe dans la mesure où son chiffre d'affaires consolidé n'a pas dépassé le seuil de 750 millions d'euros sur au moins deux des quatre exercices précédant la promulgation de la législation. Par conséquent, les états financiers consolidés ne comprennent pas les informations requises par les paragraphes 88A à 88D d’IAS 12.
8. Immobilisations corporelles
($'000) | Actifs pétroliers et gaziers | Actifs loués | Autres immobilisations corporelles | Total |
|
Immobilisations corporelles au prix coûtant : | |||||
Au 1er janvier 2022 | 3,897,787 | 57,245 | 59,046 | 4,014,078 |
|
Récents | 742,665 | 1,195 | 1,534 | 745,394 |
|
Modification du bail | - | 831 | - | 831 |
|
Cession d'actifs | (900) | - | (900) |
| |
Coût d'emprunt capitalisé | 109,184 | - | - | 109,184 |
|
Amortissement capitalisé | 632 | - | - | 632 |
|
Modification de la provision pour démantèlement | 21,685 | - | - | 21,685 |
|
Autres mouvements | (241) | 37 | (74) | (278) |
|
Impact de change | (31,388) | (596) | (388) | (32,372) |
|
Au 31 décembre 2022 | 4,739,424 | 58,712 | 60,118 | 4,858,254 |
|
Récents | 469,023 | 38,278 | 2,203 | 509,504 |
|
Modification du bail | - | 8,706 | - | 8,706 |
|
Cession d'actifs | (111,448) | - | (111,448) |
| |
Coût d'emprunt capitalisé | 17,658 | - | - | 17,658 |
|
Modification de la provision pour démantèlement | (2,504) | - | - | (2,504) |
|
Autres mouvements | (313) | - | (307) | (620) |
|
Impact de change | 89,811 | 2,582 | 2,090 | 94,483 |
|
Au 31 décembre 2023 | 5,201,651 | 108,278 | 64,104 | 5,374,033 |
|
Amortissement et dépréciation cumulés : | |||||
Au 1er janvier 2022 | 442,522 | 19,102 | 52,981 | 514,605 |
|
Frais pour la période | 71,464 | 10,091 | 1,171 | 82,726 |
|
Dépréciations | 27,878 | - | - | 27,878 |
|
Impact de change | 1,030 | 105 | 6 | 1,141 |
|
Au 31 décembre 2022 | 542,894 | 29,298 | 54,158 | 626,350 |
|
Frais pour la période | 287,926 | 15,432 | 1,808 | 305,166 |
|
Détérioration | 342 | - | - | 342 |
|
Impact de change | 67,387 | 1,607 | 1,856 | 70,850 |
|
Au 31 décembre 2023 | 898,549 | 46,337 | 57,822 | 1,002,708 |
|
Valeur nette comptable : | |||||
Au 31 décembre 2022 | 4,196,530 | 29,414 | 5,960 | 4,231,904 |
|
Au 31 décembre 2023 | 4,303,102 | 61,941 | 6,282 | 4,371,325 |
|
Les coûts d'emprunt capitalisés pour les actifs éligibles au cours de l'exercice sont calculés en appliquant un taux d'intérêt moyen pondéré de 5.52 % pour l'exercice clos le 31 décembre 2023 (pour l'exercice clos le 31 décembre 2022 : 5.16 %).
Les ajouts aux propriétés pétrolières et gazières pour l'exercice clos le 31 décembre 2023 sont principalement dus aux coûts de développement du FPSO, du champ Karish North et du deuxième train pétrolier d'un montant de 148 millions de dollars, ainsi qu'aux coûts de développement du projet Cassiopea en Italie d'un montant de 161 millions de dollars. millions de dollars et le projet NEA/NI en Égypte pour un montant de 123 millions de dollars.
En 2023, le Groupe a conclu de nouveaux contrats de location de navires pour des concessions offshore en Italie.
La dépréciation de 27.9 millions de dollars comptabilisée en 2022 résulte d'un changement dans l'estimation du déclassement de certains champs en Italie et au Royaume-Uni où la valeur recouvrable était inférieure à la valeur comptable, suite à la comptabilisation du changement d'estimation. La variation restante de la provision pour déclassement en 2022, soit 21.7 millions de dollars, concernait les champs du groupe dont la valeur recouvrable dépassait la valeur comptable.
