Marco
Misc

OPERACIONES
PRINCIPALES GENERADORES DE VALOR DE VISTA
Amplio inventario de pozos, de ciclo corto, listo para perforar
Hasta 850 locaciones bajo desarrollo en Vaca Muerta
Productividad de pozos shale oil entre las mejores de la cuenca
181.6 MMboe de reservas probadas (81% petróleo) al FA 2021
~55 Mbbl/d de capacidad total para tratar y evacuar producción incremental de crudo (1)
Rendimiento operativo líder
Producción total alcanzó 43.9 Mboe/d en 1T-22
Nuevo diseño de pozo, y mejoras continuas en la perforación y completación, redujeron el costo de desarrollo a 7.3 $/boe
7.8 $/boe de costo operativo en 1T-22, 44% menor desde 2018 (2)
Organización plana y ágil, liderada por un management team experimentado en oil & gas
Solido balance y rendimientos financieros
Balance sólido con 208 en caja, resultando en una deuda neta de 368 , al 1T-22
182 de free cash flow positivo para los últimos 12 meses (3)
Margen de EBITDA ajustado de 61% y Netback de 32.2 $/boe, con 64.1 $/bbl de precio realizado de crudo, en 1T-22 (4)
Cultura enfocada en la sustentabilidad
Se aspira alcanzar cero emisiones netas en 2026, combinando la reducción de huella de carbono operativa con portfolio de soluciones basadas en la naturaleza para remover emisiones restantes (5)

(1) Combina la capacidad de los clusters Bajada del Palo y Medanito.
(2) Excluye el 50% de participación no operada en Aguada Federal y Bandurria Norte. Incluyendo estos intereses el costo operativo es 7.6 $/boe rn 2021. Costos operativos: incluye producción, transporte, tratamiento y servicios de apoyo en campo; excluye fluctuaciones en inventarios de crudo, depreciaciones, regalías, impuestos directos, costos comerciales, exploración y costos de G&A.
(3) Free cash flow se calcula como la suma del flujo de caja por actividades operativas y el flujo de caja por actividades de inversión.
(4) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Gastos de reestructuración y reorganización + Deterioro de activos de larga duración + Otros ajustes.
(5) Emisiones de alcance 1 y 2.
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ARGENTINA
Única oportunidad de inversión pública “pure play” en Vaca Muerta.
ACTIVOS EN ARGENTINAArrow
Reservas P1: 177.1 MMboe a fines del año 2021 (99.7% operada, 81% petróleo)
Producción 1T-22: 43.5 Mboe/d (99.7% operada, 81% petróleo)
• 183,100 acres netos en la formación Vaca Muerta
• Hasta 850 locaciones de pozos nuevos identificadas, de las cuales 550 se encuentran en Bajada del Palo Oeste
• Potencial adicional al de-riskear niveles de navegación adicionales, Bajada del Palo Este y Águila Mora
• Infraestructura instalada para tratar ~55 Mbbl/d de crudo
• Concesiones no convencionales que vencen en 2050+
Mapa
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Águila Mora
• Acres netos: 21,128 (90% WI)
• Plazo de concesión: 2054
• Operador: Vista
• Compromiso: Inversiones por 32 $MM antes de noviembre de 2022
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Bajada del Palo Este
• Acres netos: 48,853 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2053
• Operador: Vista
• Compromiso: Inversiones por 52 $MM antes de diciembre de 2022
• Resultados exitosos en 2 primeros pozos (perforados en 1T-22)
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Bajada del Palo Oeste
• Acres netos: 62,641 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2053
• Operador: Vista
• Compromiso: Inversiones por 106 $MM antes de junio de 2020 – ya completados
• Se identificaron hasta ~550 locaciones habiendo testeado 3 niveles de navegación
• Producción: 28.7 Mboe/d en el 1T-22
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Bandurria Norte
• Acres: 26,404 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2050
• Operador: Vista
• Se identificaron hasta 150 locaciones
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Aguada Federal
• Acres: 24,058 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2050
• Operador: Vista
• Se identificaron hasta 150 locaciones

MÉXICO
Activos en MéxicoArrow
Reservas P1: 4.5 MMboe a fines del año 2021
Producción 1T-22: 0.4 Mboe/d

cs-01
Mantenemos el 100% de interés operativo en el contrato para el bloque CS-01 en la cuenca Macuspana
Producción incremental a través de actividades de para producir reservas no desarrolladas en las formaciones de zargazal y amate superior, las cuales tienen presión original y saturación de hidrocarburos
Las futuras ventajas provendrán de desarrollos, actualizaciones de infraestructura y exploración de formaciones más profundas no probadas
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