Nuestras operaciones reflejan excelencia, con un equipo emprendedor y un abordaje pionero.
Operamos con una visión de largo plazo, desarrollando la formación Vaca Muerta, uno de los recursos no convencionales más importantes del mundo, con foco en innovación y tecnología.
Operamos garantizando la seguridad de las personas y la integridad de los procesos.
Inventario de hasta ~1,520 locaciones listas para perforar en Vaca Muerta, y 434 pozos netos ya perforados (214 perforados como operador, 160 con nuestra participación en La Amarga Chica y 60 con nuestra participación en Bandurria Sur y Bajo del Toro) a final del 1T-26
Productividad de pozos de petróleo shale entre las mejores de la cuenca
588.1 MMboe de reservas probadas (89% petróleo) al FA 2025
Capacidad de evacuación de petróleo por oleoductos de 162 Mbbl/d
Capacidad de tratamiento de petróleo de 197 Mbbl/d (103 Mbbl/d en los bloques operados)
La producción total alcanzó 134.7 Mboe/d en 1T-26
Se exportó el 67% de los volúmenes de venta de petróleo durante 1T-26, con 100% de los volúmenes del trimestre vendidos a paridad de exportación
4.3 $/boe de lifting cost en 1T-26, 69% debajo del nivel de 2018 1Lifting cost incluye la produccion, el transporte, el tratamiento y los servicios de apoyo al campo; excluye las fluctuaciones de crudo, la depreciacion, el agotamiento y la amortizacion, regalias y otros, los gastos de venta, los gastos de exploracion, los gastos generales y administrativos, otros ingresos operativos, otros gastos operativos y otros costos no erogables relacionados con la cesion de activos convencionales
Organización plana y ágil, liderada por un equipo ejecutivo experimentado en oil & gas
Balance sólido con 615 $MM de caja, y un ratio de apalancamiento neto de 1.7x al 1T-26
EBITDA Ajustado de 1,772 $MM en LTM 2 EBITDA ajustado: Utilidad neta + (Gasto) beneficio de Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Resultados por inversiones en asociadas + Deterioro de activos de larga duración + Ganancia por combinación de negocios + Ganancia por baja de activos + Gastos de reestructuración + Ganancia relacionada a la transferencia de activos convencionales + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la cesión de activos convencionales
1 Lifting cost incluye la produccion, el transporte, el tratamiento y los servicios de apoyo al campo; excluye las fluctuaciones de crudo, la depreciacion, el agotamiento y la amortizacion, regalias y otros, los gastos de venta, los gastos de exploracion, los gastos generales y administrativos, otros ingresos operativos, otros gastos operativos y otros costos no erogables relacionados con la cesion de activos convencionales
2 EBITDA ajustado: Utilidad neta + (Gasto) beneficio de Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Resultados por inversiones en asociadas + Deterioro de activos de larga duración + Ganancia por combinación de negocios + Ganancia por baja de activos + Gastos de reestructuración + Ganancia relacionada a la transferencia de activos convencionales + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la cesión de activos convencionales
3 Margen de EBITDA ajustado: EBITDA ajustado / (Ingresos totales + Ganancias del programa de Incremento a las exportaciones - Gastos comerciales de fletes marítimos + Contratos de gestión de riesgo de commodities)
Margen de EBITDA ajustado de 65% y un precio realizado de crudo de 60.1 $/bbl en 1T-26 3Margen de EBITDA ajustado: EBITDA ajustado / (Ingresos totales + Ganancias del programa de Incremento a las exportaciones - Gastos comerciales de fletes marítimos + Contratos de gestión de riesgo de commodities)
Trayectoria sólida en seguridad con un TRIR menor a 1 desde 2020
Desempeño de intensidad de emisiones de GEI dentro del primer decil global, con 6.8 kgCO2e/boe en 2025
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.
Reservas P1 al final de 2025
588 MMboe
89% petróleo
Producción 1T-26
134.7 Mboe/d
~257,000 acres netos en la formación Vaca Muerta.
Hasta 1,954 locaciones de pozos identificadas.
Potencial de upside al de-riskear niveles de navegación adicionales.
Concesiones no convencionales que vencen en 2050+.
