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Presentación a Inversores
2
Aviso importante con respecto a las proyecciones y
otras declaraciones a futuro
Objetivo de esta presentación: El contenido de la presentación muestra información general de Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V. (BMV: VISTA) a la fecha de esta presentación, no es ilustrativa de ninguna transacción
y se distribuye solo con fines informativos. La información contenida en este documento es pública, proviene de fuentes públicas o es de naturaleza informativa. Toda la información importante relacionada con Vista
ha sido divulgada a través de la Bolsa Mexicana de Valores y está disponible en www.bmv.com.mx o ha sido guardada por la Compañía de acuerdo con la ley aplicable. Proporcionamos esta presentación solo con
fines informativos. Esta presentación no constituye ni forma parte de una oferta de suscripción y pago de valores ni de una solicitud de oferta de compra de valores ni es una recomendación de compra de valores.
Específicamente, esta presentación no constituye un prospecto de colocación o cualquier documento equivalente.
Información Privada: Esta presentación contiene información de propiedad exclusiva. No puede ser copiada, reproducida, resumida, revelada o distribuida, total o parcialmente, a cualquier otra persona o entidad.
Toda persona que reciba esta presentación, por el mero hecho de recibirla, reconocen y convienen que tienen prohibido copiar, revelar, resumir, reproducir o distribuir la presente.
Otros asuntos: Ni esta presentación ni su contenido constituyen un contrato de cualquier naturaleza. Los receptores de esta presentación no deberán interpretar el contenido de la misma como asesoría legal, fiscal,
o recomendación de compra o de inversión o de cualquier otra naturaleza, por lo que deberán consultar a sus propios asesores para tal efecto. Esta presentación no está dirigida o destinada a ser distribuida o usada
por cualquier persona o entidad ciudadana o residente de cualquier estado, país u otra jurisdicción en la que su uso o distribución estén prohibidos por la ley o donde se requiera cualquier registro o licencia adicional.
Ni la Comisión Nacional Bancaria y de Valores ni ninguna otra autoridad han aprobado o rechazado la información aquí presente, así como tampoco su exactitud o suficiencia.
Estimaciones Futuras: Este documento contiene estimaciones futuras, incluyendo proyecciones, estimados, objetivos y metas, información relacionada con resultados de operación potenciales y descripciones de
estrategias de negocios, intenciones y planes. Dichas estimaciones futuras se identifican por el uso de palabras tales como “anticipamos”, “creemos”, “continuamos”, “puede”, “estimamos”, “esperamos”, “planeamos”,
“pretendemos”, “podría”, “podrá”, “debe”, “debería”, “deberá”, “se proyecta”, “predecimos”, “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, las expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones del equipo de administración, si bien son basadas en buena fe, son inciertas y se
encuentran fuera de nuestro control. Las declaraciones a futuro que cubren múltiples periodos futuros, por su naturaleza, son más inciertas y están sujetas a riesgos e incertidumbres que podrían provocar que el
desempeño o resultado materialmente difieran de los reales. Las estimaciones futuras se limitan a la fecha en las que se pronuncian. No asumimos 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.
Estimaciones futuras en esta presentación podrían incluir, por ejemplo, nuestro desempeño financiero, cambios en nuestras reservas, resultados operacionales, nuestras oportunidades y planes de expansión.
Algunos de los factores que pudieran originar resultados diferentes a los esperados incluyen: (i) que ocurra cualquier evento, cambio o circunstancia que pudiera atrasar la combinación inicial de negocios; (ii) el
resultado de cualquier procedimiento legal; (iii) la competencia y nuestra capacidad de crecer y administrar el crecimiento de manera rentable; (iv) cambios en la ley y la regulación aplicable; (v) la posibilidad de que
Vista se vea afectada de forma adversa por factores económicos, comerciales y/o en materia de competencia; y (vi) otros riesgos e incertidumbres adicionales, incluyendo los factores de riesgo que hemos hecho
públicos a través de la Comisión Nacional Bancaria y de Valores y la Bolsa Mexicana de Valores, S.A.B. de C.V. Le instamos a que lea dichas publicaciones.
Nada contendido en esta presentación, y en particular, ninguna proyección u otra declaración a futuro debe interpretarse como una garantía de resultados futuros, ni como una predicción de resultados
reales. Los resultados reales pueden diferir sustancialmente de las predicciones u otras declaraciones a futuro contenidas en esta prestación. Debido a su naturaleza intrínsecamente incierta, se le
advierte no descansar en ninguna de dichas proyecciones o declaraciones a futuro. Nosotros, nuestras filiales y nuestros asesores, agentes y otros representantes, no tenemos ni tendremos ninguna
responsabilidad para con usted en conexión con cualquier en decisión que se base en la información contenida en esta presentación y, en particular, con respecto a cualquier proyección u otra
declaración a futuro
47%
21%
5%
4%
3%3%
17%
Ingresos 2018E (1)
EBITDA 2018E (1)
Producción 3T 2018
Reservas 1P (2)
Acres Netos en Vaca Muerta
$445 MM
$190 MM
24,2 kboe/d
55,7 MMBoe
~134.000 acres
Métricas de la Compañía
Listada en la Bolsa Mexicana de Valores: VISTA y VTW408A
Acciones totales en circulación: 70,4 MM3)
6to productor de petróleo en Argentina(4)
Descripción de VistaBase de activos considerable y operada por Vista
Concentrada en la principal cuenca argentina
Bloques en la Cuenca neuquina(5)
1. Basado en estimaciones de la Compañía
2. Reservas a Diciembre, 2016, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía (Presidencia de la Nación).
3. 70.409.315 acciones Clase A y 2 acciones Clase C.
4. Producción promedio Q3 2018, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía.
5. No se exponen los dos bloques no operados en las cuencas Noroeste y Golfo San Jorge.
3
• Activos con base de producción convencional, infraestructura instalada y
acreage de alto nivel en Vaca Muerta, propicio para desarrollo a escala
• Operación en seis bloques y participación en un bloque no operado en la
cuenca Neuquina.
• Dos bloques no operados en cuencas del Noroeste y del Golfo San Jorge
OTROS
Nota Importante: proyecciones, estimaciones, objetivos y metas son una mirada a future y no una garantía de desempeño futuro. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”
Plataforma lista para crecerActivos de primera línea con alto fit con el Equipo de Administración de Vista
Objetivo
2022
PRODUCCIÓN: +65 Kboe/d
~30% CAGR (8)
EBITDA:+$900 MM
~50% CAGR (8)
MARGEN EBITDA:+60%
>20 p.p.(8)
Plan de desarrollo de gran
crecimiento orgánico, basado en la
actual base de activos premium
4
• Reservas probadas convencionales de alta calidad y bajo costo – 55,7 MMboe
de reservas 1P (65% petróleo) con un precio de equilibrio de USD 30 por barril(1)
• Base de producción convencional con alto margen – 24,2 Kboed (60%
petróleo) con un margen de EBITDA de 45%(2)
• Acres core de shale oil en Vaca Muerta – aproximadamente 134,000 acres netos
altamente prospectivos, contiguos a bloques en etapa de desarrollo o con
proyectos pilotos terminados(3)
• Cluster operativo – la proximidad entre los bloques y la superposición del
desarrollo futuro de Vaca Muerta con las operaciones convencionales actuales, son
claves para aumentar la eficiencia y facilitar un desarrollo acelerado
Activos de
primera línea en
la cuenca
Neuquina
• Activos convencionales que generaran un flujo de caja significativo y de bajo
riesgo – EBITDA 2018E de USD 190 millones(4)
• Balance sólido – ratio Deuda neta/EBITDA de 0.8x(5)
Sólida posición
financiera
• Plataforma operativa completamente funcional – ~190 empleados y un sólido track
record en términos de métricas de HSE(6)
• Planes con cronograma de desarrollo discrecional y flexible – activos operados, la
mayoría 100% propiedad de Vista, con compromisos mínimos de capital
• Infraestructura operada existente – fase de desarrollo inicial cubierta con la
capacidad ociosa existente en infraestructura de tratamiento y transporte
• Inventario extenso y altamente rentable de locaciones de perforación en Vaca
Muerta – incluye 413 locaciones en el plan base, con un potencial de más de 1,100
locaciones(7)
Plan de
crecimiento
accionable
y rentable
• Credenciales y organización apalancables para expansión regional – ya sea
mediante adquisiciones, asociaciones o futuras licitaciones de bloques
• Acceso a flujo de oportunidades accionables que podrían generar retornos
ajustados por riesgo atractivos – enfoque inmediato en desarrollar una plataforma
inicial en México y transacciones complementarias en Argentina
Plataforma
óptima para la
expansión
regional
1. Basado en una valoración PV-10 a nivel de proyecto de flujo de caja descontado suponiendo USD 30/bbl constante en
términos reales y un precio de realización del gas de USD 4,6/mmbtu constante en términos reales.
