PRESENTACIÓN A ABRIL 2020 - Vista Oil & Gas
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P R E S E N TA C I Ó N A
I N V E R S I O N I S TA S
ABRIL 2020
Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras
declaraciones a futuro
Este documento ha sido preparado por Vista Oil & Gas S.A.B. de C.V. (“Vista” o la “Compañía”) y no puede ser reproducido o distribuida a cualquier otra persona. Esta presentación ni su
contenido constituyen el sustento de un contrato o de un compromiso vinculante de cualquier naturaleza. Los receptores de este documento no deberán interpretar el contenido del mismo
como asesoría legal, fiscal o recomendación de compra o de inversión, por lo que deberán consultar a sus propios asesores para tal efecto. Este documento contiene estimaciones y
análisis subjetivos, así como aseveraciones. Cierta información contenida en el presente deriva de fuentes preparadas por terceros. Si bien se considera que dicha información es confiable
para efectos del presente, no nos pronunciamos sobre, ni garantizamos o asumimos obligación expresa o implícita alguna con respecto a la suficiencia, precisión o fiabilidad de dicha
información, ni de las aseveraciones, estimaciones y proyecciones contenidas en el mismo; por otro lado, nada de lo contenido en este documento deberá ser considerado como una
expectativa, promesa o pronunciamiento respecto de un desempeño pasado, presente o futuro. Ni Vista, sus respectivos consejeros, funcionarios, empleados, miembros, socios,
accionistas, agentes o asesores se pronuncian sobre o garantizan la precisión de dicha información. Este documento contiene, y en las pláticas relacionadas con las mismas se podrán
mencionar, “estimaciones futuras”. Las estimaciones futuras pueden consistir en información relacionada con resultados de operación potenciales o proyectados, así como una descripción
de nuestros planes y estrategias de negocio. Dichas estimaciones futuras se identifican por el uso de palabras tales como “puede”, “podría”, “podrá”, “debe”, “debería”, “deberá”,
“esperamos”, “planeamos”, “anticipamos”, “creemos”, “estimamos”, “se proyecta”, “predecimos”, “pretendemos”, “futuro”, “potencial”, “sugerido”, “objetivo”, “pronóstico”, “continuo”, y otras
expresiones similares. Las estimaciones a futuro no son hechos históricos, y se basan en las expectativas, creencias, estimaciones, proyecciones actuales, así como en varias
suposiciones del equipo de administración, mismos que inherentemente por su naturaleza son inciertos y están fuera de nuestro control. Dichas expectativas, creencias, estimaciones y
proyecciones se expresan sobre una base de buena fe y en el entendimiento de que el equipo de administración considera que existe un sustento razonable para los mismos. Sin
embargo, no podemos asegurar que las expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones del equipo de administración se realizarán, por lo que los resultados reales podrían diferir
materialmente de lo que se expresa o se indica a manera de estimaciones futuras. Las declaraciones a futuro están sujetas a riesgos e incertidumbres que podrían provocar que el
desempeño o resultado reales difieran materialmente de aquellos que se expresan a manera de estimaciones futuras. Las estimaciones futuras se limitan a la fecha en las que se
pronuncian. Vista no asume obligación alguna de actualizar estimaciones futuras para reflejar resultados reales, acontecimientos o circunstancias subsecuentes u otros cambios que
afecten la información expresada en estimaciones futuras, salvo que y en la medida en que dicha actualización sea requerida en términos de la regulación aplicable. Cierta información de
este documento se basa en pronósticos del equipo de administración y refleja las condiciones de mercado prevalecientes, así como la visión de las mismas del equipo de administración a
la fecha, todo lo cual se encuentra sujeto a cambios. Las estimaciones futuras en esta presentación podrán incluir, por ejemplo, declaraciones hipotéticas sobre: nuestra capacidad para
completar cualquier operación comercial, los beneficios de dicha operación, nuestro desempeño financiero con posterioridad a dicha operación, cambios en las reservas y resultados
operativos de Vista, y planes de expansión y oportunidades.
Ningún pronunciamiento respecto a tendencias o actividades pasadas deberá considerarse como una declaración de que dichas tendencias o actividades continuarán aconteciendo en el
futuro. En consecuencia, no se debe confiar en dichas tendencias o declaraciones a futuro. Ni Vista o sus respectivas Afiliadas, asesores o representantes, serán responsables (por
negligencia o por cualquier otro motivo) en caso de pérdida o daños que se presenten con motivo del uso de este documento o su contenido, o que de cualquier otra manera se relacione
con el mismo. Cualquier receptor de este documento, al momento de su recepción, reconoce que el contenido del mismo es meramente informativo y que no abarca ni pretende abarcar
todo lo necesario para evaluar una inversión, y que no se basará en dicha información para comprar o vender valores, llevar a cabo una inversión, tomar una decisión de inversión o
recomendar una inversión a un tercero, por lo que dichas personas renuncian a cualquier derecho al que pudieran ser titulares que derive de o se relacione con la información contenida en
esta presentación. Esta presentación no está dirigida a, o está destinada a distribuirse o usarse por, cualquier persona o entidad que sea ciudadano o residente en cualquier localidad,
estado, país u otra jurisdicción donde dicha distribución o uso sean contrarios a la ley o donde se requiera de algún registro o licencia. Ni la CNBV, ni cualquier otra autoridad han aprobado
o desaprobado la información contenida en esta presentación, así como su veracidad y suficiencia.