9. Actifs incorporels
($'000) | Actifs d'exploration et d'évaluation | Bonne volonté | Autres actifs incorporels | Total |
Actifs incorporels au coût : | ||||
Au 1er janvier 2022 | 205,333 | 101,146 | 9,707 | 316,186 |
Récents | 139,911 | - | 1,113 | 141,024 |
Autres mouvements | - | - | 280 | 280 |
Différences de change | (6,890) | - | (125) | (7,015) |
31 Décembre 2022 | 338,354 | 101,146 | 10,975 | 450,475 |
Récents | 56,379 | - | 273 | 56,652 |
Autres mouvements | 313 | - | 307 | 620 |
Différences de change | 2,670 | - | (12) | 2,658 |
Au 31 décembre 2023 | 397,716 | 101,146 | 11,543 | 510,405 |
Amortissements cumulés et dépréciations : | ||||
Au 1er janvier 2022 | 83,279 | - | 4,766 | 88,045 |
Frais pour la période | 39 | - | 595 | 634 |
Détérioration | 47,240 | 18,310 | - | 65,550 |
Différences de change | (110) | - | (22) | (132) |
31 Décembre 2022 | 130,448 | 18,310 | 5,339 | 154,097 |
Frais pour la période | 46 | - | 932 | 978 |
Détérioration | 26,583 | 2,175 | - | 28,758 |
Différences de change | 1,197 | - | (14) | 1,183 |
31 Décembre 2023 | 158,274 | 20,485 | 6,257 | 185,016 |
Valeur nette comptable | ||||
Au 31 décembre 2022 | 207,906 | 82,836 | 5,636 | 296,378 |
Au 31 décembre 2023 | 239,442 | 80,661 | 5,286 | 325,389 |
Le goodwill résulte principalement de l'obligation de comptabiliser les actifs et passifs d'impôts différés pour la différence entre les valeurs attribuées et les bases fiscales des actifs acquis et des passifs assumés lors d'un regroupement d'entreprises. Une dépréciation totale de 28.8 millions de dollars a été comptabilisée au cours de la période pour les projets qui ne progresseront pas vers le développement. Le Groupe a quitté le permis Isabella en décembre 2023 et, par conséquent, l'actif d'exploration associé (26.6 millions de dollars) et le goodwill (2.2 millions de dollars) ont été dépréciés.
Le solde restant du goodwill concerne l'UGT Israël (75.8 millions de dollars) et le Royaume-Uni (4.8 millions de dollars). Nous avons effectué le test de dépréciation annuel du goodwill et notons qu'aucun changement raisonnablement possible n'entraînerait une dépréciation.
10. Impôts différés nets (passif)/actif
Impôts différés (passifs)/actifs (en milliers de dollars) | Immobilisations corporelles | Actif de droit d’utilisation IFRS 16 | Déclassement | Charges payées d'avance et autres créances | Achat | Pertes fiscales | Charges reportées pour impôts | Passif au titre des prestations de retraite | Charges à payer et autres passifs à court terme | Total |
Au 1er janvier 2022 | (140,553) | (990) | 89,440 | (1,571) | 183 | 120,180 | 11,030 | 266 | 9,388 | 87,373 |
Augmentation / (diminution) pour la période à travers : | ||||||||||
Bénéfice ou perte (note 7) | (11,836) | (103) | 41,688 | 1,642 | 265 | 83,814 | (4,822) | (22) | (214) | 110,412 |
L'autre résultat étendu | (64) | (2,799) | (2,863) | |||||||
Exchange different | 3,466 | 15 | (4,882) | 115 | (8) | (6,986) | (15) | (515) | (8,810) | |
31 Décembre 2022 | (148,923) | (1,078) | 126,246 | 186 | 440 | 197,008 | 6,208 | 165 | 5,860 | 186,112 |
Augmentation / (diminution) pour la période à travers : | ||||||||||
Bénéfice ou perte (note 7) | (13,874) | (2,644) | (26,955) | (2,225) | (440) | (57,185) | (630) | 163 | 3,958 | (99,832) |
L'autre résultat étendu | - | - | - | - | - | - | - | 38 | - | 38 |
Exchange different | (1,197) | (15) | 4,269 | (12) | 6 | 5,043 | 3 | 304 | 8,401 | |
31 Décembre 2023 | (163,994) | (3,737) | 103,560 | (2,051) | 6 | 144,866 | 5,578 | 369 | 10,122 | 94,719 |
($'000) | 2023 | 2022 |
Passifs d'impôts différés | (122,785) | (56,114) |
Actifs d'impôt différé | 217,504 | 242,226 |
94,719 | 186,112 |
Au 31 décembre 2023, le Groupe disposait de pertes fiscales brutes inutilisées de 907.4 millions de dollars (au 31 décembre 2022 : 1,093.8 144.9 millions de dollars) disponibles pour compenser les bénéfices futurs et autres différences temporaires. Un actif d'impôt différé de 2022 millions de dollars (197.0 : 571.5 millions de dollars) a été comptabilisé sur des pertes fiscales de 655.1 millions de dollars, sur la base des bénéfices prévus. Le Groupe n'a pas comptabilisé d'impôts différés sur les pertes fiscales et autres différences d'un montant total de XNUMX millions de dollars.
En Grèce, en Italie et au Royaume-Uni, la DTA nette pour les pertes reportées en avant comptabilisées en excédent des autres différences temporelles imposables nettes était respectivement de 77.8 millions de dollars, 19.6 millions de dollars et 10.8 millions de dollars (2022 : 69.2 millions de dollars, 33.4 millions de dollars et 15.1 millions de dollars). Une DTA supplémentaire de 109.3 millions de dollars (2022 : 124.6 millions de dollars) découle principalement des différences temporaires déductibles liées aux immobilisations corporelles, aux provisions pour déclassement et aux charges à payer, ce qui donne une DTA totale de 217.5 millions de dollars (2022 : 242.2 millions de dollars). Au cours de la période, l'Italie a comptabilisé une DTA de 19.6 M$ sur des pertes fiscales de 81.6 M$ conformément à ses dernières prévisions d'utilisation des pertes fiscales.
