Primera evaluación independiente, hecha por Sproule ERCE, de ER 376, un permiso de exploración en tierra en Sudáfrica del que Panoro tiene el 100 %.
Resumen. Sproule ERCE, evaluador independiente, certifica recursos prospectivos de helio y gas en ER 376, la licencia en tierra de Panoro en Sudáfrica (100%). Es una opción casi gratis con cifras grandes, pero sin perforar.
Qué es ER 376
Ubicación: norte de la provincia de Free State, en la cuenca del North Karoo, a unos 250 km al suroeste de Johannesburgo. Tiene unos 1.427 km².
Vecinos: el campo Virginia de Renergen, único productor de helio de Sudáfrica, y la licencia ER 386 de D3 Energy.
Historia:
2022: permiso TCP 218 para estudios de gabinete.
Después, solicitud de conversión al derecho de exploración ER 376.
Febrero de 2025: autorización ambiental.
Plan de trabajo de 3 años.
Coste hasta hoy: casi nulo. Tiene 0,16 M$ en balance, gasta unos 0,1 M$ por semestre y hay una garantía ambiental de 0,3 M$.
Escala:
Metano: la media ajustada por riesgo son unos 300 MMboe, el triple de las reservas 2P netas del grupo (93 MMboe aprox).
Helio: la media sin ajustar equivale a más de 10 años de consumo mundial.
Valor: el helio, aunque sea 5% del volumen, sería lo que más valor aporta, porque vale decenas de veces más que el gas.
Cómo hay que leer las cifras
Son recursos prospectivos, la categoría más baja de la clasificación estándar (PRMS). No hay pozos de exploración propios.
La probabilidad de éxito es solo geológica, no comercial.
El rango es enorme: el helio va de 3,9 a 193,5 Bcf, un factor de 50.
Precedente: Renergen tardó años en producir helio, llegó a parar y la compró ASP Isotopes en enero de 2026, pagando en acciones y con un descuento de 90% sobre el valor de su proyecto.
Comparable: D3 Energy (ER 386) tiene 14 Bcf de helio como recurso contingente (2C), certificados por el mismo evaluador.
Probabilidades: qué significan para el helio y el metano
Para cada recurso, Sproule da tres escenarios para el caso de que se descubra: bajo (1U), central (2U) y alto (3U). También da una media.
La probabilidad de éxito (CoS) es la de que el gas esté realmente ahí.
La “media ajustada por riesgo” es la media multiplicada por esa probabilidad.
Helio. Solo está en uno de los tres tipos de yacimiento, la roca de basamento fracturada, con una probabilidad de éxito del 49%: casi cara o cruz.
Si se encuentra: 3,9 Bcf en el escenario bajo, 38,8 en el central y 193,5 en el alto. Media de 84,7 Bcf.
Ajustada por riesgo: 41,5 Bcf.
Ojo: los 85 Bcf son la media, más del doble del escenario central. La suben los escenarios altos.
Metano. Está en tres tipos de yacimiento, cada uno con su probabilidad:
Basamento fracturado, el mismo del helio: media de 1.665 Bcf, probabilidad del 49%, 816 Bcf ajustados por riesgo. Va ligado al helio: si falla uno, falla el otro.
Arenisca Vryheid: media de 843 Bcf, probabilidad del 57% (la más alta), 481 Bcf ajustados.
Metano en capas de carbón: media de 1.572 Bcf, probabilidad del 30% (la más baja), 472 Bcf ajustados.
Total: media de 4.079 Bcf (unos 700 MMboe); ajustada por riesgo, 1.768 Bcf (unos 300 MMboe).
Qué significa:
Es más probable encontrar gas que helio. Si los tres yacimientos fueran del todo independientes, habría un 85% de probabilidad de que al menos uno funcione. El helio depende de uno solo y es casi cara o cruz.
La media ajustada por riesgo no es una previsión, sino un promedio estadístico. El resultado real será casi cero, si los pozos fallan, o una cifra dentro del rango.
Las probabilidades son solo geológicas, no comerciales. No incluyen si el gas fluye a caudales rentables, ni el coste, el precio, la financiación o los permisos. La probabilidad de acabar con un proyecto rentable es bastante menor.
Dónde encaja: un activo aparte
Fuera de sus zonas: Panoro produce en el mar del golfo de Guinea (Guinea Ecuatorial y Gabón), en Costa de Marfil y en Túnez. ER 376 está en tierra, en el interior de Sudáfrica, a más de 3.000 km del activo más cercano.
Sin nada en común con el resto: ni infraestructura ni socios ni sinergias. Tiene otro régimen fiscal y otro regulador.
El único fuera de las zonas de siempre: los demás exploratorios están junto a los que producen (EG-01 y EG-23 junto al Bloque G; Niosi y Guduma junto a Dussafu).
Matiz contable: en el informe del 1S-26 Sudáfrica sí es uno de los cuatro segmentos.
Qué implica
A favor:
Opción casi gratis con sello independient.
Panoro evaluará la mejor vía para materializar el valor: apunta a farm-out, venta o escisión.
Conclusión
ER 376 es una opción con mucho potencial y casi sin coste para Panoro que además le diversificaría del petroleo, que ahora cuenta por primera vez con una evaluación independiente. Pero sus recursos son prospectivos: falta perforar, confirmar, decidir la inversión (FID) y pasar a reservas, así que en el mejor caso produciría a partir de 2030. Puede quedarse en nada o convertirse en un activo muy relevante para una compañía del tamaño de Panoro. Por ahora, fuera de la valoración.
Panoro Energy – Trading Statement and Operations Update 3T
Cifras y datos clave
Producción pro forma : 20.049 boepd en el 3T y 19.035 en 9M. En el 3T, por país: Guinea Ecuatorial 11.596, Gabón 3.997, Costa de Marfil 3.086 y Túnez 1.370. En IFRS, 17.563 boepd en el 3T (lo pro forma cuenta CI-27 todo el trimestre; la compra se cerró el 14-sep).
Ventas de crudo del 3T: 1,48 millones de barriles a 74,4 $/b, 110,2 M$. -> Mal timing seguramente en el momento concreto del lifting.
Los 74,4 $ que ha obtenido Panoro coinciden casi exactamente con la media de la primera quincena de julio. Ya se sabía que buena parte de los liftings del 3T caían en julio, así que lo más probable es que vendieran casi todo en esos días. El Brent fuerte de agosto y septiembre no les llegó, porque no hubo más ventas en el trimestre.
Caja de 76,5 M$ a 30-sep. Deuda bruta de 350 M$: 300 M$ en bonos garantizados y 50 M$ sin garantía (unos 274 M$ de deuda neta).
Octubre: 714.964 barriles a 127,5 $/b, 91,2 M$, el precio más alto de su historia. Inventario de crudo a 30-sep: 1,17 millones de barriles.
Notas
Dussafu tras el Prospector 5: MaBoMo, que se había parado por precaución antes del accidente, volvió a producir el 28-oct sin daños, y Dussafu da ahora unos 3.600 bopd a Panoro. La Fase 2 se retrasa: es pronto para saber cuándo se podrá volver a perforar, y el consorcio estudia alternativas. Dussafu fue el 17 % de la producción pro forma de 9M.
No da guía nueva: dice que está evaluando el impacto del accidente en sus previsiones.
North-West Hibiscus: los dos pozos de evaluación encontraron petróleo (columnas de 16 y 30 m). Primera estimación del operador: 8-9 millones de barriles recuperables en total.
Bloque G: 12.500 bopd de su participación ahora, frente a 11.596 de media en el 3T, con Ceiba recuperada en parte.
Bourdon sigue con primer petróleo en el 1T 2028. CI-27: gas estable en unos 192 MMscfd. EG-01: venta de una parte (farm-out) en marcha, con mucho interés.
A los precios actuales del brent Panoro continua muy barata y a precios más normales estaría a precio razonable. El 18 de Noviembre desarrollaran más este Q3 y con ello actualizaremos con más detalle.
Muchas gracias por al análisis! Una duda, con niveles normales del petróleo te refieres a unos 60-70$/b? La tesis daba más upside (46 NOK) a esos niveles por lo que no entiendo por qué comentas que a precios normales Panoro está a precio razonable. Gracias!
Es correcto lo que dices, nos hemos expresado mal queremos decir que si el brent estuviera a 100$ a futuro de forma continuada estaría a precios literalmente ridículos. Y no pesaríamos que vale 46 NOK sino mucho más pero ese no es nuestro escenario base obviamente.
Detalles que completan los resultados que presentaron por la mañana en relación con lo que afecta a Panoro.
Lo nuevo que importa para Panoro
Rig sustituto: mucho más optimistas. Por la mañana decían que «era demasiado pronto para confirmarlo». En la call, el CEO dice que: Están en «conversaciones bastante avanzadas» con contratistas. Hay rigs disponibles en el mercado. Esperan tener claridad «más pronto que tarde» y se declaran «bastante optimistas».
Presentarán el nuevo programa «con suerte, en el próximo trimestre, si no antes».
La guía de 2027 llegará con los resultados del 4T, en febrero.
El Prospector 5 terminaba contrato en 2027. Por eso ya buscaban otro rig para Bourdon. El sustituto es, en la práctica, el rig de Bourdon adelantado: habrá un único programa que incluirá los pozos de la Fase 2 junto con Bourdon.
Condición nueva: el pecio. Antes de colocar un rig junto a MaBoMo tienen que estar «absolutamente seguros» de que el pecio no interfiere. Dicen que llevará «algo de tiempo», pero no mucho. Es el principal riesgo de plazo que queda.
La causa no sería el fondo marino. El CEO considera «muy improbable» que el suelo cediera bajo una pata (punch-through), aunque es lo que dijo Borr en su primera nota:
Llevan años trabajando con rigs en esa misma posición sin problemas.
Las inspecciones con vehículo submarino (ROV) no muestran señales de ello.
Creen que hay «otras causas de este colapso».
La lectura que podemos hacer es que, si no es el suelo, la posición sigue siendo válida para el nuevo rig sin necesidad de nuevos estudios, y la responsabilidad apunta más a Borr que a la licencia. Es la versión del operador y la investigación sigue abierta.
La Fase 2 iba a dar su primer petróleo en el 1T-27. Coincide con el calendario original del modelo. El director financiero insiste en que esos barriles se retrasan, no se pierden.
Pozo con la bomba averiada. Sigue parado en el 4T. Lo repararán con una unidad hidráulica «en los próximos meses», sin fecha concreta. Dato nuevo: adelantaron el mantenimiento a octubre precisamente para hacerlo a la vez que esa reparación.
Detalles menores
MaBoMo: el 29 de octubre aún estaba «aumentando progresivamente la producción». Es inmaterial: cada día que MaBoMo está parado supone unos 3.300 barriles para Panoro.
Material de la licencia que iba en el rig (tubería, etc.): lo repondrán rápidamente y tienen material para varios pozos, así que no provoca retrasos. No dicen quién lo paga.
Seguros y costes: las instalaciones no tienen daños, por lo que no esperan una reclamación significativa. El reparto de costes «llevará algún tiempo calcularlo» y Borr está asegurada. Sigue sin haber una cifra para el coste de la licencia.
Liftings: cada socio vende sus propias cargas, así que las ventas de Panoro no dependen del calendario de BW Energy.
Impuesto en especie de Gabón: sigue vinculado a la producción, no a las ventas.
NW Hibiscus: el primer pozo tiene unos 17 MMbbl en sitio y unos 6 MMbbl recuperables. Los dos pozos juntos suman entre 8 y 9 MMbbl recuperables y dan para «dos pozos productores adicionales», pero solo uno está entre los cinco productores de la Fase 2. El otro es un potencial adicional que el modelo no incluye.
Bourdon: repiten «hasta 15.000 bopd aprox.» y el 1T-28, sin cambios.
Víctimas: se han localizado tres cuerpos y dos personas siguen desaparecidas.
Q3 2026 de BW Energy Operador de los activos de Panoro en Dussafu:
BW Energy todavía no cuantifica el efecto de perder el Prospector 5. No da fecha nueva para la Fase 2 de MaBoMo ni guía de 2027: dice que es “too early to confirm when drilling will resume”. Lo que sí aclara es que la parada de MaBoMo fue de días, no de un mes (que es lo que estimamos internamente cuando ocurrio), y que la instalación no tiene daños.
