PRESENTACIÓN A INVERSIONISTAS · como asesoría legal, fiscal o recomendación de compra o de...
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PRESENTACIÓN A INVERSIONISTAS
AGOSTO 2020
Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro
2
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 sucontenido 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 mismocomo 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 yanálisis subjetivos, así como aseveraciones. Cierta información contenida en el presente deriva de fuentes preparadas por terceros. Si bien se considera que dicha información es confiablepara 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 dichainformación, 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 unaexpectativa, 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 podránmencionar, “estimaciones futuras”. Las estimaciones futuras pueden consistir en información relacionada con resultados de operación potenciales o proyectados, así como una descripciónde 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 otrasexpresiones similares. Las estimaciones a futuro no son hechos históricos, y se basan en las expectativas, creencias, estimaciones, proyecciones actuales, así como en variassuposiciones del equipo de administración, mismos que inherentemente por su naturaleza son inciertos y están fuera de nuestro control. Dichas expectativas, creencias, estimaciones yproyecciones 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. Sinembargo, no podemos asegurar que las expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones del equipo de administración se realizarán, por lo que los resultados reales podrían diferirmaterialmente 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 eldesempeño 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 sepronuncian. Vista no asume obligación alguna de actualizar estimaciones futuras para reflejar resultados reales, acontecimientos o circunstancias subsecuentes u otros cambios queafecten 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 deeste 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 ala fecha, todo lo cual se encuentra sujeto a cambios. Las estimaciones futuras en esta presentación podrán incluir, por ejemplo, declaraciones hipotéticas sobre: nuestra capacidad paracompletar cualquier operación comercial, los beneficios de dicha operación, nuestro desempeño financiero con posterioridad a dicha operación, cambios en las reservas y resultadosoperativos 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 elfuturo. En consecuencia, no se debe confiar en dichas tendencias o declaraciones a futuro. Ni Vista o sus respectivas Afiliadas, asesores o representantes, serán responsables (pornegligencia 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 relacionecon 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 abarcartodo 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 orecomendar 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 enesta 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 aprobadoo desaprobado la información contenida en esta presentación, así como su veracidad y suficiencia.
Principales generadores de valor de Vista
Única oportunidad de inversión pública “pure-play” en Vaca Muerta
Acreage premium en Vaca Muerta bajo desarrollo
◼ 400+ locaciones bajo desarrollo en Bajada del Palo Oeste
◼ Productividad de pozos petrolíferos shale entre las mejores
de la cuenca
◼ Nuevo diseño de pozos y mejoras continuas en la perforación
y completación, reduciendo costo de desarrollo a 8.4 $/boe
Apalancado por una base sólida
◼ Activos convencionales con sólida generación de caja
◼ Infraestructura instalada, con ~40 Mbbl/d de capacidad total
para tratar y evacuar producción incremental
◼ ~9 $/boe de costo operativo
◼ 101.8 MMBOE de reservas probadas (68% petróleo)
◼ Balance sólido con 221 $MM en caja
Impulsado por un equipo de alto rendimiento
◼ Organización plana y ágil
◼ Liderado por un management team experimentado en
petróleo & gas
◼ Alineación con proveedores clave a través del modelo de
contratación One-Team
134,000 acres de shale oil y activos convencionales
Concesiones con acres de shale oil
Activos convencionales(1)
Reservas P1: 48.9 MMboeProducción 2T 2020: 18.3 Mboe/d
Águila Mora21k acres netos
Bajada del Palo Este
Coirón Amargo Sur Oeste
Concesiones con producción convencional y acres de shale oil
