Resultados provisionales no auditados
18th Marzo 2024
Recursos del panteón plc
Interim Results (unaudited) for the six months ended 31 December 2023
Pantheon Resources plc (AIM: PANR) ("Pantheon" or "the Company"), the oil and gas company with a 100% working interest in the Kodiak and Ahpun projects, collectively spanning 193,000 contiguous acres in close proximity to pipeline and transportation infrastructure on Alaska's North Slope, announces its interim results for the six months ended 31 December 2023 (the "Period"), together with operational highlights for the half year and the period beyond.
Destacados
Operacional y Corporativo
· Received an Independent Expert Report on the Kodiak project by Netherland, Sewell & Associates, Inc. ("NSAI"), estimating an aggregate 2C Contingent Recoverable Resource of 963 million barrels ("mmbbls") of marketable liquids
· Re-entered, fracked and tested the topset sands (previously referred to as 'the SMD') in the vertical portion of the Alkaid-2 well. Following incorporation of pressure-volume-temperature ("PVT") analysis results from GeoMark, the flow rate was calculated to be 50-140 barrels per day ("bpd") of marketable liquids, substantially exceeding pre-test estimates. Additionally:
o Successfully executed new frac design with - improved frac efficiency
o Confirmed the producibility of and fluid composition in the topset horizon
o Confirmed materially superior reservoir quality compared to deeper Alkaid ZOI horizon
· Contracted engineering and environmental consultants to support the Company to secure a hot-tap into the TAPS pipeline, as a precursor to project development
· Submitted winning bids for an additional 66,240 acres of leases at the December 2023 annual lease sales, strategically securing what Pantheon believes to be some of the highest quality areas of the Kodiak and Ahpun Fields at the shallowest depths. This is expected to result in a material upgrade to NSAI's independent resource estimates for Kodiak
· Appointed two new, independent non-executive directors; (i) Allegra Hosford Scheirer who has deep geological experience, including in Alaska, and (ii) Linda Havard who has several decades experience in financial/CFO roles, including 15 years in the oil and gas industry
· Established a Houston office and commenced work towards a US stock market listing in 2025
· Satisfied the September and December 2023 quarterly convertible bond repayments in cash, funded through private placements of shares to long term supportive holders and exercise the Company's right to make the March 2024 payment with shares to enhance liquidity
Finanzas
· After tax loss for the period $5.7 million (2022: $1.6 million). Impacted by $3.8 million charge from mark to market revaluation of derivative component and interest expenses attributable to the Convertible Bond
· G&A higher at $4.0 million (2022: $3.7 million), reflecting the growth in the organisation as it progresses towards FID and project development
· Cash on hand 31 December 2023: $0.2 million (2022: $16.3 million). Additionally, fixed term cash deposits on hand of $7.0 million (matured 8 January 2024)
· Cash on hand 15 March 2024: $8.7 million
The Company is planning to host an Investor Meet Company webinar in early April 2024 to provide a Company update, including the status of development planning. Details will be released as soon as the date is finalised.
David Hobbs, presidente ejecutivo de Pantheon Resources, comentó:
"Pantheon has made great progress during the six months to 31 December 2023 and so far this year on a number of levels. Our testing of the shallower topsets in the Alkaid-2 wellbore was a great success, exceeding our expectations and validating the effectiveness of the revised frac design. Such engineering improvements are extremely positive for Ahpun development economics, helping to steer our focus towards the Ahpun topsets to benefit from the material improvement in reservoir quality and the superior GOR (gas oil ratio) compared to the deeper ZOI horizon tested previously.
"We were the successful bidder for an additional 66,240 acres of leases at the State of Alaska's December 2023 lease sale. These new leases, immediately to the east of Ahpun and updip to the west and north west of Kodiak include some of the highest quality areas of the two fields, at the shallowest depths. It was crucial that we secured the best acreage in our fields to leverage the great strategic advantage of having proprietary use of the 3D seismic before it starts to become public, commencing in 2024.
"We will remain disciplined in our approach, focused on what moves us towards achieving Pantheon's strategic goal of delivering sustainable market recognition of $5-$10 per barrel of 1C/1P recoverable resources with minimum dilution of shareholder value.
"The Independent Expert Report from NSAI received in Q3 2023 estimated nearly one billion barrels of marketable liquids on our 100% owned Kodiak project, prior to the award of the additional acreage. It was a key step on the path to delivering our strategic goal, having such a well respected reserves auditor validate Pantheon's confidence in its geological model and assessment of the scale of the recoverable resource. It opened up avenues for engagement with potential vendors, offtakers and other industry participants.
"We expect more resource upgrades to come, with NSAI currently updating its resource estimates for Kodiak to include the new acreage. We hope to receive this updated report at or near the end of Q1 2024. NSAI is also working on a resource estimate at Ahpun, targeted for completion at or near the end of Q2 2024. As we confirmed on 5th March 2024, the Company is engaged in discussions with key stakeholders in Alaska to provide natural gas to Southcentral Alaska on terms that allow all parties to achieve their objectives, maintaining energy security over the coming decades.
"We would like to thank our shareholders for their support as we progress closer towards the development of our world class assets, targeting Final Investment Decision ("FID") for Ahpun by the end of 2025, subject to regulatory approvals, and for Kodiak in 2028. We're working relentlessly to optimise a funding platform for the Ahpun development and we look forward to providing the promised preliminary update over the coming weeks, with a goal of finalising our strategy by the end of Q2 2024."
Más información, póngase en contacto con:
Recursos del panteón plc | +44 20 7484 5361 |
David Hobbs, presidente ejecutivo Jay Cheatham, Ch.eep Executivo Ofmás duro | |
Justin Hondris, Director, Finanzas y Desarrollo Corporativo | |
Canaccord Genuity plc (Asesor designado y broker) | +44 20 7523 8000 |
Henry Fitzgerald-O'Connor Jaime Asensio Ana Ercegovic | |
BlytheRay | +44 20 7138 3204 |
Tim Blythe Megan ray Mateo Bowld |
Notas a los editores
Pantheon Resources plc is an AIM listed Oil & Gas company focused on developing the Ahpun and Kodiak fields located on state land on the Alaska North Slope ("ANS"), onshore USA, where it has a 100% working interest in c. 193,000 acres. In December 2023, Pantheon was the successful bidder for an additional 66,240 acres with very significant resource potential, contiguous to the Ahpun and Kodiak projects. Following the issue of the new leases, which are expected to be formally awarded in summer 2024 upon payment of the balance of the application monies, the Company tendrá un 100% working interest in c. 259,000 acres. Certified contingent resources attributable to these projects exceeds 1 billion barrels of marketable liquids, located adjacent to Alaska's Trans Alaska Pipeline System ("TAPS").
Pantheon's stated objective is to demonstrate sustainable market recognition of a value of $5-$10/bbl of recoverable resources by end 2028. This is based on targeting Final Investment Decision ("FID") on the Ahpun field by the end of 2025, subject to regulatory approvals, building production to at least 20,000 barrels per day of marketable liquids into the TAPS main oil line, and applying the resultant cashflows to support the FID on the Kodiak field by the end of 2028.
Un diferenciador importante con respecto a otros proyectos de ANS es la proximidad a las carreteras y oleoductos existentes, lo que ofrece una importante ventaja competitiva a Pantheon, lo que permite costos de infraestructura sustancialmente más bajos y la capacidad de respaldar el desarrollo con un requisito de financiamiento previo al flujo de caja significativamente menor de lo habitual. en alaska.