Lo relevante de BW para Panoro:
Parada de MaBoMo: cerraron por precaución antes de que el rig entrara en la zona de seguridad y la producción se reanudó el 28-oct. Fueron unos 6 días.
Fase 2 de MaBoMo: antes el primer pozo productor era “early 2027”. Ahora está retrasada y sin fecha: se reprogramará cuando contraten un rig nuevo, y los pozos que faltan entrarán en el programa general de Dussafu, con libertad para cambiar el orden. Antes del accidente ya buscaban otro rig para perforar Bourdon.
Alcance de la Fase 2: pasa de 4 a 5 pozos productores gracias a la evaluación de NW Hibiscus. Cada uno da unos 5 kbopd al inicio y el conjunto “hasta 20 kbopd” brutos en el pico. Los 8-9 MMbbl encontrados “supporting two production wells”, así que podría haber un pozo más adelante.
Pozo con la bomba averiada: está parado desde julio. Iban a repararlo con el rig; ahora lo harán con una unidad hidráulica “en los próximos meses”, sin depender del rig nuevo.
Bourdon: el primer petróleo en el 1T-2028 se mantiene y sube de 10 a “hasta 15 kbopd aproximadamente”. Tienen la financiación de la plataforma (208 M$).
Guía 2026 de BW Energy: baja de 24-27 a 23 kbopd aprox, con el accidente incluido. El capex 2026 (600-650 M$) queda suspendido y probablemente será menor, porque se retrasa el gasto de perforación.
Producción de Dussafu en el 3T: 22,9 kbopd brutos, frente a 26,3 en el 2T, por la bomba averiada.
Efecto estimado en Panoro:
Suponemos que se retrasa 6 meses la llegada del nuevo rig para volver a perforar la campaña de la Fase 2 de MaBoMo
Estimaciones aproximadas y sujetas a cambio en función de lo que pase en MaBoMo y resto de activos.
Gabón (Dussafu, 17,5% de Panoro): FCF del activo, en M$
2026 (2º semestre)* -> Antes del accidente 22.3 M$ -> Ahora 29.4 M$ -> Diferencia +7 M$
2027 con brent a 70$ -> Antes del accidente 58.4 M$ -> Ahora 15.9 M$ -> Diferencia -42.5 M$
2027 con brent a 90$ -> Antes del accidente 97.1 M$ -> Ahora 45.4 M$ -> Diferencia -51.7 M$
*En 2026 Panoro no pierde caja por el accidente: gana unos 7 M$ en Gabón y unos 9,5 M$ en el grupo, porque se retrasa la inversión de la Fase 2. En 2027 pierde unos 42 M$ con el Brent a 70 $ y unos 51-52 M$ con el Brent a 90 $.
Grupo Panoro: FCF recurrente (caja operativa − intereses − capex sin adquisiciones), en M$
2026 (año completo)* -> Antes del accidente 86.4 M$ -> Ahora 95.9 M$ -> Diferencia +9.5 M$
2027 con brent a 70$ -> Antes del accidente 87.8 M$ -> Ahora 45.6 M$ -> Diferencia -42.2 M$
2027 con brent a 90$ -> Antes del accidente 198.7 M$ -> Ahora 147.3 M$ -> Diferencia -51.4 M$
El sábado, la plataforma de perforación Prospector 5, propiedad de Borr Drilling, se hundió frente a las costas de Gabón mientras se preparaba para iniciar una nueva campaña de perforación en el yacimiento de Dussafu.
La plataforma transportaba a 115 trabajadores. Según las últimas informaciones publicadas, una persona habría fallecido y otras cuatro continúan desaparecidas, aunque las autoridades todavía no han confirmado oficialmente el fallecimiento.
Las investigaciones preliminares apuntan a un fenómeno conocido como punch-through: durante las maniobras de posicionamiento, una de las patas de la plataforma habría perdido repentinamente el soporte del fondo marino, provocando su desestabilización y posterior hundimiento.
¿Por qué es relevante para Panoro Energy?
Panoro posee el 17,5% de Dussafu, mientras que BW Energy, operador del proyecto, controla el 73,5%.
La plataforma accidentada iba a comenzar una campaña de perforación especialmente importante para el crecimiento de la producción del yacimiento.
El programa contemplaba cuatro nuevos pozos productores en Hibiscus y Hibiscus South, además de un quinto pozo que se estaba evaluando incorporar tras los recientes descubrimientos de petróleo (anunciados hace poco en este chat).
En conjunto, la campaña podría añadir hasta 20.000 barriles diarios brutos de producción en su punto máximo, con los primeros barriles previstos para principios de 2027.
¿Qué consecuencias tiene el accidente en la operativa?
La primera consecuencia ha sido la paralización temporal de la producción de MaBoMo. Sin embargo, hay una noticia positiva, tanto BW Energy como Panoro han confirmado que no se han detectado daños en las instalaciones productivas ni en los equipos asociados.
Por tanto, si las inspecciones lo permiten, la producción existente podría reanudarse sin necesidad de disponer de una nueva plataforma de perforación.
El principal impacto económico estaría en otros tres factores:
El retraso en la entrada en producción de los nuevos pozos, que desplazaría hacia el futuro parte de los flujos de caja esperados.
Los costes adicionales de contratar y movilizar una plataforma sustitutiva.
La posible responsabilidad de los socios del proyecto sobre los costes de retirada de la plataforma hundida, dependiendo de las obligaciones contractuales y de quién asumiera el riesgo asociado a las condiciones del fondo marino.
¿Cuánto valor podría destruir el accidente?
Algunos analistas han realizado un ejercicio de valoración suponiendo un retraso de nueve meses en el calendario de producción y unos costes extraordinarios adicionales de 50 millones de dólares.
Bajo estas hipótesis, la pérdida de valor actual neto sería de aproximadamente de 16 millones para Panoro según Artic Secirities.
Pareto dice que espera que entre 3-9 meses se podrán reiniciar las perforaciones. Pareto estima una caída de 1m5 NOK para Panoro (ahora mismo cae 2,15 NOK)
La diversificación de Panoro juega a su favor
Tras las recientes adquisiciones en Guinea Ecuatorial y Costa de Marfil, Panoro depende considerablemente menos de Dussafu que hace apenas un año.
El activo representa ahora aproximadamente una cuarta parte de su producción, frente al peso mucho mayor que tenía anteriormente. Además, Panoro presenta una situación de liquidez menos tensionada que BW Energy de cara a 2027.
Esto es especialmente relevante porque el accidente no supone, por ahora, una pérdida de reservas de petróleo, sino fundamentalmente un posible retraso en su extracción y monetización.
Por último, tampoco puede descartarse que los socios del proyecto recuperen parte de las pérdidas mediante compensaciones de Borr Drilling o coberturas de seguros, aunque todavía es pronto para determinarlo.
Conclusión:
El accidente es una noticia negativa para Panoro, pero conviene diferenciar entre una pérdida permanente de valor y un retraso en la generación de caja.
Si se confirma que MaBoMo puede recuperar rápidamente su producción y que la campaña de perforación se reanuda durante los próximos meses, el impacto sobre el valor intrínseco de Panoro podría ser relativamente limitado.
La compañía está hoy mucho más diversificada, cuenta con otros activos generadores de caja y mantiene intactos, hasta donde sabemos, los recursos petrolíferos de Dussafu.
La gran incógnita es cuánto tiempo tardarán en conseguir una plataforma sustitutiva y quién asumirá los costes extraordinarios.
BW Energy presentará sus resultados del tercer trimestre el próximo jueves 29 de octubre, una cita especialmente importante para despejar estas incertidumbres (Panoro presenta el 18 de noviembre y habrá que esperar un poco más) .
Con la info que nos dé BW Energy podremos calcular mejor el impacto!
Saludos!
Jacobo García
19 Días Antiguo
Entiendo que el Prospector 5 hundido es el único rig que estaba haciendo las prospecciones en Dussafu no? Supongo que todo el proyecto de nuevos pozos + producción desde Q1 2027 queda aplazado indefinidamente hasta encontrar un nuevo rig.
Buenos días Jacobo,
Tremenda noticia, una pena, sobre todo por los desaparecidos.
Lo explico en detalle en un comentario más arriba!
Saludos!
Jacobo García
19 Días Antiguo
BW Energy confirms that an incident occurred on the Dussafu Marine licence in Gabon at 20:37 local time on Saturday, 24 October 2026, involving the jack-up drilling rig Prospector 5, owned and operated by Borr Drilling. During jacking operations in preparation for a planned drilling campaign, the rig experienced a loss of stability and subsequently sank.
At the time of the incident there were 115 people onboard the Prospector 5. A total of 110 have been safely accounted for while five remain missing. BW Energy’s overriding priority is the safety of all personnel. The Company is supporting the ongoing search and rescue operations in close coordination with the drilling contractor Borr Drilling, relevant authorities and emergency responders.
Production at the MaBoMo facility is shut down in accordance with standard procedure during ongoing drilling preparations. There has been no reported damage to the facility or related equipment, nor any accidental discharge of harmful substances to the sea from the facility.
Resultados Dussafu:
Panoro Energy ha obtenido resultados muy positivos en sus dos pozos de evaluación en el área North-West Hibiscus, frente a Gabón. Los descubrimientos podrían añadir aproximadamente entre 8 y 9 millones de barriles de recursos recuperables brutos, equivalentes a entre 1,4 y 1,6 millones netos para Panoro, reforzando así sus reservas en Dussafu.
El pozo 10P2 confirmó una columna de petróleo de 30 metros y podría producir inicialmente más de 5.000 barriles diarios, mientras que el 10P1 también encontró petróleo móvil de buena calidad y permite respaldar un pozo adicional.
Tras completar un trabajo de mantenimiento, la plataforma perforará cuatro pozos de producción de la Fase 2 de MaBoMo y un quinto en la zona de 10P2, con el objetivo de iniciar la producción durante el primer trimestre de 2027 y alcanzar hasta 3.500 barriles diarios netos para Panoro.
Panoro descuenta hoy un dividendo de 0,374 NOK por acción.
Con este dividendo ha pagado 1,188 NOK por acción en lo que va e año.
Manuel Lopez
1 Mes Antiguo
Hola a todos,
Releyendo un poco los resultados del primer semestre tengo dos preguntas sencillas:
Comentáis la cantidad de barriles hedged o collared hasta noviembre: ¿Significa eso que no hay disponible nada de barriles sin hedgear hasta Noviembre o sin embargo si hay cierta parte de la producción con precio a mercado?
Idem para el gas. Comentáis suelo de precio y precio actual aproximado pero, ¿Tienen capacidad productiva que será vendida a mercado?
En la presentación del primer semestre publicaron: 1 million barrels currently protected (on a pro forma basis less than 20% of group full-year production guidance), through swaps and collars at a blended hedged price of approximately USD 76.5/bbl. Sólo el 20% de los bariiles proforma está hedgeados a 76,5$ el 80% restante va a mercado a precios de mercado.
Total pendiente cubierto a 30 junio: 625.000 barriles, según mis calculos es menos del 20% (entorno al 16% respecto a los 20.800boepd del H1)
Sobre el gas de la adquisición de Costa de Marfil, el gas se vende bajo contratos de largo plazo y el precio está desvinculado del petróleo. Eso reduce mucho el riesgo de que caiga si baja el Brent. Panoro lo dice en su comunicado de resultados/adquisición.
Hay un precio mínimo fijo de 6 USD/MMBtu. Encima de ese mínimo hay indexación, que actualmente lleva el precio a unos 6,50 USD/MMBtu. O sea: no es “fijo exacto a 6,50”, sino suelo fijo + ajuste/indexación.
Además, el contrato tiene estructura take-or-pay, así que el comprador paga por volúmenes comprometidos aunque no los tome todos. Panoro dijo que eso deja “prácticamente sin volatilidad” el 95% de las ventas. Digamos que es producción semihedgeada (con un floor de 6USD).
Conclusión: Están vendiendo más del 80% del volumen de oil a mercado y el gas con un floor.
Saludos,
Carlos Hervás
1 Mes Antiguo
Alguna opinión de la adquisición de Panoro de DNO CI LLC? Parece que Panoro está afianzando su posición en África Occidental
Nos parece una buena compra.
Solo por aclarar no es una compra nueva, es el cierre de la compra que anunciaron el 19 de agosto del 9.09 % indirecto del Bloque CI-27 en Costa de Marfil. Puedes ver nuestra opinión al respecto de hace unas semanas más abajo.
