OPERACIONES
PRINCIPALES GENERADORES DE VALOR DE VISTA
Amplio inventario de pozos, de ciclo corto, listo para perforar
• Inventario de hasta ~1,200 locaciones listas para perforar en Vaca Muerta, y 273 pozos ya perforados (149 perforados como operador y 124 con nuestra participación en La Amarga Chica)
• Productividad de pozos shale oil entre las mejores de la cuenca
• 375.2 MMboe de reservas probadas (86% petróleo) al FA 2024
• Planta de tratamiento de crudo con capacidad para tratar 90 Mbbl/d en nuestro hub de desarrollo (excluye la Amarga Chica)
Rendimiento operativo líder(1)
• Producción total alcanzó 85.3 Mboe/d en 4T-24 (125 Mboe/d pro forma)
• Se exportó el 56% de los volúmenes de venta de petróleo durante 4T-24, con 73% de los volúmenes del trimestre vendidos a paridad de exportación
• 4.6 $/boe de lifting cost en 2024 (4.1 $/boe pro forma), 67% debajo de 2018 (2)
• Organización plana y ágil, liderada por un equipo ejecutivo experimentado en oil & gas
Sólido balance y rendimientos financieros(1)
• Balance sólido con 764 $MM de caja, y un ratio de apalancamiento neto de 0.6x al FA 2024 (1.0x pro forma)
• EBITDA Ajustado de 1,092 $MM en 2024 (1,759 $MM pro forma), resultando en un margen de EBITDA Ajustado de 65% con un precio realizado de crudo de 69.2 $/bbl (68% pro forma)(3)
Cultura enfocada en la sustentabilidad
• Se aspira alcanzar cero emisiones netas en 2026(4), combinando la reducción de huella de carbono operativa con portfolio de soluciones basadas en la naturaleza para remover emisiones remanentes
(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 + 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. Margen de EBITDA ajustado = EBITDA ajustado / (Ingresos Totales + Ganancias del Programa de Incremento de las Exportaciones)
(4) Emisiones de alcance 1 y 2 de nuestros activos operados 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 + 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. Margen de EBITDA ajustado = EBITDA ajustado / (Ingresos Totales + Ganancias del Programa de Incremento de las Exportaciones)
(4) Emisiones de alcance 1 y 2 de nuestros activos operados 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: 375.2 MMboe (99% operada, 86% petróleo)
Producción 4T-24: 84.8 Mboe/d (95% operada, 86% petróleo) y 124.5 Mboe/d en base pro forma (1)
Producción 4T-24: 84.8 Mboe/d (95% operada, 86% petróleo) y 124.5 Mboe/d en base pro forma (1)
• ~229,000 acres netos en la formación Vaca Muerta
• Hasta 1,474 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 324 en La Amarga Chica
• Potencial adicional al de-riskear niveles de navegación adicionales
• Planta de tratamiento de crudo con capacidad para tratar 90 Mbbl/d en nuestro hub de desarrollo (excluye 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 4T-24: 0.5 Mboe/d
Producción 4T-24: 0.5 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