The Company's project portfolio has been endorsed by world renowned experts. Netherland, Sewell & Associates ("NSAI") estimate a 2C contingent recoverable resource in the Kodiak project that total 962.5 million barrels of marketable liquids and 4,465 billion cubic feet of natural gas. NSAI is currently working on updated estimates for the Kodiak Field to incorporate the additional acreage and for the Ahpun Field.
COMPANY STATEMENT
POR EL PERÍODO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2023
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Declaración de la empresa
Pantheon's strategic goal remains to bring the Ahpun field onstream as quickly as possible on the way to delivering sustainable market recognition of $5-$10 per barrel of 1C/1P recoverable resources to our shareholders by developing our world class assets - Ahpun (Final Investment Decision "FID" targeted for 2025) and Kodiak (FID targeted for 2028) - and with minimum shareholder dilution. The focus is on ways to do it quicker, cheaper and/or deliver a higher value outcome.
Destacados
During the final six months calendar year 2023 and the subsequent period in 2024, Pantheon achieved significant progress in delivering this goal:
· Netherland Sewell and Associates ("NSAI") issued its Independent Expert Report ("IER") on the Kodiak field in August 2023, with an aggregate best estimate recoverable contingent resources of 963 million barrels ("mmbbls") of marketable liquids and 4,465 billion cubic feet of gas ("bcf").
· The Company re-entered, fracked and tested the topset sands (previously referred to as the 'SMD') in the vertical portion of the Alkaid-2 well (above the deeper Alkaid ZOI horizon which was separately tested in late 2022/early 2023). Following incorporation of PVT analysis results from GeoMark, the flow rate was calculated to be 50-140 barrels per day ("bpd") of marketable liquids, substantially exceeding pre-test estimates.
· The data gathered from the recompletion suggests that the operation achieved a frac efficiency estimated at 50% (vs c.20% in the lateral that was tested in the deeper ZOI horizon in the same wellbore in late 2022 and early 2023). Furthermore, the pressure transient analysis of the data from the downhole gauges supports a greatly improved estimate of matrix permeability in this interval, even despite it being located on the feather edge of the Ahpun topset reservoir, of 0.02-0.12 milliDarcies.
· Based on these results, engineering and environmental consultants were contracted to help progress the Company to first production at Ahpun, by commencing the process to secure a hot tap into the TAPS main oil line.
· Addition of two non-executive Directors to the Board-Allegra Hosford Scheirer and Linda Havard.
o Allegra is a physical science Research Scientist with the Basin and Petroleum System Modelling Group at Stanford and has a PhD from MIT.
o Linda has more than 35 years of experience as a financial and operating executive in public companies and professional services firms, including 15 years in the oil and gas industry. Linda has an MBA from UCLA.
· In December 2023, Pantheon successfully bid for 66,240 acres covering the full extent (including all of the areas interpreted as containing higher quality oil reservoirs) of both Ahpun and Kodiak, materially increasing the contained resource potential across both projects.
· Opening of Houston office and are proceeding with the work necessary for a US stock market listing in 2025, including the appointment of Tony Larkin to manage the project and promotion of Josh McIntyre to the role of Group Financial Controller.
· In addition to the $22 million of funding in May 2023 to ensure continued operation through to the end of 30 June 2024, Pantheon funded the September and December 2023 quarterly convertible loan repayments through placements of shares to long term supportive holders, including IPGL Limited, which now has an interest over more than 7% of the shares in issue. The March 2024 quarterly repayment was made with shares to enhance liquidity, given the acquisition of key leases in December 2023.
Ongoing activity in 2024
Following the success of the Ahpun topset horizon test in late 2023 and given the quality of core data in the Pipeline State #1 well, the Company has redirected SLB's modelling of the Ahpun field development to prioritise development wells in the Ahpun field topset sands. This work is underway.
Until that work is completed, Pantheon continues development planning based on 2 mmbbl EUR (estimated ultimate recovery) per well and an IP30 flow rate of 4,000 bpd of marketable liquids with first year average production of 2,000 bpd. This is based on the modelled development well design of 10,000 feet lateral length, the improved frac design, and recognising the improved reservoir and fluid characteristics in the Ahpun topset reservoirs. Projections for estimated cumulative cashflows and funding requirements (estimated at $120 million to first production) reinforce the robustness of the Ahpun development strategy and the ability to deploy cashflows from the initial wells to fund the expansion to a multi-rig programme and to fund the Kodiak Field development after its FID (targeted by the end of 2028).
NSAI is continuing to update its analysis on Kodiak to include the new leases, with an update expected around the end of March 2024.Its initial assessment of Ahpun is expected around the end of June 2024.
The Company continues to work on financing initiatives with a goal to minimise shareholders' equity dilution while ensuring the financial strength to build the professional organisation necessary to deliver projects of the size, scale and complexity of Ahpun and Kodiak. Pantheon continually updates its development plans and forecasts with new data from both internal analysis and that of SLB and other consultants, while seeking to minimise the footprint, of both surface facilities and total resource development, such that development consents will minimise delays to key approvals. It is a tremendous advantage that Pantheon's assets are located exclusively on State of Alaska land and adjacent to pipeline and road transportation infrastructure, but this does not eliminate the need to work with the Army Corps of Engineers for permits covering wetland fill and the Federal Government for common carrier pipeline access. Pantheon has retained experienced engineering, regulatory and environmental experts to ensure that our plan meets all requirements and best practices, including the intention to be a zero emissions operator by 2030.
NSAI Initial Kodiak Report
Pantheon received an IER prepared by NSAI on the Lower Basin Floor Fan reservoir of the Company's Kodiak project in Q3 2023. A continuación se describe un resumen de la estimación de recursos.
Recursos contingentes brutos de interés de trabajo del 100%
Categoría de recursos | Aceite (mmbbls) | LGN (mmbbls) | Gas residual (bcf) | Total de líquidos comercializables* (mmbbls) | |
Estimación baja (1C) | 145.4 | 292.4 | 2,151.7 | 437.8 | |
Mejor estimación (2C) | 314.6 | 647.9 | 4,465.2 | 962.5 | |
Estimación alta (3C) | 647.8 | 1,366.4 | 8,822.7 | 2,014.2 |
* Pantheon addition of oil & NGL columns
Successful Bidder at State of Alaska's North Slope Areawide Lease Sale in December 2023
On 13 December 2023, Pantheon was named as the successful bidder on 66,240 acres, covering substantially all of the anticipated remaining conventional reservoir potential in the Kodiak Field, where the Company expects reservoir quality to improve as they become shallower to the north and west of the existing leases. In addition, the leases covering the potential eastern extent of the Ahpun Field (including what is prognosed to be higher quality, shallower reservoirs) covers the resources that are assessed as economically developable using current technologies. The new acreage contains material resource potential, and classification of the Los recursos potencialmente recuperables se determinarán en los próximos meses en consulta con NSAI y SLB.
1 Estimated based on 16.67% State royalty for Western Kodiak Leases and 12.5% State royalty for the Eastern Ahpun Leases. All subject to 1 % Overriding Royalty Interest ("ORRI") in favour of eSeis.
2 Company estimates of TRR are based on 8% recovery factor ("RF") in tight formations and up to 20% in formations exceeding the conventional threshold. No resources are attributed to natural gas because there is currently no market on the Ladera norte and any gas not used for fuel is modelled to be reinjected into the reservoir.