(1) Incluye información de las concesiones Acambuco y Sur Río Deseado Este, no mostradas en el mapaNota: Activos en México con 0.3 MMBOE de Rservas P1 y 0.3 Mboe/d de producción 2T20 no mostrados
Concesiones convencionales
NEUQUÉN RÍO NEGRO
Activos Vaca MuertaReservas P1: 52.6 MMboeProducción 2T 2020: 5.2 Mboe/d
Bajada del Palo Oeste
Aspectos destacados de VistaImportantes hitos logrados en los primeros 2 años de operación
4
24.529.1 32.2
2018 2019 Jun-20
ProducciónMboe/d
+31%
57.6
101.8
Dic 2018 Dic 2019
Reservas probadasMMboe +76%
13.910.8
8.6
2018 2019 2T 2020
Costo operativo unitario$/boe
(38)%
Métricas financieras
(1) Incluye resultados pro forma del 1T 2020 agregando producción y costos de activos adquiridos el 4 de abril del 2018
(2) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes
Restructuración de
las operaciones
durante la adquisición,
seguida de
consistentes iniciativas
de reducción de costos
Se logró un
crecimiento anual del
19% de producción
en 2019, impulsado
por los volúmenes de
Vaca Muerta
Se logró un índice
de reemplazo de
reservas de +500% en
2019, impulsado por
adiciones en el
proyecto de Bajada del
Palo Oeste
1
3
2
(1)
(1)
2018 2019 LTM
EBITDA Ajustado(2) ($MM) 195 171 118
Precio realizado de crudo ($/bbl) 67.0 53.0 41.9
CAPEX ($MM) 130 224 174
Deuda Neta ($MM) 224 212 282
Caja al final de período ($MM) 81 240 221
La financiación a través del dual-listing en NYSE y
la emisión de bonos argentinos proporcionan un
balance sólido para crecer
4
Nuestro enfoque ante el escenario actualPreservando la seguridad y salud de nuestra gente con foco en la solidez de nuestro balance y la protección de valor
5
▪ Reducción de Capex de
∼50% para 2020
▪ Se redujeron los costos
operativos a 8.6 $/boe en
2T 2020, con ahorros en
opex compensando la
caída de producción
▪ Se refinanciaron
vencimientos de deuda
por 75 $MM para 2020 y
2021, y se emitió un bono
por 30 $MM en el
mercado argentino
▪ 75% del personal
trabajando desde sus
hogares
▪ Se estableció un
protocolo de salud por
Covid-19 y líneas de
servicio de ayuda
▪ Se mantuvieron las
operaciones esenciales
de campo bajo
estrictas políticas de
salud y seguridad
▪ Renegociación exitosa de
20+ contratos de operación
de campo permitieron
redimensionar la estructura
de costos
▪ Nuevo diseño de pozos en
Vaca Muerta, esperando
reducir el costo de
desarrollo a 8.4 $/boe, lo
que nos permitirá generar
retornos sólidos incluso a
bajos precios
Nuestra
gente
Protección
de valor
Preservación
de caja
Vista está
preparada
✓ Ciclos cortos de Capexcon contratos flexibles
✓ Bajos compromisos de inversión
✓ Costos operativos y de desarrollo de un dígito
✓ Balance sólido
6
Operación estable y de bajo costo operativoHitos operativos
24.6 24.6
29.126.5
23.8
19.5 19.9
32.2
1T 2018 2018 2019 1T 2020 2T 2020 abr-20 may-20 jun-20
Convencional Shale
16.9
14.1
11.8 12.6 12.0 12.3
9.8 9.3 9.9
8.6
1T 2018 2T 2018 3T 2018 4T 2018 1T 2019 2T 2019 3T 2019 4T 2019 1T 2020 2T 2020
24.1
Costo operativo unitario
($/boe)
Crecimiento en la producción impulsada por el shale oil
24.1
Producción total
(Mboe/d)
Reducción de costos unitarios
Pro forma Actual
+31%
(49%)
Cierre de
pozos shale
desde el 20 de
marzo al 26 de
mayo
(1)
(1) Incluye resultados pro forma del Q1 2020 agregando producción y costos de activos adquiridos el 4 de abril de 2018
Pro forma Actual
Ejecución sólida deriva en una organización más resilienteReducciones estructurales de costos habilitan a Vista a crecer en un contexto de bajos precios de crudo
7
Demanda y precio se recuperaron antes de lo esperado, permitiéndonos reabrir nuestros pozos de Vaca Muerta y volver a producir con todos nuestros pozos
Implementamos medidas para eficientizar costos, bajando el costo operativo unitario a 8.6 $/boe, incluso considerando menores niveles de producción
Refinanciamos exitosamente vencimientos de deuda en 2020, dejándonos con una sólida posición de caja para volver a crecer
Nuevo diseño de pozos en Vaca Muerta, capturando potencial de productividad y eficiencia de costos, esperando reducir el costo de desarrollo a 8.4 $/boe, lo que nos permitirá generar retornos sólidos incluso a bajos precios
Nueva estructura de costos e incremento de la productividad en Vaca Muerta nos hacen más aptos para el futuro
RESERVAS P1: 0.3 MMboe
PRODUCCIÓN 2019: 0.4 Mboe/d
Inventario profundo de locaciones shale oil de alta rentabilidad, apalancado por caja generada por los activos convencionales y capacidad ociosa en la infraestructura existente