2. Cifras 2018 basadas en estimaciones de la Compañía.
3. Operadores vecinos en la zona inmediata, incluyendo YPF en asociación con Chevron y Petronas, Shell y Wintershall.
4. A un precio realizado del crudo de USD 63,8 por barril
5. Considera préstamo existente de $300 MM y saldo de caja de $123 MM, ambos al 30 de
septiembre de 2018. EBITDA Ajustado 2018E, basado en resultados trimestrales 2T y 3T
multiplicados por 2 para anualizarlos.
6. Certificaciones ISO 14001 y OSHAS 18001.
7. Resultante de horizontes de navegación adicionales.
8. 2018E-2022E Crecimiento Compuesto Promedio.
Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.
1. La UTE Coirón Amargo Norte es operada por la subsidiaria APCO
5
1
2
3
4
5
Contener el declino de la producción
convencional
Enfocarse en la eficiencia de las
operaciones convencionales
Integrar las entidades y activos
adquiridos
Lanzar el desarrollo de Vaca Muerta
Implementar el plan de expansión
regional
▪ Staffed top-notch unconventional team
▪ Drilled surface and intermediate sections of first 4-well pad in Bajada del Palo with
conventional rig
▪ Skidding rig already drilling; fit-for-purpose rig arriving in August
▪ Expected tie-in of first pad in early Q1 2019.
▪ Equipos operativos integrados y equipo de gestión reorganizado
▪ Estándares de seguridad reforzados
▪ Estructura de gestión redefinida en una organización plana y centrada en los proyectos
▪ En proceso de implementación de un sistema ERP y de supervisión de las operaciones
en tiempo real.
▪ Nuevos pozos identificados, con alto retorno y bajo riesgo, apalancando las
instalaciones existentes
▪ Dos equipos contratados, actualmente perforando objetivos convencionales
▪ Equipo de workover dedicado a completaciones y workovers
▪ Plan implementado para descomprimir instalaciones
▪ Estudio de superficies lanzado para redefinir la base de proyectos
▪ Operación consolidada de todos los activos en una única compañía operadora,
Vista Oil & Gas Argentina S.A.(1)
▪ Revisión de gastos de los activos
▪ Programa de reducción de costos en marcha
▪ Primer paso regional en México: 3 bloques al 50% de participación en asociación con
Jaguar Exploration & Productions (acuerdo cerrado en diciembre 2019; Vista será
operadora de dos de los bloques a mediados de 2019)
▪ Actualmente evaluando otras posibles oportunidades de crecimiento
▪ Equipo de trabajo del no convencional de primera clase
▪ Superficie y secciones intermedias perforadas de la primera plataforma para 4 pozos en
Bajada del Palo Oeste con un equipo convencional
▪ Un equipo fit-for-purpose ya perforando
▪ Se espera iniciar la producción en el primer trimestre de 2019.
Hitos inicialesPlan inmediato de creación de valor
Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.
1. Basado en certificación de reservas a Diciembre 2016. Sur Río Deseado Este (UTE no operada por Vista) no fue incluida
2. Nueva concesión no convencional de 35 años en proceso de ser solicitada a las autoridades provinciales
3. Acres totales incluyen 12.809 acres netos de Sur Río Deseado Este
Descripción de los activos convencionalesProducción de petróleo de alta calidad
Descripción de activos(1)
• Cluster en la cuenca Neuquina que cubre ~511k acres en las provincias de
Neuquén y Río Negro
• Mayoría de producción de petróleo y gas a través de recuperación primaria y
secundaria en reservorios bien conocidos; ~1.031 pozos productivos activos y más
de 190 pozos inyectores
• Múltiples proyectos identificados para la optimización de inyección de agua, y la
perforación selectiva de pozos infill; el factor de recuperación actual es menor a
15%
• Producción de crudo liviano (Medanito tipo API >31°); vendido localmente con un
adicional por calidad de aproximadamente 1 USD/bbl, menos ~ 2 USD/bbl de
retenciones decontadas
• Producción de gas vendida a clientes industriales (94%) y ventas spot a
generadoras y traders (6%), a un precio promedio de mercado de aproximadamente
USD 5,1/Mmbtu en 3T 2018
• Infraestructura existente de tratamiento y transporte con capacidad ociosa
• Potencial de exploración en yacimientos de tight gas en las formaciones Cuyo,
Lotena y Los Molles
Producción24,2 Kboe/d
Reservas 1P55,7 MMboe
Reservas 3P82,6 MMboe
Perfil de los activos(4)
Petróleo Gas
P2P1 P3
6
8%
BLOQUES OPERADOS BLOQUES NO OPERADOS
TOTALMétricas netas
por Activo
Entre Lomas (EL)
Agua Amarga (AA)
Jagüel de los Machos (JDM)
Medanito (MED)
Bajada del Palo Oeste (BDPO)
Bajada del Palo Este (BDPE)
Coirón Amargo Norte (CAN)
Águila Mora (AM)
Acambuco (ACAM)
Coirón Amargo Sur Oeste (CASO)
W.I. (%) 100% 100%100%BDPO - 100%BDPE -
55%CAN – 90% AM1, 5%ACAM - 10%CASO -
Reservas 1P(1) (MMBoe) 23,0 17,0 14,5 - 55,7
Acreage 275.887 79.072 146.819 6.041 520.628(3)
Producción 3T 2018
Prom. diario (boe/d)9.037 8.116 6.598 441 24.191
Fin de concesión2026 EL
2034 /2040 AA
2025 JDM
2026 MED
2038 CAN
2053 BDPO
2053 BDPE
2019 AM(2)
2053 CASO -
Oportunidad de shale oil en Vaca Muerta (1/2)Combinación favorable de factores generadores de valor
PERMIAN
(WOLFCAMP)EAGLE FORD
BAJADA DEL PALO CORE
TOC (%) 5,5 4,54,2
Espesor (m) 172 41250
Presión (psi/pie) 0,48 0,800,90
• Los proyectos pilotos terminados y los actuales desarrollos en bloques
adyacentes, mitigan significativamente el riesgo
• El rendimiento de la producción en bloques vecinos valida el pozo tipo de Vista(2)
• Infraestructura operada existente con capacidad ociosa para la fase inicial de
desarrollo no convencional
• Total discreción y flexibilidad en cuanto al cronograma de desarrollo de Bajada
del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y Águila Mora (99% del acreage neto)
• Socio operador de primer nivel en Coirón Amargo Sur Oeste (Shell), con extensa
experiencia en Vaca Muerta (1% del acreage neto)
Con el equipo más experimentado en el desarrollo de Vaca Muerta
• 500 pozos perforados en la formación (~60% de la actividad en Vaca
Muerta hasta la fecha)
• Redujeron el costo de los pozos horizontales en 47%
• Alcanzaron 50.000 boe/d, partiendo de cero(2)
• Alto conocimiento técnico
Y acceso a la experiencia de Riverstone en no convencional en Norteamérica
• Presencia activa en todas las principales cuencas no convencionales
• ~3,1 millones de acres y ~300.000 boe/d(3)
• Principales directores generales de la industria de E&P incluyendo a
Mark Papa y Jim Hackett
TIR por pozo de > 75%(4)
y precio de equilibrio (5) de USD 35/bbl
Listo para Desarrollo a Escala
7
+ 134.000 acres netos
Caracteristicas únicas de recursos potenciales(1)
Ubicación Core en la Ventana de Shale Oil
1. Basado en estimaciones de la Compañía y Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda y el EIA US.2. Basado en el análisis externo independiente, realizado por WDVG - Petroleum Engineering Laboratories.3. Posición total, incluidas las inversiones actuales y pasadas.4. Precio del Brent asumiendo una curva strip para 2018 y 2019 al 22/1/18 y USD 60/bbl constante (en términos reales a 2018) a partir de 2020; un precio de realización del gas de USD 4,6/mmbtu constante en términos reales.5. Basado en una valuacion de flujos de caja descontados asumiendo USD 35/bbl constante en términos reales y un precio de realización del gas de USD 4,6/mmbtu constante en términos reales y una tasa de descuento del 10%.Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.