NGL and Condensates stripped from the production stream are not explicitly recognised within these figures pending GeoMark reservoir fluid composition analysis. Until GeoMark's analysis is received, the basis of estimation is consistent with the SLB reservoir modelling report released on 8th Diciembre, 2022.
3 COS is the Geological Chance of Success - the probability that hydrocarbons will be encountered and capable of flowing to surface. The target formations in the western leases covering the extension of the Kodiak field are the same horizons encountered in the Pipeline State, Talitha-A and Theta West-1 wells, resulting in a high COS. The eastern Ahpun leases exhibit the seismic characteristics indicating hydrocarbon pay but cannot be confirmed until penetrated by a well.
4 El Kodiak volumes have been estimated deterministically and the Ahpun volumes have been estimated probabilistically. The totals do not represent the statistical addition of these estimates.
Pantheon's lease acquisition strategy is now complete. These latest awards protect the development schedules for Ahpun and Kodiak to the extent possible by ensuring the full fields can be included in requests for development consents from the State of Alaska. The immediate focus remains on the development of Ahpun with FID planned by the end of 2025 and appraisal of the full potential of Kodiak to support its FID in 2028.
Financiación
The Company intends to provide an update on its overall financing initiatives over the coming weeks. As previously disclosed, Pantheon is in discussions with vendors, offtakers and other parties about the potential to provide non equity finance the Company in order to progress its project development at minimal equity dilution to shareholders. As previously discussed, Pantheon estimates $120 million is required to get to first production, comprised of three wells conservatively at $20 million each, $20 million to upgrade facilities, $20 million for a hot-tap into TAPS and $20 million for three years G&A. Whilst some of these components will change higher or lower, for example G&A as the Company builds its team and incurs costs associated with a US listing, at a combined level the Company remains comfortable that $120 million remains a conservative and achievable estimate.
Heading into Q2 of 2024, Pantheon is proceeding with determination, doing the small but necessary steps to advance its exciting projects towards its stated objectives of FID, project development and value recognition. Management believe the project resource potential to be of a size and scale that is material by any global standard and are extremely pleased to have been able to strategically retain a 100% working interest in all of it. Management fully recognise that financing the development of such large developments is a key hurdle and are working diligently on that objective, recognising that once achieved, the pathway to commercialisation becomes clearer for all to see, and would be expected to see significant value recognition accrete to shareholders thereafter. The Board is determined in its efforts to achieve these goals.
ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADO CONDENSADO
POR EL PERÍODO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2023
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Notas | 6 meses terminados el 31 de diciembre de 2023 (sin auditar) | 6 meses terminados el 31 de diciembre de 2022 (sin auditar) | Año terminado el 30 de junio de 2023 (auditado) | |
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Operaciones continuas |
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Ingresos |
| 13,393 | 455,309 | 803,689 |
Regalías de producción |
| - | (57,101) | - |
Puesta en marcha y operación de instalaciones. |
| - | (837,503) | - |
El costo de ventas |
| (7,152) | (183,296) | (673,290) |
Ganancia / (pérdida) bruta |
| 6,241 | (622,590) | 130,399 |
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| |||
Gastos administrativos | (4,035,322) | (3,699,831) | (3,870,673) | |
Gasto de pago basado en acciones | - | (2,935,897) | (3,146,170) | |
Pérdida operativa | (4,029,081) | (7,258,318) | (6,886,444) | |
| ||||
Bono convertible - Gastos por intereses | (2,589,141) | (3,151,102) | (6,111,118) | |
Bono Convertible - Revaluación de derivado | (1,206,610) | 7,937,855 | 11,321,514 | |
Otra entrada | - | - | 30,000 | |
Intereses por cobrar | 414,446 | 152,492 | 338,205 | |
Pérdida antes de impuestos | (7,410,387) | (2,319,073) | (1,307,843) | |
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| ||
Taxation | 1,726,267 | 743,097 | (138,844) | |
Pérdida del período | (5,684,120) | (1,575,796) | (1,446,687) | |
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Otro resultado integral del período |
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Diferencias de cambio por conversión de operaciones extranjeras | (219,659) | (97,473) | (3,185,937) | |
Pérdida integral total del período | (5,903,779) | (1,673,449) | (4,632,624) | |
Pérdida por acción de operaciones continuas: |
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Pérdida por acción básica y diluida | 2 | (0.66) ¢ | (0.21) ¢ | (0.18) ¢ |
CONDENSADO ESTADO DE CAMBIOS EN PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO
POR EL PERÍODO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2023
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Compartir | Compartir | retenido | Moneda | Compartir | Total | |
capital | producto de más alta calidad. | pérdidas | reserva | pago basado | equidad | |
$ | $ | $ | $ | $ | $ | |
Grupo procesos | ||||||
Al 1 de julio de 2023 | 12,464,677 | 297,830,078 | (49,444,331) | (2,692,860) | 14,271,042 | 272,428,607 |
Pérdida del período | - | - | (5,684,120) | - | - | (5,684,120) |
Otro resultado integral: conversión de moneda extranjera | - | - | - | (219,659) | - | (219,659) |
Resultado integral total del período | - | - | (5,684,120) | (219,659) | - | (5,903,779) |
Emisión de acciones | 148,722 | 2,644,275 | - | - | - | 2,792,997 |
Saldo al 31 de diciembre de 2023 | 12,613,399 | 300,474,353 | (55,128,450) | (2,912,519) | 14,271,042 | 269,317,825 |
Compartir | Compartir | retenido | Moneda | Compartir | Total | |
capital | producto de más alta calidad. | pérdidas | reserva | pago basado | equidad | |
$ | $ | $ | $ | $ | $ | |
Grupo procesos | ||||||
Al 1 de julio de 2022 | 10,720,459 | 264,879,196 | (48,466,591) | 493,078 | 11,776,246 | 239,402,388 |
Pérdida del período | - | - | (1,575,976) | - | - | (1,575,976) |
Otro resultado integral: conversión de moneda extranjera | - | - | - | (97,473) | - | (97,473) |
Resultado integral total del período | - | - | (1,575,976) | (97,473) | - | (1,673,449) |
Ejercicio de opciones sobre acciones | ||||||
Emisión de acciones | 54,759 | 1,701,259 | - | - | - | 1,756,018 |
Transferencia de pago basado en acciones previamente contabilizado como gasto en el ejercicio de opciones | - | - | 395,238 | - | (395,238) | - |
Bono Convertible - Amortización y Redención | ||||||
Emisión de acciones | 73,543 | 5,683,957 | - | - | - | 5,757,500 |
Acciones emitidas en lugar de pago | ||||||
Gastos de pagos basados en acciones | - | - | - | - | 2,935,897 | 2,935,897 |
Saldo al 31 de diciembre de 2022 | 10,848,761 | 272,264,411 | (49,647,328) | 395,605 | 14,316,906 | 248,178,354 |
Compartir | Compartir | retenido | Moneda | Compartir | Total | |
Capital | producto de más alta calidad. | pérdidas | reserva | reserva de pago basado | equidad | |