Les pertes fiscales grecques (région de Prinos) peuvent être reportées sans limitation jusqu'à l'expiration du contrat de concession concerné (d'ici 2039), tandis que les pertes fiscales en Israël, en Italie et au Royaume-Uni peuvent être reportées indéfiniment. Sur la base des prévisions pour la région de Prinos (y compris le développement d'Epsilon), l'actif d'impôt différé est entièrement utilisé d'ici 2032. En Italie, un actif d'impôt différé de 94.6 millions de dollars reconnu sur les coûts de démantèlement prévus jusqu'à l'année où les actifs italiens prévoient d'entrer dans une phase de déclin. phase en supposant qu'il y ait encore des bénéfices disponibles sur l'actif de Cassiopea et d'autres actifs à long terme. Enfin, au Royaume-Uni, les pertes liées au démantèlement devraient être exonérées d’impôt jusqu’en 2028, conformément aux dernières prévisions de bénéfices imposables.
11. Trésorerie et équivalents de trésorerie
($'000) | 2023 | 2022 |
Espèces et dépôts bancaires | 346,772 | 427,888 |
346,772 | 427,888 |
Les dépôts bancaires à vue comprennent les dépôts et autres comptes de dépôts du marché monétaire à court terme qui sont facilement convertibles en montants de liquidités connus. Le taux d'intérêt effectif sur les dépôts bancaires à court terme était de 4.371 % pour l'exercice clos le 31 décembre 2023 (2022 : 1.716 %).
12. Trésorerie soumise à restrictions
Les liquidités soumises à restrictions comprennent les liquidités retenues au titre des obligations garanties de premier rang en Israël et des exigences relatives au prêt de l'État grec, comme suit :
Courant
La part actuelle des liquidités affectées au 31 décembre 2023 était de 22.48 millions de dollars. Il concerne principalement le paiement du coupon de mars 2024 sur les Senior Secured Notes.
En 2022, il s'élevait à 71.8 millions de dollars, dont 3 millions de dollars pour les garanties bancaires et 68.8 millions de dollars pour le fonds de remboursement de la dette.
Non courant
Les liquidités soumises à restrictions pendant plus de 12 mois après la date de clôture s'élevaient à 3.1 millions de dollars (2022 : 3.0 millions de dollars), dont principalement 2.3 millions de dollars (2022 : 2.3 millions de dollars) détenus sur le compte de réserve pour le service d'intérêt (« ISRA ») en relation avec les billets d'emprunt grecs. et 0.8 million de dollars (2022 : 0.7 million de dollars) pour la garantie Prinos.
13. Créances commerciales et autres créances
($'000) | 2023 | 2022 |
Créances commerciales et autres créances - Courantes | ||
Éléments financiers : | ||
Créances clients | 297,305 | 215,215 |
Créances des partenaires sous JOA | 1,996 | 4,539 |
Autres créances | 9,479 | 2,344 |
Subventions gouvernementales | 82 | 3,025 |
TVA remboursable | 19,273 | 89,400 |
Revenus d'intérêts courus | 1,016 | 1,445 |
| 329,151 | 315,968 |
Éléments non financiers : | ||
Dépôts et paiements anticipés | 19,174 | 15,084 |
Autres charges reportées | 4,932 | 6,912 |
24,106 | 21,996 | |
353,257 | 337,964 | |
Clients et autres créances - Non courants | ||
Éléments financiers : | ||
Autres impôts récupérables | 15,544 | 14,701 |
15,544 | 14,701 | |
Éléments non financiers : | ||
Dépôts et paiements anticipés | 17,612 | 11,726 |
Autres actifs non courants | 526 | 513 |
18,138 | 12,239 | |
33,682 | 26,940 |
14. Emprunts
($'000) | 2023 | 2022 |
Non courant | ||
Emprunts bancaires - après un an mais dans les cinq ans | ||
Billets garantis de premier rang à 4.5 % échéant en 2024 (625 millions de dollars) | - | 620,461 |
Billets garantis de premier rang à 4.875 % échéant en 2026 (625 millions de dollars) | 619,932 | 617,912 |
Emprunts bancaires - plus de cinq ans |
|
|
Billets garantis de premier rang à 6.5 % échéant en 2027 (450 millions de dollars) | 444,313 | 442,879 |
Billets garantis de premier rang à 5.375 % échéant en 2028 (625 millions de dollars) | 618,145 | 616,767 |
Billets garantis de premier rang à 5.875 % échéant en 2031 (625 millions de dollars) | 616,762 | 615,890 |
Billets garantis de premier rang à 8.50 % échéant en 2033 (750 millions de dollars) | 733,653 | - |
Prêt BSTDB et notes d'emprunt de l'État grec | 108,392 | 61,437 |
Valeur comptable des emprunts non courants | 3,141,197 | 2,975,346 |
Courant | ||
Facilité de crédit renouvelable | 80,000 | - |
Billets d'emprunt convertibles (50 millions de dollars) | - | 45,550 |
Valeur comptable des emprunts courants | 80,000 | 45,550 |
Valeur comptable du total des emprunts | 3,221,197 | 3,020,896 |
Le Groupe a fourni des garanties sur certains emprunts sous forme de nantissements d'actions, ainsi que de charges fixes et flottantes sur certains actifs du Groupe.
