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 110 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
• Capacidad para tratar y evacuar producción de ~70 Mbbl/d de crudo en la planta del hub de desarrollo (expansión planeada para ampliarla a ~85 Mbbl/d para 2T-24)
Rendimiento operativo líder
• Producción total alcanzó 55.0 Mboe/d en 1T-24
• Se exportó el 39% de los volúmenes de venta de petróleo durante 1T-24, con 57% de los volúmenes de venta totales vendidos a paridad de exportación
• 4.3 $/boe de lifting cost en 1T-24, 69% 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 151.7 en caja, y un ratio de apalancamiento neto de 0.58x al 1T-24
• EBITDA Ajustado de 221 , resultando en un margen de EBITDA ajustado de 68% con un precio realizado de crudo de 66.7 $/bbl en 1T-24 (2)
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 (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 1T-24: 54.3 Mboe/d (92% operada, 86% petróleo)
Producción 1T-24: 54.3 Mboe/d (92% operada, 86% 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
• Capacidad para tratar y evacuar producción de ~70 Mbbl/d de crudo en la planta del hub de desarrollo (expansión planeada para ampliarla a ~85 Mbbl/d para 2T-24)
• 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 1T-24: 0.8 Mboe/d
Producción 1T-24: 0.8 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