A C T I V O S E N M E X I C O
A C T I V O S E N VA C A M U E R TA
RESERVAS P1: 52.6 MMboe (97% operadas, 85% petróleo)
PRODUCCIÓN 2019: 5.1 Mboe/d (97% operadas, 90% petróleo)
TOTAL 134k acres
▪ 400+ Locaciones identificadas en Bajada del Palo Oeste
▪ Potencial adicional al de-riskear niveles de navegación adicionales,
Bajada del Palo Este y Águila Mora
▪ Infraestructura instalada para tratar ~40 Mbbl/d de crudo
▪ Concesiones de 35 años vencen en 2053-4
A C T I V O S C O N V E N C I O N A L E S
RESERVAS P1: 48.9 MMboe (99% operadas, 54% petróleo)
PRODUCCIÓN 2019: 23.6 Mboe/d (99% operadas, 57% petróleo)
▪ Concesiones vencen en 2025-2026, con derechos exclusivos para negociar una extensión de 10 años con las provincias
▪ Bajo costo operativo, activos con generación de caja
Resumen del portafolio de Vista
9
Reservas probadas totalesFuerte productividad de Vaca Muerta impulsa aumento de reservas y producción
(1) 1 metro cúbico petróleo = 1,000 metros cúbicos gas= 5,615 pies cúbicos gas = 6.2898 barriles 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
MMboe (1)
Reconciliación de reservas probadas de 2019 Índice de reemplazo de reservas(2)
Total
516%
Gas
294%
Petróleo
633%
68.3%
1.5%
30.2%
Oil NGL Natural gas
%
Apertura de reservas
Petróleo Gas Natural GNL
(3)
MMboe
Evolución reservas petróleo
34.2
71.0
2018 2019
+108%MMboe
Evolución reservas gas
23.430.8
2018 2019
+31%
52%48%
Shale Convencional
%
Apertura por tipo
0
50
100
150
200
250
300
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Repaso de la historia de Vaca MuertaDesarrollo en aceleración
Ago-2012: YPFanuncia su plan de 100 días, con VM como el motor clave para el crecimiento
Oct-2012: YPFanuncia el Plan Exploratorio Argentino (PEA)
Dic-2012: YPF firma un Memorando de Entendimiento con Chevron
Jul-2014: Empiezan a operar los primeros walkingrigs en Argentina
Oct-2014: Congreso sanciona Nueva Ley de Hidrocarburos
Dic-2014: YPF firma acuerdo con Petronas
Jun-2015: YPF descubre gas no convencional en La Ribera
Mar-2017: Tecpetrolcomienza el desarrollo masivo en Fortín de Piedra
Abr-2017: YPF firma acuerdo con Schlumberger
May-2017: YPF firma acuerdo con Shell
Ago-2017: YPF firma acuerdo con Equinor
May-2013: Primer EPF
no convencional en
Loma La Lata Norte
Jun-2013: La EIA
indica que Vaca
Muerta es el segundo
mayor yacimiento de
gas shale y el cuarto
mayor de petróleo
shale en el mundo
Jul-2013: Nueva
concesión de Loma
Campana aprobada
(35 años)
Ago-2013: YPF firma
el acuerdo con
Chevron
Sep-2013: YPF firma
acuerdo con Dow
(Mboe/d)
Mar-2014: YPFintroduce walking rigsen Vaca Muerta
Abr-2014: YPF inicia desarrollo masivo en Loma Campana
Abr-2018: Vista adquiere activosde Pampa y Pluspetrol
Jul-2018: Vista inicia desarrollo masivo en Bajada del Palo Oeste
Ago-2018: Vista y Shell anuncian el intercambio de activos
Nov-2018: Vista obtiene CENCH para Bajada del Palo Este y Oeste
Jun-2018: Exxon firma acuerdo con Qatar Petroleum
Dic-2018: YPF inicia desarrollo masivo en La Amarga Chica
Dic-2018: YPF firma acuerdo con Petronas
Feb-2019: Vista completa el primer pad en Bajada del Palo Oeste
10
◼ Acres netos: 21,128 (90% WI)
◼ Plazo de concesión: 2054
◼ Operador: Vista
◼ Compromiso: Inversiones por $32MM antes de
noviembre de 2021
11
Acreage en Vaca MuertaCuatro bloques en el epicentro de desarrollos destacados
Águila Mora
Bajada del Palo Este
◼ Acres netos: 48,853 (100% WI)
◼ Plazo de concesión: 2053
◼ Operador: Vista
◼ Compromiso: Inversiones por $52MM antes de
diciembre de 2021
Bajada del Palo Oeste
◼ Acres netos: 62,641 (100% WI)
◼ Plazo de concesión: 2053
◼ Operador: Vista
◼ Compromiso: Inversiones por $106MM antes de junio de
2020 – ya completados
◼ Se identificaron +400 locaciones habiendo testeado 2
niveles de navegación
◼ Producción alcanzó 13,900 boe/d en junio 2020
Coirón Amargo Sur Oeste
◼ Acres netos: 1,644 (10% WI)
◼ Plazo de concesión: 2053
◼ Operador: Shell
◼ Cuatro pozos actualmente en producción
Áreas productivas Piloto / Delineación
Los números de las líneas de contorno indican grados API
Upside potencialPlan base de 400+ pozos
✓ Testeado en BdPO
✓ Testeado en BdPO
LaCocina
Organico
CarbonatoBajo
CarbonatoMedio
800 – 900ft / 250 –300m
lateral spacing
GammaRay
ResistivityNeutron –Density
MineralogyPorosityfraction
Organiccontent
TVD
CarbonatoSuperior