Clarksons ha elevado el precio objetivo de Panoro Energy de 55 a 58 coronas noruegas por acción y ha reiterado su recomendación de compra.
La revisión refleja la sólida recuperación operativa del Bloque G, los avances de los proyectos de crecimiento en Dussafu y la adquisición de una participación en el Bloque CI-27 de Costa de Marfil. Esta operación aporta alrededor de 3.300 boe/d de producción de bajo coste, eleva la producción proforma del grupo hasta aproximadamente 20.800 boe/d y refuerza la diversificación de su cartera.
Clarksons considera que la combinación de la recuperación productiva, una sólida cartera de proyectos y una estrategia disciplinada de M&A mejora las perspectivas de producción y generación de caja de Panoro, que además continúa cotizando con un descuento significativo frente a su NAV.
Hola. Un placer saludarles. Hoy se ha visto un movimiento importante en los volúmenes de la acción. Por un lado 350k y en otro momento 522k. ¿Es posible que este entrando algún comprador institucional? ¿Creen que es momento de acumular un poco más? Mi exposición actual es un poco menor al 1% de mi cartera, me distaría llegarla a un 2%.
Hoy Clarksons ha escrito una nota de la empresa quizás eso ha influido en los volúmenes de hoy, pero no sabemos. Ni miramos mucho estos aspectos. No podemos dar recomendaciones, pero vamos tienes un peso relativamente bajo por lo que si encaja en la diversificación que quieres tener en tu cartera y te gusta la idea y la quieres llevar al 2%. Es un peso que en el caso de que se torcieran las cosas y la idea no saliera bien del todo no te va a dañar mucho la cartera. Nos parece que Panoro está haciendo las cosas bien y está barata.
Estoy igual, entré hace dos días y había reservado una parte por si bajaba más y está haciendo lo contrario
Carlos Garcia
2 Meses Antiguo
Hola. Un gusto saludarles. Una de mis principales incentivos en comprar Panaro es el dividendo que pagan. ¿Como ven el escenario en caso que no puedan seguir pagando el dividendo? ¿Creen que el precio de la accion en un futuro pueda ser mayor al estimado inicialmente?
Es muy probable que el dividendo se reduzca, hay señales de ello, y la más clara la ha dado la propia compañía: el consejo ha pasado de comprometer el pago a decir que lo decidirá trimestre a trimestre, según la caja que le haga falta para pagar la compra de Costa de Marfil. Ojo, eso es una decisión suya, no una obligación del bono.
Conviene entender cómo funciona el reparto. El bono con el que se financian les obliga a repartir como máximo la mitad del dinero que les sobra al cabo del año. Y «lo que sobra» se calcula después de descontar lo que invierten en pozos e instalaciones, también los pozos que sirven para crecer. Dicho de otra forma: cada pozo nuevo sale del mismo bolsillo que el dividendo. Este año van a invertir entre 55 y 72 millones frente a 40 el año pasado, en MaBoMo y Bourdon, y eso reduce por sí solo lo que podrán repartir el año que viene. La compra de empresas no entra en ese cálculo, pero sí los intereses de la deuda con la que se pagan: solo el bono nuevo se lleva unos 5 millones al año.
Ahora lo importante: que no lo repartan no significa que se pierda. Ese dinero se queda dentro y va a dos sitios, amortizar deuda o perforar pozos. Amortizar deuda les ahorra el 10,25% de interés que paga su bono. Los pozos producen más petróleo y por tanto más caja en 2027 y 2028. Puesto en números sencillos: de cada 100 euros, cobrar 5 de dividendo rinde menos que ahorrarse 10,25 de intereses. Y las dos vías, menos deuda y más producción, empujan hacia arriba el valor de la acción.
Se sabrá cuando publiquen el tercer trimestre.
Último 2 Meses Antiguo editado por valueproject.es
Alvaro Ortega
2 Meses Antiguo
Valorais posituvos los resultados ? Por que produce pero no vende ?
Hola Alvaro, La razón es porque no vende barriles: vende barcos enteros. El crudo se acumula en el FPSO hasta llenar un cargamento de 500.000 a 1.000.000 de barriles, y el calendario de venta de cada socio en los bloques lo fija el operador, no Panoro. Hasta que el barco no zarpa, el ingreso no existe: los barriles van a inventario valorados a coste.
Barriles a los que tenía derecho: 1.430.442 Barriles que vendió: 646.069
Inventario a 31 de marzo: 484.430 barriles Inventario a 30 de junio: 1.303.383 barriles
Vendió menos de la mitad de lo que produjo. Lo que queda en el tanque vale unos 135 millones de dólares a los precios del segundo trimestre.
Pero el valor está ahi, eso lo venderá 100% seguro es solo una diferencia temporal.
Los resultados son normalitos, pero vemos que están haciendo adquisiciones a buenos precios de forma oportunistica.
La caída no viene de producir menos, sino de vender menos. Panoro cobra cuando
carga un barco, no cuando bombea el petróleo. En el semestre solo hubo siete
cargamentos. El resto sigue en el almacen: 1.303.383 barriles en inventario a
30 de junio, frente a 484.430 a 31 de marzo.
En el segundo trimestre aislado se vendieron 192.661 barriles a 103,96 USD/bbl
(596.161 barriles a 112,94 USD/bbl en base pro forma). Los precios altos ya
están ahí, pero afectan a muy pocos barriles.
En base pro forma contando el Bloque G desde el 1 de enero los ingresos
serian de 130,0 MUSD y el EBITDA de 68,1 MUSD.
2. SOBRE LAS COBERTURAS
Las coberturas de precio liquidadas costaron 22,0 MUSD en caja durante el
semestre. Ese coste se contabiliza por debajo del EBITDA, asi que:
EBITDA publicado: 28,0 MUSD
EBITDA después de coberturas: 6,0 MUSD
Para el segundo semestre quedan 625.000 barriles cubiertos a 76,6 USD/bbl de
media (525.000 en swaps a 78,24 hasta octubre y 100.000 en un collar 65/68 con
vencimiento en julio). Con el Brent en 90, esos barriles dejan de ingresar unos
8,4 MUSD adicionales.
A partir de noviembre no hay coberturas: el cuarto trimestre cobra el precio
integro.
3. CAJA Y DEUDA
– Flujo de caja de explotación: -36,6 MUSD (+17,0 el ano pasado), por la
acumulación de inventario.
– Caja: 57,3 MUSD (77,0 a cierre de 2025). Deuda bruta: 297,8 MUSD.
– Entro: 153,4 del bono, 48,2 de la ampliación de marzo, 10,0 de anticipos.
Salió: 128,8 por el Bloque G, 22,0 de coberturas, 20,6 de costes financieros,
12,5 de capex, 10,5 de distribuciones.
– Capex ejecutado: 12,5 MUSD de una guía anual de 55 MUSD (72 pro forma). Casi
todo se gasta en el segundo semestre.
– El Bloque G, cerrado el 16 de junio por 127 MUSD, trajo también 283,2 MUSD de
pasivo por desmantelamiento al balance.
4. OPERATIVA: AQUI NO HAY PROBLEMA
– Producción actual: En el semestre fueron 15.191
bopd pro forma (el proforma incluye la adquisición del bloque G a Kosmos y excluye la adquisición más reciente)
– Bloque G: producción bruta fuera del trimestre la más actual en agosto de 22.000 bopd, frente a 17.300 en el segundo trimestre, tras las intervenciones en Okume y la recuperación parcial de Ceiba.
– Gabon: 98% de disponibilidad. La campana MaBoMo Fase 2 (cuatro pozos) arranca
este trimestre, con primer petróleo a principios de 2027. Bourdon aprobado
(FID), primer petróleo en 2028. PSC prorrogado hasta 2053.
– Tunez: estable en 1.513 bopd.
5. DIVIDENDO
– Distribución declarada: NOK 50 millones (NOK 0,374 por accion) como devolución
de capital.
– Ex-distribución 2 de septiembre, pago en torno al 21 de septiembre.
– Limite permitido para 2026: NOK 205 millones. Ya se han usado NOK 153
millones. Quedan solo NOK 52 millones para el cuarto trimestre.
– El consejo avisa de que decidirá trimestre a trimestre, valorando las
necesidades de caja de la adquisición. Es un aviso de que el pago del cuarto
trimestre no esta garantizado.
6. GUIA 2026 (SIN CAMBIOS)
– Producción: 15.000-17.000 bopd. Opex: 23 USD/bbl. Capex: 55 MUSD (72 pro forma).
– Cargamentos previstos: 1,3-1,5 millones de barriles en el tercer trimestre y
1,2-1,4 millones en el cuarto, frente a 1,38 millones en todo el primer
semestre.
7 LA COMPRA DEL BLOQUE CI-27 (COSTA DE MARFIL)
QUE HAN COMPRADO
Precio anunciado: 80 MUSD, sin caja ni deuda.
Desembolso efectivo esperado al cierre: 70 MUSD, tras los ajustes económicos desde la fecha efectiva.
Participación: 9,09% indirecto en el bloque CI-27.
Reservas 2P: 9,4 MMboe, más 5,0 MMboe de recursos 2C.
Producción neta: 3.334 boepd.
Composición: 95% gas.
Coste de producción: 6 USD/boe.
Fecha efectiva: 1 de enero de 2025, con cierre previsto en otoño de 2026.
Financiación: 7 millones de acciones nuevas (4,9%) más un bono de 50 MUSD al 10,25%.
Es el mayor productor de gas no asociado del país y cubre más del 70% del gas de Costa de Marfil, destinado fundamentalmente a la generación eléctrica en Abiyán.
LOS MÚLTIPLOS, COMPARADOS
Por barril de reserva 2P:
CI-27: 8,51 USD/boe
Bloque G: 3,91 USD/boe
Panoro cotizando: 7,9 USD/boe
A primera vista, CI-27 parecía una adquisición cara en reservas: Panoro estaba pagando más por barril 2P de lo que el mercado valoraba sus propias reservas.
Pero esa comparación es engañosa por una razón importante: el 95% de la producción es gas y el gas se está expresando en barriles equivalentes energéticos.
Un boe de gas contiene aproximadamente la misma energía que un barril de petróleo, pero evidentemente no genera los mismos ingresos.
Por eso, mirar únicamente los 8,51 USD/boe de reservas daba una imagen demasiado negativa de la operación.
EL DATO QUE FALTABA: YA SABEMOS A QUÉ PRECIO VENDEN EL GAS (comentado en la call)
Esta era la gran incógnita cuando se anunció la adquisición.
Ahora la dirección ha aclarado las condiciones económicas del activo:
Precio actual del gas: 6,5 USD/MMBtu.
Suelo contractual: 6 USD/MMBtu.
Contratos con indexación.
Cláusulas take-or-pay.
Aproximadamente el 95% de las ventas tiene muy baja volatilidad de precio.
Esto cambia bastante el análisis.
La fórmula aproximada es:
PRECIO POR BOE = PRECIO DEL GAS EN USD/MMBtu × 5,7
Por tanto:
A 6 USD/MMBtu → 34,2 USD/boe
A 6,5 USD/MMBtu → 37,1 USD/boe
Con un coste de producción de aproximadamente 6 USD/boe, el margen bruto antes del resto de costes es considerable.
Antes de conocer el precio al que vendian el gas nuestro analisis estimaba que que, para que la compra tuviera sentido a un múltiplo razonable, el gas debía venderse en la zona de 5 USD/MMBtu o más.
Pues bien, la realidad conocida ahora es mejor:
EL PRECIO ACTUAL RONDA LOS 6,5 USD/MMBtu Y EXISTE UN SUELO CONTRACTUAL DE 6 USD/MMBtu.
Es decir, la principal incógnita económica de la operación se ha resuelto claramente por encima del escenario mínimo que hacía atractiva la adquisición.
FREE CASH FLOW
Más importante todavía que hacer cálculos teóricos sobre el precio del gas es el dato que ha dado directamente la compañía:
LA PARTICIPACIÓN ADQUIRIDA HA GENERADO DE FORMA RECURRENTE ENTRE 17 Y 20 MUSD ANUALES DE FREE CASH FLOW.
