Post on 20-Jul-2020
PRESENTACIÓN A INVERSIONISTAS
ABRIL 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.
Producción 4T1930.0
Mboe/d
Reservas 1P 2019(4) 101.8
MMboe
Costo operativo
unitario 4T199.3 $/boe
Acreage neto en
Vaca Muerta
~134,000
acres netos
Ingresos LTM(1) $416MM
EBITDA ajustado
LTM(1)(2) $171MM
Deuda neta $212MM
Apalancamiento
neto(3) 1.2x
3
Descripción de la compañía
(1) LTM: Últimos doce meses.(2) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros
ajustes(3) Apalancamiento bruto calculado de la siguiente manera: Deuda financiera total / EBITDA ajustado LTM. Apalancamiento neto
calculado de la siguiente manera: (Deuda financiera total – efectivo y equivalentes) / EBITDA ajustado LTM.
Concentrada en la principal cuenca argentinaSólido desempeño operativo y financiero
Bloques en la cuenca Neuquina(5)
◼ Activos convencionales en producción, con infraestructura de tratamiento instalada y capacidad ociosa para nueva producción
◼ Acreage de alta calidad en Vaca Muerta ya produciendo, y apalancado sobre la base de activos existente
◼ Productividad de los primeros 8 pozos entre las mejores de la cuenca, con pico IP-30 por encima de 1,600 boe/d en promedio
◼ Mejoras continuas en la eficiencia de perforación y completación
◼ Joint Venture en 3 bloques on-shore en México, 2 de estos a ser operados por Vista
Base rentable de activos operados con potencial de crecimiento
(4) Reservas al 31 de diciembre del 2018, auditadas por DeGolyer & MacNaughton.(5) No se muestran los siguientes bloques: Dos bloques no operados en las cuencas de Noroeste y Golfo San Jorge (Argentina),
un bloque operado en la cuenca Sureste (México), un bloque operado y uno no operado en la cuenca de Tampico-Misantla (México).
Bloques de Vista con potencial no convencional Bloques convencionales de Vista
Coirón Amargo Sur
OesteCoirón Amargo Norte
25 de Mayo
Medanito
Águila Mora
Se alcanzó un crecimiento interanual en la producción de 19% (petróleo 24%)
Producción diaria
EBITDA ajustado(2)
Margen de EBITDA ajustado
Costo operativo
Capex
Plataforma preparada para el crecimientoCumplimos con las proyecciones de 2018
Hitos operacionales LTM
Producción no convencional de Bajada del Palo Oeste totalizó 6,687 boe/d en 4T19 con 8 pozos produciendo
Se redujo el costo operativo unitario interanual promedio en 22% a 10.8 $/boe
Se aumentaron las reservas probadas de 57.6 MMboe a 101.8 MMboe - Índice de reemplazo de reservas probadas implícito de 516%
4
(1) Tal como se presentó en la Junta General de Accionistas del 2 de marzo de 2018.(2) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros
netos + depreciaciones + otros ajustes.
(3) Refiere a la producción diaria promedio al cerrar el año(4) Capex en perforación y completación, por sus siglas en inglés correspondientes a drilling &
completion
Nota importante: Las proyecciones son declaraciones a futuro que se basan en suposiciones que están inherentemente sujetas a incertidumbres y contingencias significativas, muchas de las cuales están fuera de nuestro control. Habrá diferencias entre los resultados reales y los proyectados y los reales podrán ser materialmente mayores o significativamente menores que los contenidos en las proyecciones.
Plan de desarrollo orgánico de alto crecimiento basado en activos de primer nivel
2019Real
29,112 boe/d
171 $MM
41%
10.8 $/boe
224 $MM
2018Real(1)
24,470 boe/d
195 $MM
45%
13.9 $/boe
130 $MM
%
+19%
(12)%
(4) p.p.