Bloque Águila Mora
(90% op WI)
Acres Netos: 20.700
Bloque Bajada del
Palo Oeste (100%
op WI)
Acres Netos: 62.500
Bloque Bajada del Palo
Este (100% op WI)
Acres Netos: 48.600
Bloque Coirón Amargo Sur
Oeste (10% non op WI)
Acres Netos: 1.631
1. Basado en un informe independiente a junio 2018.
Oportunidad de shale oil en Vaca Muerta (2/2) La actividad en marcha mitiga significativamente el riesgo de Bajada del Palo Oeste
Mapa de operaciones no convencionales en la
Ventana de shale oil
LA AMARGA CHICA
COIRÓN AMARGO SUR OESTE
SIERRAS BLANCAS/ CRUZ DE LORENA
BANDURRIA SUR
82. Basado en Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda.
• Segundo piloto de petróleo no convencional en Argentina
• Comenzó la tercera fase en 2018(2)
• Producción actual: 8,1kboe/d(2)
• Primer pozo no convencional de petróleo CASO.x-1 completado y
en producción desde Marzo 2018, con rendimiento por encima de
la curva tipo.
• Inversión total de 18,7 MM$, con 2.000 mt (6.560 pies) de longitud
lateral y 27 fracs.
• Landing zone en Upper La Cocina.
• Los primeros seis meses de producción acumularon 137,5 kboe
vs la curva tipo estimada del pozo de 126 kboe.
• 18 pozos perforados(2)
• SB-1005 es uno de los pozos más productivos en la cuenca, con
producción inicial de 1kbbl/d + 600 MMscfd(2)
• Producción actual: 3,5kboe/d(2)
• Acuerdo de asociación firmado en 2017 con ~$390 MM comprometidos(3)
• Fase piloto: dos etapas(4)
• Seis pozos perforados (4 horizontales)(2)
• Dos pozos exploratorios verticales
• Cuatro pozos horizontales perforados(2)
AGUADA FEDERAL
A
C
D
E
F
LOMA CAMPANA
• Primer proyecto piloto de petróleo no convencional en Argentina
• En fase de desarrollo
• ~559 pozos perforados, de los cuales ~148 fueron horizontales con una
longitud lateral de hasta 10.500 pies (3.200 m)(1)
• Producción actual: 45kboe/d(2)
B
Bloque Águila
Mora (90% op WI)
Bloque Bajada
del Palo Oeste
(100% op WI)
Bloque Bajada
del Palo Este
(100% op WI)
Bloque Coirón
Amargo Sur Oeste
(10% non op WI)
A
B
C
D
E
F
4.920 4.264 4.920 4.920 4.920 5.248 4.920 7.216
1617 17 17 17
1918
27
4T 2015 1T 2016 2T 2016 3T 2016 4T 2016 1T 2017 2T 2017 3T 2017
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
2/1
3
5/1
3
8/1
3
11/1
3
2/1
4
5/1
4
8/1
4
11/1
4
2/1
5
5/1
5
8/1
5
11/1
5
2/1
6
5/1
6
8/1
6
11/1
6
2/1
7
5/1
7
8/1
7
11/1
7
2/1
8
5/1
8
8/1
8
Mejoras en la productividad de pozos horizontales(2)
0
20
40
60
80
100
120
140
0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360
2015
2016
2017
2018+14%
2,77 2,77
2,31
2,031,88
1,73 1,73 1,62
4T 2015 1T 2016 2T 2016 3T 2016 4T 2016 1T 2017 2T 2017 3T 2017
Petróleo
Gas
9
Días
300 Díasde Producción
acumulada
+9%
+100%
+18%
150 Díasde Producción
acumulada
Aumento en la producción(3)
(kboe/d)(kbbl)
Producción acumulada
Aumento en la longitud lateral -pozos horizontales(1) El CAPEX por pozo ha disminuido(1)
(Longitud lateral – pies) (Etapas de fractura promedio– N°) (miles de $ / pie lateral)
7.216 pies (2.200m)
pozo horizontal
costo de $11,7 MM
4.920 pies (1,500m)
pozo horizontal
costo de $8,2 MM
Progreso de Vaca Muerta hasta la fechaEl riesgo de la formación se ha mitigado sustancialmente durante los últimos cinco años
1. Basado en la información de Loma Campana, tomada de la presentación para inversionistas del 3T17 de YPF y Giga consulting junio 2018, Woodmac mayo 2018
2. Basado en la información de la Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda, sobre una muestra.
3. Basado en estimaciones de la Compañía y en Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda.
Mes/Año
EUR petróleo (kbbl) 873
P.I. 30(bbl/d) 734
180-días acum (kbbl) 125
Potencial para retornos superioresImpulsado por la productividad de los pozos y la reducción en sus costos
Curva tipo de Vista en Vaca Muerta(1)
OPERATED FIELDS
• Curva tipo creada en base al modelo de simulación de Bajada del Palo
Oeste y la producción histórica que tienen como objetivo los intervalos
Orgánico y La Cocina, y longitudes laterales horizontales de > 3,280 pies
(1,000 m)
150
50
100
0
200
100 300 500 (Days)
P50
(bbl/d por 4.920 pies
(1.500m)
Producción diaria
Producción
acumulada
1,000
100
0
P50
(MMbbl por 4.920 pies
(1.500m)
Reducción del costo pozo impulsa las TIR’s(2)
Brent $/bbl
$9,5 MM
(TIR %)
NPV10 después de impuestos
($MM)6.560 pies (2.000m) costo pozo horizontal:
10
EUR gas (Bcf) 0,6 EUR total (kboe) 983
Gas seco P.I. 30(MMcf/d) 0,5 P.I. 30 (boe/d) 826
180-dás acum (Bcf) 0,1 180-días acum (kboe) 141
1. Basado en el análisis externo de asesor independiente, realizado por WDVG - Petroleum Engineering Laboratories.
2. No incluye los gastos de capital de las facilidades.
2.500
3.622
800
1.696
2012 2017
Vaca Muerta
Permian
Momentum en Vaca MuertaMomento favorable para entrar en el Play
“Super Majors”(1) con foco en Permian y Vaca Muerta
(Acres netos en ‘000s)
El descuento de múltiplos frente a Permian está disminuyendo(2)
(Adquisiciones precedentes en Vaca Muerta y comparables en Permian de
empresas cotizadas a un valor promedio ajustado en USD/acres netos)
Vaca Muerta en posición para seguir la trayectoria de crecimiento del Permian
$1,5000
11
+112%
+45%
$3.905 $3.277 $1.000
$7.255
$36.461 $35.725
$42.868$48.864
2014 2015 2016 2017
Vaca Muerta Acquisition Multiple US Permian Pure Play Trading Multilple
0
100
200
300
400
500
600
0
40
80
120
160
200
2012 20182013 2014 2015 2016 2017
Vaca Muerta producción 2012 : ~4 Mboepd
Permian año 0 (2008): producción 0 Mboepd
(Mboepd)
($ MM) $1.500 $5.300Inversiones en Vaca Muerta $250$550 $450
Permian VM Permian año 5 (2014): +556 Mboepd
VM producción Q3 2018E : ~200 Mboepd
(3)
Fuente: Wall Street Research, presentaciones de compañías, artículos de prensa, Texas Railroad Commission y el Ministerio de Energía y Minería (Presidencia de la Nación).1. Las "Super Majors" incluyen Exxon (y su subsidiaria XTO), Shell, BP (a través de su subsidiaria en Argentina, Pan American Energy) y Chevron.2. Presentaciones públicas y comunicados de prensa. Permian se adaptó al valor de producción de USD 35.000 / boe/d. 3. Las compañías Permian Pure Play incluyen Concho, Diamondback, Parsley Energy y RSP Permian; el múltiplo de mercado representa el Valor de la compañía anual promedio dividido por los acres netos anuales de Permian.
29,8
27,1
24,1
29,9
2016 2017E 2018E 2019E119
68
143
366
2016 2017E 2018E 2019E
13 14
23
36
2016 2017E 2018E 2019E
CAPEX histórico y objetivo(1)
Perspectiva (1/2)La meta es ofrecer resultados superiores basados en la estrategia de crecimiento
Perforación de pozos históricos y objetivo(1)
(#)
Producción histórica y objetivo(1)
($ MM)
(kboe/d)
+57%
+156%
+24%
12
No convencionalConvencional
1. Basado en información y estimaciones de la Compañía.
Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las
proyecciones y otras declaraciones a futuro”.
