Operaciones
que liberan el
potencial energético

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 1Valores pro forma calculados como si Petronas E&P Argentina S.A. hubiera sido adquirida el 1 de enero de 2024

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)

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 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

Organización plana y ágil, liderada por un equipo ejecutivo experimentado en oil & gas

Balance sólido con 320 $MM de caja, y un ratio de apalancamiento neto de 1.49x en base pro forma al 3T-25 1Valores pro forma calculados como si Petronas E&P Argentina S.A. hubiera sido adquirida el 1 de enero de 2024

LTM EBITDA Ajustado de 1,426 $MM (1,752 $MM pro forma)1Valores pro forma calculados como si Petronas E&P Argentina S.A. hubiera sido adquirida el 1 de enero de 20243 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

Margen de EBITDA Ajustado de 67% y un precio realizado de crudo de 64.6 $/bbl en 3T-25 4Margen de EBITDA ajustado = EBITDA ajustado / (Ingresos Totales + Ganancias del Programa de Incremento de las Exportaciones)

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.