(22)%
+72%
2020Proyectado
Exit Rate(1)
36-38 Mboe/d
200-220 $MM
-
~10.0 $/boe
D&C260 $MM
29,112
65,000
2019 Real 2022 Objetivo
Target production growth
boe/d
Aspectos destacados de la inversión
5
Única oportunidad de inversión pública “pure-play” en Vaca Muerta
Operación estable y de bajo costo operativo
Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo
y con resultados sólidos
Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento
significativo
Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de
gestión en petróleo y gas
16.9
14.1
11.8 12.6 12.0 12.3
9.8 9.3
1Q18 2Q18 3Q18 4Q18 1Q19 2Q19 3Q19 4Q19
27.224.6 24.4 24.2 24.7 25.7
29.031.6
30.0
2017 1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19
Convencional Shale
Producción total
(Mboe/d)
6
Operación estable y de bajo costo operativoHitos operativos
Costo operativo unitario
($/boe)
Se revirtió el declino de la producción convencional
24.1Se redujeron los costos operativos
Pro forma Real
Pro forma Real
+22%
(45%)
7
Reservas probadas totales (1)
Fuerte productividad de Vaca Muerta impulsa gran aumento de reservas y producción
(1) 1 metro cúbico petróleo = 1,000 metros cúbicos gas= 5,615 pies cúbicos gas = 6.2898 barrilles de petróleo equivalentes(2) Para el índice de reemplazo de reservas, petróleo incluye crudo, condensado y GNL; GNLs representan menos del 2% de las reservas(3) 101.5 MMboe en Argentina y 0.3 MMboe en Mexico
MMboe
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
Bloque W.I. (%)
Reservas
netas
2019 1P
(MMboe)
Acreage
neto
Producción
4T 2019
(Mboe/d)
Plazo de
concesión Operador
Entre Lomas (EL) 100% 18.9 183,014 7.6 2026 Si
Bajada del Palo Oeste
(BPO)100% 62.7 62,641 12.2 2053 Si
Bajada del Palo Este
(BPE)100% 2.9 48,853 1.3 2053 Si
Agua Amarga 100% 0.9 95,580 0.6 2034/2040 Si
25 de Mayo Medanito 100% 6.7 32,247 3.2 2026 Si
Jaguel de los Machos 100% 6.7 48,359 4.0 2025 Si
Coirón Amargo Norte
(CAN)55% 0.4 14,629 0.2 2037 Si
Aguila Mora 90% – 21,128 0.1 2054 Si
Coirón Amargo Sur Oeste
(CASO)10% 1.6 1,644 0.2 2053 Si
Sur Río Deseado Este 16.9% – 12,807 – 2021 No
No
roeste
Acambuco 1.5% 0.6 4,406 0.2 2036/2040 No
Su
reste
CS-01 50% 0.3 11,758 0.2 2047 Si
A-10 50% – 42,915 0.2 2047 Si
TM-01 50% – 8,944 0.0 2047 No
Total 101.8 588,925 30.0
Arg
en
tin
a
Neu
qu
ina
Go
lfo
San
Jo
rge
Me
xic
o
Tam
pic
o -
Mis
an
tla
8
Operación estable y de bajo costo operativoClúster productivo de alta calidad con foco en petróleo crudo
(1) En 2T19 Vista exportó su primer cargo de petróleo(2) LTM 4T19.(3) Incluye Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro.