Billets garantis de premier rang de 2,500,000,000 XNUMX XNUMX XNUMX $ :
Le 24 mars 2021, le Groupe a finalisé l'émission d'obligations garanties de premier rang d'un montant en principal total de 2.5 milliards de dollars.
Les billets ont été émis en quatre séries comme suit :
· Billets d'un montant en principal global de 625 millions de dollars, échéant le 30 mars 2024, avec un taux d'intérêt annuel fixe de 4.500 %.
· Billets d'un montant en principal global de 625 millions de dollars, échéant le 30 mars 2026, avec un taux d'intérêt annuel fixe de 4.875 %.
· Billets d'un montant en principal global de 625 millions de dollars, échéant le 30 mars 2028, avec un taux d'intérêt annuel fixe de 5.375 %.
· Billets d'un montant en principal global de 625 millions de dollars, échéant le 30 mars 2031, avec un taux d'intérêt annuel fixe de 5.875 %.
Les billets sont cotés à la négociation sur le TACT Institutional de la Bourse de Tel Aviv Ltd. (le « TASE »).
Les billets de mars 2024 d'un montant de 625 millions de dollars ont été remboursés le 30 septembre 2023.
Billets garantis de premier rang de 750,000,000 XNUMX XNUMX XNUMX $ :
Le 11 juillet 2023, Energean a fixé le prix de l'offre d'un montant en principal global de 750 millions de dollars de billets garantis de premier rang échéant le 30 septembre 2033, avec un taux d'intérêt annuel fixe de 8.5 %. Les intérêts sur les billets seront payés semestriellement, les 30 mars et 30 septembre de chaque année, à compter du 30 mars 2024.
Les billets sont cotés à la négociation sur le TASE-UP de la Bourse de Tel Aviv Ltd.
Les fonds ont été principalement utilisés pour rembourser les 625 millions de dollars d'Energean Israel arrivant à échéance en mars 2024.
Prêt convertible Kérogène :
Le 20 décembre 2023, le prêt a été converti en capitaux propres, entraînant l'émission de 4,422,013 8.3843 10.60 actions ordinaires à un prix de conversion de XNUMX £ par action (équivalent à XNUMX $).
Billets garantis de premier rang de 450,000,000 XNUMX XNUMX XNUMX $ :
Le 18 novembre 2021, le Groupe a finalisé l'émission de 450 millions de dollars de billets garantis de premier rang, arrivant à échéance le 30 avril 2027 et portant un taux d'intérêt annuel fixe de 6.5 %.
Les intérêts sur les obligations sont payés semestriellement le 30 avril et le 30 octobre de chaque année, à compter du 30 avril 2022.
Les billets sont cotés à la négociation sur la liste officielle de la Bourse internationale (« TISE »).
L'émetteur est Energean plc et les garants sont Energean E&P Holdings, Energean Capital Ltd et Energean Egypt Ltd.
Prêt d'Energean Oil and Gas SA («EOGSA») pour Epsilon/Prinos Development :
Le 27 décembre 2021, l'EOGSA a conclu un accord de prêt avec la Black Sea Trade and Development Bank d'un montant de 90.5 millions d'euros pour financer le développement du champ pétrolifère d'Epsilon. Le prêt est soumis à un taux d'intérêt EURIBOR majoré d'une marge de 2% sur 90% du prêt (part garantie) et de 4.9% de marge sur 10% du prêt (part non garantie). Le prêt a une échéance finale de 7 ans et 11 mois après le premier décaissement.
Le 27 décembre 2021, l'EOGSA a conclu un accord avec l'État grec pour émettre 9.5 millions d'euros de titres à échéance 8 ans à taux fixe de -0.31 % plus marge. La marge commence à 3.0 % la première année avec des augmentations annuelles pour atteindre 1 % la huitième année.
Au 31 décembre 2023, le prêt est entièrement tiré.
Facilité de Crédit Renouvelable (« FCR ») :
Le 8 septembre 2022, Energean a signé un RCF de 275 millions de dollars sur trois ans avec un consortium de banques, dirigé par ING Bank NV. En mai 2023, la limite de cette facilité a été portée à 300 millions de dollars. Le RCF est conçu pour fournir des liquidités supplémentaires pour répondre aux besoins généraux des entreprises, si nécessaire. Le taux d’intérêt appliqué aux sommes tirées au titre des prêts est fixé à 5 % majoré du taux SOFR.
Tout au long de 2023, la Société a utilisé 80 millions de dollars de cette facilité à un taux d'intérêt moyen de 10.3 %. De ce montant, 40 millions de dollars ont été remboursés après la date de clôture.