$ | $ | $ | $ | $ | $ | |
Grupo procesos | ||||||
Al 1 de julio de 2022 | 10,720,459 | 264,879,196 | (48,466,590) | 493,078 | 11,776,246 | 239,402,388 |
Pérdida del año | - | - | (1,446,687) | - | - | (1,446,687) |
Otro resultado integral: conversión de moneda extranjera | - | - | - | (3,185,937) | - | (3,185,937) |
Resultado integral total del año | - | - | (1,446,687) | (3,185,937) | - | (4,632,624) |
Transacciones con propietarios | ||||||
Captación de capitales | ||||||
Emisión de acciones | 1,301,769 | 20,828,305 | - | - | - | 22,130,074 |
Costos de emisión | - | (469,920) | - | - | - | (469,920) |
Gastos de emisión pagados en efectivo | - | (501,683) | - | - | - | (501,683) |
Exercise of Share Options and RSU's | ||||||
Emisión de acciones | 58,445 | 1,880,003 | - | - | - | 1,938,448 |
Bono Convertible - Amortización y Redención | ||||||
Emisión de acciones | 384,005 | 11,032,995 | - | - | - | 11,417,000 |
Otros - Reversión de sobreacumulación relativa a aumento de capital anterior | - | 181,185 | - | - | - | 181,185 |
Total de transacciones con propietarios | 1,744,219 | 32,950,885 | - | - | - | 34,695,104 |
Transferencia de pago basado en acciones previamente contabilizado como gasto en el ejercicio de opciones | - | - | 468,946 | - | (468,946) | - |
Gastos de pagos basados en acciones | - | - | - | - | 2,963,741 | 2,963,741 |
Saldo al 30 de junio de 2023 | 12,464,677 | 297,830,078 | (49,444,331) | (2,692,860) | 14,271,042 | 272,428,607 |
CONDENSADO ESTADO CONSOLIDADO DE POSICIÓN FINANCIERA
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2023
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| Notas | 6 meses terminados 31 diciembre 2023 (No auditado) | 6 meses terminados 31 diciembre 2022 (No auditado) | Año terminado 30 junio 2023 (auditado) |
BIENES | $ | $ | $ | |
Activo no corriente | ||||
Activos de exploración y evaluación | 3 | 292,192,198 | 274,321,398 | 286,668,349 |
Propiedad, planta y equipo | 3 | 8,219 | 66,199 | 38,570 |
292,200,417 | 274,387,597 | 286,706,919 | ||
Activos circulantes | ||||
Cuentas comerciales y otras cuentas por cobrar | 793,965 | 2,823,089 | 2,559,522 | |
Efectivo y equivalentes de efectivo | 207,124 | 16,335,676 | 20,661,012 | |
Fixed term cash deposit & Certificate of deposit | 9,008,937 | - | - | |
10,010,026 | 19,158,765 | 23,220,534 | ||
los activos totales | 302,210,443 | 293,546,363 |
309,927,453 | |
| ||||
PASIVO | ||||
Pasivo circulante | ||||
Bono convertible - Deuda | 5 | 9,582,349 | 9,929,027 | 9,755,688 |
Comerciales y otras cuentas a pagar | 1,757,257 | 6,336,999 | 2,840,610 | |
Provisiones | 6,018,291 | 5,282,866 60 | 6,017,238 | |
Pasivos por arrendamiento | 5,341
| 60,007 | 36,435 | |
17,363,238 | 21,608,899 | 18,649,971 | ||
Pasivos no corrientes | ||||
Pasivos por arrendamiento Comerciales y otras cuentas a pagar
| - 13 | 2,956 | - | |
Bono convertible - Deuda | 5 | 13,819,208 | 19,228,219 | 16,619,062 |
Bono convertible - Derivado | 5 | 1,614,192 | 3,587,629 | 407,566 |
Pasivo por impuestos diferidos | 95,980 | 940,306 | 1,822,247 | |
15,529,380 | 23,759,110 | 18,848,875 | ||
Pasivos totales | 32,892,618 | 45,368,009 | 37,498,847 | |
Activos netos | 269,317,825 | 248,178,354 | 272,428,607 | |
EQUIDAD | ||||
Capital y reservas | ||||
Capital social | 12,613,399 | 10,848,761 | 12,464,677 | |
Compartir premium | 300,474,353 | 272,264,411 | 297,830,078 | |
Pérdidas retenidas | (55,128,450) | (49,647,328) | (49,444,331) | |
Reserva de divisas | (2,912,519) | 395,605 | (2,692,860) | |
Reserva de pago basada en acciones | 14,271,042 | 14,316,906 | 14,271,042 | |
Accionistas | 269,317,825 | 248,178,354 | 272,428,607 | |
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONDENSADO CONSOLIDADO
POR EL PERÍODO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2023
_______________________________________________________________________________________
|
| 6 meses terminados 31 diciembre 2023 (No auditado) | 6 meses terminados 31 diciembre 2022 (No auditado) |
Año terminado 30 junio 2023 (auditado) |
|
| $ | $ | $ |
| ||||
Salida neta de actividades de explotación | (3,534,998) | (6,722,549) | (11,395.855) | |
Flujos de efectivo de actividades de inversión | ||||
Interés recibido | 414,446 | 152,492 | 338,205 | |
Financial Investments - Fixed term cash deposit & Certificate of deposit | (9,008,937) | - | - | |
Fondos utilizados para perforación, exploración y arrendamientos | (5,523,850) | (36,601,678) | (48,246,055) | |
Anticipo para fianza de cumplimiento | - | - | (2,400,000) | |
Propiedad, planta y equipo. | - | (3,033) | (3,251) | |
Salida neta de efectivo de las actividades de inversión | (14,118,341) | (36,452,218) | (47,911,101) | |
| ||||
| ||||
Flujos de efectivo de actividades de financiación | ||||
Ingresos de emisiones de acciones | 2,792,997 | 1,756,018 | 22,746,441 | |
Gastos de emisión pagados en efectivo | - | - | (501,683) | |
Repayment of borrowing - unsecured convertible bond | (5,561,500) | - | - | |
Repayment of borrowing - leasing liabilities | (32,046) | (29,696) | (60,913) | |
Entrada neta de efectivo por actividades de financiación | (2,800,549) | 1,726,323 | 22,183,845 | |
| ||||
| ||||
(Disminución) / Aumento de efectivo y equivalentes de efectivo | (20,453,888) | (41,448,445) | (37,123,110) | |
| ||||
Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del período | 20,661,012 | 57,784,121 | 57,784,121 | |
Efectivo y equivalentes de efectivo al final del período(1) | 207,124(1) | 16,335,677 | 20,661,012 |
(1) Closing cash balance excludes US$7,000,000 fixed term deposit (included above in Financial Investments - Fixed Term cash deposit and Certificate of deposit) which matured 8th enero 2024.
CONCILIACIÓN DE LA PÉRDIDA DE OPERACIÓN CON LA SALIDA DE EFECTIVO NETO DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACIÓN
POR EL PERÍODO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2023
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| 6 meses terminados 31 diciembre 2023 (No auditado) | 6 meses terminados 31 diciembre 2022 (No auditado) | Año terminado 30 junio 2023 (auditado) |
| $ | $ | $ |
| |||
Pérdida del período | (5,684,120) | (1,575,976) | (1,446,687) |
Intereses netos recibidos | (414,446) | (152,492) | (338,205) |
Gastos no monetarios de pagos basados en acciones | - | 2,935,897 | 3,146,170 |
Depreciación de equipo de oficina. | 1,100 | 245 | 1,869 |
Depreciación de activos por derecho de uso | 28,802 | 27,154 | 55,700 |
Gastos por intereses | 2,589,141 | 3,151,102 | 6,111,118 |
Bono Convertible - Revalorización del pasivo derivado | 1,206,610 | (7,937,855) | (11,321,514) |
Otras provisiones - IVA irrecuperable | - | - | 7,302 |
Disminución de otros pasivos | - | (1,964,731) | - |
Disminución / (aumento) de cuentas por cobrar comerciales y otras | 1,765,558 | (324,642) | (61,076) |
Disminución de cuentas por pagar comerciales y otras | (1,083,353) | (40,987) | (4,648,183) |
Efecto de las diferencias de traducción | (218,023) | (97,165) | (3,041,194) |
Taxation | (1,726,267) | (743,097) | 138,844 |
Salida neta de efectivo de las actividades operativas | (3,534,998) | (6,722,549) | (11,395,855) |
NOTAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
POR EL PERÍODO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2023
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1. Políticas contables
A continuación se presenta un resumen de las principales políticas contables, todas las cuales han sido aplicadas consistentemente a lo largo del período.