Desarrollo en Vaca MuertaAcreage premium en Bajada del Palo Oeste
Múltiples horizontes de navegación potenciales
Potenciales propiedades geológicas de primer nivel(1)
(1) Basado en estimaciones de la compañía, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía y de US Energy Information Administration
(2) Consolidada, incluyendo los activos convencionales
12
Desarrollo de campo de Bajada del Palo Oeste
▪ Inventario de 400+ pozos en el plan base
▪ Sólidas productividades en los 12 pozos de los primeros 3 pads, con
nuestro pozo promedio dentro del primer decil de Vaca Muerta
▪ Tercer pad fue perforado y completado con mejoras en la eficiencia,
generando un 15% de reducción del costo de perforación y
completación con respecto al primer pad
▪ Perforamos 3 pozos en el pad 4 y 1 pozo en el pad 5, previo a las
restricciones por Covid-19
▪ Nuevo diseño para pozos de Vaca Muerta, capturando potencial de
productividad y eficiencia de costos, esperando llevar el costo de
desarrollo a 8.4 $/boe, permitiendo generar retornos sólidos incluso
en escenarios de precios bajos
▪ Infraestructura instalada con capacidad para tratar ~40 Mbbl/d de
crudo(2)
▪ Alineación con proveedores clave a través del novedoso modelo de
contratación One-Team
2 Número de pad
14
2
3
5
Permian(Wolfcamp)
Eagle FordBajada del Palo Oeste
COT (%) 3 3 - 54.2
Espesor (m) 200 - 300 30 - 100250
Presión (psi/ft) 0.6 0.5 – 0.90.9
A ser testeadopor pad 4
Desarrollo en Vaca MuertaBajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría
13
Locación lista
Set de fractura completando el primer pad
Guías e Intermedias ya perforadas
por un spudder rig en el cuarto pad
Walking rig perforando secciones horizontales en el
segundo pad
Perforación de pad en modo factoría
13.812.6
11.7
Primerpad
Segundopad
Tercerpad
Costo D&C por pozo(2)
$MM(15)%
Costo de Completación
$M/etapa
220200
189
Primerpad
Segundopad
Tercerpad
(14%)
753 796
601
Primerpad
Segundopad
Tercerpad
Desarrollo en Vaca MuertaMejoras significativas en la perforación y completación del primer al tercer pad
14
Velocidad de perforación Costo por pie lateral
Récord establecido por pozos del tercer pad
Mejoras de eficiencia en perforación y completación
477
726741
Primerpad
Segundopad
Tercerpad
pies/día $/pie+55% (20)%
Resumen del desarrollo de pozos
(1) Promedio de los 4 pozos del pad
(2) Normalizado a un pozo promedio de 2,500 metros de rama lateral y 34 etapas de fractura
(3) Fuente: Capítulo IV, Secretaría de Energía Argentina; Producción medida como producción de
petróleo diaria por mes calendario; total de 386 pozos laterales de crudo
Nombre del
pozo
Primer
pad(1)
Segundo
pad(1)
Tercer pad
2061 2062 2063 2064
Longitud lateral
(metros)2,550 2,117 2,723 2,624 3,025 1,427
Espaciamiento
entre fracturas
(metros)
75 60 60 60 60 40
Etapas de
fractura (#)34 36 46 44 51 36
Niveles de
navegación2 La Cocina
2 Orgánico
2 La Cocina
2 Orgánico
La
CocinaOrgánico
La
CocinaOrgánico
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
MDM2063
MDM2061
MDM2030
Otros operadores
Top 10 pozos de petróleo en Vaca Muerta(3)
Bbl/d
Tercerpad
Segundo pad
Tercerpad
Desarrollo en Vaca MuertaCurva tipo de Vista para el nuevo diseño de pozos
(1) Promedio por pad de producción acumulada normalizada a 47 etapas de fractura; mostrando únicamente los días efectivos. Los porcentajes muestran la performance contra el nuevo diseño de pozos 15
Nuevo diseño
de pozo
0
50
100
150
200
250
300
0 30 60 90 120 150 180
Curva tipo actualizada de Bajada del Palo Oeste(1)
Mboe
▪ 2,800 metros de longitud lateral
▪ 60 metros de espaciamiento entre fracturas, resultando en
47 etapas totales
Curva tipo Petróleo Gas Total
EUR (Mboe) 1,345 175 1,520
Pico IP-30 (boe/d) 1,556 195 1,751
180-días acumulada (Mbbl) 198 25 223
Nuevo diseño de pozos
Días
Curva tipo EURMboe
1,079
1,520
Diseño de pozo anterior Nuevo diseño de pozo
+41%
Primer pad
+9%
Segundo pad
+24%
Tercer pad
+29%
Diseño de pozo
anterior
Desarrollo en Vaca MuertaMejoras de productividad y costos reducen el costo de desarrollo
(1) D&C significa perforación y completación (drilling and completion, por sus siglas en inglés)
(2) Incluye costo de infraestructura (∼10%)16
Normalizado a 2,800mts / 47
fracturas
▪ Reducción de tarifas de perforación
▪ Reducción de costo de tubulares
▪ Optimización del diseño de fluidos de fractura,
aprovechando lo aprendido en pads anteriores
▪ Reducción en tarifas de completación