2
Descripción de la compañía
Sólido desempeño operativo y financiero Concentrada en la principal cuenca argentina
Bloques en la cuenca Neuquina(5)
26.5
Ingresos LTM(1) $396MM Producción 1T20
Mboe/d
EBITDA ajustado 101.8
$159MM Reservas 1P 2019(4)
LTM(1)(2) Mmboe
Costo operativo
Deuda neta $276MM 9.9 $/boe
unitario 1T20
Apalancamiento Acreage neto en ~134,000
1.7x
neto(3) Vaca Muerta acres netos
Águila Mora
Base rentable de activos operados con potencial de
crecimiento
◼ Activos convencionales en producción, con infraestructura de
tratamiento instalada y capacidad ociosa para nueva producción 25 de Mayo
Medanito
◼ Acreage de alta calidad en Vaca Muerta ya produciendo, y
apalancado sobre la base de activos existente
◼ Productividad de los pozos shale en Bajada del Palo Oeste entre las
mejores de la cuenca
◼ Mejoras continuas en la eficiencia de perforación y completación
◼ Joint Venture en 3 bloques on-shore en México, 2 de estos a ser
operados por Vista
Coirón Amargo Sur
Coirón Amargo Norte
Oeste
Bloques de Vista con potencial no convencional Bloques convencionales de Vista
(1) LTM: Últimos doce meses. (4) Reservas al 31 de diciembre del 2018, auditadas por DeGolyer & MacNaughton y NSI.
(2) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros (5) No se muestran los siguientes bloques: Dos bloques no operados en las cuencas de Noroeste y Golfo San Jorge (Argentina),
ajustes un bloque operado en la cuenca Sureste (México), un bloque operado y uno no operado en la cuenca de Tampico-Misantla
(3) Apalancamiento bruto calculado de la siguiente manera: Deuda financiera total / EBITDA ajustado LTM. Apalancamiento neto (México). 3
calculado de la siguiente manera: (Deuda financiera total – efectivo y equivalentes) / EBITDA ajustado LTM.
Plataforma preparada para el crecimiento
Cumplimos con las proyecciones de 2018
Plan de desarrollo orgánico de alto crecimiento basado en activos de primer nivel
2018 2019
% Objetivo de crecimiento de producción
Real(1) Real
boe/d
Producción
24,470 boe/d 29,112 boe/d +19%
diaria
EBITDA
195 $MM 171 $MM (12)%
ajustado(2)
Margen de
45% 41% (4) p.p. 26,485
EBITDA ajustado
Costo operativo 13.9 $/boe 10.8 $/boe (22)%
Capex 130 $MM 224 $MM +72% 1T 2020 Objetivo 2022
Hitos operacionales de Vista
Se alcanzó un crecimiento interanual en la producción de 19% (petróleo 24%) en 2019
Se redujo el costo operativo unitario interanual promedio en 18% a 9.9 $/boe
Se aumentaron las reservas probadas de 57.6 MMboe a 101.8 MMboe - Índice de reemplazo de reservas probadas implícito de 516%
Producción shale de Bajada del Palo Oeste alcanzó 11,500 boe/d en Q1 2020 con 12 pozos produciendo
(1) Todos los valores de 2018 fueron calculados con los resultados 1T pro forma de las entidades y (2) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros
activos adquiridos más los resultados de Vista para 2T, 3T y 4T netos + depreciaciones + otros ajustes.
4
Nota importante: Las proyecciones son declaraciones a futuro que se basan en suposiciones que están inherentemente sujetas a incertidumbres y contingencias significativas, muchas de las cuales están fuera de
nuestro control. Habrá diferencias entre los resultados reales y los proyectados y los reales podrán ser materialmente mayores o significativamente menores que los contenidos en las proyecciones.