15. Dispositions
($'000) | Mise hors service | Provision pour litiges et autres réclamations | Total |
Au 1er janvier 2022 | 802,098 | 11,294 | 813,392 |
Nouvelles dispositions | - | 1,619 | 1,619 |
Modification des estimations | 49,313 | (551) | 48,762 |
Passez | (8,898) | (344) | (9,242) |
Reclassement | - | (1,568) | (1,568) |
Déroulement de la remise | 21,495 | - | 21,495 |
Ajustement de conversion de devise | (55,251) | (1,104) | (56,355) |
Au 31 décembre 2022 | 808,757 | 9,346 | 818,103 |
Dispositions actuelles | 8,376 | - | 8,376 |
Provisions non courantes | 800,381 | 9,346 | 809,727 |
Au 1er janvier 2023 | 808,757 | 9,346 | 818,103 |
Nouvelles dispositions | 4,913 | - | 4,913 |
Modification des estimations | (24,413) | (2,076) | (26,489) |
Passez | (18,697) | - | (18,697) |
Reclassement | (1,023) | - | (1,023) |
Déroulement de la remise | 31,255 | - | 31,255 |
Ajustement de conversion de devise | 29,884 | 240 | 30,124 |
Au 31 décembre 2023 | 830,676 | 7,510 | 838,186 |
Dispositions actuelles | 51,824 | - | 51,824 |
Provisions non courantes | 778,852 | 7,510 | 786,362 |
Disposition de déclassement
La provision pour déclassement représente la valeur actuelle des coûts de déclassement liés aux propriétés pétrolières et gazières, qui devraient être engagés jusqu'en 2044, lorsque les propriétés pétrolières et gazières en production devraient cesser leurs activités. Les coûts futurs sont basés sur une combinaison d'estimations provenant d'une étude externe réalisée au cours des années précédentes et d'estimations internes. Ces estimations sont revues chaque année pour tenir compte de tout changement important apporté aux hypothèses. Toutefois, les coûts réels de déclassement dépendront en fin de compte des futurs prix du marché pour les travaux de déclassement nécessaires, qui refléteront les conditions du marché au moment concerné. En outre, le calendrier du déclassement dépendra probablement du moment où les champs cesseront de produire à des taux économiquement viables. Cela dépendra à son tour des futurs prix du pétrole et du gaz, ainsi que de l’impact de la transition énergétique et du rythme auquel elle progresse, qui sont par nature incertains. La provision pour démantèlement représente la valeur actuelle des coûts de démantèlement liés aux actifs en Italie, en Grèce, au Royaume-Uni, en Israël et en Croatie. Aucune provision n’est comptabilisée pour l’Egypte car il n’existe aucune obligation légale ou implicite au 31 décembre 2023.
Les principales hypothèses utilisées pour déterminer les obligations de démantèlement du Groupe sont présentées ci-dessous :
| Hypothèse d'inflation | Hypothèse du taux d’actualisation | Hypothèse d’arrêt de production | Dépenser en 2023 | 2023 ('000$) | 2022 ('000$) |
Grèce | 1.8% - 2.7% | 3.08% | 2034 | - | 19,359 | 13,036 |
Italie | 3.0% - 2.0% | 4.17% | 2023-2039 | 8,831 | 497,827 | 519,749 |
UK | 2.34% | 3.31% | 2023-2030 | 9,866 | 202,874 | 176,063 |
Israël | 3.0% - 1.6% | 4.18% | 2044 | - | 92,613 | 84,299 |
Croatie | 3.0% - 2.0% | 4.17% | 2036 | - | 18,003 | 15,610 |
Total |
|
|
| 18,697 | 830,676 | 808,757 |
16. Fournisseurs et autres dettes
($'000) | 2023 | 2022 |
Fournisseurs et autres créditeurs-Courant | ||
Éléments financiers : | ||
Comptes fournisseurs | 225,451 | 298,091 |
Dettes aux partenaires sous JOA | 170,470 | 58,336 |
Paiements de licence différés dus dans un délai d'un an | 46,154 | 13,345 |
Contrepartie différée pour l'acquisition d'une participation minoritaire | - | 144,326 |
Autres dettes | 53,756 | 34,644 |
Contrepartie conditionnelle (note 17) | 91,075 | - |
Obligation de location à court terme | 16,498 | 9,208 |
Revenus différés | 548 | |
TVA à payer | 20 | |
603,972 | 557,950 | |
Éléments non financiers : | ||
Charges à payer | 65,033 | 98,650 |
Responsabilité contractuelle | - | 56,230 |
Autres charges financières accumulées (note 6) | 63,893 | 39,672 |
Assurance sociale et autres impôts | 4,705 | 4,372 |
133,631 | 198,924 | |
737,603 | 756,874 | |
Fournisseurs et autres créditeurs - Non courants | ||
Éléments financiers : | ||
Fournisseurs et autres créditeurs | 117,796 | 169,360 |
Paiements de licence différés | - | 38,488 |
Contrepartie conditionnelle (note 17) | - | 86,320 |
Responsabilité locative à long terme | 48,598 | 23,063 |
166,394 | 317,231 | |
Éléments non financiers : | ||
Assurance sociale | 529 | 827 |
529 | 827 | |
166,923 | 318,058 |
17. Contrepartie conditionnelle
Le contrat d'achat d'actions (le « SPA ») daté du 4 juillet 2019 entre Energean et Edison SpA prévoit une contrepartie conditionnelle pouvant atteindre 100.0 millions de dollars sous réserve de la mise en service du projet gazier de développement Cassiopea en Italie. La contrepartie a été déterminée comme étant conditionnelle sur la base des prix futurs du gaz (PSV) constatés au moment de la première production de gaz du champ de Cassiopea, prévue en 2024. Aucun paiement ne sera dû si la moyenne arithmétique de la première année (c'est-à-dire la première année après la première production de gaz) et de la deuxième année (c'est-à-dire la deuxième année après la première production de gaz) Les prix à terme du gaz naturel PSV italien sont inférieurs à 10 ?/Mwh lorsque la première production de gaz est livrée à partir du champ. 100 millions de dollars sont payables si ce prix moyen dépasse 20 ?/Mwh. La juste valeur de la contrepartie conditionnelle est estimée par référence aux termes du SPA et au prix PSV simulé en référence au prix PSV prévu, à la volatilité historique et à une distribution log-normale, actualisés au coût estimé de la dette.