◼ Producción de petróleo y gas a partir de reservorios bien conocidos
◼ Recuperación primaria y secundaria mostrando rendimientos atractivos
◼ Producción de crudo ligero vendido mayormente a clientes domésticos(1)
◼ Producción de gas vendida a clientes industriales (55%), distribuidores & GNC (37%) y a los segmentos de generación y comercializadoras del mercado spot (8%)(2)
◼ Infraestructura de tratamiento y evacuación instalada con capacidad ociosa
(1) (5)
Perfil de activos
(5)
(5)
(4)
(4) Incluye Jarilla Quemada y Charco del Palenque. (5) Vista operará el campo una vez aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos "CNH".(6) Consolida las reservas de CS-01, A-10 and TM-01
~1,100 pozos productores activos
Producción de crudo tipo Medanito con API >30
+200 pozos de inyecciónÍndice de reemplazo de
reservas 2019 161%
(3)
Producción Total(4T 2019)
62% 35%
2%
Petróleo Gas GNL
30.0 Mboe/d
(6)
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
9
◼ Acres netos: 21,128 (90% WI)
◼ Plazo de concesión: 2054
◼ Operador: Vista
◼ Compromiso: Gastos de capital por $32MM hasta
noviembre de 2021
10
Acreage de Vista 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: Gastos de capital por $52MM hasta
diciembre de 2021
Bajada del Palo Oeste
◼ Acres netos: 62,641 (100% WI)
◼ Plazo de concesión: 2053
◼ Plan 2019: 12 pozos nuevos en producción (8 pozos ya
produciendo)
◼ Operador: Vista
◼ Compromiso: Gastos de capital por $106MM hasta junio
de 2020 – ya completados
◼ La producción alcanzó los 4,823 boe/d con 4 pozos en
2T19
Coirón Amargo Sur Oeste
◼ Acres netos: 1,644 (10% WI)
◼ Plazo de concesión: 2053
◼ Plan 2019: 3 pozos nuevos en producción (completados
en el 1T19)
◼ Operador: Shell
◼ Cuatro pozos actualmente en producción
Áreas de bajo riesgo adyacentes a campos desarrollados de jugadores globales de petróleo y gas, incluyendo ExxonMobil, Chevron, Shell y YPF, entre otros
Áreas productivas Piloto / Delineación
Los números de las líneas de contorno indican grados API
LaCocina
Orgánico
CarbonatoInferior
CarbonatoMedio
CarbonatoSuperior
Desarrollo de Vista en Vaca MuertaAcreage en Bajada del Palo Oeste
Múltiples horizontes de navegación potenciales
Potenciales propiedades geológicas de primer nivel(1)
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
(1) Estimaciones de la Compañía, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía y EIA.
11
Desarrollo de cubos programado para minimizar el efecto “padre-hijo”
800 – 900ft / 250 – 300m longitud lateral
Plan base
Inventario de perforación
+400 pozos
PotencialPlan base
▪ Resultados sólidos y consistentes en los 8 pozos de los primeros
dos pads
▪ Se completaron y conectaron los 4 pozos del tercer pad con
mejoras en eficiencia
Ubicación de los primeros padsde Vista
Desarrollo de cubos conceptual
~250m
Actualización de la actividad en 1T 2020
• Completamos y conectamos el pad #3 con un total de
177 etapas de fractura
• Actualmente estamos perforando el pad #4 (primer
pozo de Vista en nuevo nivel de navegación, Carbonato
Inferior)
• Comenzamos a perforar con un segundo rig (pad #5)
Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7
Desarrollo de Vista en Vaca MuertaBajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría
BAJADA DEL PALO OESTE
Desarrollo Fast track
Plan de desarrollo fast track respaldado por el novedoso enfoque One-Team
Desarrollo del bloque en modo factoríaRamp-up
Desarrollo del bloque en modo factoría
Fase piloto 1Fase de delineaciónDesarrollo típico
Etapa actual
Locación lista
Set de fractura completando el 1er pad
Guías e Intermedias ya perforadas
por un spudder rig
Walking rig perforando secciones horizontales en el
segundo pad
12Perforación Completación
Costo de completación
$M/etapa
220200
189
Primerpad
Segundopad
Tercerpad
(14%)
Tecnología de vanguardia
13
Mejoras de eficiencia en el segundo y tercer pad
