OPERACIONES
PRINCIPALES GENERADORES DE VALOR DE VISTA
Amplio inventario de pozos, de ciclo corto, listo para perforar
• Hasta 1,150 locaciones bajo desarrollo en Vaca Muerta, incluyendo 139 pozos ya perforados
• Productividad de pozos shale oil entre las mejores de la cuenca
• 318.5 MMboe de reservas probadas (85% petróleo) al FA 2023
• Planta de tratamiento de crudo con capacidad para tratar 85 Mbbl/d en nuestro hub de desarrollo
Rendimiento operativo líder
• Producción total alcanzó 72.8 Mboe/d en 3T-24
• Se exportó el 56% de los volúmenes de venta de petróleo durante 3T-24, con 72% de los volúmenes del trimestre vendidos a paridad de exportación
• 4.5 $/boe de lifting cost en 9M-24, 68% debajo de 2018 (1)
• Organización plana y ágil, liderada por un management team experimentado en oil & gas
Solido balance y rendimientos financieros
• Balance sólido con 256 $MM en caja, y un ratio de apalancamiento neto de 0.65x al 3T-24
• EBITDA Ajustado de 310 $MM en 3T-24, y 1,107 $MM en los últimos doce meses, resultando en un margen de EBITDA Ajustado de 65% con un precio realizado de crudo de 68.4 $/bbl en 3T-24(2)
Cultura enfocada en la sostenibilidad
• 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 (3)
(1) 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 y Otros costos no erogables relacionados con la cesión de activos convencionales
(2)EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Costos de transacción relacionados a la combinación de negocios + Gastos de reestructuración y reorganización + Ganancia relacionada a la transferencia de activos convencionales + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la cesión de activos convencionales + Deterioro de activos de larga duración + Otros ajustes. Margen de EBITDA ajustado = EBITDA ajustado / (Ingresos Totales + Ganancias del Programa de Incremento de las Exportaciones)
(3) Emisiones de alcance 1 y 2
(2)EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Costos de transacción relacionados a la combinación de negocios + Gastos de reestructuración y reorganización + Ganancia relacionada a la transferencia de activos convencionales + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la cesión de activos convencionales + Deterioro de activos de larga duración + Otros ajustes. Margen de EBITDA ajustado = EBITDA ajustado / (Ingresos Totales + Ganancias del Programa de Incremento de las Exportaciones)
(3) Emisiones de alcance 1 y 2
ARGENTINA
Única oportunidad de inversión pública “pure play” en Vaca Muerta.
ACTIVOS EN ARGENTINA
Reservas P1: 308.4 MMboe a fines del año 2023 (98% operada, 85% petróleo)
Producción 3T-24: 72.3 Mboe/d (95% operada, 87% petróleo)
Producción 3T-24: 72.3 Mboe/d (95% operada, 87% petróleo)
• ~205,600 acres netos en la formación Vaca Muerta
• Hasta 1,150 locaciones de pozos nuevos 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 y 50 eb Coirón Amargo Norte
• Potencial adicional al de-riskear niveles de navegación adicionales, Bajada del Palo Este y Águila Mora
• Planta de tratamiento de crudo con capacidad para tartar 85 Mbbl/d en nuestro hub de desarrollo
• Concesiones no convencionales que vencen en 2050+
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: 10.1 MMboe a fines del año 2023
Producción 3T-24: 0.5 Mboe/d/d
Producción 3T-24: 0.5 Mboe/d/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