199
169152
165
2016 2017proforma
2018E 2019E
240
182 190
288
42% 41% 43%49%
-90%
-70%
-50%
-30%
-10%
10%
30%
50%
70%
90%
(50)
-
50
100
150
200
250
300
2016 2017proforma
2018E 2019E
575
439 445
583
2016 2017proforma
2018E 2019E
111 108
($ MM) ($ MM)
2016 2018-2021
acumulado
2022-2025
acumulado2017E
~1,100
-12%
+52%
13
~(300)
+31%
18.316.8
17.315.1
Perspectiva (2/2)La meta es ofrecer resultados superiores basados en la estrategia de crecimiento
Ingresos históricos y objetivo(1) EBITDA histórico y objetivo(1)Margen EBITDA
(%)
OPEX históricos y objetivo(1) Lifting CostFlujo de caja libre histórico y objetivo(1)(2)
($/bbl)
($ MM)
No convencionalConvencional Consolidado
($ MM)
1. Basado en información y estimaciones de la Compañía esto asume un precio Brent en función del strip para 2018 y 2019 al 22/1/18 y USD 60/bbl constante (en términos reales a 2018) a partir de 2020, como así
también un precio de realización del gas de USD 4,6/mmbtu constante en términos reales.
2. No incluye el flujo de caja de las actividades de financiación.
Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras
declaraciones a futuro”.
14
Aspectos destacados de la compañíaFactores clave de la diferenciación
Equipo de Administración de clase mundial
Posición core en Vaca Muerta lista para el desarrollo
Plan de desarollo con alto potencial de crecimiento
Plataforma única para expansión regional
Base de activos con generación de flujo de caja
Apéndices
Descripción de los activos 01
Resultados 3T 2018 02
Equipo de Administración 03
15
Iniciativas del plan empresarialImpulsar la generación de flujo de caja y crecer rentablemente
Convencional
Enfoque operativo personalizado Iniciativas clave Metas
• Modelo operativo ágil
• Rápida toma de decisiones, cerca
del frente de trabajo
• Mejoras continuas de costo y
eficiencia operativa
• Desarrollo - perforación de infill y
optimización de inyección de agua
• Subsuelo – revisar modelos
• Operaciones – revisar modelos de
contratación
• Pulling & Work Over – contrato
consistente con la base de activos
• Servicio de campo– eficiencias en mano
de obra
✓ Reducir declino en la
producción convencional
✓ Optimizar la producción
✓ Encontrar y desarrollar
nuevas estructuras
✓ Control de costos y
reducción de OPEX (gastos
operativos)
No convencional
• Obtener posiciones atractivas al
inicio del ciclo de vida de la cuenca
• Estrecha integración entre el
subsuelo, facilidades, D&C(1) y la
producción
• Operación de D&C(1) con foco en
la eficiencia a gran escala
• Unidad independiente no convencional de
primera clase
• Perforación por lotes
• Pozos horizontales más largos
• Diseños de fracturación customizados
• Suministros clave de origen estratégico
(arena de fracturación, agua y fluidos de
perforación)
✓ Crecimiento rápido
✓ Curva de aprendizaje
acelerada
✓ Desarrollo a TIR’s elevadas
✓ Desarrollo eficiente en modo
factoría
✓ Rendimiento optimizado de
pozo
Corporativo
• Organización centrada en activos
• Gestión cerca del frente de trabajo
• Estándares y procedimientos
operativos hechos a medida para
mejorar el costo y la eficiencia
• Estrecha colaboración con los
proveedores de servicios
• Contratar y capacitar a los mejores
especialistas en cuencas locales
• Integrar y optimizar los activos y entidades
adquiridas
• Centrarse en la eficiencia y modernizar la
cultura corporativa
• Interacción proactiva con partes interesadas
✓ Sinergias en costos
✓ Responsabilidad de P&L
✓ Respaldo de las partes
interesadas claves
161. Perforación y completación.
Formación Quintuco/Vaca Muerta
• Formación no convencional de primera clase en producción desde 2010
• TOC oscila entre 2 y 10%
• Espesor de 25 a más de 500 metros
• Roca madre de la cuenca Neuquina
Formación Mulichinco/Lajas/Lotena
• Formaciones de tight gas con resultados sólidos en toda la cuenca
• Arenas y conglomerados con baja permeabilidad que requieren estimulación hidráulica
para mejorar productividad
• La profundidad de productividad oscila entre 2.000 y 4.000 metros
Tordillo/Sierras Blancas /PuntaRosada
• Formaciones convencionales con más de 40 años de historia productiva
• Crudo liviano con API por encima de 32˚
• La mayoría de estas formaciones se encuentra bajo recuperación secundaria
Estratigrafía de la cuenca NeuquinaLas múltiples formaciones mejoran el potencial de crecimiento
Columna estratigráfica sintética
17
A
B
C
A
B
C
Cuenca Neuquina – ConvencionalActivos convencionales rentables con potencial de mayor crecimiento
Descripción de los activos
• 8 concesiones operadas y 1 no operada, con plazos de concesión
hasta el 2025/2026/2040/2053 (con prórrogas de 10 años
disponibles bajo la Ley Federal de Hidrocarburos, y tras pago de un
bono según una fórmula
• Producción de petróleo y gas en reservorios bien conocidos con
producción primaria y secundaria
• 3 concesiones contiguas en Río Negro y la provincia de Neuquén
que abarcan ~315 mil acres en la cuenca Neuquina más otros ~67
mil acres cercanos (a menos de 50 km de distancia)
• Producción de petróleo de alta calidad con potencial crecimiento a
través de pozos infill y la optimización de inyección de agua
Datos clave(1)
• Reservas 1P de 55,7 MMboe y reservas 2P de 74,7 MMboe(2)
• Producción diaria promedio 3T 2018 de 24,2 kboe/d (60% petróleo)
• Horizonte de reservas de 7,5 años
• ~521.000 acres en nuestras concesiones
Valor agregado de Vista
• Operación consolidada en todos los activos en una única operadora
• Eficiencia en toda la cadena y programa de reducción de costos
• Reversión del declino de la producción convencional base,
apalancados en las instalaciones existentes, un equipo de workover
dedicado a completaciones y workovers, y plan implementado para
mejora de instalaciones.
Mapa de operaciones convencionales(1)
18
1. Basado en información de la Compañía y Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda.
2. Reservas al 31 de diciembre de 2016.
Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las
proyecciones y otras declaraciones a futuro”.
Concesiones
Cuenca Neuquina – No convencionalGran potencial en zona altamente prospectiva de Vaca Muerta
Descripción de los activos
• Tres bloques operados (132.000 acres) y uno no operado (∼2.000
acres netos) en una zona altamente prospectiva en la ventana core
de Vaca Muerta
• Acreage core listo para su desarrollo a escala
• Bajada del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y Coirón Amargo Sur
Oeste están en la misma ventana prospectiva que La Amarga
Chicha (YPF-Petronas), Loma Campana (YPF-Chevron), Sierras
Blancas y Cruz de Lorena (Shell) y Aguada Federal (Wintershall),
con proyectos piloto terminados y/o ya en fase de desarrollo
• Un avance considerable en la reducción de costos ha mejorado la
economía del desarrollo en los últimos años
Datos clave(1)
• ~ 134.000 acres netos
• EUR (P50): 311 MMBoe
• Inventario de 413 locaciones a perforar en nuestro plan base, de un
potencial de más de 1,100 locaciones posibles
• Equipo de administración con experiencia considerable en Vaca Muerta
• Respaldo de Riverstone, uno de los principales inversionistas de capital
privado en no convencional en Norteamérica (tecnología, red, etc.)
• Secciones intermedias y superficie del primer pad de 4 pozos perforado
en Bajada del Palo Oeste con un rig convencional. Skidding rig ya
perforando y un fit-for-purpose rig arrivando
Mapa de operaciones no convencionales
19
Valor agregado de Vista
Águila Mora
Block (90% op
WI)
Bajada del Palo
Oeste Block
(100% op WI)
Bajada del Palo
Este Block (100%
op WI)
Coirón Amargo Sur
Oeste Block (10%
non op WI)
1. Basado en información de la Compañía y Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda.
Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las
proyecciones y otras declaraciones a futuro”.