▪ Bajo costo de arena debido al exceso en la oferta
del mercado local
Costo de D&C esperado por pozo(1)
$MM
17.415.9
14.3
11.713.8
12.6 11.79.3
Primer pad Segundo pad Tercer pad Nuevo costo deD&C
(18)%
Factores de reducción de costos
Costo de desarrollo esperado(2)
$/boe
11.9
8.4
Diseño de pozo anterior2,500 mts34 fracs75 mts
Nuevo diseño de pozo2,800 mts47 fracs60 mts
Normalizado a 2,500mts / 34 fracturas
Longitud lateral
Fracturas
▪ 2,800 metros de longitud lateral
▪ 60 metros de espaciamiento entre fracturas,
resultando en 47 etapas
Nuevo diseño de pozos
Se espera que el nuevo diseño de pozos
logre sólidas tasas de retorno en el contexto
de precios actual
Espaciamiento
(29)%
17
Desarrollo en Vaca MuertaProductividad de los pozos de Vista en el primer decil de Permian y Vaca Muerta
(1) Fuente: Enverus – Drilling Info; Pozos laterales (de 1,900 a 3,000 metros) petrolíferos. Compañías incluidas: 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
(3) Calculado como el promedio del petróleo acumulado de los 8 pozos
Pozos Vaca Muerta – producción acumulada 180 días(2)
Pozos de Permian – producción de petróleo acumulada 180 días (vintage 2017, 2018 y 2019)(1)
Mboe/pozo – normalizado a 2,500 metros de longitud lateral
Mboe/pozo
0
50
100
150
200
250
300
350
400
P25P75 P50 P10
Pozos Vista Pozos de otras compañías
0
50
100
150
200
250
300
P75 P50 P25 P10
Bloque W.I. (%)
Reservas netas
2019 1P
(MMboe)
Acreage
neto
Producción
2T 2020
(Mboe/d)
Plazo de
concesión Operador
Entre Lomas (EL) 100% 18.9 183,014 6.3 2026 Si
Bajada del Palo Oeste
(BPO)100% 11.7 62,641 3.7 2053 Si
Bajada del Palo Este
(BPE)100% 2.9 48,853 1.0 2053 Si
Agua Amarga 100% 0.9 95,580 0.5 2034/2040 Si
25 de Mayo Medanito 100% 6.7 32,247 2.9 2026 Si
Jaguel de los Machos 100% 6.7 48,359 3.5 2025 Si
Coirón Amargo Norte
(CAN)55% 0.4 14,629 0.3 2037 Si
Sur Río Deseado Este 16.9% – 12,807 – 2021 No
No
ro
este
Acambuco 1.5% 0.6 4,406 0.2 2036/2040 No
Total 48.9 502,536 18.3
Go
lfo
San
Jo
rg
e
Neu
qu
ina
Arg
en
tin
a
Perfil de activos
18
Activos convencionales en Argentina Cluster de producción de crudo de alta calidad
(1) Incluye Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro.(2) Incluye solo pozos en bloques convencionales de Bajada del Palo Oeste
(3) Incluye Jarilla Quemada y Charco del Palenque.(4) Incluye NGL
▪ Producción de petróleo y gas de reservorios bien conocidos
▪ Producción primaria y secundaria mostrando retornos atractivos
▪ Infraestructura instalada con capacidad ociosa de tratamiento y evacuación
▪ ~1,100 pozos activos
▪ +200 pozos inyectores en proyectos de recuperación secundaria
▪ Crudo tipo Medanito con API de ~30 grados
(1)
63%
37%
Petróleo Gas natural
Total 18.3 Mboed
Producción 2T 2020(4)
54%46%
Petróleo Gas natural
Total 48.9 MMBOE
Reservas P1 2019
(3)
(2)
Resumen de bloques convencionales
19
Resumen de activos mexicanosPrimeros pasos hacia la regionalización de la plataforma
Datos clave Antecedentes / Estrategia de desarrolloUbicación
TM-01
▪ Estado: Veracruz
▪ Área: 8,944 acres netos(1)
▪ Hidrocarburo: Aceite
▪ Cuenca: Tampico-Misantla
▪ Campos: 3
▪ Pozos perforados: 40
▪ Litología: Caliza de arrecife
▪ Producción neta 1T20 : 0.0 Mboe/d(1)
▪ Producción rápida con reparaciones en pozos existentes y nuevas perforaciones en las formaciones Abra, Tamabra y San Andrés
▪ Potencial de exploración en yacimientos de arenisca poco profundos y sub-explotados
▪ Potencial a través de la implementación EOR y mejoras en las instalaciones
▪ Cobertura sísmica 3D
C
CS-01
▪ Estado: Tabasco
▪ Área : 11,758 acres netos(1)
▪ Hidrocarburo: Aceite y condensado
▪ Cuenca: Macuspana
▪ Campos: 2
▪ Pozos perforados: 50
▪ Litología: Arenisca
▪ Producción neta 1T20: 0.2 Mboe/d(1)
▪ Producción incremental a través de actividades de reacondicionamiento y nuevos prospectos de perforación 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 re-desarrollos, actualizaciones de infraestructura y exploración de formaciones más profundas no probadas
A
A-10
▪ Estado: Tabasco
▪ Área: 42,915 acres netos(1)
▪ Hidrocarburo: Gas
▪ Cuenca: Macuspana
▪ Campos: 4
▪ Pozos perforados: 19
▪ Litología: Arenas de grano grueso
▪ Producción neta 1T20 : 0.2 Mboe/d(1)
▪ 13 pozos han sido perforados, y soportan la evaluación del potencial
▪ Área de exploración con potencial de gas en la formación de Amate
▪ Campo de Tepetitán (Pemex) es usado de forma análoga
B
Operador
Vista
Jaguar
Jaguar
(1) Vista es dueño del 50%.