La contrepartie éventuelle payable le 1er octobre 2024 était estimée à la date d'acquisition à 61.7 millions de dollars, ce qui, actualisé au coût de la dette sélectionné, a donné une valeur actuelle de 55.2 millions de dollars à la date d'acquisition.
Au 31 décembre 2023, la courbe future à deux ans des prix des PSV augmente à partir de la date d'acquisition et indique un prix moyen supérieur à 20 ?/Mwh (le seuil de paiement de 100 millions de dollars), nous estimons la juste valeur de la contrepartie conditionnelle au 31 décembre 2023 à 91.1 millions de dollars sur la base d'une simulation de Monte Carlo (31 décembre 2022 : 86.3 millions de dollars).
La juste valeur de la contrepartie à payer a été comptabilisée au niveau 3 de la hiérarchie des justes valeurs.
Considération conditionnelle | 2023 |
1 janvier | 86,320 |
Ajustement à la juste valeur incluant | 4,755 |
Déroulement de la remise | (1,855) |
Perte latente sur dérivés | 6,610 |
31 décembre | 91,075 |
18. Dividendes
Conformément à la politique de dividende d'Energean, Energean a restitué 1.2 $ US/action aux actionnaires en 2023, ce qui représente quatre trimestres des paiements de dividendes. 0.60 $ US/action a été restitué aux actionnaires en 2022, ce qui représente les deux quarts des versements de dividendes (le premier dividende a été déclaré en septembre 2022).
| Cents de dollars américains par action | '000 $ | ||
2023 | 2022 | 2023 | 2022 | |
Dividendes annoncés et payés en numéraire |
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Actions ordinaires | ||||
Mars | 30 | - | 53,252 | - |
Juin | 30 | - | 53,411 | - |
Septembre | 30 | 30 | 53,518 | 53,252 |
Décembre | 30 | 30 | 53,517 | 53,252 |
Total | 120 | 60 | 213,698 | 106,504 |
Montants présentés après paiement du dividende du 4ème trimestre 2023, prévu le 29 mars 2024, date à laquelle le paiement doit être initié par Energean.
Sauf appel réussi du ministère.
L’engagement Net Zero d’ici 2050 concerne les émissions des scopes 1 et 2.
Morgan Stanley Capital International.
La disponibilité est définie comme le nombre d'heures pendant lesquelles le FPSO Energean Power a fonctionné ; le chiffre du quatrième trimestre 4 exclut l’arrêt programmé de 2023 jours survenu en décembre.
Basé sur le point médian des prévisions de production de 155 à 175 kboed pour 2024.
La date de paiement est indiquée comme la date à laquelle le paiement doit être initié par Energean.
L’année de référence initiale était 2019. En 2023, elle a été révisée à 2022.
Sauf appel réussi du ministère.
L'EBITDAX ajusté est calculé comme le résultat de la période, ajusté des activités abandonnées, des impôts, des dépréciations et amortissements, des charges liées aux paiements fondés sur des actions, de la dépréciation des immobilisations corporelles, des autres produits et charges, des frais financiers nets et des frais d'exploration et d'évaluation. .
Sur la base d’une prévision de production de 155 à 175 kboed pour 2024, à mi-parcours
La disponibilité est définie comme le nombre d'heures pendant lesquelles le FPSO Energean Power a fonctionné ; le chiffre du quatrième trimestre 4 exclut l’arrêt programmé de 2023 jours survenu en décembre.
Du 3 juin 2024 au 31 décembre 2031.
Intérêt direct démontré à la date du présent rapport.
Sauf appel réussi du ministère.
