Qué dijo la dirección de Capricorn Energy PLC en la llamada del Q4 2025

Un año de saneamiento y punto de inflexión en Egipto

Capricorn Energy cerró 2025 con una producción de algo más de 20.000 barriles de petróleo equivalente por día (BOE/d) en base de interés de trabajo, situándose en el extremo superior de su guía. La compañía redujo materialmente sus cuentas por cobrar, canceló anticipadamente su deuda senior y terminó el ejercicio con 103 millones de dólares en caja neta de deuda de facilidad, lo que representa un incremento de 80 millones respecto al año anterior. El director financiero, Eddie Ok, subrayó que se cobraron 217 millones de dólares durante el año y que el saldo de cuentas por cobrar quedó en 86 millones al cierre. La ponderación de líquidos en la producción se mantuvo en el 40%.

También en el plano estratégico, el consejo de la Compañía Egipcia General del Petróleo (EGPC) aprobó la consolidación y modificación de los ocho contratos de reparto de producción que Capricorn mantiene conjuntamente con su socio operador Cheiron en el Desierto Occidental. La ratificación formal está pendiente y, según la dirección, se espera en el corto plazo. Geoff Probert, director de operaciones, destacó que la fusión de concesiones permitió reemplazar más del 277% de la producción de 2025 en términos de reservas añadidas, y señaló la existencia de 332 millones de barriles de petróleo equivalente de recursos 2C no ajustados al riesgo como base de crecimiento futuro.

Un elemento adicional que dominó el inicio de la presentación fue la mención a propuestas no vinculantes de adquisición formuladas por el Grupo Cafani (Alamadiyaf al-Masiyyah). El consejero delegado Randy Neely reconoció que hay propuestas de oferta en efectivo en curso, pero advirtió que el código británico de adquisiciones le impide dar más detalles. El plazo para que Cafani formalice una oferta vence el 8 de abril de 2026.

Perspectivas para 2026 y expansión hacia el Mar del Norte

Para 2026, la compañía espera una producción de entre 18.000 y 22.000 BOE/d, rango que recoge el impacto de dos paradas técnicas programadas. La dirección prevé aumentar la ponderación de líquidos hasta aproximadamente el 43%. El presupuesto de capital se sitúa entre 85 y 95 millones de dólares, con prioridad en proyectos de líquidos. El coste operativo estimado se ubica entre 5 y 7 dólares por BOE, una reducción respecto al nivel de 2025. La compañía espera que la ratificación de la concesión fusionada sea determinante para desbloquear acreaje adicional de explotación y desarrollo.

Más allá de Egipto, Neely reiteró la intención de capitalizar la posición geográfica y las capacidades técnicas de la empresa en el Mar del Norte del Reino Unido, aunque sin ofrecer plazos concretos ni detalles operativos.

Turno de preguntas: retorno sobre inversiones y riesgos en cobros

Los analistas plantearon tres cuestiones. La primera fue sobre los umbrales de retorno aplicados en las posibles adquisiciones en Egipto y la región MENA: Neely indicó que la compañía busca tasas de retorno a partir del 25% como punto de partida, sin haber ajustado sus supuestos de largo plazo al reciente movimiento del precio del crudo. La segunda pregunta abordó el incremento de producción y flujo de caja esperado de la concesión fusionada en los próximos dos o tres años; Probert se abstuvo de dar cifras de flujo de caja y remitió a los inversores al informe de reservas elaborado por GLJ. Señaló que el principal riesgo no es geológico, sino la continuidad de los pagos de EGPC. La tercera pregunta, sobre el mayor riesgo financiero que los inversores podrían estar subestimando, fue respondida por Ok señalando directamente la concentración en un único comprador de su producción en Egipto, aunque matizó que las declaraciones recientes del ministerio egipcio reflejan un compromiso explícito de continuar pagando a las compañías internacionales.