Si el desembolso efectivo al cierre acaba siendo de aproximadamente 70 MUSD, los múltiplos serían:
70 / 17 = 4,1x FCF
70 / 20 = 3,5x FCF
Incluso utilizando los 80 MUSD del precio anunciado:
80 / 17 = 4,7x FCF
80 / 20 = 4,0x FCF
Y la propia dirección habla de un payback cercano a 3,5 años.
Esto es bastante más atractivo de lo que parecía inicialmente mirando únicamente el múltiplo de 8,51 USD/boe de reservas 2P.
EL PROGRAMA DE CINCO POZOS
Los 80 MUSD tampoco son toda la historia económica del activo.
Hay un programa de cinco pozos infill actualmente en marcha, con un presupuesto bruto de aproximadamente 220 MUSD.
A Panoro le corresponde económicamente su porcentaje indirecto, por lo que existe una inversión adicional asociada al desarrollo del activo.
Pero aquí también hay una novedad positiva: los dos primeros pozos han encontrado presiones de reservorio superiores a las previstas.
Esto podría implicar:
Menor declino de producción.
Mejor comportamiento del yacimiento.
Mayor potencial de recuperación.
Posibilidad de convertir parte de los recursos 2C en reservas desarrolladas.
La dirección considera que el activo tiene todavía más de 15 años de vida productiva.
Por tanto, los 17- 20 MUSD de FCF anual actuales no necesariamente representan todo el valor potencial del activo si la campaña de desarrollo confirma mejores reservas y una menor tasa de declino.
EL TAKE-OR-PAY: EL RIESGO NO ES TANTO EL PRECIO
En el análisis inicial había una duda sobre qué ocurría con el gas que no estuviera cubierto por el take-or-pay.
Ahora sabemos mejor cómo funciona la economía del activo.
El gas se vende bajo contratos de largo plazo, con:
Precio mínimo de 6 USD/MMBtu.
Precio actual cercano a 6,5 USD/MMBtu.
Indexación.
Take-or-pay.
Muy baja volatilidad de precio en aproximadamente el 95% de las ventas.
Por tanto, el principal riesgo del volumen que no está estrictamente cubierto por el take-or-pay no es que tenga que venderse a un precio de mercado muy inferior, porque no existe realmente un mercado alternativo de gas comparable al petróleo.
El riesgo es principalmente de volumen consumido.
CI-27 abastece el sistema eléctrico y existe estacionalidad: cuando aumenta la generación hidroeléctrica, la demanda de gas puede disminuir.
El take-or-pay sirve precisamente para proteger una parte relevante de los ingresos frente a ese riesgo de demanda.
LA COMPARACIÓN CORRECTA CON EL BLOQUE G
El Bloque G fue una compra extraordinariamente barata tanto por reservas como por producción.
CI-27 no parece tan barato si simplemente dividimos 80 MUSD entre 9,4 MMboe de reservas.
Pero ahora tenemos una métrica mucho más útil: el cash flow real generado por el activo.
Y ahí la operación cambia de aspecto.
Con:
17–20 MUSD de FCF recurrente.
Un desembolso efectivo esperado de 70 MUSD.
Precio del gas de 6,5 USD/MMBtu.
Suelo contractual de 6 USD/MMBtu.
Baja volatilidad en aproximadamente el 95% de las ventas.
Una vida productiva superior a 15 años en teoría…
Panoro está comprando un activo de gas con una generación de caja bastante predecible a aproximadamente 3,5 – 4,1 veces FCF.
Eso es una lectura muy diferente de la que daba inicialmente el múltiplo de 8,51 USD/boe de reservas.
Último 2 Meses Antiguo editado por valueproject.es
Jacobo García
2 Meses Antiguo
Hola chicos, parece que al mercado no le ha gustado la compra del bloque CI-27 a DNO, aunque a primera vista, con 9,4 millones de barriles de reservas 2P, el barril equivalente sale a 8,5 USD. ¿No se supone que es un buen precio? ¿Penaliza que sea gas y no petróleo? ¿Qué opinión tenéis sobre el tema? Gracias!
Para la adquisición han hechoo una ampliación, y luego no dejaban claro antes de la callel precio que le pagan por el gas suponemos que estos 2 factores no habrán gustado (sobre el precio del gas lo han aclarado en la call después por eso la acción habrá ido recuperando).. Además de que el dividendo no lo aseguran. Pero en general Panoro hace las cosas con sentido común.
Es posible que el mercado inicialmente haya visto 2 cosas potencialmente negativas.
Pagar con acciones (parte) y por tanto diluyendo.
Pagar teóricamente un múltiplo sobre reservas superior a la ultima operación de Guinea.
Esa combinación de teóricamente comprar algo más caro y pagar en acciones parecía quizá a priori menos atractivo, pero vista la seguridad de los flujos de caja y el multiplo de 4 veces el mercado está virando.
Último 2 Meses Antiguo editado por valueproject.es
Vicent Pla Abad
2 Meses Antiguo
Como han ido los resultados?
En principio iban a ser muy buenos segun las ultimas informaciones que pasasteis, el brent no baja de 90…aun así las acciones hoy se desploman un 5%. Ha pasado algo que considereis negativo o que daña la tesis??
No son malos, lo que pasa es que parte de la producción no la han vendido y está en el inventario. Los precios del Q2 ya son altos lo que pasa es que no se llevan todo por tener cubierta la producción. Los proximos trimestres si el precio del oil sigue fuerte se vera reflejado.
Panoro Energy ha publicado su Trading Statement del Q2 de 2026, una actualización operativa previa a la presentación de los resultados financieros completos del semestre. EL statement pone de manifiesto una evolución muy positiva del negocio, con una producción superior a la prevista, impulsada especialmente por el excelente comportamiento de los activos en Guinea Ecuatorial.
Además, la compañía confirma el avance de sus principales proyectos de desarrollo en Gabón y Guinea Ecuatorial, reforzando las perspectivas de crecimiento para los próximos años y ofreciendo señales alentadoras sobre la capacidad de generación de caja futura.
Principales temas de interés:
Alta producción en Guinea Ecuatorial:
La producción atribuible (Working Interest, WI) durante el 2T 2026 fue de 15.529 barriles diarios, desglosada en:
9.456 bbl/d en Guinea Ecuatorial
4.599 bbl/d en Gabón
1.474 bbl/d en Túnez
La producción actual atribuible es de aproximadamente 17.500 barriles diarios, unos 2.000 barriles diarios por encima de nunestras previsiones. Esta mejora se debe a un rendimiento superior al esperado en Guinea Ecuatorial.
La producción bruta en Guinea Ecuatorial ha aumentado desde aproximadamente 17.300 barriles diarios en el segundo trimestre hasta 22.000 barriles diarios en la actualidad (participación de Panoro: 54,625%).
Este incremento refleja:
una mejor eficiencia de producción en el campo Ceiba;
el éxito de las operaciones de limpieza y reacondicionamiento de pozos en el campo Okume.
Como consecuencia, los analistas ahora estiman una producción bruta en Guinea Ecuatorial de aproximadamente 20.000 barriles diarios durante la segunda mitad de 2026.
Gabón:
Ha comenzado la campaña de perforación con dos pozos de evaluación (appraisal wells) en la zona North West Hibiscus.
Si los resultados son positivos, podría añadirse de forma rentable un pozo productor adicional a la campaña MaBoMo Fase 2, compuesta inicialmente por cuatro pozos y cuyo primer petróleo está previsto para principios de 2027.
Según BW Energy, esta campaña podría añadir entre 20.000 y 30.000 barriles diarios brutos (participación de Panoro: 17,5%) y restablecer la meseta de producción del campo.
Proyecto Bourdon (Gabón):
El desarrollo del yacimiento Bourdon ha sido aprobado por todos los socios de la empresa conjunta.
Se espera el primer petróleo durante el primer semestre de 2028, con una producción adicional de aproximadamente 10.000 barriles diarios brutos.
Perspectivas para 2026:
La buena evoución de las perforaciones en Guinea Ecuatorial respalda la previsión de producción pro forma para 2026 de entre 15.000 y 17.000 barriles diarios.
Guinea Ecuatorial sigue siendo la principal fuente de potencial alcista para la compañía.
Panoro ha iniciado un proceso para incorporar un socio (farm-out) en el bloque de exploración EG-01 (GUinea), donde posee un 80% de participación. Este bloque se encuentra a una distancia que permitiría conectarlo a la infraestructura ya existente del Bloque G, reduciendo significativamente los costes de desarrollo.
Los analistas no asignan todavía ningún valor a este activo en su valoración, por lo que representa una posible fuente adicional de revalorización.
Nuevos descubrimientos:
También se están evaluando los conceptos preliminares de desarrollo para:
Estrella, un descubrimiento de gas.
Rodo, un descubrimiento de petróleo.
Ambos se encuentran dentro del Bloque EG y podrían convertirse en futuros proyectos de desarrollo.
Deuda Financiera neta:
Al cierre de junio, Panoro disponía de 57,3 millones de dólares en efectivo.
Además, la compañía mantenía un inventario de petróleo de 1,3 millones de barriles al final del trimestre. Tomando como referencia un precio del crudo de 80 dólares por barril, dicho inventario tendría un valor superior a 100 millones de dólares.
Por otro lado, la deuda bruta ascendía a 300 millones de dólares.
Teniendo en cuenta la sólida generación de caja prevista para la segunda mitad del año, la elevada producción actual y la progresiva monetización de los inventarios de crudo, es razonable esperar que la deuda neta al cierre de 2026 se sitúe por debajo de los160 millones de dólares (lo cual le deja en un buen ratio de apalancamiento, reduciendo el riesgo).
Resumen:
La producción actual (17.500 bbl/d) está muy por encima de lo que esperaban los analistas, lo que implica que las previsiones de beneficios para 2026 probablemente tengan que revisarse al alza.
Aún no incluyen ningún valor para el bloque EG-01, por lo que existe potencial adicional si el farm-out o futuras exploraciones tienen éxito.
Hay varios catalizadores de crecimiento ya identificados para 2027 y 2028 (MaBoMo Fase 2 y Bourdon), que podrían incrementar de forma significativa la producción y el flujo de caja.
Esperamos una deuda neta de menos de 160M$ para el cierre del año, muy controlada.
Esperan seguir con la política de dividendos actual si el petróleo se mantiene en niveles razonables.
Cotiza a múltiplos muy atractivos.
Jacobo García
3 Meses Antiguo
Una pregunta un poco generalista, para estas tesis usáis como referencia el precio del Brent verdad? O es el WTI? Gracias.
Jacobo usamos el de referencia (según el tipo de pozo y petróleo) y le aplicamos los diferenciales habituales en ese tipo de petróleo.
David Belda Ibáñez
4 Meses Antiguo
Entonces seguimos invertidos entiendo
Vicent Pla Abad
4 Meses Antiguo
Lleva un -20% en apenas 2 semanas, supongo que debido a la bajada de brent. En base a esto…que escenarios probables valorais para el brent, y por ende para la compañia? Es probable que el brent baje por debajo de los 70? O veis mas razonable mantenerse en rango entre 70 y 80?
En principio los proximos resultados de Panoro deberian ser muy buenos en base a las previsiones que compartisteis. Veis ahora una buena ventana para entrar debido a las bajadas? (Ha bajado a 26NOK), o sr podria ir mucho mas abajo?
Efectivamente se debe a la caída del brent.
Nosotros pensamos que a medio plazo el brent estará en una media de 65$ – 70$. Pero podemos equivocarnos.
El próximo trimestre será bueno.
Seguimos teniendo posición en el fondo, pero como habrás podido ver ya decidimos hace unas semanas reducir exposición a los productores de petróleo, especialmente a los que estén más apalancados, por eso decidimos cerrar el seguimiento de nuestra posición en Kosmos recientemente cuando cotizaba a 2.88$ aproximadamente.
Saludos,
Pilar Sierra Torre
4 Meses Antiguo
¿Algún comentario acerca de la bajada del precio de la acción hoy?
Panoro ya ha cerrado definitivamente la adquisición de los activos de Guinea Ecuatorial a Kosmos, el pago fijo inicial acordado era de 180 m$ ajustables debido a la fecha efectiva de la venta del activo. Se estimaba que al final se quedaría en 140-150 m$ de parte fija y al final con los ajustes y el repunte del petróleo el precio fijo definitivo ha sido de 127m$
Alvaro Ortega
4 Meses Antiguo
Acabo de ver que panoro me pago una devolucion de prima y costelation tambien. Por que pagan asi y no mediante dividendos?