Bajada del Palo, ubicación y zonas potenciales de navegaciónMúltiples zonas generan un extenso inventario de locaciones de perforaciones
Mapa de ubicación core de Bajada del Palo Oeste
Mapa de sobrepresión de Bajada del Palo
Oeste
Lado oeste
del bloque
de entre 40
y 32 API°
API°:
0 50 10
0
15
0
20
0
25
0
30
0
35
0
Overpressure (kg/cm2):
Área prospectiva
20 25 30 35 40 45 50 55 60
Lado oeste
del bloque
de más de
250 kg/cm2
(4,600 psi
Zonas productivas de
apilamiento múltiple
~5 pozos por sección(1)
2.800
2.850
2.900
CA
RB
ON
AT
OO
RG
ÁN
ICO
LA
CO
CIN
A
Hasta cinco zonas diferentes de navegación puestas a prueba en los bloques adyacentes
Testeado
20
PotencialPlan base
413 pozos +1.100 pozos(2)
Fuente: WDVG – Petroleum Engineering Laboratories.
1. Una sección equivale a 1,6 km (1,0 milla).
2. Incluye 413 pozos en el plan base.
Múltiplos de Transacciones Precedentes SelectasTransacciones precedentes en Vaca Muerta
Múltiplos de transacciones precedentes
($/acre)
Vendedor
Comprador
Acres
Area
Fecha
27.667
Bandurria
Sur
Abr-17
27.500
Bajada de
Añelo
Feb-17
23.095
La Amarga
Chica
Mar-15
49.970
La Escalonada
Abr-14
14.374
Aguada
Federal
Ene-14
48.500
Loma
Campana
Jul-13
5.050
El Orejano
Sep-13
Bajo del
Toro
19.390
Jun-17
Medanito $/bbl(1) 55,1 56,4 57,8 75,6 79,5 72,4 74,6 74,9
No No Yes No Yes No NoNoInterés operador
del comprador
21
$8.500$7.200 $7.000
$8.600
$6.000$7.300
$8.800
$14.000
Fuente: Comunicados de prensa y cobertura de medios de comunicación.
1. Basado en Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda.
Desarrollo fast track a gran escala (1/2)Desarrollo de Bajada del Palo versus un cronograma típico
DESARROLLO
TÍPICO
Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7
DESARROLLO FAST
TRACK BAJADA DEL
PALO OESTE Desarrollo a gran escalaRamp-up
Fase piloto 1 Desarrollo de campo en modo factoría
Fase de delineación
Adquisición e interpretación de sísmica 3D
• Definición del área prospectiva perforable
Recopilación de datos en pozos verticales:
• Adquisición de testigo corona para todo el
intervalo de Vaca Muerta
• Conjunto completo de registros (sonido e
imagen)
• Confirmación de madurez térmica
Análisis petrofísico para determinar las zonas
de navegación
Pozos horizontales para confirmar la
productividad de la zona de navegación
Fase piloto 1
Inputs para el plan de desarrollo
• Definición de configuración de plataformas
Cantidad de pozos por plataforma
• Perforación y optimización por lotes
• Optimización de diseño de terminación
Elaboración del plan de desarrollo de
campos
Construcción de facilidades
Optimización de logística relacionada con
arenas y agua
Negociación de contratos a escala
Desarrollo a gran escala
Ramp-up en la actividad
Estandarización de las operaciones
Optimización de la producción
• Política de administración de válvulas de cierre
• Optimización de extracción artificial
• Aseguramiento de flujo
• Telemetría y automatización (monitoreo remoto
desde sala de control)
• Política preventiva de disminución de orificio para
evitar interferencias
Mejoramiento continuo en la construcción de pozos
• Optimización en tiempo real (centro remoto de
operaciones)
• Procedimiento para el sometimiento a prueba de
nuevas tecnologías
22
Fase de delineación
Ya terminados para el bloque de Bajada del Palo
Entendimento avanzado para el bloque de Bajada del Palo
Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las
proyecciones y otras declaraciones a futuro”.
4 instalaciones de producción temprana y nueva planta de tratamiento de petróleo crudo
Desarrollo fast track a gran escala (2/2)La capacidad de las facilidades permiten el startup de la fase de desarrollo inicial
Bajada del Palo OesteTratamiento y transporte
de petróleo
Bajada del Palo Oeste Tratamiento y transporte
de petróleo
GasoductoCentro Oeste
GasoductoAguada del ChanarUSP-14 LC - YPF
GasoductoAguada del ArenaBorde Montuoso
Gasoducto Borde Montuoso NEUBA II
EC-8
EC-9
6km 4km 27km
OTP-Pipeline PH-PR
EC-8
EC-9
1
2
3
4
EPFPlanta de tratamiento de crudo
OTP
Entre Lomas
Bajada del Palo
1BMo
2BMo
1BP
N1
Gasoducto a construir
Bateria
Cañería existente
Cañería a construir
Bajada del Palo
EC-8EC-9
LPG-HRUPlants
Gasoducto
Aguada la Arena
Borde Montuoso
Área prospectiva
Gasoductos existentes con capacidad ociosa en las proximidades del bloque
6.000m de cañerías desde Entre Lomas a cañería existente
23
OTP
Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.
Facilidades para la fase de desarrollo inicial Facilidades para desarrollo a gran escala
24
Descripción de los activos
Resultados 3T 2018
Equipo de Administración
01
02
03
Apéndices
Producción diaria(1)
Ingresos
EBITDA Ajustado(2)
Caja al cierre del periodo
Deuda Financiera
Indicador de Endeudamiento Neto(3)
24.200 boe/d
116,9 $MM
57,1 $MM
123,3 $MM
300 $MM
0.8x
Vista Oil & Gas Aspectos destacados del 3er trimestre
Margen EBITDA
49%
Actividad no convencional
2 equipos activos
1. Incluye líquidos del gas natural (NGL) y excluye gas venteado, reinyectado, inyectado y consumido en las operaciones.
2. EBITDA Ajustado = Resultado Bruto + Depreciación de activos fijos + Depreciación de otros activos + Gastos extraordinarios (Ingresos).
3. EBITDA ajustado anualizado calculado al multiplicar por 2 el EBITDA Ajustado de los trimestres 2T y 3T 2018.
Producción operada
Reversión del declino
+ 0,4%
en Bajada del Palo
25
kboed
3T 2018
Producción diaria total operada
Producción total operadaDeclino revertido en la producción operada (el 98% de la producción total)
2T 2018
▪ 1 equipo de perforación activo; se perforaron 13 pozos nuevos en 2T/3T
▪ 1 equipo de workover rig realizó 13 completaciones y 14 workovers
▪ Todos los pozos fueron al objetivo de petróleo
Actividad convencional 3T 2018
Conteniendo el declino de la producción convencional base
1T 20184T 2017
24.1
23,7 23,825,4 24,3
Pozos nuevosperforados
9Pozos nuevos completados
10Workovers
10
3T 20182T 20181T 2018
-1,2%
0,4%
-4,2%
Crecimiento trimestral de la producción
26
Producción diaria
Producción de petróleo
Producción total por encima del guidance(1), impulsado por la producción de petróleo
14,8
kbbld
Producción de gas natural Producción de NGL
1,38
Mm3d
744 730
bbld
(1) El Guidance es el plan inicial de Vista (presentado a inversores) con base año completo 2018, ajustado por los días del tercer trimestre 2018.
14.6 14,7 1,42744
0,0%
-1,9%
Producción Total
24,2
kboed
+0,4%
3T 2018
24,1
2T 2018
3T Guidance(1)
24,4
+1,4%
14,6 1,38
744
27
3T 20182T 2018 3T 20182T 2018 3T 20182T 2018
EBITDA Ajustado
+19.2%
EBITDA Ajustado(2)
El margen significativamente por encima del guidance
$MM
57,1
47,9
49,5
+6 p.p.
49%
43%
45%
Margen de EBITDA Ajustado%
3T 20182T 2018 Q3 2018Q2 2018
Expansión del margen
derivado de la reducción de
costos.
3T Guidance (1)
28(1) El Guidance es el plan inicial de Vista (presentado a inversores) con base año completo 2018, ajustado por los días del tercer trimestre 2018.
(2) EBITDA Ajustado = Resultado Bruto + Depreciación de activos fijos + Depreciación de otros activos + Gastos extraordinarios (Ingresos).
Precio promedio del petróleo
6.0
$/Bbl
Ingresos y precios de ventaPrecios de venta por encima del guidance
Precio promedio del Gas Natural$/MMBTU
67,0
3T 2018
67,5
3T 2018
5,1
1. El Guidance es el plan inicial de Vista (presentado a inversores) con base año completo 2018, ajustado por los días del tercer trimestre 2018.