Desarrollo en Vaca MuertaMejoras significativas en la perforación y completación del primer al tercer pad
Perforación:
◼ Perforación de secciones guías e intermedias con equipo de perforación de menor tamaño
◼ Sistema giratorio dirigible durante la sección direccional
Completación:
◼ Silobolsas para almacenar apuntalante cerca de la locacíón del pad
◼ Sistema monoline frac-manifold para conectar los 4 pozos
◼ Conexión inalámbrica rig-lock y engrasado remoto de válvulas de fractura
◼ Manguera plana para abastecer, reduciendo costos y mejorando la logística
(1) Un piloto con un espaciamiento entre fracturas de mayor densidad de 40 metros / 131 pies
(2) Normalizado a un pozo promedio de 2,500 metros de rama lateral y 34 etapas de fractura
Costo de perforación y completación según lo presupuestado
Métrica Promedio por pozo
Primer pad Segundo pad Tercer pad
Longitud lateral
(metros/pies)2,550 / 8,366 2,117 / 6,946 2,808 / 9213
Etapas (#) 34 36 44
Espaciamiento
de fracturas
(metros/pies)
75 / 246 60 / 197 60 / 197(1)
13.812.6
11.7
Primerpad
Segundopad
Tercerpad
Costo D&C por pozo(2)
$MM(15)%
753 796
601
Primerpad
Segundopad
Tercerpad
Velocidad de perforación Costo por pie lateral
477
726741
Primerpad
Segundopad
Tercerpad
pies/día $/pie+55% (20)%
14
Desarrollo en Vaca MuertaPrimeros dos pads produciendo por encima de las expectativas
Producción acumulada por pozo Producción diaria por pozo
Pico IP-30
1,310
1,884
1,392
1,670
1,368
2,013
1,443
1,824Promedio
1,564
Promedio1,662
MDM2013
MDM2014
MDM2015
MDM2016
MDM2029
MDM2030
MDM2032
MDM2033
boe/d
MDM2030
MDM2029
MDM2032
MDM2033
Primer pad Segundo padDías
Días
Mboe/d
Formación Primer pad Segundo pad
Orgánico
La Cocina
MdM-2013h MdM-2015h
MdM-2016hMdM-2014h
MdM-2029h MdM-2032h
MdM-2030h MdM-2033h
Curva tipoVaca Muerta(1)
Petróleo Gas Total
EUR 972 Mbbl 0.6 Bcf 1,079 Mboe
Pico IP-30 1,017 bbl/d 0.6 MMcf/d 1,119 boe/d
180 días acumulada 147 Mbbl 0.09 Bcf 163 Mboe
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
300
0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390
Vista's type curve (1.1 Mmboe) MdM-2013h
MdM-2014h MdM-2015h
MdM-2016h MdM-2029h
MdM-2030h MdM-2032h
MdM-2033h
0.0
0.3
0.6
0.9
1.2
1.5
1.8
2.1
2.4
0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390
Vista's type curve (1.1 Mmboe) MdM-2013h MdM-2014hMdM-2015h MdM-2016h MdM-2029hMdM-2030h MdM-2032h MdM-2033h
(1)
En promedio, la producción
de nuestros primeros 8 pozos
está 28% por encima de la
curva tipo luego de 180 días
15
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 incluídas: CPE, CXO, FANG, HK, LPI, MTDR, PE, PDCE, PXD, SM, WPX, XEC, EOG y CDEV; Solo
incluye pozos perforados en las cuencas Delaweare, Central Platform y Midland, con foco en la formación Wolfcamp
(2) Fuente : Capítulo IV – Secretaría de Energía de Argentina; Todos los pozos petrolíferos laterales incluidos
(3) Calculado como el promedio del petróleo acumulado de los 8 pozos
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0
50
100
150
200
250
300
P25P75 P50 P10
Pozos Vista
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 longitude lateral
Mboe/pozo
Pozos otras compañías
P75 P50 P25 P10
Pozo promedioVista(3)
16
Resumen financieroSólida posición financiera
(1) Calculado con el EBITDA ajustado de Vista de los últimos 12 meses de 170.9 $MM
(2) Excluye 20 $MM de efectivo y equivalentes de efectivo de Aleph Midstream S.A
✓ Emisión exitosa de capital por 100 millones de dólares
en un doble listado en la Bolsa de Nueva York (julio
2019)
✓ Emisión de 100 $MM en 2 bonos en Argentina en 3T
2019 (bullet a 2 y 3 años)
✓ Estrategia de conservación de caja desde agosto 2019 –
optimización de capital de trabajo y menores inversiones
generaron un sólido flujo de operaciones en el 4T 2019
✓ El 19 de febrero de 2019, se emitió 50$MM en un bono
bullet a 4 años en Argentina