Creemos que lo hacen así para evitar las altas retenciones en origen que aplica Noruega y que son muy difíciles de recuperar a pesar de los convenios de doble imposición.
Es decir, si reparten en forma de dividendos, Noruega te retendría el 25% o 26% que es más de los que se paga en la mayoría de paises y es difícil de recuperar. De la otra forma en teoría Noruega no retiene nada y luego ya pagas en tu pais de residencia lo que te corresponda.
Último 4 Meses Antiguo editado por valueproject.es
De cara a tributación, estas devoluciones de prima de emisión hay que tomarlas como minoración de precio de compra (como una fee en negativo) y no como un reparto de dividendo, ¿correcto?
Jose Luis Moreno
4 Meses Antiguo
Buenas tardes. veo que hay dos Panoro. Cual es el tiker»?
Gracias
Seguimos pensando que está barata, nosotros no hicimos las tesis pensando que el estrecho de Ormuz estuviera cerrado para siempre.
La valoramos pensando más bien en un Brent a 65$-70$.
Hola Vincent perdona que no te podamos contestar exactamente a tu pregunta es que legalmente no podemos recomendar sobre lo que hacer.
Pensamos que está barata pero desde luego seriamos prudentes de cara a iniciar posiciones o por lo menos no lo haríamos con pesos elevados en la cartera.
El camino hacia los 20,000 bopd sigue intacto
Tras analizar los resultados del primer trimestre de 2026 y la reciente llamada de resultados, nuestra tesis de inversión en Panoro se ve reforzada por la ejecución operativa y la coyuntura de precios. A pesar de una pérdida contable en el trimestre explicada principalmente por el calendario de cargamentos (liftings) y ajustes de derivados, los fundamentales de generación de caja para el segundo semestre del año son excepcionales.
1. Adquisición de Kosmos en el Bloque G: Un Home Run en Tiempos de Precios Altos
La compra del 40.375% adicional en Guinea Ecuatorial sigue su curso para cerrar en el Q3 2026. Lo más relevante para el inversor es que el ajuste de caja desde la fecha efectiva (1 de enero de 2025) está jugando muy a favor de Panoro debido al reciente repunte del petróleo. El pago neto final de 140−150 millones estimado inicialmente podría ser incluso significativamente menor al momento del cierre. Estamos adquiriendo reservas 2P a niveles de $3.91/barril, un múltiplo irrisorio frente a la valoración de mercado actual.
2. Operativa de Activos y Desafíos Temporales
Producción: La producción pro-forma del grupo en el Q1 fue de 15,000 bopd, en línea con la guía anual de 15,000-17,000 bopd.
Bloque G (Guinea Ecuatorial): Se han reportado problemas temporales con las bombas multifásicas (MPP) en el campo Ceiba, lo que ha afectado la producción. No obstante, la restauración parcial ya es un hecho y se espera alcanzar el pleno potencial a principios de 2027.
Gabón (Dussafu): Sigue siendo la piedra angular. Se ha logrado una extensión histórica del contrato (PSC) hasta el año 2053, lo que garantiza la longevidad del activo y permite planificar el desarrollo del descubrimiento Bourdon (25 MMbbls). La campaña MaBoMo Fase 2 comenzará este verano.
3. Ventas (Liftings) y Precios Realizados: Lo mejor está por venir
El Q1 fue un trimestre de acumulación de inventario. Solo se vendieron 453,408 barriles a un precio promedio de $68.41/bbl, antes de la escalada del crudo por tensiones geopolíticas.
El catalizador del Q2: Panoro ya ha realizado ventas en el Q2 a un precio pro-forma de $114/bbl.
Concentración en H2: Se espera que el 80% de las ventas de crudo del año ocurran en el segundo semestre, coincidiendo presumiblemente con el cierre de la adquisición y precios estructuralmente más altos.
4. Flujo de Caja (FCF) y Capital Allocation
La compañía mantiene una disciplina férrea. El gasto de capital (Capex) para 2026 se mantiene en 55millones o 72 millones (pro-forma).
Retorno al accionista: Se ha declarado un dividendo de NOK 50 millones para junio. La capacidad total permitida por el bono para 2026 es de $21.6 millones (NOK 205M), por lo que aún queda un margen de NOK 105M para el resto del año.
Deuda: Tras el exitoso «tap» del bono de 150M. La generación de caja operativa prevista (post-tax y post-capex) es tan robusta que, en un escenario de 75−80/bbl, Panoro podría repagar gran parte de su capitalización en los próximos 5 años.
5. Opcionalidad y Exploración: (Bloque EG-23) en Guinea Ecuatorial. Panoro (operador con 80%) ha recibido el reconocimiento inicial de 26.3 MMboe de recursos 2C. Es un proyecto de desarrollo rápido (fast-track) dada su cercanía a la infraestructura de Alba, con potencial para ser un «game changer» en 2028.
Conclusión
Panoro está ejecutando su plan de duplicar tamaño. El mercado suele castigar la volatilidad de los cargamentos trimestrales, pero para el inversor paciente, el valor reside en que la empresa está comprando activos a múltiplos de 4x FCF (con petróleo a $70) y mucho menores en el entorno actual. La guía de producción para 2027 de 20,000 bopd sigue firme. Seguimos viendo un potencial de revalorización significativo hacia nuestro objetivo de 46 NOK, apoyado por un balance fortalecido y una vida de reservas que ya alcanza los 15 años
Hola Antonio,
Te hemos dejado ya el análisis detallado de los resultados del Q1 2026 en el comentario anterior.
En resumen: vemos los resultados operativamente sólidos y totalmente alineados con nuestra tesis. Aunque contablemente se reporta una pérdida por ajustes técnicos en el valor de las coberturas petrolíferas, lo relevante es que el 80% de las ventas de crudo del año se concentran en el segundo semestre, capturando precios mucho más altos. La compañía sigue en camino de alcanzar los 20.000 bopd en 2027 y la adquisición de Kosmos progresa para cerrar este verano.
Muchas Gracias! Excelente, yo sigo dentro y bien cargado, con ese objetivo de 46NOK! Un saludo!
Pilar Sierra Torre
7 Meses Antiguo
Hola, espero que estén todos bien. ¿La caída de Panoro hoy se debe a la noticias de la guerra nada más o hay algún otro motivo? Por lo que entiendo la tesis sigue intacta, pero me gustaría saber su opinión. Muchas gracias
Hola Pablo,
Ya está disponible en la sección de directos!
Saludos!
Pilar Sierra Torre
7 Meses Antiguo
Hola, no sé bien en dónde plantear mis dudas, pero quisiera saber ¿Cuando va a ser la sesión de actualización de empresas analizadas?.
Me encantaría que hubiera un chat general para dudas y así no perdernos información (sólo una sugerencia). Muchas gracias 🙂
Hola Pilar!
El miércoles tendremos un directo de 19:00- 20:30.
Mañana enviaremos email para informar.
Podéis plantear dudas en directo o por email si no podéis conectaros!
Saludos!
Último 7 Meses Antiguo editado por valueproject.es
Jacobo García
8 Meses Antiguo
Buenos días,
En la clase sobre el petróleo, Juán Luis Fresneda analizó BW Energy (+40 % desde entonces), socia de Panoro en Dussafu, y que se espera que triplique la producción en 2028.
Con una rentabilidad aparentemente mayor y precios de producción también bajos, ¿qué veis en Panoro que no tenga BW Energy para desarrollar esta tesis? ¿Es principalmente por el mayor capex/deuda de BW Energy o ha cambiado algo en la tesis de BW Energy que ya no os guste?
Entiendo que esta empresa es muy atractiva por la reciente adquisición y que no podéis desarrollar todas las ideas. Simplemente me gustaría saber si hay algo que se me escapa, para aprender mejor dónde poner el foco.
Efectivamente BW Energy es socia de Panoro en Gabón.
No es que veamos nada malo en BWE, simplemente hemos aprovechado la reciente compra de los activos que conocíamos de Guinea a Kosmos, y hemos aprovechado para analizar rápidamente Panoro.
No vemos nada raro en BWE, es un perfil distinto, el crecimiento de producción en BW va ser explosivo por el desarrollo de Maromba en Brasil y el capex va ser más elevado.
Primera evaluación independiente, hecha por Sproule ERCE, de ER 376, un permiso de exploración en tierra en Sudáfrica del que Panoro tiene el 100 %.
Resumen. Sproule ERCE, evaluador independiente, certifica recursos prospectivos de helio y gas en ER 376, la licencia en tierra de Panoro en Sudáfrica (100%). Es una opción casi gratis con cifras grandes, pero sin perforar.
Qué es ER 376
Historia:
Escala:
Cómo hay que leer las cifras
Probabilidades: qué significan para el helio y el metano
Para cada recurso, Sproule da tres escenarios para el caso de que se descubra: bajo (1U), central (2U) y alto (3U). También da una media.
La probabilidad de éxito (CoS) es la de que el gas esté realmente ahí.
La “media ajustada por riesgo” es la media multiplicada por esa probabilidad.
Helio. Solo está en uno de los tres tipos de yacimiento, la roca de basamento fracturada, con una probabilidad de éxito del 49%: casi cara o cruz.
Metano. Está en tres tipos de yacimiento, cada uno con su probabilidad:
Qué significa:
Es más probable encontrar gas que helio. Si los tres yacimientos fueran del todo independientes, habría un 85% de probabilidad de que al menos uno funcione. El helio depende de uno solo y es casi cara o cruz.
La media ajustada por riesgo no es una previsión, sino un promedio estadístico. El resultado real será casi cero, si los pozos fallan, o una cifra dentro del rango.
Las probabilidades son solo geológicas, no comerciales. No incluyen si el gas fluye a caudales rentables, ni el coste, el precio, la financiación o los permisos. La probabilidad de acabar con un proyecto rentable es bastante menor.
Dónde encaja: un activo aparte
Qué implica
A favor:
Conclusión
ER 376 es una opción con mucho potencial y casi sin coste para Panoro que además le diversificaría del petroleo, que ahora cuenta por primera vez con una evaluación independiente. Pero sus recursos son prospectivos: falta perforar, confirmar, decidir la inversión (FID) y pasar a reservas, así que en el mejor caso produciría a partir de 2030. Puede quedarse en nada o convertirse en un activo muy relevante para una compañía del tamaño de Panoro. Por ahora, fuera de la valoración.
https://newsweb.oslobors.no/message/686065
Panoro Energy – Trading Statement and Operations Update 3T
Cifras y datos clave
Los 74,4 $ que ha obtenido Panoro coinciden casi exactamente con la media de la primera quincena de julio. Ya se sabía que buena parte de los liftings del 3T caían en julio, así que lo más probable es que vendieran casi todo en esos días. El Brent fuerte de agosto y septiembre no les llegó, porque no hubo más ventas en el trimestre.
Notas
A los precios actuales del brent Panoro continua muy barata y a precios más normales estaría a precio razonable. El 18 de Noviembre desarrollaran más este Q3 y con ello actualizaremos con más detalle.
Muchas gracias por al análisis! Una duda, con niveles normales del petróleo te refieres a unos 60-70$/b? La tesis daba más upside (46 NOK) a esos niveles por lo que no entiendo por qué comentas que a precios normales Panoro está a precio razonable. Gracias!
Hola Carlos,
Es correcto lo que dices, nos hemos expresado mal queremos decir que si el brent estuviera a 100$ a futuro de forma continuada estaría a precios literalmente ridículos. Y no pesaríamos que vale 46 NOK sino mucho más pero ese no es nuestro escenario base obviamente.
De acuerdo, muchas gracias!
Call de BWE del Q3 2026
Detalles que completan los resultados que presentaron por la mañana en relación con lo que afecta a Panoro.
Lo nuevo que importa para Panoro
La lectura que podemos hacer es que, si no es el suelo, la posición sigue siendo válida para el nuevo rig sin necesidad de nuevos estudios, y la responsabilidad apunta más a Borr que a la licencia. Es la versión del operador y la investigación sigue abierta.
Detalles menores
Q3 2026 de BW Energy Operador de los activos de Panoro en Dussafu:
BW Energy todavía no cuantifica el efecto de perder el Prospector 5. No da fecha nueva para la Fase 2 de MaBoMo ni guía de 2027: dice que es “too early to confirm when drilling will resume”. Lo que sí aclara es que la parada de MaBoMo fue de días, no de un mes (que es lo que estimamos internamente cuando ocurrio), y que la instalación no tiene daños.