2. Los ingresos 2T 2018 no incluyen las ventas de la primer semana de dicho trimestre de la producción de Medanito y Jagüel de los Machos. Dicha producción fue vendida por Pampa Energía S.A e incluído
en otros activos corrientes.
4,7
2T 2018
68,0
2T 2018
4,8
+0,7%+7,4%
Los principales clientes fueron:
Trafigura, Shell e YPF.
El efecto estacional explica un nivel de
precios superior al guidance. El
volumen de ventas al segmento
industrial fue del 94%, el 6% restante
fueron ventas spot (generación,
comercializadores). 3T Guidance (1)
$MM
Ingresos
3T 2018
116,9
2T 2018 (2)
110,3
+4,2%
112,2
Ingresos por ventas por encima del
guidance en todos los productos.
29
Gastos Operativos
Menores gastos como resultado de iniciativas de reducción de costos y por la devaluacíón del peso.
Gastos operativos (OPEX)$MM
OPEX por barril$/boe
39,3
3T 2018
26,3
17,3
3T 2018
11,8
1. El Guidance es el plan inicial de Vista (presentado a inversores) con base año completo 2018, ajustado por los días del tercer trimestre 2018..
2T 2018
31,3
2T 2018
14,1
-33,1%
Aspectos destacados del OPEX
▪ Contratos de servicios renegociados:
▪ Ajuste de servicios de proveedores
▪ Formulas, tarifas y moneda base
▪ Rediseño de turnos eficientemente
▪ Reducción de camiones
▪ Costos denominados en Peso reducidos
por efecto de la devaluación
3T Guidance(1)
-31,8%
“One Team” actividad de Pulling
▪ Reducción a 1 proveedor
▪ Objetivos operativos acordados por
contrato, con intereses alineados
▪ Restructuración de los contratos de
pulling, desde tarifas horarias hacia tarifas
por tarea
▪ Reducción de los equipos desde 5 hasta
4unidades
30
5,4
23,7
3,6
13,4
2,0
2,5
Conventional
Unconventional
Facilities and others
Detalle del Capex$MM
InversionesSe redujo significativamente el costo de perforación de pozos convencionales
Actividad convencional:
• 9 pozos perforados y completados y 1 pozo completado del 2T en los bloques Medanitoy Jagüel de los Machos, más 10 workover.
• En octubre comenzó la perforación del primer pozo a la formación Lotena (gas natural) como objetivo.
• Plan de descompresión de infraestructura en ejecución.
Aspectos destacados delas inversiones (Capex) 3T
39,6
11,0
3T 20182T 2018
Evolución del desempeñoen perforación convencional
3T 20182017
1,42,4
-41,7%
Días promedio de perforación
12
7,4
Costo promedio por pozo ($MM/pozo)(1)
1. Cost per vertical well of 1,600 to 1,800 meters of vertical depth.
Actividad no convencional:
• Perforación de aislamiento, 2 superficies y secciones intermedias de la primer plataforma de 4-pozos en Bajada del Palo
• Registración de inversión ya desembolsada por 4,7 $MM en el pozo CASO.x-1 de Coirón Amargo Sur Oeste
31
Instalaciones y otros
No Convencional
Convencional
Locaciones de la
primer plataforma
(4 pozos horizontales)
Bloque Bajada
del Palo Oeste
(Vista 100%)
Bloque CASO
(Operada por Shell
Bloque Bajada
del Palo Este
(Vista 100%)
Pozo CASO.x-1Producción promedio mensual en kbbld
Desarrolo de Vaca MuertaEn marcha para completar los primeros pozos en 1T 2019
El pozo CASO.x-1 fue cerrado en el mes de septiembre
Coirón Amargo Sur Oeste
El primer pozo continua mostrando el buen desempeño en el área.
Tyoe curveActuals
Bajada del Palo
• Plan en marcha para completar la primer plataforma de 4 pozos en 1T 2019
• 2 equipos de perforación activos (1 equipo “walking” y uno de menor tamaño “spudder”)
• Comenzó la construcción de las instalaciones de producción temprana (EPF) para el primer set de plataformas.
• En negociación con las autoridades provinciales de Neuquén para la concesión no convencional por 35 años y regalías del 12%
Reales
Curva tipo
• El uso de un equipo de menor tamaño (spudder) para la perforación de secciones de superficie e intermedias genera eficiencia de costos.
• Completación de la última milla con sand boxes.
Prueba de concepto: Estrategia de perforación y completación
32
33
Vista incrementó su acreage operado en Vaca Muerta Incorporó 15.000 acres netos a partir del intercambio de activos con Shell
Tipo de concesión Permiso exploratorio hasta Sep-19
Area (acres totales) 23.000
Socios 90% Vista; 10% GyP
Pozos perforados (#) 4
• Adquirió el 90% de participación operada en Águila Mora ("AM") de
Shell más 10 $MM, a cambio del 35% de la participación no operada de
Vista en Coirón Amargo Sur Oeste ("CASO").
• Se retuvo el 10% de participación no operada en CASO.
• El monto de 10 $MM Shell lo destinará a mejorar la infraestructura
existente de abastecimiento de agua que contribuirá al desarrollo de
yacimientos de Vista
• Pendiente aprobación provincial para la modificación del contrato de
UTE de AM.
Aspectos de Aguila Mora
Adquirido Vendido Adquisición neta
20.7005.708
CASOAM Net Acreage to Vista
~15.000 +10 $MM
en infraestructura
hídrica
Acuerdo de intercambio cruzado de derechosMapa de las áreas
Acreage neto intercambiado en Vaca Muerta
Acreage altamente prospectivo en la zona norte de la ventana de petróleo volátil de Vaca Muerta, agregará un importante inventario
perforatorio operado. No tiene compromisos pendientes, los nuevos compromisos se negociarán con la nueva concesión a 35 años (se espera
que el programa piloto se lance en 2020).
Bloque Coirón
Amargo Sur Oeste
Bloque
Águila Mora
Bloque
Águila Mora
Posición financieraSólida posición financiera y fuerte generación de efectivo de las operaciones
34Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.
1.4 xEndeudamiento Bruto 1.5 x
Endeudamiento Neto 1.0 x
Indicadores financieros(1)(2) Q2 Q3
0.8 x
$MM
3T 2018
44,0
2T 2018
31,6
Flujo de efectivo de las operaciones$MM
+39,2%
1. El EBITA ajustado para los indicadores financieros 2T 2018, fue el Estimado por la Compañía de190 $MM.
2. Los indicadores 3T 2018 se calcularon el base a : (i) EBITDA ajustado anualizado calculado multiplicando por 2 la suma de EBITDA ajustados 2T y 3T. (ii) Deuda financiera de Vista al 31 de septiembre de 2018, y (iii) Saldo de
caja al cierre al 30 de septiembre de 2018.
74,8
44,0
40,4
-35,9
123,3
Al inicio del período Actividades operativas Actividades definanciamiento
Actividades de inversión Al cierre del período
Flujo de Efectivo 3T 2018
• Declino de la producción operada revertido
• Mayor reducción de gastos operativos a 11,8 $/boe
• Costo de perforación convencional 42% por debajo de 2017
Comentarios finales
Sólidos resultados
operativos
Progreso en
Vaca Muerta
Generación de efectivo
• Margen EBITDA de 49%, 6 p.p. por encima del guidance
• Manejo del capital de trabajo mejorado
• Incremento en la posición de efectivo a 123 MM$
• Indicadores financieros continúan saludables
35
• El plan de desarrollo de Bajada del Palo en marcha con 2 equipos
• Estrategia de perforación implementada para reducir costos con eficiencia
• Se ejecutó un acuerdo de intercambio de activos para incrementar el acreage
neto en ~15.000; bloque AM
Los resultados 3T 2018 están en línea para el lograr el guidance 2018
Balance ConsolidadoAl 30 de
septiembre de 2018
Al 30 de junio de
2018
Efectivo y equivalentes de efectivo 123,3 74,8
Cuentas por cobrar, neto 78,6 64,2
Impuestos a recuperar 0,1 0,3
Inventarios 1,6 2,5
Otros activos corrientes 3,0 25,1
Total activo corriente 206,6 166,9
Gastos pagados por anticipado - 1,8
Propiedades, plantas y equipos 782,3 634,3
Crédito mercantil 12,6 118,3
Otros activos no corrientes 12,0 16,7
Inversiones en asociadas 2,6 2,6
Total activo no corriente 809,5 773,7
Total activo 1.016,1 940,6
Cuentas por pagar 43,6 44,5
Acreedores diversos - 1,0
Préstamos 4,5 252,6
Intereses por pagar - 2,1
Impuesto sobre la renta 17,1 16,1
Otros impuestos por pagar 8,1 8,6
Salarios y contribuciones 4,1 -
Provisiones 3,2 1,1
Total pasivo corriente 80,6 326,0
Pasivo por impuesto diferido 158,0 101,0
Obligaciones laborales 3,7 3,6
Préstamos 294,4 -Provisiones 18,6 28,7
Total pasivo no corriente 474,7 133,3
Total pasivo 555,3 459,3
Total patrimonio 460,8 481,3
Total pasivo y patrimonio 1.016,1 940,6
Balance Consolidado(Montos en $MM)
36
1. EBITDA Ajustado= Margen operativo + depreciaciones + gastos de exploración + gastos extraordinarios
2. El Guidance es el objetivo planteado en el plan inicial de Vista (presentado a inversores) sobre una base anual, ajustado por la cantidad de días del 3T 2018.