1.1. Base de preparación
The financial statements have been prepared on a going concern basis using the historical cost convention and in accordance with the UK Adopted International Accounting Standards ("IAS's") and in accordance with the provisions of the Companies Act 2006.
Este informe intermedio ha sido preparado sobre una base consistente con las políticas contables esperadas del Grupo para el año que finaliza el 30 de junio de 2024. Estas políticas contables son las mismas que las establecidas en el Informe Anual y los Estados Financieros del Grupo para el año que finaliza el 30 de junio de 2023. que están disponibles en el domicilio social o en el sitio web de la empresa (www.pantheonresources.com).
La información financiera del Grupo se presenta en dólares estadounidenses y no está auditada. La información financiera intermedia no constituye cuentas legales en el sentido de la sección 434 de la Ley de Sociedades de 2006. Las cifras comparativas para el año finalizado el 30 de junio de 2023 se tomaron de las cuentas legales del Grupo para ese año financiero, que han sido informados por los auditores del Grupo y entregado al Registrador de Empresas.
1.2. Base de consolidación
Las subsidiarias se consolidan por integración global desde la fecha en que se transfiere el control al Grupo. Se desconsolidan desde la fecha en que cesa el control. El método contable de compra se utiliza para contabilizar la adquisición de subsidiarias por parte del Grupo. El costo de una adquisición se mide como el valor razonable de los activos entregados, los instrumentos de patrimonio emitidos y los pasivos incurridos o asumidos en la fecha del intercambio. Los activos identificables adquiridos y los pasivos y pasivos contingentes asumidos en una combinación de negocios se miden inicialmente a sus valores razonables en la fecha de adquisición, independientemente del alcance de cualquier participación minoritaria. El exceso del coste de adquisición sobre el valor razonable de la participación del Grupo en los activos netos identificables adquiridos se registra como fondo de comercio. El crédito mercantil que surge de las adquisiciones se capitaliza y está sujeto a revisión por deterioro, tanto anualmente como cuando existen indicios de que el valor en libros puede no ser recuperable.
Se eliminan las transacciones intercompañías, los saldos y las ganancias no realizadas por transacciones entre empresas del grupo. Todas las sociedades sobre las que la Sociedad tiene control aplican, en su caso, las mismas políticas contables que la Sociedad.
1.3. Conversión de moneda extranjera
(i) Moneda funcional y de presentación
Los estados financieros del Grupo y de la Compañía se presentan en dólares estadounidenses ("$") y esta es la moneda de presentación del Grupo. La moneda funcional de todas las entidades dentro del Grupo, excluida la Empresa Matriz, es $USD. La moneda funcional de la empresa matriz es £GBP.
(ii) Transacciones y saldos
Transactions in foreign currencies are translated into US dollars at the spot rate. Monetary assets and liabilities denominated in foreign currencies are translated at the rate of exchange ruling at the balance sheet date. The resulting exchange gain or loss is dealt with in the income statement.
The assets, liabilities of the Parent Company are translated into US dollars at the rates of exchange ruling at the year end. The results of the Parent Company are translated into US dollars at the average rates of exchange during the year. Exchange differences resulting from the retranslation of currencies are treated as movements on reserves.
1.4. Efectivo y equivalentes de efectivo
La compañía considera como equivalentes de efectivo a todas las inversiones de alta liquidez, con un vencimiento de 90 días o menos, valoradas al costo o al valor de mercado, el que sea menor.
1.5. Registrarse preocupación
In June 2023 Pantheon communicated to shareholders via RNS and accompanying webinar, its aggressive strategy to target sustainable market value recognition of $5 - $10 per barrel of 1P/1C recoverable resource by the end of 2028, FID (Final Investment Decision) on the Ahpun project by the end of 2025, y FID en el proyecto Kodiak para fines de 2028. La ejecución de dicha estrategia requiere un capital adicional significativo, al que la Compañía busca acceder a la mayor parte a través de fuentes no accionarias. This process is presently underway. In November 2023 the Company published a stock exchange announcement, supported by a webinar, which provided detail of the estimated $120 million capital required to achieve first production at Ahpun and the Company's strategy to secure such funding. This sum included the drilling of 3 new wells, a hot-tap into the TAPS pipeline, upgrading production facilities and several years of G&A. In accessing additional capital, Pantheon's stated goal is to achieve this in the least dilutive manner for shareholders, minimising the use of equity capital by prioritising three main alternate funding sources: (i) vendor financing (ii) offtaker financing and (iii) reserve based lending. Pantheon is presently in discussions with multiple parties, including vendors and potential offtakers with respect to these potential non-equity financing alternatives.
As reported to shareholders, the Group will need to secure additional funding for general working capital, capital commitments, to cover future liabilities as they fall due and to continue to progress its key projects as planned. The Group seeks to secure such funding by Q2 or Q3 2024, in the least dilutive manner for shareholders, ideally through one of the non equity funding sourced discussed above. The auditors made reference to this material uncertainty within their audit report within the 30 June 2023 annual financial statements.
En el tercer trimestre de 3, Netherland Sewell & Associates estimó un recurso contingente de 2023C para el proyecto Kodiak de Pantheon. por un total de 962.5 millones de barriles de líquidos comercializables. Los directivos creen que el enorme tamaño del recurso ya tasado en la superficie de Pantheon ofrece potencial para 1,000 - 2,000 pozos. Aunque en términos absolutos esto se entail cumulative investment Estimado en miles de millones de dólares durante la vida útil del proyecto, Pantheon estima alrededor de 300 millones de dólares. sobre el desarrollo de Ahpun (plus potentially $50 million of Kodiak appraisal costs) as the maximum cumulative cash requirement. Once in full development, it is believed that production revenues have the potential to self finance a great majority of the future development costs as is often the case in such developments. Recent modelling by SLB predicts potential for significant improvement in well performance over its original estimates.
The Group has no contractual obligation to drill any future wells and the only obligation is to suspend the Talitha-A test well, the estimated cost of which ($0.7m) has already been provided for in the financial accounts. Given the quality of the assets, the directors are confident in their ability to raise capital as and when required. Accordingly, the financial statements have been prepared on a going concern basis.
1.6. Ingresos
During the year ended 30 June 2023 oil sales commenced as a result of long term production testing at the Alkaid-2 well. These sales were considered to be non-recurring because it only occurred during the testing phase and production and thus production revenues stopped once flow testing operations ended. During the period to 31 December, 2023. A modest revenue was recorded during the short testing period for the short flow test of the shallower SMD horizon. Once in production, revenue from contracts with customers will be recognised in accordance with IFRS15 Revenue from Contacts with Customers, at an amount that reflects the consideration to which the Group expects to be entitled in exchange for those goods.