C
AB
▪ Código de conducta y ética
adoptado y firmado por el 100% del
personal de Vista y los principales
contratistas
▪ Canales dedicados para
denuncias, gestionados por un
tercero de reconocida trayectoria
▪ 67% de los miembros del directorio
son independientes
▪ 100% de los comités del consejo
de administración (Auditoría,
Prácticas Corporativas y
Compensación) son ocupados por
directores independientes
▪ Vista está comprometida con el
desarrollo de la localidad de
Catriel, y aporta a proyectos
relacionados con la salud, los
deportes y la educación
▪ Activamente comprometidos con
Enseña por Argentina, una ONG
dedicada a mejorar la educación
de los niños en los barrios
vulnerables
▪ Patrocinador de Centro PYME, una
red neuquina dedicada al
desarrollo de proveedores locales
▪ En respuesta a la pandemia de
Covid-19, Vista donó productos
alimenticios en Buenos Aires,
como así también camas de
terapia intensiva y equipamiento a
las provincias de Neuquén y Rio
Negro
▪ 99% de la producción de
hidrocarburos es transportada por
ductos, minimizando la huella de
carbono generada por camiones
▪ El proyecto Bajada del Palo Oeste
comenzó en modo desarrollo
masivo con infraestructura
dedicada, evitando así el venteo de
gas y el transporte de agua y crudo
en camiones de
▪ Uso de sand boxes en las
locaciones, reduciendo la cantidad
de polvillo de arena en el aire
Somos Vista: íntegros, innovadores y ágiles. Trabajamos en equipo para hacer las cosas bien, la primera vez y todas las veces. Desarrollamos nuestro negocio de manera sustentable para generar valor en el presente y crear futuro para las próximas generaciones.
▪ Reestructuramos completamente
los estándares de seguridad al
tomar la operación en abril de 2018
▪ 68% de reducción en Total
Recordable Incident Rate desde la
adquisición en 2018
▪ 81% de reducción en Lost Time
Incidents Frequency desde la
adquisición en 2018
▪ Implementación en curso del
Sistema de Gestión de
Operaciones en alineación con las
pautas de OGP / IPIECA
Salud & Medio Ambiente Gobernabilidad Seguridad Social
Resumen de ESGUn enfoque sustentable para desarrollar nuestro negocio
Resumen financieroSólida posición financiera
21
Cash flow 2T 2020
$MM
Aspectos destacados
▪ Flujo de actividades operativas positivo en contexto de precios y producción bajos
▪ Las actividades de inversión reflejan pagos de capex correspondientes al 1T 2020,
previo a la detención de la perforación y completación
▪ Deuda neta de 281.6 $MM
▪ En julio refinanciamos 75 $MM de vencimientos correspondientes a 2020 y 2021
✓ 45 $MM del term loan extendidos por 18 meses
✓ 30 $MM de préstamos bancarios a corto plazo extendidos por 12-18 meses
▪ En agosto emitimos 30 $MM de bonos en el mercado argentino
✓ 20 $MM dólar-linked con vencimiento en 36 meses
✓ 10 $MM en pesos con vencimiento en 18 meses
4.9
21.026.6
2T 2019 1T 2020 2T 2020
Flujo de actividades operativas$MM
Susan L. Segal – Independiente
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
Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de gestión en petróleo y gas
22(1) Schlumberger Production Management y Schlumberger Integrated Project Management, segmentos de negocio de Schlumberger Ltd.