.
Reconciliación de EBITDA Ajustado(1)
El EBITDA Ajustado del 3T 2018 fue de 57,1$MM, un 19,2% por
encima del guidance(2) de 47,9$MM. El Margen de EBITDA Ajustado
fue 49%, 6 puntos porcentuales por encima del guidance de 43%.
Resultado Neto
Vista registró una pérdida neta de 22,3$MM en el 3T. Esto se originó
principalmente por resultados no monetarios como: Impuesto a la renta
corriente de 13,2$MM e Impuesto a la renta diferido por 17,8$MM.
Estado de Resultados consolidado(Montos en $MM)
Reconciliación de EBITDA Ajustado
trimestral ($MM)
1 de julio a 30 de septiembre
2018
1 de abril a 30 de
junio 2018
Resultado Operativo 25,0 12,8
Depreciaciones 29,4 27,8
Gastos de restructuración 2,7 6,2
Costos de la combinación inicial de
negocios y otros gastos extraordinarios
- 2,7
EBITDA Ajustado(1) 57,1 49,5
Margen de EBITDA Ajustado (%) 49% 45%
Estado de Resultados
trimestrales
1 de julio a 30 de septiembre
2018
1 de abril a 30 de
junio 2018
Ingresos 116,9 110,3
Ingresos por ventas de petróleo crudo 91,8 85,3
Ingresos por ventas de gas natural 23,3 22,7
Ingresos por ventas de líquidos 1,8 2,3
Costo de ventas 72,8 75,9
Gastos operativos 26,3 31,3
Depreciaciones 29,4 27,8
Regalías 17,1 16,8
Margen Bruto 44,1 34,3
Gastos comerciales 7,2 5,0
Gastos administrativos 7,9 7,4
Otros gastos operativos 4,0 9,2
Resultado operativo 25,0 12,8
Ingresos por intereses 1,3 0,5
Gastos por intereses (7,5) (3,7)
Costo amortizado (9,1) (4,2)
Descuento del pasivo por taponamiento (0,5) -
Pérdida cambiaria neta (0,1) (10,4)
Resultado Financiero (15,9) (17,8)
Participación en asociadas (0,4) -
Ganancia (Pérdida) antes de Impuesto 8,7 (4,9)
Impuesto a la renta (diferido y corriente) (31,0) (32,0)
Resultado Neto (22,3) (36,9)
37
Descripción de los activos
Resultados 3T 2018
Equipo de Administración
01
02
03
38
Apéndices
1. Schlumberger Production Management and Schlumberger Integrated Project Management, business segments of Schlumberger Ltd. 39
Equipo de AdministraciónEquipo experimentado con sólido historial trabajando juntos
Juan Garoby • Más de 20 años de experiencia en exploración y producción y servicios petroleros
• Fue Vicepresidente Interino de exploración y producción de YPF, Director del área de Perforación y Terminaciones, Director de
no convencional (operaciones shale y tight) en YPF
• Ex Presidente de YPF Servicios Petroleros S.A. (empresa contratista de equipos de perforación de YPF)
• Experiencia previa con Baker Hughes Inc. (Brasil, Perú y Ecuador) y Schlumberger Ltd. (Europa y África)
• Ingeniero en Petróleo del lnstituto Tecnológico de Buenos Aires en Argentina
Director de
Operaciones
Alejandro Cherñacov• Más de 10 años de experiencia en la estrategia de exploración y producción en Latinoamérica, administrador de portafolio y
relación con inversionistas
• Fue Director de Finanzas de una compañía de exploración y producción de pequeña capitalización listada en Canadá
• Fue Gerente de Relación con Inversionistas y encargado del portafolio de proyectos exploración y producción en YPF Argentina
• Maestría en Finanzas de la Universidad Torcuato Di Tella, Certificado Profesional de Administración de Riesgos y Planeación
Estratégica de la Universidad de Stanford; Licenciado en Economía de la Universidad de Buenos Aires
Director de Relación con
inversionistas
Pablo Vera Pinto• Más de 15 años de experiencia en el desarrollo de negocios internacionales, consultoría y banca de inversión
• Anteriormente fue Director de Desarrollo de Negocios en YPF Argentina
• Fue miembro de los consejos de administración de Profertil (Agrium-YPF), Central Dock Sud S.A. (Enel-YPF) y de lMetrogas
S.A. (YPF, adquirida por British Gas)
• McKinsey & Company en Europa y en banca de inversión en Credit Suisse en Nueva York
• MBA INSEAD y Economista de la Universidad Torcuato Di Tella de Buenos Aires
Presidente y CEO
Miguel Galuccio
Director de Finanzas
• 25 años de experiencia en el sector energético a lo largo de cinco continentes (petróleo y gas integrado y servicios)
• Consejero independiente del consejo de administración de Schlumberger
• Ex Presidente y Director General de YPF y Presidente de Schlumberger SPM/IPM(1)
• Anteriormente fue Director General de Geomercado para México y Centroamérica en Schlumberger
• Experiencia previa con YPF International y Maxus Energy en Argentina y el sureste Asiático
• Ingeniero en Petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires en Argentina
Gastón Remy• Más de 15 años de experiencia en la industria energética
• Anteriormente, Presidente de Dow Argentina y sur de Latinoamérica (Argentina, Bolivia, Chile, Paraguay y Uruguay)
• Experiencia previa como Director de Legales de Latinoamérica y Director de Proyectos Globales, Fusiones y Adquisiciones del
Departamento Legal de Dow
• El señor Remy es Vice-presidente 1°del Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA) y fue Presidente del
53°Coloquio Anual (2017).
• Abogado de la Universidad de Buenos Aires, y Master of Laws (LLM) de la Universidad de Columbia, Nueva York.