Aspectos destacados de la inversión
Operación estable y de bajo costo operativo
Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo
y con resultados sólidos
Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento
significativo
Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de
gestión en petróleo y gas
Única oportunidad de inversión pública “pure-play” en Vaca Muerta
5
Operación estable y de bajo costo operativo
Hitos operativos
Crecimiento en la producción por el desarrollo shale
Producción total
(Mboe/d) Pro forma Real
+8%
31.6
29.0 30.0 Cierre de producción
27.2 25.7 26.5 shale el 20 de marzo
24.6 24.4 24.2 24.7
2017 1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Conventional Shale
24.1
Se redujeron los costos operativos
Costo operativo unitario
($/boe) Pro forma Real
(41%)
16.9
14.1
12.6 12.0 12.3
11.8
9.8 9.9
9.3
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
6
Reservas probadas totales (1)
Fuerte productividad de Vaca Muerta impulsa gran aumento de reservas y producción
Reconciliación de reservas probadas de 2019 Índice de reemplazo de reservas(2)
MMboe
Total
516%
Petróleo Gas
633% 294%
(3)
Apertura por tipo Evolución reservas petróleo Evolución reservas gas Apertura de reservas
% MMboe +108%
MMboe %
+31%
30.2%
48% 52%
71.0 68.3%
30.8
23.4 1.5%
34.2
2018 2019 2018 2019
Shale Convencional Petróleo Gas Natural GNL
Oil NGL Natural gas
(1) 1 metro cúbico petróleo = 1,000 metros cúbicos gas= 5,615 pies cúbicos gas = 6.2898 barrilles de petróleo equivalentes
(2) Para el índice de reemplazo de reservas, petróleo incluye crudo, condensado y GNL; GNLs representan menos del 2% de las reservas
(3) 101.5 MMboe en Argentina y 0.3 MMboe en Mexico 7
Operación estable y de bajo costo operativo
Clúster productivo de alta calidad con foco en petróleo crudo
Perfil de activos
Reservas
netas Producción
(1)
◼ Producción de petróleo y gas a partir de reservorios bien conocidos 2019 1P Acreage 1T 2020 (5) Plazo de
Bloque W.I. (%) (MMboe) neto (Mboe/d) concesión Operador
◼ Recuperación primaria y secundaria mostrando rendimientos atractivos Entre Lomas (EL)
(3)
100% 18.9 183,014 6.8 2026 Si
◼ Producción de crudo ligero vendido mayormente a clientes domésticos (1) Bajada del Palo Oeste
100% 62.7 62,641 10.3 2053 Si
(BPO)
◼ Producción de gas vendida a clientes industriales (55%), distribuidores & Bajada del Palo Este
GNC (38%) y a los segmentos de generación y comercializadoras del 100% 2.9 48,853 1.1 2053 Si
(BPE)
mercado spot (7%)(2) (4)
Agua Amarga 100% 0.9 95,580 0.6 2034/2040 Si
◼ Infraestructura de tratamiento y evacuación instalada con capacidad
Neuquina
ociosa 25 de Mayo Medanito 100% 6.7 32,247 2.9 2026 Si
Jaguel de los Machos 100% 6.7 48,359 3.7 2025 Si
Argentina
~1,100 pozos productores Producción de crudo tipo
activos Medanito con API >30 Coirón Amargo Norte
55% 0.4 14,629 0.3 2037 Si
(CAN)
Aguila Mora 90% – 21,128 0.2 2054 Si
Índice de reemplazo de
+200 pozos de inyección Coirón Amargo Sur Oeste
reservas 2019 161% (CASO)
10% 1.6 1,644 0.1 2053 Si
Jorge
Golfo
San
Sur Río Deseado Este 16.9% – 12,807 – 2021 No
Producción Total
(1T 2020)
Noroeste
Acambuco 1.5% 0.6 4,406 0.2 2036/2040 No
Sureste
(6) (5)
64% CS-01 50% 0.3 11,758 0.2 2047 Si
30.0 Mboe/d 33%
Mexico
Tampico -
(5)
Misantla
A-10 50% – 42,915 0.2 2047 Si
2% TM-01 50% – 8,944 0.0 2047 No
Total 101.8 588,925 26.5
Petróleo Gas GNL
(1) En 2T19 Vista exportó su primer cargo de petróleo (4) Incluye Jarilla Quemada y Charco del Palenque.
(2) LTM 1T20. (5) Vista operará el campo una vez aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos "CNH".
(3) Incluye Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro. (6) Consolida las reservas de CS-01, A-10 and TM-01
8
Repaso de la historia de Vaca Muerta
Desarrollo en aceleración
(Mboe/d)
300
May-2013: Primer EPF
no convencional en
Loma La Lata Norte
250 Jun-2013: La EIA Mar-2017: Tecpetrol
indica que Vaca comienza el desarrollo
Muerta es el segundo masivo en Fortín de
mayor yacimiento de Piedra
200 gas shale y el cuarto
mayor de petróleo Abr-2017: YPF firma Jun-2018: Exxon firma
shale en el mundo acuerdo con acuerdo con Qatar
Schlumberger Petroleum
Jul-2013: Nueva
150 concesión de Loma Mar-2014: YPF
May-2017: YPF firma Dic-2018: YPF inicia
Campana aprobada introduce walking rigs
acuerdo con Shell desarrollo masivo en La
(35 años) en Vaca Muerta
Amarga Chica
Ago-2013: YPF firma Abr-2014: YPF inicia Ago-2017: YPF firma