Saldos de contratos
Un activo de contrato es el derecho a una contraprestación a cambio de bienes transferidos al cliente. Si el Grupo realiza la transferencia de bienes a un cliente antes de que el cliente pague la contraprestación o antes de que venza el pago, se reconoce un activo del contrato por la contraprestación ganada que es condicional. El Grupo no tiene ningún activo contractual como cumplimiento y un derecho a contraprestación ocurre dentro de un corto período de tiempo y todos los derechos a contraprestación son incondicionales.
Los ingresos por intereses se reconocen de forma proporcional teniendo en cuenta los tipos de interés aplicables a los activos financieros.
1.7. Impuestos diferidos
El impuesto diferido se proporciona en su totalidad, utilizando el método del pasivo, sobre las diferencias temporarias que surgen entre las bases fiscales de los activos y pasivos y sus valores en libros en los estados financieros. El impuesto diferido se determina utilizando tasas impositivas (y leyes) que han sido promulgadas o sustancialmente promulgadas a la fecha del balance general y que se espera que se apliquen cuando se realice el impuesto diferido relacionado o se liquide el pasivo diferido.
Los activos por impuestos diferidos se reconocen en la medida en que sea probable que se disponga de ganancias fiscales futuras contra las que puedan utilizarse las diferencias temporarias.
1.8. Costos de exploración y evaluación y propiedades de petróleo y gas desarrolladas
El Grupo sigue el método de 'esfuerzos exitosos' para contabilizar los costos de exploración y evaluación. En el punto de producción, todos los costos asociados con la exploración y las inversiones en petróleo, gas y minerales se clasifican y capitalizan sobre la base de una 'unidad generadora de efectivo' ("UGE"), de conformidad con la NIC 36. Los costos incurridos incluyen los costos técnicos y administrativos apropiados. gastos, pero no gastos generales corporativos. Si un proyecto de exploración tiene éxito, los gastos relacionados se transferirán a las propiedades desarrolladas de petróleo y gas y se amortizarán durante la vida útil estimada de las reservas comerciales sobre la base de una 'unidad de producción'.
La recuperabilidad de todos los costos de exploración y evaluación depende del descubrimiento de reservas económicamente recuperables, la capacidad del Grupo para obtener el financiamiento necesario para completar el desarrollo de las reservas y la producción rentable futura o los ingresos de la disposición de las mismas. Todos los valores en libros del balance se revisan para detectar indicadores de deterioro al menos dos veces al año. La superficie en acres del prospecto se clasifica en "prospectos" discretos o CGU. Cuando comienza la producción, los costos acumulados para la UGE específica se transfieren de activos fijos intangibles a activos fijos tangibles, es decir, 'Propiedades desarrolladas de petróleo y gas' o 'Instalaciones y equipos de producción', según corresponda. Los montos registrados para estos activos representan costos históricos y no pretenden reflejar valores presentes o futuros.
1.9 Impairment of exploration costs and developed oil and gas properties, depreciation of assets, plug & abandonment and goodwill
De acuerdo con la NIIF 6 'Exploración y Evaluación de Recursos Minerales' (NIIF 6), los activos de exploración y evaluación se revisan en busca de indicadores de deterioro. Si se identifican indicadores de deterioro, se realiza una prueba de deterioro.
De acuerdo con la NIC 36, el Grupo está obligado a realizar una "prueba de deterioro" de los activos cuando una evaluación de hechos y circunstancias específicos indiquen que puede haber indicios de deterioro, específicamente para garantizar que los activos se lleven a no más de su valor recuperable. Monto. Cuando se requiere una prueba de deterioro, cualquier pérdida por deterioro se mide, presenta y revela de acuerdo con la NIC 36.
Costos de exploración y evaluación
Todos los activos de exploración y evaluación se relacionan con las operaciones del Grupo en Alaska. Los activos arrendados en Alaska fueron valorados razonablemente en la fecha de adquisición de Great Bear y el valor en libros al 31 de diciembre de 2023 representa el costo de adquisición (más el ajuste del valor razonable, de acuerdo con las NIIF) y cualquier costo capitalizado incurrido después de la adquisición. .
Cargos por desmantelamiento
El Grupo incurrirá en costos de desmantelamiento al final de la vida operativa de algunas de las instalaciones y propiedades del Grupo. El Grupo evalúa su provisión por desmantelamiento en cada fecha de reporte. Los costos finales de desmantelamiento son inciertos y las estimaciones de costos pueden variar en respuesta a muchos factores, incluidos los cambios en los requisitos legales pertinentes, la aparición de nuevas técnicas de restauración o la experiencia en otros sitios de producción. El momento previsto, el alcance y el monto del gasto también pueden cambiar, por ejemplo, en respuesta a cambios en las reservas o cambios en las leyes y reglamentos o su interpretación. Por lo tanto, se realizan estimaciones y suposiciones significativas al determinar la provisión para desmantelamiento. En consecuencia, podrían producirse ajustes significativos en las provisiones constituidas que afectarían a los resultados financieros futuros. La provisión a la fecha de presentación representa la mejor estimación de la gerencia del valor presente de los costos futuros de desmantelamiento requeridos.
Para todos los pozos, el Grupo ha adoptado una Política de desmantelamiento en la que todos los costos de desmantelamiento se reconocen inmediatamente cuando un pozo se completa, se abandona, se suspende o se toma la decisión de que el pozo probablemente se tapará y abandonará a su debido tiempo. Para pozos terminados o suspendidos, el cargo por desmantelamiento se registra contra el monto capitalizado y posteriormente se agota durante la vida útil del pozo utilizando el método de unidad de producción.
1.10 Instrumentos financieros
Reconocimiento y baja en cuentas
Los activos y pasivos financieros se reconocen cuando el Grupo se convierte en parte de las disposiciones contractuales del instrumento financiero.
Los activos financieros, si corresponde, se dan de baja cuando expiran los derechos contractuales sobre los flujos de efectivo del activo financiero, o cuando se transfieren el activo financiero y sustancialmente todos los riesgos y recompensas.
Un pasivo financiero se da de baja en cuentas cuando se extingue, cancela, cancela o vence.
Clasificación y medición de pasivos financieros
Los pasivos financieros del Grupo incluyen préstamos (deuda de bonos convertibles), cuentas comerciales y otras cuentas por pagar e instrumentos financieros derivados implícitos.
Los pasivos financieros se miden inicialmente a valor razonable y, cuando corresponde, se ajustan por los costos de transacción a menos que el Grupo designe un pasivo financiero a valor razonable con cambios en resultados.
Posteriormente, los pasivos financieros se miden al costo amortizado utilizando el método de interés efectivo, excepto los derivados y pasivos financieros designados que se contabilizan posteriormente a su valor razonable con ganancias o pérdidas reconocidas en resultados.
Todos los cargos relacionados con intereses y, si corresponde, los cambios en el valor razonable de un instrumento que se reportan en utilidad o pérdida se incluyen dentro de los costos financieros o ganancias/(pérdidas) de valor razonable en instrumentos financieros derivados.
Instrumentos financieros derivados implícitos
Un acuerdo de préstamo estructurado como un bono convertible reembolsable en acciones en 20 cuotas trimestrales, además del derecho del prestamista a convertir voluntariamente parte o la totalidad del principal pendiente antes de la fecha de vencimiento del bono, lleva incorporado un derivado. Se considera un derivado implícito separable de un instrumento de préstamo.