Cash flow año 2019
$MM
Deuda financiera 451.4 $MM
(-) Efectivo y equivalentes de efectivo (239.5) $MM
Deuda neta 211.9 $MM
Apalancamiento neto(2) 1.2x
Apalancamiento trimestral al 31 de diciembre, 2019(1)
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
17(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
18
Única oportunidad de inversión pública “pure-play” en Vaca Muerta
Operación estable y de bajo costo operativo
Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo
y con resultados sólidos
Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento
significativo
Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de
gestión en petróleo y gas
CU
ST
OM
LA
YO
UT
Unsaved Document / 3/6/2019 / 23:41
Apéndice
22 Km de manguera flexible para transportar agua a los tanques en la locación
• 100% de disponibilidad de agua garantizada durante la actividad de fractura
• Reducción de costos
• Mínimo impacto ambiental
• 7,500 viajes de camiones evitados
Desarrollo de Vista en Vaca MuertaBajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría
20
100% de la completación utilizando sand boxes
• Exposición mínima al polvillo de arena
• Mejora de logística y reducción de costos de transporte
• Mejora en la productividad al incrementar la disponibilidad de arena en la locación
21
Desarrollo de Vista en Vaca MuertaBajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría
Financiamiento: actividad en el mercado de capitalesObtuvo $200 millones a través de un dual listing en la Bolsa de Nueva York y la emisión de dos series de un bono argentino
22
Vista Argentina recaudó $50 millones en una emisión de bono
local a 24 meses y obtuvo $50 millones en una emisión
subsecuente de un bono local a 36 meses
• Tasas de interés anual del 7.88% y 8.50% para las clases de 24 y
36 meses, respectivamente
• Bullet al vencimiento el 31 de julio de 2021 y 7 de agosto de 2022
• Pagos de interés trimestrales
Vista cerró y liquid una oferta global de 10,906,257 acciones
en NYSE y BMV y comenzó a cotizar en NYSE
• Fondos brutos totalizaron aproximadamente $ 101 millones
• 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
Vista Argentina recaudó $50 millones en una emission de bono
local a 48 meses
• Tasa de interes annual del 3.5%
• Bullet al vencimiento el 21 de febrero de 2024
• Pagos de interés semestrales
Ingresos y preciosCrecimiento de la producción compensado por menores precios realizados
23
65.5
48.7 48.1
4T 2018 3T 2019 4T 2019
4.03.5
2.2
4T 2018 3T 2019 4T 2019
104.1 105.496.4
4T 2018 3T 2019 4T 2019
Precio promedio crudo$/bbl
Precio promedio gas natural$/MMBtu$MM
Ventas
▪ Crecimiento en producción
compensada por menores precios
realizados
▪ Caída interanual como
consecuencia del Decreto
Presidencial N°566, impactando
los precios realizados durante la
primera mitad del 4T 2019
▪ Precio promedio realizado fue
44.2 $/bbl durante la primera
mitad del 4T 2019, 50.9 $/bbl en
el resto de noviembre y 52.5 $/bbl
en diciembre
▪ Precios realizados cayeron
principalmente por exceso de
oferta en el Mercado local de gas
(27)%(45)%
(7)%
Costo operativoFuerte caída interanual del lifting cost
24
28.6 28.425.7
4T 2018 3T 2019 4T 2019
Costo operativo$MM
Costo operativo unitario$/boe
12.6
9.8 9.3
4T 2018 3T 2019 4T 2019
▪ Caída en el costo operativo unitario como resultado de absorber base de costos con el la producción shale
incremental
(10)%
(26)%
EBITDA ajustadoMenores márgenes impulsados por un ambiente de bajos precios realizados
25
(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes
40.446.6
35.7
4T 2018 3T 2019 4T 2019
EBITDA ajustado(1)
$MM
Margen de EBITDA ajustado%
39%44%
37%
4T 2018 3T 2019 4T 2019
▪ Principalmente impactado por una caída en los precios realizados; parcialmente compensado por creicimiento
de la producción shale y eficiencias en costos
(12)% (2)p.p.