100 el acuerdo con acuerdo con Equinor Dic-2018: YPF firma
desarrollo masivo en
Chevron acuerdo con Petronas
Loma Campana
Sep-2013: YPF firma Feb-2019: Vista
acuerdo con Dow completa el primer pad en
50 Bajada del Palo Oeste
0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Ago-2012: YPF Jul-2014: Empiezan Jun-2015: YPF descubre Abr-2018: Vista adquiere activos
anuncia su plan de a operar los gas no convencional en La de Pampa y Pluspetrol
100 días, con VM primeros walking Ribera
como el motor clave rigs en Argentina Jul-2018: Vista inicia desarrollo
para el crecimiento masivo en Bajada del Palo Oeste
Oct-2014: Congreso
Oct-2012: YPF sanciona Nueva Ley Ago-2018: Vista y Shell anuncian
anuncia el Plan de Hidrocarburos el intercambio de activos
Exploratorio
Argentino (PEA) Dic-2014: YPF firma Nov-2018: Vista obtiene CENCH
acuerdo con para Bajada del Palo Este y Oeste
Dic-2012: YPF firma Petronas
un Memorando de
Entendimiento con
Chevron
9
Acreage de Vista en Vaca Muerta
Cuatro bloques en el epicentro de desarrollos destacados
Bajada del Palo Oeste
◼ Acres netos: 62,641 (100% WI)
◼ Plazo de concesión: 2053
◼ Operador: Vista
◼ Compromiso: Gastos de capital por $106MM hasta junio
de 2020 – ya completados
◼ La producción alcanzó 11,500 boe/d en marzo 2020
Coirón Amargo Sur Oeste
◼ Acres netos: 1,644 (10% WI)
◼ Plazo de concesión: 2053
◼ Operador: Shell
◼ Cuatro pozos actualmente en producción
Bajada del Palo Este
◼ Acres netos: 48,853 (100% WI)
◼ Plazo de concesión: 2053
◼ Operador: Vista
◼ Compromiso: Gastos de capital por $52MM hasta
diciembre de 2021
Águila Mora
◼ Acres netos: 21,128 (90% WI)
◼ Plazo de concesión: 2054
◼ Operador: Vista
Los números de las líneas de contorno indican grados API ◼ Compromiso: Gastos de capital por $32MM hasta
noviembre de 2021
Áreas de bajo riesgo adyacentes a campos desarrollados de jugadores
globales de petróleo y gas, incluyendo ExxonMobil, Chevron, Shell y
YPF, entre otros
Áreas productivas Piloto / Delineación 10Desarrollo de Vista en Vaca Muerta
Acreage en Bajada del Palo Oeste
Desarrollo de cubos programado para minimizar el efecto
Potenciales propiedades geológicas de primer nivel(1)
“padre-hijo”
Bajada del Permian
Eagle Ford
Palo Oeste (Wolfcamp)
COT (%) 4.2 3 3-5
Ubicación de los
primeros pads
Espesor (m) 250 200 - 300 30 - 100 de Vista
Presión (psi/ft) 0.9 0.6 0.5 – 0.9
Múltiples horizontes de navegación potenciales
Desarrollo de cubos conceptual
Inventario de perforación
Plan base +400 pozos
▪ Resultados sólidos y consistentes en los 12 pozos de los primeros
tres pads
800 – 900ft / 250 – 300m ▪ Se completaron y conectaron los 4 pozos del tercer pad con
longitud lateral mejoras en eficiencia
Carbonato
Superior
Producción shale de Bajada del Palo Oeste
Mboe/d
Carbonato
Medio Petróleo Gas
Cierre de
13.5
producción el
12.0 20 de marzo
10.5
~250m
9.0
Carbonato
Inferior 7.5
6.0
4.5
Orgánico 3.0
1.5
0.0
La
Cocina Mar-19 Apr-19 Jun-19 Jul-19 Sep-19 Nov-19 Dec-19 Feb-20
Plan base Potencial 11
(1) Estimaciones de la Compañía, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía y EIA.Desarrollo de Vista en Vaca Muerta
Bajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría
Plan de desarrollo fast track respaldado por el novedoso enfoque One-Team
Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7
Desarrollo típico Desarrollo del bloque en modo
Fase de delineación Fase piloto 1
factoría
BAJADA DEL Etapa actual
PALO OESTE
Desarrollo Ramp-up Desarrollo del bloque en modo factoría
Fast track
Walking rig perforando
secciones horizontales en el
segundo pad
Guías e Intermedias ya
perforadas
por un spudder rig
Set de fractura
completando el 1er pad
Locación lista
Perforación Completación 12Desarrollo en Vaca Muerta
Mejoras significativas en la perforación y completación del primer al tercer pad
Tecnología de vanguardia Mejoras de eficiencia en el segundo y tercer pad
Perforación:
◼ Perforación de secciones guías e intermedias con equipo de
perforación de menor tamaño Velocidad de perforación Costo por pie lateral
◼ Sistema giratorio dirigible durante la sección direccional pies/día $/pie
+55% (20)%
Completación:
726 741 796
753
◼ Silobolsas para almacenar apuntalante cerca de la locacíón del pad
601
477
◼ Sistema monoline frac-manifold para conectar los 4 pozos
◼ Conexión inalámbrica rig-lock y engrasado remoto de válvulas de
fractura
◼ Manguera plana para abastecer, reduciendo costos y mejorando la
logística Primer Segundo Tercer Primer Segundo Tercer