Juan Garoby – Director de Operaciones
+20 años de experiencia en exploración y producción y servicios petroleros
▪ Fue Vicepresidente Interino del área de Exploración y Producción, Director del área de
Perforación y Completación y Director de no convencional en YPF y Presidente de YPF
Servicios Petroleros (empresa de servicios petroleros de YPF)
▪ Experiencia previa en Baker Hughes y Schlumberger
▪ Ingeniero en Petróleo del lnstituto Tecnológico de Buenos Aires
Alejandro Cherñacov – Director de Planificación Estratégica y Relación con Inversionistas+13 años de experiencia en la estrategia de E&P y relación con inversionistas
▪ Fue Director de Finanzas de una compañía de E&P small-cap listada en Canadá
▪ Fue Gerente de Relación con Inversionistas en YPF
▪ Maestría en Finanzas por la Universidad Di Tella; Certificado profesional de Planificación
Estratégica y Administración de Riesgos de la Universidad de Stanford; Licenciado en
Economía de la Universidad de Buenos Aires
Pablo Vera Pinto – Director de Finanzas
+15 años de experiencia en el desarrollo de negocios internacionales, consultoría y banca de inversión
▪ Anteriormente fue Director de Desarrollo de Negocios en YPF ; miembro de los consejos de
administración de Profertil (Agrium-YPF), Dock Sud (Enel-YPF) y de Metrogas (YPF)
▪ Experiencia previa en McKinsey y Credit Suisse
▪ MBA INSEAD; Economista de la Universidad Di Tella
Presidente del consejo y CEO
Miguel Galuccio▪ +25 años de experiencia en el sector energético a lo largo de cinco continentes (petróleo y gas y servicios petroleros)
▪ Consejero independiente del consejo de administración de Schlumberger
▪ Ex Presidente y Director General de YPF y Ex Presidente de Schlumberger SPM/IPM(1)
▪ Ingeniero en Petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires
Kenneth Ryan –No independiente
Socio, Director de Desarrollo Corporativo, Estrategias de Capital y Relaciones con Inversores en Riverstone en Nueva York
▪ Facultad de Derecho de la Universidad de Dublín, Trinity College
Mauricio Doehner Cobián – Independiente
Vicepresidente Ejecutivo de Asuntos Corporativos y Gestión de Riesgos en Cemex desde 2014
▪ Bachiller en Economía del Tecnológico de Monterrey, MBA del IESE/IPADE y un Certificado Profesional en Inteligencia Competitiva otorgado por la FULD Academy of CompetitiveIntelligence en Boston, Massachusetts
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 consejo
▪ Bachiller francés con honores y MBA de la ESSEC (Ecole Superieure des SciencesEconomiques et Commerciales)
Mark Bly – Independiente
+30 años de experiencia en la industria de petróleo y gas
▪ Ocupó varios cargos ejecutivos internacionales en BP
▪ Maestría en Ingeniería Estructural de la Universidad de California y una licenciatura en Ingeniería Civil de la Universidad de California
Consejo de administración con profesionales de clase mundialEquipo ejecutivo de alto rendimiento
Comentarios finales
23
Única oportunidad de inversión pública “pure-play” en Vaca Muerta
Proyecto en Vaca Muerta ya en desarrollo, con sólidos resultados
que confirman la calidad del acreage
Reducciones estructurales de opex y capex nos preparan para crecer
en un contexto de bajos precios de petróleo
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
CU
ST
OM
LA
YO
UT
Unsaved Document / 3/6/2019 / 23:41
Apéndice
Financiamiento: actividad en el mercado de capitalesObtuvimos $280 millones a través de un dual listing en la Bolsa de Nueva York y la emisión de cinco series de bonos argentinos
25
Vista cerró y liquidó una oferta global de 10,906,257
acciones en NYSE y BMV y comenzó a cotizar en NYSE
▪ Fondos brutos totalizaron aproximadamente 101 $MM
▪ Luego del cierre de la transacción, Vista posee 86,835,259
acciones en circulación
▪ Las acciones fueron emitidas a 9.25 $/acción
▪ Luego de la oferta, las acciones cotizan bajo el símbolo
VIST en NYSE
SerieFecha de
emisiónMoneda Plazo Principal(1) Intereses
I31 julio
2019USD
24
meses50 $MM
7.88% pagaderos
trimestralmente
II7 agosto
2019USD
36
meses50 $MM
8.50% pagaderos
trimestralmente
III21 febrero
2020USD
48
meses50 $MM
3.50% pagaderos
semestralmente
IV7 agosto
2020Pesos
18
pesos10 $MM
BADLAR + 1.37%
trimestralmente
V7 agosto
2020
USD-
linked
36
pesos20 $MM 0%
(1) Todas las series amortizadas en modo bullet al vencimiento
Vista emitió 180 $MM en el Mercado Argentino
Ingresos y preciosVentas reorientadas al mercado de exportación
26
Precio promedio crudo$/bbl
Precio promedio gas natural$/MMBtu$MM
Ventas
59.8
43.0
26.5
2T 2019 1T 2020 2T 2020
3.8
2.2 2.2
2T 2019 1T 2020 2T 2020
120.4
73.351.2
2T 2019 1T 2020 2T 2020
(56)%(42)%
(57)%
▪ Precios realizados golpeados por los
bajos precios internacionales del Brent,
que promedió 33.5 $/bbl en el trimestre
▪ El precio promedio realizado fue de
19.7 $/bbl en abril, 24.4 $/bbl en mayo
y 31.1 $/bbl en junio, con descuentos al
Brent mejorando a medida que la
demanda se fue recuperando
▪ Menores precios realizados,
principalmente en el segmento