Selon le dernier rapport de la personne compétente de Chariot couvrant le champ Anchois, qui a certifié des ressources contingentes brutes 2C de 18 GmXNUMX dans les sables gazeux découverts.
Comprend 20 à 25 millions de dollars de dépenses pour le projet Prinos Carbon Storage en Grèce, qui devraient être couvertes par des subventions de l'UE.
Comprend le puits d'évaluation Anchois au Maroc.
La réserve est utilisée pour comptabiliser le gain ou la perte de réévaluation sur les couvertures de flux de trésorerie et le gain ou la perte actuariel du régime de retraite à prestations définies. En 2022, dans l'état de la situation financière, cette réserve a été combinée avec la réserve « Composante actions des obligations convertibles ».
Désigne la composante capitaux propres de 50 millions de dollars de billets d'emprunt convertibles, qui ont été émis en février 2021 et convertis en capitaux propres à l'échéance en décembre 2023.
La réserve pour paiements fondés sur des actions est utilisée pour reconnaître la valeur des paiements fondés sur des actions réglés en actions accordés aux parties, y compris les employés et les principaux dirigeants, dans le cadre de leur rémunération.
La réserve est utilisée pour enregistrer les différences de change latentes résultant de la conversion des états financiers des entités du Groupe qui ont une monnaie fonctionnelle autre que le dollar américain.
Les revenus non monétaires en provenance d'Égypte proviennent des impôts déduits à la source des factures, car ces revenus et charges fiscales sont majorés pour refléter cette déduction, mais aucune entrée ou sortie de trésorerie n'en résulte.
En 2023, 4.5 millions de dollars (2022 : 4.1 millions de dollars) correspondent à la réduction de l'escompte sur les billets d'emprunt convertibles (comme indiqué dans la note 6). Les obligations ont été converties en actions ordinaires le 20 décembre 2023. Se référer à la note 14 pour plus de détails.
L'EBITDAX ajusté est une mesure non-IFRS utilisée par le Groupe pour mesurer la performance commerciale. Il est calculé comme le résultat de la période, retraité des impôts, des dépréciations et amortissements, de la charge relative aux paiements fondés sur des actions, des dépréciations d'immobilisations corporelles, des autres produits et charges (y compris l'impact des instruments financiers dérivés et de change), les frais financiers nets et les dépenses d’exploration et d’évaluation.
Les dépenses en capital sont définies comme les ajouts d’immobilisations corporelles et incorporelles d’exploration et d’évaluation, moins les ajouts d’actifs liés au déclassement, les ajouts d’actifs au titre de droits d’utilisation, les frais de paiement fondés sur des actions capitalisés et les coûts d’emprunt capitalisés.
Les autres coûts d'exploitation comprennent les frais d'assurance, les frais de transport et de traitement du gaz, les frais de concession et les frais de maintenance planifiés.
Pour le rapprochement du taux d'imposition, le taux moyen pondéré des taux d'imposition légaux en Grèce (25%), Chypre (12.5%) Israël (23%), Italie (24%), Royaume-Uni (23.5%/75%) et l'Égypte (40.55 %) ont été pondérés en fonction du résultat avant impôt réalisé par le Groupe dans chaque juridiction, hors bénéfices de juste valeur.
"Impact des différents taux d'imposition" fait principalement référence aux impôts régionaux italiens (IRAP).
La modification de l'estimation de la provision pour déclassement en 2023 a entraîné la comptabilisation de 27.1 millions de dollars de DTA au cours de la période. En 2022, le Groupe a comptabilisé 134.6 millions de dollars de DTA principalement en raison de la variation de la provision pour démantèlement et de la réévaluation de l'utilisation des déficits fiscaux reportables en Italie.
Les différences permanentes comprenaient principalement des dépenses non déductibles (13.2 M$), une dépréciation du goodwill (0.4 M$) et des revenus de change (1.0 M$). En 2022, les charges fiscales non déductibles concernent principalement les instruments financiers liés à l'acquisition de 30% d'Energean Israel auprès de Kerogen Capital, finalisée au cours de l'année.
En 2022, l’Italie a introduit :
1) une taxe exceptionnelle sous la forme d'un décret qui a imposé une taxe unique de 25 % sur les marges bénéficiaires qui ont augmenté de plus de 5.26 millions de dollars (5.0 millions d'euros) entre octobre 2021 et avril 2022 par rapport à la même période un an plus tôt . Le montant de la taxe exceptionnelle payée par Energean Italie s'élevait à 29.3 millions de dollars ; et
2) un nouvel impôt sur les bénéfices exceptionnels qui imposerait un impôt unique de 50 %, calculé sur les bénéfices imposables de 2022, supérieurs de 10 % aux bénéfices imposables moyens entre 2018 et 2021. Ce montant est plafonné à 25% de la valeur de l'actif net à fin 2021. L'exposition a été provisionnée en conséquence en 2022. En conséquence, le Groupe a payé une taxe exceptionnelle sur les bénéfices exceptionnels de 94.7 millions de dollars (87.0 millions d'euros) en juin-juillet 2023.
