OPERACIONES
PRINCIPALES GENERADORES DE VALOR DE VISTA
Amplio inventario de pozos, de ciclo corto, listo para perforar
• Inventario de hasta ~1,140 locaciones listas para perforar en Vaca Muerta, y 335 pozos ya perforados (186 perforados como operador y 149 con nuestra participación en La Amarga Chica) a final del 3T-25
• Productividad de pozos de petróleo shale entre las mejores de la cuenca
• 518.5 MMboe de reservas probadas pro forma (87% petróleo) al FA 2024(1)
• Capacidad de evacuación de petróleo por oleoductos de 144 Mbbl/d
• Capacidad de tratamiento de petróleo de 178 Mbbl/d (incluyendo 75 Mbbl/d en LACh)
Rendimiento operativo líder
• La producción total alcanzó 126.8 Mboe/d en 3T-25
• Se exportó el 62% de los volúmenes de venta de petróleo durante 3T-25, con 100% de los volúmenes del trimestre vendidos a paridad de exportación
• 4.4 $/boe de lifting cost en 3T-25, 68% debajo del nivel de 2018 (2)
• Organización plana y ágil, liderada por un equipo ejecutivo experimentado en oil & gas
Sólido balance y rendimientos financieros
• Balance sólido con 320 $MM de caja, y un ratio de apalancamiento neto de 1.49x en base pro forma al 3T-25(1)
• LTM EBITDA Ajustado de 1,426 $MM (1,752 $MM pro forma)(1)(3)
• Margen de EBITDA Ajustado de 67% y un precio realizado de crudo de 64.6 $/bbl en 3T-25 (4)
Cultura enfocada en la sustentabilidad
• Objetivo de reducir nuestra intensidad de emisiones de GEI a 7 kgCO2e/boe para 2026
• También nos proponemos generar suficientes créditos de carbono para igualar el tamaño de nuestra huella de carbono residual para 2026, a través del desarrollo de nuestra propia cartera de proyectos de soluciones basadas en la naturaleza
(1) Valores pro forma calculados como si Petronas E&P Argentina S.A. hubiera sido adquirida el 1 de enero de 2024
(2) Lifting cost incluye la producción, el transporte, el tratamiento y los servicios de apoyo al campo; excluye las fluctuaciones de crudo, la depreciación, el agotamiento y la amortización, regalías y otros, los gastos de venta, los gastos de exploración, los gastos generales y administrativos, Otros ingresos operativos, Otros gastos operativos y Otros costos no erogables relacionados con la cesión de activos convencionales
(3) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Resultado de inversión en asociadas + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Gastos de reestructuración + Deterioro de activos de larga duración + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la cesión de activos convencionales + Ganancia por combinación de negocios
(4) Margen de EBITDA ajustado = EBITDA ajustado / (Ingresos Totales + Ganancias del Programa de Incremento de las Exportaciones)
(5) Emisiones de alcance 1 y 2 de nuestros activos operados en Argentina al 100% de participación
(2) Lifting cost incluye la producción, el transporte, el tratamiento y los servicios de apoyo al campo; excluye las fluctuaciones de crudo, la depreciación, el agotamiento y la amortización, regalías y otros, los gastos de venta, los gastos de exploración, los gastos generales y administrativos, Otros ingresos operativos, Otros gastos operativos y Otros costos no erogables relacionados con la cesión de activos convencionales
(3) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Resultado de inversión en asociadas + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Gastos de reestructuración + Deterioro de activos de larga duración + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la cesión de activos convencionales + Ganancia por combinación de negocios
(4) Margen de EBITDA ajustado = EBITDA ajustado / (Ingresos Totales + Ganancias del Programa de Incremento de las Exportaciones)
(5) Emisiones de alcance 1 y 2 de nuestros activos operados en Argentina al 100% de participación
ARGENTINA
Única oportunidad de inversión pública “pure play” en Vaca Muerta.
ACTIVOS EN ARGENTINA
Reservas P1 a fines del año 2024: 365.5 MMboe (99% operada, 86% petróleo) (508.8 MMboe pro forma) (1)
Producción 3T-25: 126.3 Mboe/d (62% operada, 88% petróleo)
Producción 3T-25: 126.3 Mboe/d (62% operada, 88% petróleo)
• ~229,000 acres netos en la formación Vaca Muerta
• Hasta 1,473 locaciones de pozos identificadas, de las cuales 550 se encuentran en Bajada del Palo Oeste, 150 en Aguada Federal, 150 en Bajada del Palo Este, 150 en Bandurria Norte, 100 en Águila Mora, 50 en Coirón Amargo Norte y 323 en La Amarga Chica
• Potencial adicional al de-riskear niveles de navegación adicionales
• Plantas de tratamiento de crudo con capacidad para tratar 103 Mbbl/d en nuestros bloques operados (con upside adicional en La Amarga Chica)
• Concesiones no convencionales que vencen en 2050+
(1) Valores pro forma calculados como si Petronas E&P Argentina S.A. hubiera sido adquirida el 1 de enero de 2024
Águila Mora
• Acres netos: 21,128 (90% WI)
• Plazo de concesión: 2054
• Operador: Vista
• Compromiso: Inversiones por 32 $MM
Bajada del Palo Este
• Acres netos: 48,853 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2053
• Operador: Vista
• Compromiso: Inversiones por 52 $MM
• Inventario: Se identificaron hasta 150 locaciones
• Producción: 3.0 Mboe/d en el 1T-23
Bajada del Palo Oeste
• Acres netos: 62,641 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2053
• Operador: Vista
• Inventario: Se identificaron hasta 550 locaciones habiendo comprobado 3 niveles de navegación
• Producción: 33.2 Mboe/d en el 1T-23
Bandurria Norte
• Acres netos: 26,404 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2050
• Operador: Vista
• Inventario: Se identificaron hasta 150 locaciones
Aguada Federal
• Acres netos: 24,058 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2050
• Operador: Vista
• Inventario: Se identificaron hasta 150 locaciones
• Producción: 5.3 Mboe/d en el 1T-23
MÉXICO
Activos en México
Reservas P1 a fines del año 2024: 9.8 MMboe
Producción 3T-25: 0.4 Mboe/d
Producción 3T-25: 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