pad pad pad pad pad pad
Pozos del tercer pad vs. anteriores pads Costo de completación Costo D&C por pozo(2)
$M/etapa $MM
(14%) (15)%
Nombre del Primer Segundo Third pad
220 13.8
pozo pad(1) pad(1) 2061 2062 2063 2064 200 12.6
189 11.7
Longitud lateral
2,550 2,117 2,723 2,624 3,025 1,427
(metros)
Espaciamiento
de fracturas 75 60 60 60 60 40
(metros) Primer Segundo Tercer Primer Segundo Tercer
pad pad pad pad pad pad
Etapas (#) 34 36 46 44 51 36
(1) Promedio de los 4 pozos
13
(2) Normalizado a un pozo promedio de 2,500 metros de rama lateral y 34 etapas de fracturaDesarrollo en Vaca Muerta
El tercer pad muestra mejoras adicionales en el desempeño de la producción, bajando
los costos de desarrollo
Producción shale de Bajada del Palo Oeste Desempeño individual por pozo contra curva tipo
Mboe Mboe/d
Primer pad Segundo pad 2.8 Primer pad Segundo pad
330 2063
2.4
300
2.0
2061
270
1.6
2062
240 1.2
2064
210 0.8
180 0.4
150 0.0
0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400
120
Testeamos estimulación hidráulica con menor distanciamiento
90 boe acumulados/etapa(1)
En promedio, la producción de 800 Segundo pad
60 nuestros primeros 8 pozos 2063
está 26% por encima de la 700
curva tipo luego de 250 días Primer pad
30 600 2064
2062 2061
500
0
0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 400
300
Petróleo Gas Total
200
EUR 972 Mbbl 0.6 Bcf 1,079 Mboe
Curva tipo
Vaca Muerta(1) Pico IP-30 1,017 bbl/d 0.6 MMcf/d 1,119 boe/d 100
180 días acumulada 147 Mbbl 0.09 Bcf 163 Mboe 0
0 5 10 15 20 25 30 35 40
(1) Normalizado a producción acumulada por etapa dividiendo la producción total acumulada a cada día por el número de etapa; la información mostrrada para el primer y segundo pad corresponde al
promedio de producción acumulada por etapa de los cuatro pozos
14Desarrollo en Vaca Muerta
Productividad de los pozos de Vista en el primer decil de Permian y Vaca Muerta
Pozos de Permian – producción de petróleo acumulada 180 días (vintage 2017, 2018 y 2019)(1)
Mboe/pozo – normalizado a 2,500 metros de longitude lateral
Pozos Vista Pozo promedioVista(3) Pozos otras compañías
400
350
300
250
200
150
100
50
0
P75 P50 P25 P10
Pozos Vaca Muerta – producción acumulada 180 días(2)
Mboe/pozo
300
250
200
150
100
50
0
P75 P50 P25 P10
(1) Fuente: Enverus – Drilling Info; Pozos laterales (de 1,900 a 3,000 metros) petrolíferos. Compañías incluídas: CPE, CXO, FANG, HK, LPI, MTDR, PE, PDCE, PXD, SM, WPX, XEC, EOG y CDEV; Solo
incluye pozos perforados en las cuencas Delaweare, Central Platform y Midland, con foco en la formación Wolfcamp
(2) Fuente : Capítulo IV – Secretaría de Energía de Argentina; Todos los pozos petrolíferos laterales incluidos 15
(3) Calculado como el promedio del petróleo acumulado de los 8 pozosResumen financiero
Sólida posición financiera
Cash flow 1T 2020
$MM
(1) (1)
Quarterly leverage ratios as of March 31, 2020(2)
Deuda financiera 481.4 $MM ✓ Adoptamos estrategia de preservación de caja
(-) Efectivo y equivalentes de efectivo (205.3) $MM
✓ La actividad de perforación y completación está
actualmente pausada
Deuda neta 276.2 $MM ✓ Las inversiones estuvieron impulsadas por la actividad
de perforación y completación hasta el 20 de marzo
Apalancamiento neto(2) 1.7x
(1) El pago de 17.0 $MM correspondiente a Procedente de otros pasivos financieros, neto de efectivo y equivalentes de efectivo restringido fue reclasificado actividades de financiamiento a actividades de
inversion en el gráfico
(2) Calculado con el EBITDA ajustado de Vista de los últimos 12 meses de 150.0 $MM 16Nuestra respuesta ante el Covid-19
Salvaguardando nuestra gente y asegurando la continuidad del negocio con foco en la
fortaleza del balance
Nuestra Continuidad Balance Vista está
gente del negocio preparada
• 75% de los • Mantuvimos las • Paramos toda la ✓ Ciclos de inversión
empleados operaciones de actividad de cortos con contratos
trabajando desde producción esenciales perforación y flexibles
sus hogares en los yacimientos completación ✓ Compromisos de
bajo una estricta
• Establecimos un • Reducción inversión bajos
política de HSE,
protocolo salud para significativa de todos
incluyendo controles ✓ Bajo costo operativo
el Covid-19 los proyectos de
de temperatura ✓ Vencimientos de
inversión
• Abrimos una mesa
• Establecimos 5 deuda bajos en 2020
de ayuda para • Reducción de costos
campos en lugares
preguntas y operativos y
estratégicos para
respuestas sobre generales y de
minimizar los viajes