Balance consolidadoMontos expresados en $MM
26
Balance consolidado Al 31 de diciembre de 2019 Al 31 de diciembre de 2018
Caja, bancos e inversiones corrientes 260.0 80.9
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 95.0 86.1
Activos disponibles para la venta 0.0 0.0
Inventarios 19.1 18.2
Total activo corriente 374.0 185.1
Propiedad, planta y equipos 917.1 820.7
Crédito mercantil 28.5 28.5
Activos por derecho de uso 16.6 0.0
Otros activos intangibles 34.0 31.6
Otros activos no corrientes 0.0 0.0
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 14.4 20.2
Total activo no corriente 1011.1 901.0
Total activo 1385.2 1086.1
Pasivos disponibles para la venta 0.0 0.0
Provisiones 3.4 4.1
Deudas financieras 62.3 10.4
Salarios y contribuciones sociales por pagar 13.4 6.3
Impuesto sobre la renta por pagar 3.0 22.4
Pasivos por arrendamientos 7.4 0.0
Otros impuestos y regalías por pagar 6.0 6.5
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 98.3 84.3
Total pasivo corriente 193.9 134.1
Pasivos por impuestos diferidos 147.7 133.8
Provisiones 21.1 16.2
Leases liabilities 9.4 0.0
Pasivos por arrendamientos 389.1 294.4
Títulos opcionales 16.9 23.7
Beneficios a empleados 4.5 3.3
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 0.0 1.0
Total pasivo no corriente 589.1 472.4
Total pasivo 782.9 606.5
Total capital contable 602.2 479.7
Total capital contable y pasivo 1385.2 1086.1
Estado de resultados consolidadoMontos expresados en $MM
27(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes
Reconciliación del EBITDA ajustado(1)
El EBITDA ajustado de 2019 fue 171$MM, con un margen de
EBITDA ajustado del 41%
Reconciliación del EBITDA
ajustado ($MM)
Año
terminado el
31 de dic de
2018
Año
terminado el
31 de dic de
2018
Pro-Forma
año 2018
Utilidad (pérdida) de operación 14.8 54.2 72.8
Depreciaciones, agotamiento y
amortizaciones153.0 74.8 106.7
Gastos de reestructuración 3.2 12.0 12.0
Otros ajustes 0.0 5.4 3.5
EBITDA Ajustado(1) 171.0 146.4 195.0
Margen de EBITDA Ajustado (%) 41% 44% 45%
Income StatementAño terminado el
31 de dic de 2019
Año terminado el
31 de dic de 2018
Revenues 416.0 331.3
Ingresos por ventas de petróleo 338.3 260.1
Ingresos por ventas de gas natural 71.5 65.2
Ingresos por ventas de líquidos del gas 6.2 6.1
Costo de ventas (328.1) (212.5)
Costos de operación (114.4) (86.2)
Fluctuación del inventario de crudo 0.3 (1.2)
Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones (153.0) (74.8)
Regalías (61.0) (50.3)
Utilidad bruta 87.8 118.8
Gastos de ventas y de administración (69.5) (48.5)
Gastos de exploración (0.7) (0.6)
Otros ingresos/gastos operativos, neto (3.0) (15.5)
Utilidad (pérdida) de operación 14.6 54.2
Resultado por inversiones 0.0 0.0
Ingresos por intereses 3.8 2.5
Gastos por intereses (34.2) (15.7)
Otros resultados financieros (0.7) (23.4)
Resultados financieros netos (31.1) (36.6)
Utilidad (pérdida) antes de impuesto (16.5) 17.6
Impuesto sobre la renta (corriente y diferido) (16.2) (47.3)
Utilidad (pérdida) neta del período (32.7) (29.9)
Utilidad neta
Vista registró una pérdida de (32.7) $MM en el año fiscal 2019
28
Resumen de activos mexicanosPrimeros pasos hacia la regionalización de la plataforma
C
AB
Datos clave Antecedentes / Estrategia de desarrolloUbicación
TM-01
◼ Estado: Veracruz
◼ Área: 8,944 acres netos(1)
◼ Hidrocarburo: Aceite
◼ Campos: 3
◼ Cobertura sísmica 3D
◼ Pozos perforados: 40
◼ Litología: Caliza de arrecife
◼ Producción neta 4T19 : 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
C
CS-01
◼ Estado: Tabasco
◼ Área : 11,758 acres netos(1)
◼ Hidrocarburo: Aceite y condensado
◼ Campos: 2
◼ Pozos perforados: 50
◼ Litología: Arenisca
◼ Producción neta 4T19: 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
◼ Campos: 4
◼ Pozos perforados: 19
◼ Litología: Arenas de grano grueso
◼ Producción neta 4T19 : 0.2 Mboe/d(1)
◼ 13 pozos han sido perforados con el soporte de 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(2)
Vista (2)
Jaguar
(1) Vista es dueño del 50%.(2) Vista operará el campo una vez aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos "CNH".