Lo relevante de BW para Panoro:
Efecto estimado en Panoro:
Suponemos que se retrasa 6 meses la llegada del nuevo rig para volver a perforar la campaña de la Fase 2 de MaBoMo
Estimaciones aproximadas y sujetas a cambio en función de lo que pase en MaBoMo y resto de activos.
Gabón (Dussafu, 17,5% de Panoro): FCF del activo, en M$
2026 (2º semestre)* -> Antes del accidente 22.3 M$ -> Ahora 29.4 M$ -> Diferencia +7 M$
2027 con brent a 70$ -> Antes del accidente 58.4 M$ -> Ahora 15.9 M$ -> Diferencia -42.5 M$
2027 con brent a 90$ -> Antes del accidente 97.1 M$ -> Ahora 45.4 M$ -> Diferencia -51.7 M$
*En 2026 Panoro no pierde caja por el accidente: gana unos 7 M$ en Gabón y unos 9,5 M$ en el grupo, porque se retrasa la inversión de la Fase 2. En 2027 pierde unos 42 M$ con el Brent a 70 $ y unos 51-52 M$ con el Brent a 90 $.
Grupo Panoro: FCF recurrente (caja operativa − intereses − capex sin adquisiciones), en M$
2026 (año completo)* -> Antes del accidente 86.4 M$ -> Ahora 95.9 M$ -> Diferencia +9.5 M$
2027 con brent a 70$ -> Antes del accidente 87.8 M$ -> Ahora 45.6 M$ -> Diferencia -42.2 M$
2027 con brent a 90$ -> Antes del accidente 198.7 M$ -> Ahora 147.3 M$ -> Diferencia -51.4 M$
El hundimiento de Prospector 5:
El sábado, la plataforma de perforación Prospector 5, propiedad de Borr Drilling, se hundió frente a las costas de Gabón mientras se preparaba para iniciar una nueva campaña de perforación en el yacimiento de Dussafu.
La plataforma transportaba a 115 trabajadores. Según las últimas informaciones publicadas, una persona habría fallecido y otras cuatro continúan desaparecidas, aunque las autoridades todavía no han confirmado oficialmente el fallecimiento.
Las investigaciones preliminares apuntan a un fenómeno conocido como punch-through: durante las maniobras de posicionamiento, una de las patas de la plataforma habría perdido repentinamente el soporte del fondo marino, provocando su desestabilización y posterior hundimiento.
¿Por qué es relevante para Panoro Energy?
Panoro posee el 17,5% de Dussafu, mientras que BW Energy, operador del proyecto, controla el 73,5%.
La plataforma accidentada iba a comenzar una campaña de perforación especialmente importante para el crecimiento de la producción del yacimiento.
El programa contemplaba cuatro nuevos pozos productores en Hibiscus y Hibiscus South, además de un quinto pozo que se estaba evaluando incorporar tras los recientes descubrimientos de petróleo (anunciados hace poco en este chat).
En conjunto, la campaña podría añadir hasta 20.000 barriles diarios brutos de producción en su punto máximo, con los primeros barriles previstos para principios de 2027.
¿Qué consecuencias tiene el accidente en la operativa?
La primera consecuencia ha sido la paralización temporal de la producción de MaBoMo. Sin embargo, hay una noticia positiva, tanto BW Energy como Panoro han confirmado que no se han detectado daños en las instalaciones productivas ni en los equipos asociados.
Por tanto, si las inspecciones lo permiten, la producción existente podría reanudarse sin necesidad de disponer de una nueva plataforma de perforación.
El principal impacto económico estaría en otros tres factores:
¿Cuánto valor podría destruir el accidente?
Algunos analistas han realizado un ejercicio de valoración suponiendo un retraso de nueve meses en el calendario de producción y unos costes extraordinarios adicionales de 50 millones de dólares.
Bajo estas hipótesis, la pérdida de valor actual neto sería de aproximadamente de 16 millones para Panoro según Artic Secirities.
Pareto dice que espera que entre 3-9 meses se podrán reiniciar las perforaciones. Pareto estima una caída de 1m5 NOK para Panoro (ahora mismo cae 2,15 NOK)
La diversificación de Panoro juega a su favor
Tras las recientes adquisiciones en Guinea Ecuatorial y Costa de Marfil, Panoro depende considerablemente menos de Dussafu que hace apenas un año.
El activo representa ahora aproximadamente una cuarta parte de su producción, frente al peso mucho mayor que tenía anteriormente. Además, Panoro presenta una situación de liquidez menos tensionada que BW Energy de cara a 2027.
Esto es especialmente relevante porque el accidente no supone, por ahora, una pérdida de reservas de petróleo, sino fundamentalmente un posible retraso en su extracción y monetización.
Por último, tampoco puede descartarse que los socios del proyecto recuperen parte de las pérdidas mediante compensaciones de Borr Drilling o coberturas de seguros, aunque todavía es pronto para determinarlo.
Conclusión:
El accidente es una noticia negativa para Panoro, pero conviene diferenciar entre una pérdida permanente de valor y un retraso en la generación de caja.
Si se confirma que MaBoMo puede recuperar rápidamente su producción y que la campaña de perforación se reanuda durante los próximos meses, el impacto sobre el valor intrínseco de Panoro podría ser relativamente limitado.
La compañía está hoy mucho más diversificada, cuenta con otros activos generadores de caja y mantiene intactos, hasta donde sabemos, los recursos petrolíferos de Dussafu.
La gran incógnita es cuánto tiempo tardarán en conseguir una plataforma sustitutiva y quién asumirá los costes extraordinarios.
BW Energy presentará sus resultados del tercer trimestre el próximo jueves 29 de octubre, una cita especialmente importante para despejar estas incertidumbres (Panoro presenta el 18 de noviembre y habrá que esperar un poco más) .
Con la info que nos dé BW Energy podremos calcular mejor el impacto!
Saludos!
Entiendo que el Prospector 5 hundido es el único rig que estaba haciendo las prospecciones en Dussafu no? Supongo que todo el proyecto de nuevos pozos + producción desde Q1 2027 queda aplazado indefinidamente hasta encontrar un nuevo rig.
Buenos días Jacobo,
Tremenda noticia, una pena, sobre todo por los desaparecidos.
Lo explico en detalle en un comentario más arriba!
Saludos!
BW Energy confirms that an incident occurred on the Dussafu Marine licence in Gabon at 20:37 local time on Saturday, 24 October 2026, involving the jack-up drilling rig Prospector 5, owned and operated by Borr Drilling. During jacking operations in preparation for a planned drilling campaign, the rig experienced a loss of stability and subsequently sank.
At the time of the incident there were 115 people onboard the Prospector 5. A total of 110 have been safely accounted for while five remain missing. BW Energy’s overriding priority is the safety of all personnel. The Company is supporting the ongoing search and rescue operations in close coordination with the drilling contractor Borr Drilling, relevant authorities and emergency responders.
Production at the MaBoMo facility is shut down in accordance with standard procedure during ongoing drilling preparations. There has been no reported damage to the facility or related equipment, nor any accidental discharge of harmful substances to the sea from the facility.
Resultados Dussafu:
Panoro Energy ha obtenido resultados muy positivos en sus dos pozos de evaluación en el área North-West Hibiscus, frente a Gabón. Los descubrimientos podrían añadir aproximadamente entre 8 y 9 millones de barriles de recursos recuperables brutos, equivalentes a entre 1,4 y 1,6 millones netos para Panoro, reforzando así sus reservas en Dussafu.
El pozo 10P2 confirmó una columna de petróleo de 30 metros y podría producir inicialmente más de 5.000 barriles diarios, mientras que el 10P1 también encontró petróleo móvil de buena calidad y permite respaldar un pozo adicional.
Tras completar un trabajo de mantenimiento, la plataforma perforará cuatro pozos de producción de la Fase 2 de MaBoMo y un quinto en la zona de 10P2, con el objetivo de iniciar la producción durante el primer trimestre de 2027 y alcanzar hasta 3.500 barriles diarios netos para Panoro.
Panoro descuenta hoy un dividendo de 0,374 NOK por acción.
Con este dividendo ha pagado 1,188 NOK por acción en lo que va e año.
Hola a todos,
Releyendo un poco los resultados del primer semestre tengo dos preguntas sencillas:
Saludos
Manuel López
Hola Manuel,
En la presentación del primer semestre publicaron: 1 million barrels currently protected (on a pro forma basis less than 20% of group full-year production guidance), through swaps and collars at a blended hedged price of approximately USD 76.5/bbl. Sólo el 20% de los bariiles proforma está hedgeados a 76,5$ el 80% restante va a mercado a precios de mercado.
Total pendiente cubierto a 30 junio: 625.000 barriles, según mis calculos es menos del 20% (entorno al 16% respecto a los 20.800boepd del H1)
Sobre el gas de la adquisición de Costa de Marfil, el gas se vende bajo contratos de largo plazo y el precio está desvinculado del petróleo. Eso reduce mucho el riesgo de que caiga si baja el Brent. Panoro lo dice en su comunicado de resultados/adquisición.
Hay un precio mínimo fijo de 6 USD/MMBtu. Encima de ese mínimo hay indexación, que actualmente lleva el precio a unos 6,50 USD/MMBtu. O sea: no es “fijo exacto a 6,50”, sino suelo fijo + ajuste/indexación.
Además, el contrato tiene estructura take-or-pay, así que el comprador paga por volúmenes comprometidos aunque no los tome todos. Panoro dijo que eso deja “prácticamente sin volatilidad” el 95% de las ventas. Digamos que es producción semihedgeada (con un floor de 6USD).
Conclusión: Están vendiendo más del 80% del volumen de oil a mercado y el gas con un floor.
Saludos,
Alguna opinión de la adquisición de Panoro de DNO CI LLC? Parece que Panoro está afianzando su posición en África Occidental
Hola Carlos,
Nos parece una buena compra.
Solo por aclarar no es una compra nueva, es el cierre de la compra que anunciaron el 19 de agosto del 9.09 % indirecto del Bloque CI-27 en Costa de Marfil.
Puedes ver nuestra opinión al respecto de hace unas semanas más abajo.
Saludos
Muchas gracias! Disculpad, no me di cuenta del análisis.
Subida de Precio objetivo Clarksons:
Clarksons ha elevado el precio objetivo de Panoro Energy de 55 a 58 coronas noruegas por acción y ha reiterado su recomendación de compra.
La revisión refleja la sólida recuperación operativa del Bloque G, los avances de los proyectos de crecimiento en Dussafu y la adquisición de una participación en el Bloque CI-27 de Costa de Marfil. Esta operación aporta alrededor de 3.300 boe/d de producción de bajo coste, eleva la producción proforma del grupo hasta aproximadamente 20.800 boe/d y refuerza la diversificación de su cartera.
Clarksons considera que la combinación de la recuperación productiva, una sólida cartera de proyectos y una estrategia disciplinada de M&A mejora las perspectivas de producción y generación de caja de Panoro, que además continúa cotizando con un descuento significativo frente a su NAV.
Hola. Un placer saludarles. Hoy se ha visto un movimiento importante en los volúmenes de la acción. Por un lado 350k y en otro momento 522k. ¿Es posible que este entrando algún comprador institucional? ¿Creen que es momento de acumular un poco más? Mi exposición actual es un poco menor al 1% de mi cartera, me distaría llegarla a un 2%.
Hola Carlos,
Hoy Clarksons ha escrito una nota de la empresa quizás eso ha influido en los volúmenes de hoy, pero no sabemos. Ni miramos mucho estos aspectos.
No podemos dar recomendaciones, pero vamos tienes un peso relativamente bajo por lo que si encaja en la diversificación que quieres tener en tu cartera y te gusta la idea y la quieres llevar al 2%. Es un peso que en el caso de que se torcieran las cosas y la idea no saliera bien del todo no te va a dañar mucho la cartera.
Nos parece que Panoro está haciendo las cosas bien y está barata.
Muchas gracias.
Estoy igual, entré hace dos días y había reservado una parte por si bajaba más y está haciendo lo contrario
Hola. Un gusto saludarles. Una de mis principales incentivos en comprar Panaro es el dividendo que pagan. ¿Como ven el escenario en caso que no puedan seguir pagando el dividendo? ¿Creen que el precio de la accion en un futuro pueda ser mayor al estimado inicialmente?