En outre, le prélèvement sur les bénéfices de l'énergie (pétrole et gaz) (EPL) a été annoncé par le gouvernement britannique le 26 mai 2022 et promulgué en juillet 2022. Il s'agissait d'un nouveau taux temporaire de 25 % (qui sera porté à 35 % à partir du 1er janvier). 2023) sur les bénéfices cantonnés des sociétés pétrolières et gazières. Cela s'ajoutait à la taxe sur les sociétés Ring Fence qui est facturée à 30 % et aux frais supplémentaires qui sont facturés à 10 %. L'exposition du Groupe à l'EPL est de minimis.
La valeur comptable des actifs pétroliers et gaziers comprend les coûts de développement du champ de Karish liés à la construction sous-marine et terrestre. Conformément à l'accord avec Israel Natural Gas Lines (« INGL »), le transfert de propriété (« remise ») de ces actifs à INGL a été finalisé fin mars 2023. Après la remise, INGL est responsable de l'exploitation et l'entretien de cette partie de l'infrastructure et du bien associé.
La valeur comptable des actifs loués au 31 décembre 2023 comprend des droits d'utilisation liés aux propriétés pétrolières et gazières et aux autres immobilisations corporelles de 58.0 millions de dollars et 3.9 millions de dollars respectivement (2022 : 21.3 millions de dollars et 8.1 millions de dollars). L'amortissement facturé sur ces classes pour l'exercice se terminant le 31 décembre 2023 était respectivement de 13.4 millions de dollars et 2.0 millions de dollars (2022 : 7.9 millions de dollars et 2.1 millions de dollars).
Les autres créances comprennent principalement la contrepartie à recevoir d'INGL comme indiqué dans la note 16.
Les subventions gouvernementales concernent les subventions de l'organisme public grec pour l'emploi et l'inclusion sociale (OAED) pour soutenir financièrement les coûts de main-d'œuvre de Kavala Oil SA dans le cadre du plan d'action visant à promouvoir l'emploi durable dans les districts sous-développés ou défavorisés de Grèce, tels que la région de Kavala. . En septembre 2020, le gouvernement grec a adopté une loi et une décision ministérielle ultérieure selon lesquelles toute personne morale qui a engagé une procédure judiciaire concernant les coûts salariaux susmentionnés peut compenser ces créances avec des dettes fiscales à condition que la procédure judiciaire déjà entamée soit abandonnée. Énergétique a étudié le processus et les avantages potentiels de cette approche, a décidé de demander la compensation qui a été approuvée et le la première compensation a eu lieu en janvier 2023, diminuant la créance.
Les dépôts et paiements anticipés comprennent principalement les paiements anticipés pour les biens et services dans le cadre du contrat GSP d'ingénierie, d'approvisionnement, de construction et d'installation (EPCIC) pour le projet Epsilon.
Les dettes envers les partenaires dans le cadre de JOA comprennent les dettes et les estimations du fonds de roulement fournies par les opérateurs. L'augmentation en 2023 est due au développement de Cassiopea, en Italie.
Les autres dettes comprennent principalement les redevances courues en Israël (2023 : 32 millions de dollars, 2022 : 6.7 millions de dollars) et en Italie (2023 : 18 millions de dollars, 2022 : 27.3 millions de dollars).
Les dettes commerciales et charges à payer comprennent principalement les dépenses de développement engagées en Israël (principalement FPSO, Karish North, Second Oil Train), les dépenses de développement du projet Cassiopea en Italie et du projet NEA/NI en Égypte.
La responsabilité contractuelle concerne l'accord avec Israel Natural Gas Lines (« INGL ») pour le transfert de titre (la « remise ») des segments proche et terrestre de l'infrastructure qui livre le gaz du FPSO Energean Power vers le territoire israélien. réseau national de transport de gaz. La cession est devenue effective en mars 2023. À la suite de la cession, INGL est responsable de l'exploitation et de la maintenance de cette partie de l'infrastructure et l'actif et le passif contractuel associés ont été décomptabilisés. La contrepartie finale (7.3 millions de dollars) est devenue à recevoir après la remise et a été comptabilisée dans les autres créances.
Le montant représente un montant à long terme payable aux termes du contrat EPCIC. Suite à l'avenant aux termes de l'accord de paiement différé avec Technip signé en février 2024, le montant restant à payer au titre du contrat EPCIC a été réduit à 210 millions de dollars. Le montant est payable en douze versements trimestriels égaux différés à compter de mars et a donc été actualisé à 8.668 %. pa (soit le taux de rendement des obligations de premier rang garanties, arrivant à échéance en 2026, à la date de l'accord sur les modalités de paiement).
Un accord de règlement a été signé le 2nd novembre 2023 en ce qui concerne la contrepartie différée restante pour les licences Karish et Tanin, selon laquelle il a été convenu que le montant final dû serait payé en deux versements en mars (30.0 millions de dollars) et en mai 2024 (17.4 millions de dollars). Au 31 décembre 2023, la contrepartie différée actualisée totale s'élevait à 46.2 millions de dollars (au 31 décembre 2022 : 51.8 millions de dollars).
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