Covid-19 administración
desde y hacia el
yacimiento
17Re-pensando el 2020
Ajustando nuestro plan en respuesta al escenario actual
Un bajo costo operativo y una posición financiera sólida nos permiten lidiar con
un escenario de baja demanda y reactivar la actividad de capex cuando se den las
condiciones adecuadas
Preservación de Protección de Decisiones
caja valor tacticás claves
▪ Reducción de capex de ▪ Ahorros de capex y costos ▪ Con menor demanda
50% a 65% harán nuestra operación proyectada para 2T,
más plana y más cerramos nuestros pozos de
▪ Ahorros de opex y G&A de
adecuada para el futuro petróleo shale el 20 de
~20%, apuntando a
marzo para seguir
estabilizar el opex por ▪ Seguimos bajando el costo
produciendo nuestros
barrill alrededor de 10 de desarrollo para nuestro
activos convencionales
$/boe a 11 $/boe en un acreage de Vaca Muerta
ambiente de menor ▪ Aseguramos
▪ Reforzamos nuestra
producción almacenamiento flotante a
cultura única y trabajo en
precio muy competitivo para
▪ Nuestra sólida posición de equipo para seguir
nuestros volúmenes de
caja de +200 $MM nos produciendo resultados
producción esperados para
deja con liquidez extraordinarios de
mayo
suficiente para reactivar la operaciones, aún durante
actividad de perforación y períodos críticos ▪ Trabajando activamente con
completación en el corto la intención de exportar
plazo o esperar hasta que crudo liviano en 2T
se den las condiciones
▪ Evaluaremos reabrir os
para retomar la actividad
pozos de petróleo shale y la
perforación y completación
de 4 pozos adicionales si se
dan las condiciones de
demanda y precio
adecuadas durante la
segunda mitad de 2020 18Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo
de gestión en petróleo y gas
▪ +25 años de experiencia en el sector energético a lo largo de cinco continentes (petróleo y gas y servicios petroleros)
Miguel Galuccio
▪ Consejero independiente del consejo de administración de Schlumberger
Presidente del consejo
y CEO ▪ Ex Presidente y Director General de YPF y Ex Presidente de Schlumberger SPM/IPM(1)
▪ Ingeniero en Petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires
Equipo ejecutivo de alto rendimiento Consejo de administración con profesionales de clase mundial
Pablo Vera Pinto – Director de Finanzas
Kenneth Ryan –No independiente
+15 años de experiencia en el desarrollo de negocios internacionales, consultoría y
Socio, Director de Desarrollo Corporativo, Estrategias de Capital y Relaciones con
banca de inversión
Inversores en Riverstone en Nueva York
▪ Anteriormente fue Director de Desarrollo de Negocios en YPF ; miembro de los consejos de
▪ Facultad de Derecho de la Universidad de Dublín, Trinity College
administración de Profertil (Agrium-YPF), Dock Sud (Enel-YPF) y de Metrogas (YPF)
▪ Experiencia previa en McKinsey y Credit Suisse
Susan L. Segal – Independiente
▪ MBA INSEAD; Economista de la Universidad Di Tella
Miembro de Board of Americas Society / Council of the Americas, the Tinker Foundation,
Scotiabank y MercadoLibre, así como Presidente del consejo de Scotiabank USA
▪ Sarah Lawrence University y MBA de la Universidad de Columbia
Juan Garoby – Director de Operaciones
+20 años de experiencia en exploración y producción y servicios petroleros
Mauricio Doehner Cobián – Independiente
▪ Fue Vicepresidente Interino del área de Exploración y Producción, Director del área de
Vicepresidente Ejecutivo de Asuntos Corporativos y Gestión de Riesgos en Cemex
Perforación y Completación y Director de no convencional en YPF y Presidente de YPF desde 2014
▪ Bachiller en Economía del Tecnológico de Monterrey, MBA del IESE/IPADE y un Certificado
Servicios Petroleros (empresa de servicios petroleros de YPF)
Profesional en Inteligencia Competitiva otorgado por la FULD Academy of Competitive
▪ Experiencia previa en Baker Hughes y Schlumberger Intelligence en Boston, Massachusetts
▪ Ingeniero en Petróleo del lnstituto Tecnológico de Buenos Aires
Pierre-Jean Sivignon – Independiente
Asesor del presidente y CEO de Carrefour Group en París hasta diciembre de 2018,
donde anteriormente ocupó el cargo de CEO adjunto, Director financiero y miembro del
Alejandro Cherñacov – Director de Planificación Estratégica y Relación consejo
con Inversionistas ▪ Bachiller francés con honores y MBA de la ESSEC (Ecole Superieure des Sciences
+13 años de experiencia en la estrategia de E&P y relación con inversionistas Economiques et Commerciales)