Hola Carlos,
Es muy probable que el dividendo se reduzca, hay señales de ello, y la más clara la ha dado la propia compañía: el consejo ha pasado de comprometer el pago a decir que lo decidirá trimestre a trimestre,
según la caja que le haga falta para pagar la compra de Costa de Marfil. Ojo, eso es una decisión suya, no una obligación del bono.
Conviene entender cómo funciona el reparto. El bono con el que se financian les
obliga a repartir como máximo la mitad del dinero que les sobra al cabo del año.
Y «lo que sobra» se calcula después de descontar lo que invierten en pozos e
instalaciones, también los pozos que sirven para crecer. Dicho de otra forma:
cada pozo nuevo sale del mismo bolsillo que el dividendo. Este año van a
invertir entre 55 y 72 millones frente a 40 el año pasado, en MaBoMo y Bourdon,
y eso reduce por sí solo lo que podrán repartir el año que viene. La compra de
empresas no entra en ese cálculo, pero sí los intereses de la deuda con la que
se pagan: solo el bono nuevo se lleva unos 5 millones al año.
Ahora lo importante: que no lo repartan no significa que se pierda. Ese dinero
se queda dentro y va a dos sitios, amortizar deuda o perforar pozos. Amortizar
deuda les ahorra el 10,25% de interés que paga su bono. Los pozos producen más
petróleo y por tanto más caja en 2027 y 2028. Puesto en números sencillos: de
cada 100 euros, cobrar 5 de dividendo rinde menos que ahorrarse 10,25 de
intereses. Y las dos vías, menos deuda y más producción, empujan hacia arriba
el valor de la acción.
Se sabrá cuando publiquen el tercer trimestre.
Valorais posituvos los resultados ? Por que produce pero no vende ?
Hola Alvaro,
La razón es porque no vende barriles: vende barcos enteros. El crudo se acumula en el
FPSO hasta llenar un cargamento de 500.000 a 1.000.000 de barriles, y el calendario de venta de cada socio en los bloques lo fija el operador, no Panoro. Hasta que el barco no zarpa, el
ingreso no existe: los barriles van a inventario valorados a coste.
Barriles a los que tenía derecho: 1.430.442
Barriles que vendió: 646.069
Inventario a 31 de marzo: 484.430 barriles
Inventario a 30 de junio: 1.303.383 barriles
Vendió menos de la mitad de lo que produjo. Lo que queda en el tanque vale
unos 135 millones de dólares a los precios del segundo trimestre.
Pero el valor está ahi, eso lo venderá 100% seguro es solo una diferencia temporal.
Los resultados son normalitos, pero vemos que están haciendo adquisiciones a buenos precios de forma oportunistica.
PANORO ENERGY: RESULTADOS DEL PRIMER SEMESTRE DE 2026 Y COMPRA EN COSTA DE MARFIL
Publicado el 20 de agosto de 2026
1. LAS CIFRAS DEL SEMESTRE
Ingresos: 60,3 MUSD (1S 2025: 86,0 MUSD)
EBITDA: 28,0 MUSD (1S 2025: 50,7 MUSD)
Barriles vendidos: 646.069 (1S 2025: 1.146.790)
Precio medio realizado: 78,98 USD/bbl (1S 2025: 66 USD/bbl)
La caída no viene de producir menos, sino de vender menos. Panoro cobra cuando
carga un barco, no cuando bombea el petróleo. En el semestre solo hubo siete
cargamentos. El resto sigue en el almacen: 1.303.383 barriles en inventario a
30 de junio, frente a 484.430 a 31 de marzo.
En el segundo trimestre aislado se vendieron 192.661 barriles a 103,96 USD/bbl
(596.161 barriles a 112,94 USD/bbl en base pro forma). Los precios altos ya
están ahí, pero afectan a muy pocos barriles.
En base pro forma contando el Bloque G desde el 1 de enero los ingresos
serian de 130,0 MUSD y el EBITDA de 68,1 MUSD.
2. SOBRE LAS COBERTURAS
Las coberturas de precio liquidadas costaron 22,0 MUSD en caja durante el
semestre. Ese coste se contabiliza por debajo del EBITDA, asi que:
EBITDA publicado: 28,0 MUSD
EBITDA después de coberturas: 6,0 MUSD
Para el segundo semestre quedan 625.000 barriles cubiertos a 76,6 USD/bbl de
media (525.000 en swaps a 78,24 hasta octubre y 100.000 en un collar 65/68 con
vencimiento en julio). Con el Brent en 90, esos barriles dejan de ingresar unos
8,4 MUSD adicionales.
A partir de noviembre no hay coberturas: el cuarto trimestre cobra el precio
integro.
3. CAJA Y DEUDA
– Flujo de caja de explotación: -36,6 MUSD (+17,0 el ano pasado), por la
acumulación de inventario.
– Caja: 57,3 MUSD (77,0 a cierre de 2025). Deuda bruta: 297,8 MUSD.
– Entro: 153,4 del bono, 48,2 de la ampliación de marzo, 10,0 de anticipos.
Salió: 128,8 por el Bloque G, 22,0 de coberturas, 20,6 de costes financieros,
12,5 de capex, 10,5 de distribuciones.
– Capex ejecutado: 12,5 MUSD de una guía anual de 55 MUSD (72 pro forma). Casi
todo se gasta en el segundo semestre.
– El Bloque G, cerrado el 16 de junio por 127 MUSD, trajo también 283,2 MUSD de
pasivo por desmantelamiento al balance.
4. OPERATIVA: AQUI NO HAY PROBLEMA
– Producción actual: En el semestre fueron 15.191
bopd pro forma (el proforma incluye la adquisición del bloque G a Kosmos y excluye la adquisición más reciente)
– Bloque G: producción bruta fuera del trimestre la más actual en agosto de 22.000 bopd, frente a 17.300 en el segundo trimestre, tras las intervenciones en Okume y la recuperación parcial de Ceiba.
– Gabon: 98% de disponibilidad. La campana MaBoMo Fase 2 (cuatro pozos) arranca
este trimestre, con primer petróleo a principios de 2027. Bourdon aprobado
(FID), primer petróleo en 2028. PSC prorrogado hasta 2053.
– Tunez: estable en 1.513 bopd.
5. DIVIDENDO
– Distribución declarada: NOK 50 millones (NOK 0,374 por accion) como devolución
de capital.
– Ex-distribución 2 de septiembre, pago en torno al 21 de septiembre.
– Limite permitido para 2026: NOK 205 millones. Ya se han usado NOK 153
millones. Quedan solo NOK 52 millones para el cuarto trimestre.
– El consejo avisa de que decidirá trimestre a trimestre, valorando las
necesidades de caja de la adquisición. Es un aviso de que el pago del cuarto
trimestre no esta garantizado.
6. GUIA 2026 (SIN CAMBIOS)
– Producción: 15.000-17.000 bopd. Opex: 23 USD/bbl. Capex: 55 MUSD (72 pro forma).
– Cargamentos previstos: 1,3-1,5 millones de barriles en el tercer trimestre y
1,2-1,4 millones en el cuarto, frente a 1,38 millones en todo el primer
semestre.
7 LA COMPRA DEL BLOQUE CI-27 (COSTA DE MARFIL)
QUE HAN COMPRADO
Es el mayor productor de gas no asociado del país y cubre más del 70% del gas de Costa de Marfil, destinado fundamentalmente a la generación eléctrica en Abiyán.
LOS MÚLTIPLOS, COMPARADOS
Por barril de reserva 2P:
CI-27: 8,51 USD/boe
Bloque G: 3,91 USD/boe
Panoro cotizando: 7,9 USD/boe
Por flow barrel:
CI-27: 24.000 USD
Bloque G: 20.600 USD
Panoro cotizando: 37.600 USD
A primera vista, CI-27 parecía una adquisición cara en reservas: Panoro estaba pagando más por barril 2P de lo que el mercado valoraba sus propias reservas.
Pero esa comparación es engañosa por una razón importante: el 95% de la producción es gas y el gas se está expresando en barriles equivalentes energéticos.
Un boe de gas contiene aproximadamente la misma energía que un barril de petróleo, pero evidentemente no genera los mismos ingresos.
Por eso, mirar únicamente los 8,51 USD/boe de reservas daba una imagen demasiado negativa de la operación.
EL DATO QUE FALTABA: YA SABEMOS A QUÉ PRECIO VENDEN EL GAS (comentado en la call)
Esta era la gran incógnita cuando se anunció la adquisición.
Ahora la dirección ha aclarado las condiciones económicas del activo:
Esto cambia bastante el análisis.
La fórmula aproximada es:
PRECIO POR BOE = PRECIO DEL GAS EN USD/MMBtu × 5,7
Por tanto:
A 6 USD/MMBtu → 34,2 USD/boe
A 6,5 USD/MMBtu → 37,1 USD/boe
Con un coste de producción de aproximadamente 6 USD/boe, el margen bruto antes del resto de costes es considerable.
Antes de conocer el precio al que vendian el gas nuestro analisis estimaba que que, para que la compra tuviera sentido a un múltiplo razonable, el gas debía venderse en la zona de 5 USD/MMBtu o más.
Pues bien, la realidad conocida ahora es mejor:
EL PRECIO ACTUAL RONDA LOS 6,5 USD/MMBtu Y EXISTE UN SUELO CONTRACTUAL DE 6 USD/MMBtu.
Es decir, la principal incógnita económica de la operación se ha resuelto claramente por encima del escenario mínimo que hacía atractiva la adquisición.
FREE CASH FLOW
Más importante todavía que hacer cálculos teóricos sobre el precio del gas es el dato que ha dado directamente la compañía:
LA PARTICIPACIÓN ADQUIRIDA HA GENERADO DE FORMA RECURRENTE ENTRE 17 Y 20 MUSD ANUALES DE FREE CASH FLOW.
Si el desembolso efectivo al cierre acaba siendo de aproximadamente 70 MUSD, los múltiplos serían:
70 / 17 = 4,1x FCF
70 / 20 = 3,5x FCF
Incluso utilizando los 80 MUSD del precio anunciado:
80 / 17 = 4,7x FCF
80 / 20 = 4,0x FCF
Y la propia dirección habla de un payback cercano a 3,5 años.
Esto es bastante más atractivo de lo que parecía inicialmente mirando únicamente el múltiplo de 8,51 USD/boe de reservas 2P.
EL PROGRAMA DE CINCO POZOS
Los 80 MUSD tampoco son toda la historia económica del activo.
Hay un programa de cinco pozos infill actualmente en marcha, con un presupuesto bruto de aproximadamente 220 MUSD.
A Panoro le corresponde económicamente su porcentaje indirecto, por lo que existe una inversión adicional asociada al desarrollo del activo.
Pero aquí también hay una novedad positiva: los dos primeros pozos han encontrado presiones de reservorio superiores a las previstas.
Esto podría implicar:
La dirección considera que el activo tiene todavía más de 15 años de vida productiva.
Por tanto, los 17- 20 MUSD de FCF anual actuales no necesariamente representan todo el valor potencial del activo si la campaña de desarrollo confirma mejores reservas y una menor tasa de declino.
EL TAKE-OR-PAY: EL RIESGO NO ES TANTO EL PRECIO
En el análisis inicial había una duda sobre qué ocurría con el gas que no estuviera cubierto por el take-or-pay.
Ahora sabemos mejor cómo funciona la economía del activo.
El gas se vende bajo contratos de largo plazo, con:
Por tanto, el principal riesgo del volumen que no está estrictamente cubierto por el take-or-pay no es que tenga que venderse a un precio de mercado muy inferior, porque no existe realmente un mercado alternativo de gas comparable al petróleo.
El riesgo es principalmente de volumen consumido.
CI-27 abastece el sistema eléctrico y existe estacionalidad: cuando aumenta la generación hidroeléctrica, la demanda de gas puede disminuir.
El take-or-pay sirve precisamente para proteger una parte relevante de los ingresos frente a ese riesgo de demanda.
LA COMPARACIÓN CORRECTA CON EL BLOQUE G
El Bloque G fue una compra extraordinariamente barata tanto por reservas como por producción.
CI-27 no parece tan barato si simplemente dividimos 80 MUSD entre 9,4 MMboe de reservas.