A la fecha de emisión, el valor razonable del derivado implícito se estima considerando el derivado como una serie de componentes individuales con modelado de los tramos fijo y flotante para determinar un calendario de pagos y derivar un valor presente neto para el derivado implícito del contrato a término. .
Este importe se reconoce por separado como un pasivo financiero o un activo financiero y se valora a valor razonable con cambios en la cuenta de pérdidas y ganancias. El monto residual del préstamo luego se registra como un pasivo sobre la base del costo amortizado utilizando el método de interés efectivo hasta que se extinga en el momento de la conversión o en la fecha de vencimiento del instrumento.
Modelo de pérdida crediticia esperada de la NIIF 9
IFRS 9 requires that credit losses on financial assets are measured and recognised using the "expected credit loss" (ECL) approach. Other than cash, the only other financial assets held is a $0.4m in drilling deposits lodged with the state of Alaska. These drilling deposits are to cover future obligations to the state of Alaska for Great Bear Pantheon to perform dismantle, removal and restoration activities at Alkaid #2. Funds held by the state of Alaska are considered to have virtually no risk of credit loss.
2. Pérdida por acción
6 meses terminó el 31 de diciembre 2023 | 6 meses finalizó 31 Diciembre 2022 | Año terminado 30 junio 2023 | |
(No auditado) | (No auditado) | (auditado) | |
Pérdida por acción de operaciones continuas: | |||
Pérdida por acción básica y diluida | (0.66) c | (0.21) c | (0.18) c |
The calculation above for the loss per share has been calculated by dividing the loss for the period by the weighted average number of ordinary shares in issue of 859,268,187 (December 2022: 764,186,409; June 2023: 791,082,592). As the Group recorded a loss for the period, the diluted loss per share has been made to equal the basic loss per share.
3. Activos no corrientes
Activos de exploración y evaluación Grupo procesos | Exploración y evaluación activos | ||
Al 30 de junio de 2022 | 237,852,406 | ||
Adiciones | 36,599,104 | ||
Al 31 de diciembre de 2022 | 274,451,510 | ||
Adiciones | 11,646,951 | ||
Additions to Asset Retirement Obligations | 700,000 | ||
Al 30 de junio de 2023 | 286,798,461 | ||
Adiciones | 5,523,849 | ||
Al 31 de diciembre de 2023 | 292,322,310 | ||
Discapacidad: | |||
Al 30 de junio de 2022 | 130,112 | ||
Al 31 de diciembre de 2022 | 130,112 | ||
Al 30 de junio de 2023 | 130,112 | ||
Al 31 de diciembre de 2023 | 130,112 | ||
| |||
Valor neto contable: | |||
Al 31 de diciembre de 2023 | 292,192,198 | ||
Al 30 de junio de 2023 | 286,668,349 |
En enero de 2019, el Grupo adquirió el 100% del capital social de Las compañías Great Bear Petroleum Ventures I LLC y Great Bear Petroleum Ventures II LLC (colectivamente, "Great Bear"). Los principales activos de Great Bear son arrendamientos con derechos para explorar hidrocarburos en el estado de Alaska. Al final del período, todos los activos de exploración y evaluación se relacionan con la operación de Alaska; Activos de Alaska 292.2 millones de dólares (diciembre de 2022: 274.3 millones de dólares).
Los activos de exploración y evaluación se revisan constantemente en busca de indicadores de deterioro. Si se encuentra un indicador de deterioro, se requiere una prueba de deterioro, donde se compara el valor en libros del activo con su monto recuperable. El monto recuperable es el mayor entre el valor razonable de los activos menos los costos de venta y el valor en uso. Los directores están satisfechos de que no se requieren deterioros para el final del período actual.
Propiedad, planta y equipo.
Grupo procesos | Equipo de oficina | Activos por derecho de uso | Total |
| $ | $ | $ |
Cost |
|
|
|
Al 30 de junio de 2022 | 19,467 | 215,862 | 235,329 |
Adiciones | 3,053 | - | 3,053 |
Diferencia de cambio | - | (13,371) | (13,371) |
Al 31 de diciembre de 2022 | 22,520 | 202,491 | 225,011 |
Adiciones | 0 | 0 | 0 |
Diferencia de cambio | 335 | 10,156 | 10,491 |
Al 30 de junio de 2023 | 22,855 | 212,647 | 235,502 |
Adiciones | 0 | 0 | 0 |
Diferencia de cambio | (6) | (239) | (245) |
Al 31 de diciembre de 2023 | 22,849 | 212,408 | 235,502 |
Depreciación | |||
Al 30 de junio de 2022 | 16,403 | 127,235 | 143,638 |
Depreciación del período | 245 | 27,154 | 27,399 |
Diferencia de cambio | 20 | (12,245) | (12,225) |
Al 31 de diciembre de 2022 | 16,668 | 142,144 | 158,812 |
Depreciación del período | 1,624 | 28,546 | 30,170 |
Diferencia de cambio | 117 | 7,832 | 7,949 |
Al 30 de junio de 2023 | 18,409 | 178,522 | 196,931 |
Depreciación del período | 1,100 | 28,802 | 29,902 |
Diferencia de cambio | 5 | 200 | 205 |
Al 31 de diciembre de 2023 | 19,514 | 207,524 | 227,038 |
Valor neto contable | |||
Al 31 de diciembre de 2023 | 3,335 | 4,884 | 8,219 |
Al 30 de junio de 2023 | 4,446 | 34,125 | 38,570 |
4. Capital social
During the period in September 2023, the Company issued 11,905,370 new ordinary shares via a private placement.
Al 31 de diciembre de 2023, la empresa tenía en circulación 919,111,769 acciones.
Al 31 de diciembre de 2023, la Compañía también tiene las siguientes opciones y warrants:
· 4,825,000 opciones sobre acciones y 4,802,922 warrants; todos con un precio de ejercicio de £0.30 y todos con vencimiento en septiembre de 2024. Los warrants son idénticos a las opciones sobre acciones, excepto que son convertibles en acciones sin derecho a voto en una proporción de 1:1.
· 7,000,000 opciones sobre acciones con un precio de ejercicio de £0.27, con vencimiento en julio de 2030.
· 12,430,000 opciones sobre acciones con un precio de ejercicio de £0.33, con vencimiento en enero de 2031.
· 21,380,000 opciones sobre acciones con un precio de ejercicio de £0.67, con vencimiento en enero de 2027.
5. Unsecured Convertible Bond
En diciembre de 2021, la Compañía emitió $55 millones en bonos convertibles senior no garantizados a un fondo asesorado por Heights Capital Ireland LLC, un inversionista enfocado en acciones globales y vinculadas a acciones. Después del acuerdo del 13th December 2023 convertible bond repayment, the remaining notional principal outstanding is $29.4million.
The Convertible Bonds have a maturity of 5 years, a coupon of 4.0% per annum and are repayable in 20 quarterly repayments ("amortisations") of principal and interest over the 5 year term of the convertible bond, with the last repayment due in December 2026. Such quarterly amortisations are repayable at the Company's option, in either cash at face value, or in ordinary shares ("stock") at the lower of the conversion price (presently USD$0.9096 per share) or a 10% discount to the arithmetic average of the daily volume weighted average prices ("VWAP") in the 10 or 3 day trading period prior to pricing date. Additionally, the bondholder has the option to partially convert the convertible bond at their discretion. A full summary of the terms of Convertible Bonds is detailed in the Company's RNS dated 7 December, 2021.