▪ Fue Director de Finanzas de una compañía de E&P small-cap listada en Canadá
▪ Fue Gerente de Relación con Inversionistas en YPF Mark Bly – Independiente
▪ Maestría en Finanzas por la Universidad Di Tella; Certificado profesional de Planificación +30 años de experiencia en la industria de petróleo y gas
▪ Ocupó varios cargos ejecutivos internacionales en BP
Estratégica y Administración de Riesgos de la Universidad de Stanford; Licenciado en
▪ Maestría en Ingeniería Estructural de la Universidad de California y una licenciatura en
Economía de la Universidad de Buenos Aires Ingeniería Civil de la Universidad de California
19
(1) Schlumberger Production Management y Schlumberger Integrated Project Management, segmentos de negocio de Schlumberger Ltd.Comentarios finales
Operación estable y de bajo costo operativo
Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo
y con resultados sólidos
Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento
significativo
Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de
gestión en petróleo y gas
Única oportunidad de inversión pública “pure-play” en Vaca Muerta
20CUSTOM LAYOUT
Apéndice
Unsaved Document / 3/6/2019 / 23:41Desarrollo de Vista en Vaca Muerta
Bajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría
22 Km de manguera flexible para
transportar agua a los tanques en la
locación
• 100% de disponibilidad de agua garantizada
durante la actividad de fractura
• Reducción de costos
• Mínimo impacto ambiental
• 7,500 viajes de camiones evitados
22Desarrollo de Vista en Vaca Muerta
Bajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría
100% de la completación utilizando
sand boxes
• Exposición mínima al polvillo de arena
• Mejora de logística y reducción de costos de
transporte
• Mejora en la productividad al incrementar la
disponibilidad de arena en la locación
23Financiamiento: actividad en el mercado de capitales
Obtuvo $200 millones a través de un dual listing en la Bolsa de Nueva York y la emisión
de dos series de un bono argentino
Vista Argentina recaudó $50 millones en una emisión de bono
local a 24 meses y obtuvo $50 millones en una emisión
subsecuente de un bono local a 36 meses
Vista cerró y liquid una oferta global de 10,906,257 acciones • Tasas de interés anual del 7.88% y 8.50% para las clases de 24 y
en NYSE y BMV y comenzó a cotizar en NYSE 36 meses, respectivamente
• Fondos brutos totalizaron aproximadamente $ 101 millones • Bullet al vencimiento el 31 de julio de 2021 y 7 de agosto de 2022
• Pagos de interés trimestrales
• Luego del cierre de la transacción, Vista posee 86,835,259
acciones en circulación
Vista Argentina recaudó $50 millones en una emission de bono
local a 48 meses
• Las acciones fueron emitidas a 9.25 $/acción
• Tasa de interes annual del 3.5%
• Luego de la oferta, las acciones cotizan bajo el símbolo VIST • Bullet al vencimiento el 21 de febrero de 2024
en NYSE • Pagos de interés semestrales
24Ingresos y precios
Crecimiento de la producción compensado por menores precios realizados
Ventas Precio promedio crudo Precio promedio gas natural
$MM $/bbl $/MMBtu
(22)% (24)%
(41)%
93.7 96.4 56.7 3.7
48.1
73.3 43.0
2.2 2.2
Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020 Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020 Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020
▪ El precio promedio realizado fue ▪ Principalmente impulsado por una
55.7 $/bbl en enero, 48.2 $/bbl en caída del ∼50% en el segmento
febrero y 26.5 $/bbl en marzo de industriales y ∼35% en el
▪ En marzo, la mayoría de nuestras segmento de generación de
ventas realizadas al precio de la energía
fórmula internaiconal de paridad
de exportación fueron afectados
por el bajo precio del Brent
25Costo operativo
Costo operativo unitario estable entre trimestres a pesar de menor producción
Costo operativo Costo operativo unitario
$MM $/boe
(18)%
(14)%
12.0
27.8 9.9
25.7 9.3
23.8
Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020 Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020
▪ Optimizamos las operaciones en los yacimientos y absorbimos la base de costos fijos con la producción shale
incremental
▪ Implementamos medidas para reducir costos hacia el final de 1T 2020
▪ Redujimos las actividades de pulling durante marzo dado los menores precios del crudo
26EBITDA ajustado
Menores márgenes impulsados por menores precios realizados
EBITDA ajustado(1) Margen de EBITDA ajustado
$MM %
(32)% (6)p.p.