Pero ahora tenemos una métrica mucho más útil: el cash flow real generado por el activo.
Y ahí la operación cambia de aspecto.
Con:
Panoro está comprando un activo de gas con una generación de caja bastante predecible a aproximadamente 3,5 – 4,1 veces FCF.
Eso es una lectura muy diferente de la que daba inicialmente el múltiplo de 8,51 USD/boe de reservas.
Hola chicos, parece que al mercado no le ha gustado la compra del bloque CI-27 a DNO, aunque a primera vista, con 9,4 millones de barriles de reservas 2P, el barril equivalente sale a 8,5 USD. ¿No se supone que es un buen precio? ¿Penaliza que sea gas y no petróleo? ¿Qué opinión tenéis sobre el tema? Gracias!
Hola Jacobo,
Para la adquisición han hechoo una ampliación, y luego no dejaban claro antes de la callel precio que le pagan por el gas suponemos que estos 2 factores no habrán gustado (sobre el precio del gas lo han aclarado en la call después por eso la acción habrá ido recuperando).. Además de que el dividendo no lo aseguran. Pero en general Panoro hace las cosas con sentido común.
Es posible que el mercado inicialmente haya visto 2 cosas potencialmente negativas.
Esa combinación de teóricamente comprar algo más caro y pagar en acciones parecía quizá a priori menos atractivo, pero vista la seguridad de los flujos de caja y el multiplo de 4 veces el mercado está virando.
Como han ido los resultados?
En principio iban a ser muy buenos segun las ultimas informaciones que pasasteis, el brent no baja de 90…aun así las acciones hoy se desploman un 5%. Ha pasado algo que considereis negativo o que daña la tesis??
Gracias
No son malos, lo que pasa es que parte de la producción no la han vendido y está en el inventario. Los precios del Q2 ya son altos lo que pasa es que no se llevan todo por tener cubierta la producción. Los proximos trimestres si el precio del oil sigue fuerte se vera reflejado.
Trading Statement Q2:
Panoro Energy ha publicado su Trading Statement del Q2 de 2026, una actualización operativa previa a la presentación de los resultados financieros completos del semestre. EL statement pone de manifiesto una evolución muy positiva del negocio, con una producción superior a la prevista, impulsada especialmente por el excelente comportamiento de los activos en Guinea Ecuatorial.
Además, la compañía confirma el avance de sus principales proyectos de desarrollo en Gabón y Guinea Ecuatorial, reforzando las perspectivas de crecimiento para los próximos años y ofreciendo señales alentadoras sobre la capacidad de generación de caja futura.
Principales temas de interés:
Alta producción en Guinea Ecuatorial:
Gabón:
Proyecto Bourdon (Gabón):
Perspectivas para 2026:
Nuevos descubrimientos:
Deuda Financiera neta:
Resumen:
Una pregunta un poco generalista, para estas tesis usáis como referencia el precio del Brent verdad? O es el WTI? Gracias.
Jacobo usamos el de referencia (según el tipo de pozo y petróleo) y le aplicamos los diferenciales habituales en ese tipo de petróleo.
Entonces seguimos invertidos entiendo
Lleva un -20% en apenas 2 semanas, supongo que debido a la bajada de brent. En base a esto…que escenarios probables valorais para el brent, y por ende para la compañia? Es probable que el brent baje por debajo de los 70? O veis mas razonable mantenerse en rango entre 70 y 80?
En principio los proximos resultados de Panoro deberian ser muy buenos en base a las previsiones que compartisteis. Veis ahora una buena ventana para entrar debido a las bajadas? (Ha bajado a 26NOK), o sr podria ir mucho mas abajo?
Seguis teniendo posicion en los fondos?
Mil gracias
Hola Vincent,
Efectivamente se debe a la caída del brent.
Nosotros pensamos que a medio plazo el brent estará en una media de 65$ – 70$. Pero podemos equivocarnos.
El próximo trimestre será bueno.
Seguimos teniendo posición en el fondo, pero como habrás podido ver ya decidimos hace unas semanas reducir exposición a los productores de petróleo, especialmente a los que estén más apalancados, por eso decidimos cerrar el seguimiento de nuestra posición en Kosmos recientemente cuando cotizaba a 2.88$ aproximadamente.
Saludos,
¿Algún comentario acerca de la bajada del precio de la acción hoy?
Panoro ya ha cerrado definitivamente la adquisición de los activos de Guinea Ecuatorial a Kosmos, el pago fijo inicial acordado era de 180 m$ ajustables debido a la fecha efectiva de la venta del activo. Se estimaba que al final se quedaría en 140-150 m$ de parte fija y al final con los ajustes y el repunte del petróleo el precio fijo definitivo ha sido de 127m$
Acabo de ver que panoro me pago una devolucion de prima y costelation tambien. Por que pagan asi y no mediante dividendos?
Creemos que lo hacen así para evitar las altas retenciones en origen que aplica Noruega y que son muy difíciles de recuperar a pesar de los convenios de doble imposición.
Es decir, si reparten en forma de dividendos, Noruega te retendría el 25% o 26% que es más de los que se paga en la mayoría de paises y es difícil de recuperar. De la otra forma en teoría Noruega no retiene nada y luego ya pagas en tu pais de residencia lo que te corresponda.
De cara a tributación, estas devoluciones de prima de emisión hay que tomarlas como minoración de precio de compra (como una fee en negativo) y no como un reparto de dividendo, ¿correcto?
Buenas tardes. veo que hay dos Panoro. Cual es el tiker»?
Gracias
Hola Jose Luis,
Tiker: PEN
Saludos
Gracias
Despues del acuerdo de paz Irán-USA, las acciones de Panoro bajan. ¿Seguimos creyendo en esta tesis, verdad?
Hola Néstor,
Seguimos pensando que está barata, nosotros no hicimos las tesis pensando que el estrecho de Ormuz estuviera cerrado para siempre.
La valoramos pensando más bien en un Brent a 65$-70$.
Muchas gracias!!
Ha caido un 14% la ultima semana, buen momento para entrar?? O mejor esperar al descuento del dividendo la semana que viene?
Hola Vincent perdona que no te podamos contestar exactamente a tu pregunta es que legalmente no podemos recomendar sobre lo que hacer.
Pensamos que está barata pero desde luego seriamos prudentes de cara a iniciar posiciones o por lo menos no lo haríamos con pesos elevados en la cartera.
Gracias! SALUDOS
Actualización Panoro Energy (Q1 2026):
El camino hacia los 20,000 bopd sigue intacto
Tras analizar los resultados del primer trimestre de 2026 y la reciente llamada de resultados, nuestra tesis de inversión en Panoro se ve reforzada por la ejecución operativa y la coyuntura de precios. A pesar de una pérdida contable en el trimestre explicada principalmente por el calendario de cargamentos (liftings) y ajustes de derivados, los fundamentales de generación de caja para el segundo semestre del año son excepcionales.
1. Adquisición de Kosmos en el Bloque G: Un Home Run en Tiempos de Precios Altos
La compra del 40.375% adicional en Guinea Ecuatorial sigue su curso para cerrar en el Q3 2026. Lo más relevante para el inversor es que el ajuste de caja desde la fecha efectiva (1 de enero de 2025) está jugando muy a favor de Panoro debido al reciente repunte del petróleo. El pago neto final de 140−150 millones estimado inicialmente podría ser incluso significativamente menor al momento del cierre. Estamos adquiriendo reservas 2P a niveles de $3.91/barril, un múltiplo irrisorio frente a la valoración de mercado actual.
2. Operativa de Activos y Desafíos Temporales
3. Ventas (Liftings) y Precios Realizados: Lo mejor está por venir
El Q1 fue un trimestre de acumulación de inventario. Solo se vendieron 453,408 barriles a un precio promedio de $68.41/bbl, antes de la escalada del crudo por tensiones geopolíticas.
4. Flujo de Caja (FCF) y Capital Allocation
La compañía mantiene una disciplina férrea. El gasto de capital (Capex) para 2026 se mantiene en 55millones o 72 millones (pro-forma).
5. Opcionalidad y Exploración:
(Bloque EG-23) en Guinea Ecuatorial. Panoro (operador con 80%) ha recibido el reconocimiento inicial de 26.3 MMboe de recursos 2C. Es un proyecto de desarrollo rápido (fast-track) dada su cercanía a la infraestructura de Alba, con potencial para ser un «game changer» en 2028.
Conclusión
Panoro está ejecutando su plan de duplicar tamaño. El mercado suele castigar la volatilidad de los cargamentos trimestrales, pero para el inversor paciente, el valor reside en que la empresa está comprando activos a múltiplos de 4x FCF (con petróleo a $70) y mucho menores en el entorno actual. La guía de producción para 2027 de 20,000 bopd sigue firme. Seguimos viendo un potencial de revalorización significativo hacia nuestro objetivo de 46 NOK, apoyado por un balance fortalecido y una vida de reservas que ya alcanza los 15 años
Buenos días,
Como veis los resultados??
Muchas Gracias,
Un saludo.-
Hola Antonio,
Te hemos dejado ya el análisis detallado de los resultados del Q1 2026 en el comentario anterior.
En resumen: vemos los resultados operativamente sólidos y totalmente alineados con nuestra tesis. Aunque contablemente se reporta una pérdida por ajustes técnicos en el valor de las coberturas petrolíferas, lo relevante es que el 80% de las ventas de crudo del año se concentran en el segundo semestre, capturando precios mucho más altos. La compañía sigue en camino de alcanzar los 20.000 bopd en 2027 y la adquisición de Kosmos progresa para cerrar este verano.
Un saludo!
Muchas Gracias! Excelente, yo sigo dentro y bien cargado, con ese objetivo de 46NOK! Un saludo!
Hola, espero que estén todos bien. ¿La caída de Panoro hoy se debe a la noticias de la guerra nada más o hay algún otro motivo? Por lo que entiendo la tesis sigue intacta, pero me gustaría saber su opinión. Muchas gracias
Hola Pilar, efectivamente la caída de hoy es por la bajada del brent, causada por lo que comentas.
La licencia del Dussafu PSC se amplía 15 años (de 2038 a 2053).
Muchas gracias por la actualizacion!
Buenos dias, el directo de ayer lo vais a subir ? No pude conectarme. Gracias
Hola Pablo,
Ya está disponible en la sección de directos!
Saludos!
Hola, no sé bien en dónde plantear mis dudas, pero quisiera saber ¿Cuando va a ser la sesión de actualización de empresas analizadas?.
Me encantaría que hubiera un chat general para dudas y así no perdernos información (sólo una sugerencia). Muchas gracias 🙂
Hola Pilar!
El miércoles tendremos un directo de 19:00- 20:30.
Mañana enviaremos email para informar.
Podéis plantear dudas en directo o por email si no podéis conectaros!
Saludos!
Muchas gracias
Fearnley eleva el precio objetivo de Panoro Energy a 42 NOK (cerca de nuestra valoración) desde 35 NOK y reitera su recomendación de compra.
https://es.marketscreener.com/noticias/fearnley-eleva-el-precio-objetivo-de-panoro-energy-a-42-coronas-noruegas-35-y-reitera-su-recomenda-ce7e5edadb8bf123
Buenos días,
En la clase sobre el petróleo, Juán Luis Fresneda analizó BW Energy (+40 % desde entonces), socia de Panoro en Dussafu, y que se espera que triplique la producción en 2028.
Con una rentabilidad aparentemente mayor y precios de producción también bajos, ¿qué veis en Panoro que no tenga BW Energy para desarrollar esta tesis? ¿Es principalmente por el mayor capex/deuda de BW Energy o ha cambiado algo en la tesis de BW Energy que ya no os guste?
Entiendo que esta empresa es muy atractiva por la reciente adquisición y que no podéis desarrollar todas las ideas. Simplemente me gustaría saber si hay algo que se me escapa, para aprender mejor dónde poner el foco.
Mil gracias por otra tesis estupenda.
Buenos días Jacobo,
Efectivamente BW Energy es socia de Panoro en Gabón.
No es que veamos nada malo en BWE, simplemente hemos aprovechado la reciente compra de los activos que conocíamos de Guinea a Kosmos, y hemos aprovechado para analizar rápidamente Panoro.
No vemos nada raro en BWE, es un perfil distinto, el crecimiento de producción en BW va ser explosivo por el desarrollo de Maromba en Brasil y el capex va ser más elevado.