El contrato de bonos contiene derivados implícitos junto con un bono ordinario. En consecuencia, y de acuerdo con las normas contables, los bonos convertibles se presentan en el Estado de Situación Financiera Consolidado, en dos componentes separados, a saber, Bono Convertible - Deuda y Bono Convertible - Derivado. En el momento del reconocimiento (diciembre de 2021), los bonos de 55 millones de dólares estaban divididos, 39,175,363 dólares para el Componente de Deuda y 15,824,637 dólares para el Componente Derivado.
In order to value the derivative component, Pantheon engaged a third party expert valuation specialist group to perform the valuations, who determined that the valuation of the instrument required a Monte-Carlo simulation of share price outcomes over the 5 year life to determine the ultimate value of the conversion option. This produced a calculated Effective Interest Rate ("EIR") of 20.41%. These amounts will be revalued every balance date with the differences being accounted for in the consolidated statement of comprehensive income.For the period end date of 31 December 2023, the third party expert valuation group performed their Monte-Carlo simulation and valuation calculations to determine the new value for the equity component to be $1,614,192. The resulting movement of was posted to the consolidated statement of comprehensive income to the account "Revaluation of derivative liability".
As at 31 December 2023 eight quarterly repayments (amortisations) have been made. For the first six repayments ordinary shares were issued in full settlement of the principal and interest amortisations. The two amortization repayments during the period were paid in cash, however that same amount of cash was raised via private placements with IPGL Limited, an existing supportive long-term shareholder. Hence, the funds raised were directly allocated to these two payments, resulting in a cash-neutral position for the Company.
Al 31 de diciembre de 2023 el Bono Convertible Quirografario se muestra en el Estado de Situación Financiera Consolidado en las siguientes categorías;
Bono Convertible - Componente Deuda (Pasivo Corriente) | $9,582,349 |
Bono Convertible - Componente Deuda (Pasivo No Corriente) | $13,819,208 |
Bono Convertible - Componente Derivado (Pasivo No Corriente) | $1,614,192 |
Total | $25,015,749 |
6. Approval by Directors
The interim report for the six months ended 31 December 2023 was approved by the Directors on the 17th March 2024.
7. Availability of Interim Report
El informe intermedio estará disponible en breve en el sitio web de la Compañía. (www.pantheonresources.com), con más copias disponibles previa solicitud en el domicilio social de la Compañía.
8. Pasivo contingente
De acuerdo con la NIC 37, un pasivo contingente es: (1) una posible obligación que surge de eventos pasados cuya existencia será confirmada sólo por la ocurrencia o no ocurrencia de algún evento futuro incierto que no está totalmente bajo el control de la entidad, o (2) una obligación presente que surge de un evento pasado pero que no se reconoce porque: (i) no es probable que se requiera una salida de recursos que incorporen beneficios económicos para liquidar la obligación, o (ii) el monto de la obligación no puede ser medido con suficiente confiabilidad.
Kinder Morgan Treating LP ("Kinder Morgan") inició una disputa sobre un acuerdo de tratamiento de gas del Este de Texas entre Kinder Morgan y Vision Operating Company, LLC ("VOC"). VOC dejó de realizar pagos al proveedor de servicios en julio de 2019. Posteriormente, el proveedor de servicios emitió una demanda a VOC y, en febrero de 2021, entregó a Pantheon Resources plc una petición, buscando recuperar no menos de 3.35 millones de dólares con respecto a este contrato de VOC. Pantheon poseía menos del 0.1% de VOC a través de una participación del 66.6% en Vision Resources LLC. Tanto Vision Resources LLC como VOC se acogieron al Capítulo 7 de Bancarrotas en el Tribunal de Quiebras de los Estados Unidos para la División de Houston del Distrito Sur de Texas en abril de 2020.
Ninguna entidad de Pantheon es signataria del acuerdo de tratamiento de gas y ninguna está nombrada en el acuerdo. Pantheon ha recibido asesoramiento legal sobre el asunto y cree que no tiene ninguna responsabilidad con el proveedor del servicio. En consecuencia, Pantheon no considera que se deba incluir una disposición con las declaraciones finales y objetará cualquier reclamo realizado.
En julio de 2021, el tribunal desestimó las demandas de Kinder Morgan contra Pantheon Resources plc. Kinder Morgan también ha presentado las mismas reclamaciones contra dos subsidiarias, Pantheon Oil & Gas, LP y Pantheon East Texas, LLC. Pantheon Oil & Gas, LP y Pantheon East Texas, LLC están impugnando estos reclamos.
9. Acontecimientos posteriores
Updated project modelling
The Company has a long term contract with SLB to dynamically model the entire project area including Ahpun and Kodiak. This project is expected to continue for the foreseeable future. The Company will report on any significant results as they become available.
Nombramiento de Consejero no ejecutivo independiente
On 1 January 2024, Pantheon appointed Linda Havard as an Independent Non-Executive Director. Linda has more than 35 years' experience as a financial and operating executive in public oil and gas and entertainment companies as well as professional services firms. She most recently served as Chief Financial Officer of Gensler, the world's largest architecture and design firm. Previously, she served for six years as Chief Financial Officer at the global law firm of Orrick, Herrington & Sutcliffe, 13 years as Executive Vice President and Chief Financial Officer of Playboy Enterprises and 15 years at ARCO (now BP Amoco), where she headed Corporate Planning and Investor Relations, among other senior positions.
Linda holds an MBA in Finance from the University of California at Los Angeles and a PhD (honoris causa) in Business from the Chicago School of Professional Psychology. She is a member of the Atlanta Federal Reserve Board CFO Panel, the International Women's Forum, and the Governing Body of the CFO Executive Summit.
Linda is Chair of the Finance, Audit and Risk Committee
Otros nombramientos clave
Pantheon has appointed Tony Larkin, to project manage the Company's US stock market listing process. Tony is a qualified Chartered Accountant with over 25 years investment banking experience.
Commissioning of Independent Expert Reports on the Kodiak project
Pantheon has formally appointed Netherland Sewell & Associates, an independent and highly reputable resource reporting firm, for the preparation of an updated Independent Experts Reports over its Kodiak project, estimated to be completed at or near end March 2024.
Completion of equity fundraising - private placement
In November 2023 Pantheon announced the intention to issue 16,286,343 New Ordinary Shares at a price of £0.208 per share, to raise a total of approximately US$4.15m. The placement was on deferred settlement terms which completed in January 2024. The placement was to two long term supportive shareholders. Related to this fundraising, David Hobbs, Chairman, acquired $250,000 of shares indirectly by acquiring New Ordinary Shares with an aggregate value of $250,000 at the Placement Price from one of the subscribers, immediately following closing of the Placement.
Pago de amortización trimestral de préstamo convertible
In March 2024, Pantheon announced that it elected to pay (i) the quarterly principal repayment of US$2.45 million and (ii) the interest payment of US$0.294 million (collectively, the "Quarterly Repayment") in respect of its senior unsecured convertible bonds due 2026 (the "Convertible Bonds"), through the issuance of 8,820,315 nuevas acciones.
GLOSARIO
bbl | barril de aceite | mcfd | mil pies cúbicos por día |
bopd | barriles de petroleo por dia | Mmboé | millones de barriles de petróleo equivalente |
boep | barriles de petróleo equivalente por día | NPV | valor presente neto |
mcf | mil pies cúbicos | $ | dólar de los Estados Unidos |
bwpd | barriles de agua por dia | IP30 |
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