37.1 35.7 40%
37%
34%
25.3
Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020 Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020
(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes
27Balance consolidado
Montos expresados en $MM
Al 31 de marzo de 2020 Al 31 de diciembre de 2019
Propiedad, planta y equipos 953,608 917,066
Crédito Mercantil 28,484 28,484
Otros activos intangibles 34,437 34,029
Activos por derecho de uso 16,047 16,624
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 14,375 15,883
Activos por impuestos diferidos 357 476
Total Activo No Corriente 1,047,308 1,012,562
Inventarios 14,754 19,106
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 79,841 93,437
Caja, bancos e inversiones corrientes 205,257 260,028
Total Activo Corriente 299,852 372,571
Total Activo 1,347,160 1,385,133
Pasivos por impuestos diferidos 151,511 147,019
Pasivos por arrendamientos 9,766 9,372
Provisiones 18,557 21,146
Préstamos 382,467 389,096
Títulos opcionales 6,091 16,860
Beneficios a empleados 4,325 4,469
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 213 419
Total Pasivo No Corriente 572,930 588,381
Provisiones 3,023 3,423
Pasivos por arrendamientos 5,117 7,395
Préstamos 98,981 62,317
Salarios y contribuciones sociales 4,362 12,553
Impuesto sobre la renta por pagar 2,908 3,039
Otros impuestos y regalías por pagar 3,354 6,040
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 72,722 98,269
Total pasivo corriente 190,467 193,036
Total Pasivo 763,397 781,417
Total Capital Contable 583,763 603,716
Total Capital Contable y Pasivo 1,347,160 1,385,133
28Estado de resultados consolidado
Montos expresados en $MM
Periodo entre el 1 de Periodo entre el 1 de
enero y el 31 de marzo enero y el 31 de marzo Reconciliación del EBITDA ajustado(1)
de 2020 de 2019
El EBITDA ajustado de 1T 2020 fue 25.3$MM, con un margen de
Ingreso por ventas a clientes 73,320 93,727 EBITDA ajustado del 34%
Ingresos por ventas de petróleo crudo 61,985 73,271
Periodo entre el 1 Periodo entre el 1
Reconciliación de EBITDA Ajustado
Ingresos por ventas de gas natural 10,113 19,075 de enero y el 31 de enero y el 31
($M)
de marzo de 2020 de marzo de 2019
Ingresos por ventas de GLP 1,222 1,381 (Pérdida) / Utilidad neta (21,332) (13,678)
Costo de ventas (67,996) (65,713) (+) Impuesto sobre la renta 4,571 5,705
(+) Resultados financieros netos 7,335 19,970
Costos de operación (23,833) (27,769)
(+) Resultados de inversiones - -
Fluctuación del inventario de crudo 449 1,326
Utilidad (pérdida) de Operación (9,426) 11,997
Depreciaciones, agotamiento y
(33,467) (24,471) (+) Depreciaciones 33,467 24,471
amortizaciones
Regalías (11,145) (14,799) (+) Gastos de reestructuración 1,244 667
EBITDA Ajustado(1) 25,285 37,135
Utilidad bruta 5,324 28,014
Margen de EBITDA Ajustado (%) 34% 40%
Gastos de ventas (6,152) (5,695)
Utilidad neta
Gastos generales y de administración (9,367) (8,705)
Gastos de exploración (131) (126) Vista registró una pérdida de (21.3) $MM en el 1T 2020
Otros ingresos operativos 2,153 627
Otros gastos operativos (1,253) (2,118)
Utilidad (pérdida) de operación (9,426) 11,997
(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes 29Resumen de activos mexicanos
Primeros pasos hacia la regionalización de la plataforma
C
B A
Datos clave Operador Ubicación Antecedentes / Estrategia de desarrollo
◼ Estado: Tabasco Vista(2) ◼ Producción incremental a través de
A actividades de reacondicionamiento y
◼ Área : 11,758 acres netos(1) nuevos prospectos de perforación para
◼ Hidrocarburo: Aceite y condensado producir reservas no desarrolladas en las
formaciones de Zargazal y Amate superior,
◼ Campos: 2
CS-01 las cuales tienen presión original y
◼ Pozos perforados: 50 saturación de hidrocarburos
◼ Litología: Arenisca ◼ Las futuras ventajas provendrán de re-
desarrollos, actualizaciones de
◼ Producción neta 1T20: 0.2 Mboe/d(1)
infraestructura y exploración de formaciones
más profundas no probadas
B ◼ Estado: Tabasco Vista (2) ◼ 13 pozos han sido perforados con el soporte
◼ Área: 42,915 acres netos(1) de la evaluación del potencial
◼ Hidrocarburo: Gas ◼ Área de exploración con potencial de gas en
A-10 ◼ Campos: 4 la formación de Amate
◼ Pozos perforados: 19 ◼ Campo de Tepetitán (Pemex) es usado de
◼ Litología: Arenas de grano grueso forma análoga
◼ Producción neta 1T20 : 0.2 Mboe/d(1)
C ◼ Estado: Veracruz ◼ Producción rápida con reparaciones en
Jaguar
◼ Área: 8,944 acres netos(1) pozos existentes y nuevas perforaciones en
las formaciones Abra, Tamabra y San
◼ Hidrocarburo: Aceite
Andrés
◼ Campos: 3
TM-01 ◼ Potencial de exploración en yacimientos de
◼ Cobertura sísmica 3D arenisca poco profundos y sub-explotados
◼ Pozos perforados: 40
◼ Potencial a través de la implementación
◼ Litología: Caliza de arrecife EOR y mejoras en las instalaciones
◼ Producción neta 1T20 : 0.0 Mboe/d(1)
30
(1) Vista es dueño del 50%.
(2) Vista operará el campo una vez aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos "CNH".También puede leer