Gerente general de
Argentina
40
Experiencia de Miguel Galuccio en SchlumbergerLíder de negocios globales transformacionales y de alto crecimiento
Capacidad de captar talento y
generar contactos
Líder de pensamiento
estratégico
• Más de 12 años en varias posiciones de liderazgo, incluyendo la presidencia de IPM y SPM, al igual que
Director General de Geomercado para México y Centroamérica
• Bajo su liderazgo, la compañía logró conceptualizar e implementar varias iniciativas estratégicas con impactos
duraderos
- Lideró la creación de SPM, que actualmente es una parte importante del plan de crecimiento de SLB, con
una producción de 235 Mbpe/d a nivel mundial
- Encabezó el negocio de Schlumberger en México, reposicionando la relación de la compañía con Pemex
• Llevó a IPM a convertirse en un estándar de excelencia operacional en el sector de servicio petroleros
- Ejecutó varios proyectos complejos en cinco continentes y bajo condiciones extremadamente complejas
(por ejemplo, el re-ingreso a Iraq, operaciones en Rusia y en Argelia)
• Desarrolló nuevos modelos de negocio integrando servicios con rendimientos y riesgos similares a exploración y
producción bajo SPM
• Proyectos de Burgos, Chicontepec, Alianza y Mesozoico con Pemex, perforación de más de 2,000 pozos en
8 años
- Proyecto Casabe con Ecopetrol; triplicó la producción en 5 años
- Contrato de Shushufindi con Petroamazonas (Ecuador): operado por SPM, en asociación con la empresa
de exploración y producción Tecpetrol (Grupo Techint) y la firma KKR; duplicaron la producción en 4 años
- Proyecto de shale gas de Barnett (Texas) y el proyecto de shale oil de Bakken (North Dakota)
- Otros proyectos en China, Rumania y Malasia
• Administró organizaciones globales de rápido crecimiento con más de 6,300 empleados en 55
proyectos en seis regiones
- Creó soluciones creativas con impacto financiero significativo motivando equipos y fomentando una
actitud proactiva en los ingenieros y geólogos de la compañía
• Desarrolló una amplia red global en la industria del petróleo y gas
- Relaciones sólidas con Directores Generales de empresas globales, independientes y compañías
nacionales de petróleo
Ejecución enfocada y orientada a
resultados
41
Equipo de Administración con comprobada experienciaEl Sr. Galuccio dirigió una notable transformación de YPF en un escenario complejo
Liderazgo estratégico con un
impacto visible
• Contribuyó activamente en el diseño e implementación de las reformas estructurales del mercado energético argentino
incluyendo el desarrollo y la implementación de un esquema de incentivos de precios de gas, precios de soporte para el
crudo doméstico, la enmienda de la Ley Federal de Hidrocarburos y el incremento de la producción y reservas
• Estableció las bases para el desarrollo económico de Vaca Muerta :
- Perforación de más de 500 pozos (90% de la actividad de Vaca Muerta)
- Reducción de los costos de perforación horizontal de más de 47% a USD 8mm por pozo horizontal
- Alcanzó una producción de 50,000 bpe/d (mayor desarrollo económico de shale fuera de Norteamérica)
Fuerte desempeño financiero y
operacional
• Triplicó el precio de la acción en los primeros 24 meses
• Aumentó la producción de YPF en más de 100 Mboed para llegar a 580 Mboed
• Logró un crecimiento en el EBITDA de 45% para llegar a más de USD 5 mil millones
• Aumentó la actividad de perforación de 25 a 74 equipos de perforación activos manteniendo índices de seguridad
de clase mundial
• Logró un crecimiento de reservas de 25% alcanzando más de 1,200 MMboe
Esfuerzo exitoso en desarrollo
de negocio, fusiones y
adquisiciones y mercados de
capitales
Habilidad para atraer talento y
originar transacciones
• Cerró más de 20 transacciones con un valor total de más de USD 4 mil millones incluyendo la adquisición de Apache
Argentina (USD 800mm) y los acuerdos de asociación (JVs) de shale Vaca Muerta con Chevron (USD 1,400mm), Petronas
(USD 550mm), y Dow Chemical (USD 180mm)
• Recaudó más de USD 8 mil millones de mercados internacionales y locales con más de 30 emisiones de nuevos bonos
entre 2012 y 2016 (con rendimientos menores al comparable soberano de Argentina). Esto representó más del 90% de todas
las emisiones internacionales de Argentina durante el periodo
• Más de 20 analistas bursátiles de prestigio cubrieron la acción de YPF: el equipo de Relaciones con Inversionistas de
YPF fue seleccionado como el número 2 de relación con inversionistas del sector Latinoamericano de petróleo y gas
por Institutional Investor
Décadas de experiencia en posiciones de liderazgo dentro del sector de petróleo y gas entregando consistentemente resultados notables
• Dirigió una organización compleja e integrada con más de 20,000 trabajadores directos
• Promovió el reclutamiento de directivos de la más alta calidad para posiciones clave e implementó iniciativas de
administración de talento de talla global
• El Sr. Galuccio fue elegido como el Mejor CEO de Argentina en el 2014 según una encuesta realizada por PWC, y CEO del
Año de Latinoamérica en el 2014 en los premios BRAVO Latin Trade
Consejo de Administración compuesto por profesionales de calidad mundialSólido gobierno corporativo, mayoría de Consejeros Independientes
Miguel Galuccio
Presidente del Consejo
Kenneth Ryan
Consejero por parte de
Riverstone
Susan L. Segal
Consejero independiente
Mauricio Doehner Cobián
Consejero independiente
Pierre-Jean Sivignon
Mark Bly
Consejero independiente
Consejero independiente
42
◼ Socio de Riverstone basado en la oficina de Nueva York y responsable del desarrollo de negocios, de las estrategias de capital, y de la relación con inversionistas
dentro de la firma
◼ Previo a unirse a Riverstone en 2011, el señor Ryan trabajaba para Gleacher & Company y Gleacher Partners en Londres y Nueva York, más recientemente como
Managing Director y Co-Head de Banca de Inversión
◼ Actualmente se desempeña como miembro del comité de inversión de Riverstone Credit Partners y como Consejero en Riverstone Energy Limited, HES International
y Trailstone
◼ El señor Ryan se graduó en la Facultad de Derecho de la Universidad de Dublin, Trinity College
◼ La señora Segal fue elegida Presidente y Directora General de Americas Society / Council of the Americas en 2003, después de haber trabajado en el sector privado
en Latinoamérica y otros mercados emergentes durante más de 30 años
◼ Antes de la designación en su puesto actual, fue socia de Chase Capital Partners / JPMorgan Partners con foco en private equity en Latinoamérica y pionera en
inversiones de venture capital en la región
◼ La señora Segal es miembro del Consejo de Americas Society / Council of the Americas, la Fundación Tinker, Scotiabank y Mercado Libre y Presidente del Consejo
de Scotiabank USA
◼ Se graduó en la Universidad Sarah Lawrence y recibió un MBA en la Universidad de Columbia, en los Estados Unidos
◼ El señor Sivignon es Asesor del Presidente y el CEO del Carrefour Group en Paris, donde previamente ocupó el cargo de CEO adjunto, CFO y Miembro del Comité
de Dirección. Previo a dicha experiencia, ocupó el cargo de CFO, Vice Presidente ejecutivo, y miembro del Comité de Dirección en Royal Philips Electronics en
Amsterdam.
◼ Anteriormente a su experiencia en Carrefour y Royal Phillips, ocupó varias posiciones financieras de alto nivel en Faurecia en Paris y en Schlumberger Limited en
Nueva York y Paris.
◼ Mr. Sivignon cuenta con una vasta experiencia internacional luego de múltiples asignaciones en los EEUU, RU, Países bajos y Francia. Con experiencia en países
emergentes, con un sólido track record en adquisiciones, financiamiento y listing de compañías (China y Brasil ).
◼ Mr. Sivignon se graduó con honores en Francia y obtuvo su MBA en ESSEC (Ecole Superieure des Sciences Economiques et Commerciales) también en Francia.
◼ El señor Bly tiene más de 30 años de experiencia en la industria de petróleo y gas y ha ocupado varias posiciones ejecutivas en BP. Su último rol dentro de la compañía fue
el de Vicepresidente Ejecutivo de Seguridad y Riesgo Operacional
◼ Formó parte del Equipo Ejecutivo de E&P de BP, a cargo de monitorear un portafolio internacional con unidades en Angola, Trinidad, Egipto, Algeria y el Golfo de México
◼ El señor Bly lidero la investigación interna del incidente de Deep Water Horizon en 2010, y ha sido el autor del “Bly Report” que definió el entendimiento de este evento por
parte de la industria y represento la fundación del nuevo programa de organización y prácticas de perforación global dentro de BP
◼ El señor Bly recibió su master en Ingeniería Estructural en la Universidad de California, Berkeley, y una carrera en Ingeniería Civil en la universidad de California, Davis
◼ Consulte la página 33 para obtener información biográfica del Sr. Galuccio
◼ Vicepresidente Ejecutivo de Asuntos Corporativos y Administración de Riesgos Empresariales de CEMEX desde Mayo 2014
◼ El señor Doehner ingresó a CEMEX en 1996 y ha ocupado diversos cargos ejecutivos en áreas como Planeación Estratégica, Relaciones y Comunicados
Institucionales y Administración de Riesgos Empresariales para Europa, Asia, Medio Oriente, Sudamérica y México
◼ Además, trabajo en la Presidencia de la República de México encabezando relaciones con el público mexicano, incluyendo temas diversos como reformas
gubernamentales y el presupuesto nacional
◼ Es Licenciado en Economía, egresado del Tecnológico de Monterrey, con Maestría en Administración de Empresas del IESE / IPADE, y tiene un Certificado
Profesional en Inteligencia Competitiva por la FULD Academy of Competitive Intelligence en Boston, Massachusetts
1. Schlumberger Production Management y Schlumberger Integrated Project Management, divisiones de negocio de Schlumberger Ltd.