industrial, generado por (a) una
sobre oferta de gas en Vaca
Muerta y (b) una demanda débil
debido a la reducción de
actividad industrial en medio de
las restricciones generadas por
el Covid-19
▪ Ventas de crudo reorientadas al
mercado de exportación (70% del
2T) debido a la recuperación de la
demanda internacional
▪ Venta exitosa del 100% de la
producción y almacenamiento del
2T, capturando mayores precios
realizados en mayo y junio
▪ Reabrimos el 100% de los pozos
cerrados
Costo operativoIniciativas de reducción de costos compensan la caída de producción
27
Costo operativo$MM
Costo operativo unitario$/boe
▪ Negociaciones exitosas en contratos de compresión de gas, tratamiento de producción,
mantenimiento de campo, y logística nos permiten adaptarnos al nuevo escenario
▪ Reducción de actividad a niveles mínimos necesarios
32.5
23.8
18.6
2T 2019 1T 2020 2T 2020
12.3
9.98.6
2T 2019 1T 2020 2T 2020
(43)%
(30)%
EBITDA ajustadoFoco en la reducción de costos fue clave para lograr un EBITDA ajustado positivo
28(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes
51.5
25.3
10.2
2T 2019 1T 2020 2T 2020
EBITDA ajustado(1)
$MM
0
30
60
Jan-20 Feb-20 Mar-20 Apr-20 May-20 Jun-20
Precio realizado YTD$/bbl
▪ Margen de EBITDA ajustado para el trimestre
fue de 20%
▪ Factores clave del negocio comienzan a mostrar
recuperación en junio
0
10
20
30
Jan-20 Feb-20 Mar-20 Apr-20 May-20 Jun-20
Producción YTDMboe/d
0
10
20
30
Jan-20 Feb-20 Mar-20 Apr-20 May-20 Jun-20
Ingresos YTD$MM
0
7
14
Jan-20 Feb-20 Mar-20 Apr-20 May-20 Jun-20
Costo operativo unitario YTD$/boe
Balance consolidadoMontos expresados en $MM
29
Al 31 de junio de 2020 Al 31 de diciembre de 2019
Propiedad, planta y equipos 944,013 917,066
Crédito Mercantil 28,484 28,484
Otros activos intangibles 34,012 34,029
Activos por derecho de uso 12,608 16,624
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 29,526 15,883
Activos por impuestos diferidos 546 476
Total Activo No Corriente 1,049,189 1,012,562
Inventarios 10,190 19,106
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 41,567 93,437
Caja, bancos e inversiones corrientes 220,673 260,028
Total Activo Corriente 272,430 372,571
Total Activo 1,321,619 1,385,133
Pasivos por impuestos diferidos 159,635 147,019
Pasivos por arrendamientos 7,216 9,372
Provisiones 22,337 21,146
Préstamos 381,312 389,096
Títulos opcionales 2,020 16,860
Beneficios a empleados 4,442 4,469
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar - 419
Total Pasivo No Corriente 576,962 588,381
Provisiones 1,425 3,423
Pasivos por arrendamientos 4,812 7,395
Préstamos 120,980 62,317
Salarios y contribuciones sociales 6,609 12,553
Impuesto sobre la renta por pagar 1,265 3,039
Otros impuestos y regalías por pagar 3,947 6,040
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 59,479 98,269
Total pasivo corriente 198,517 193,036
Total Pasivo 775,479 781,417
Total Capital Contable 546,140 603,716
Total Capital Contable y Pasivo 1,321,619 1,385,133
Estado de resultados consolidadoMontos expresados en $MM
30(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes
Reconciliación del EBITDA ajustado(1)
El EBITDA ajustado de 2T 2020 fue 10.2 $MM, con un margen de
EBITDA ajustado del 20%
Utilidad neta
Vista registró una pérdida de (39.2) $MM en el 2T 2020
Reconciliación de EBITDA Ajustado
($M)
Periodo entre el 1
de abril y el 30 de
junio de 2020
Periodo entre el 1
de abril y el 30 de
junio de 2019
(Pérdida) / Utilidad neta (39,203) 3,702
(+) Impuesto sobre la renta 8,304 (1,305)
(+) Resultados financieros netos 9,211 4,784
(+) Resultados de inversiones - -
Utilidad (pérdida) de Operación (21,688) 7,181
(+) Depreciaciones 30,447 44,274
(+) Gastos de reestructuración 1,430 -
EBITDA Ajustado(1) 10,189 51,455
Margen de EBITDA Ajustado (%) 20% 43%
Periodo entre el 1 de
abril y el 30 de junio
de 2020
Periodo entre el 1 de
abril y el 30 de junio
de 2019
Ingreso por ventas a clientes 51,219 120,361
Ingresos por ventas de petróleo crudo 41,712 97,500
Ingresos por ventas de gas natural 8,640 20,171
Ingresos por ventas de GLP 867 2,690
Costo de ventas (58,623) (92,938)
Costos de operación (18,564) (32,519)
Fluctuación del inventario de crudo (3,481) 2,047
Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones (30,448) (44,274)
Regalías (6,130) (18,192)
Utilidad bruta (7,404) 27,423
Gastos de ventas (6,300) (7,847)
Gastos generales y de administración (8,229) (12,169)
Gastos de exploración (168) (818)
Otros ingresos operativos 1,698 1,123
Otros gastos operativos (1,285) (531)
Utilidad (pérdida) de operación (21,688) 7,181
Inversión en asociadas - -
Ingresos por intereses 142 240
Gastos por intereses (9,569) (6,508)
Otros resultados financieros 215 1,484
Resultados financieros netos (9,212) (4,784)
Utilidad (pérdida) antes de impuesto (30,900) 2,397
(Gasto) Impuesto sobre la renta corriente (271) (398)
(Gasto)/ Beneficio Impuesto sobre la renta
diferido(8,032) 1,703
(Gasto) / Beneficio de impuesto (8,303) 1,305
Utilidad (pérdida) neta del período (39,203) 3,702