P R E S E N TA C I Ó N A
I N V E R S I O N I S TA S
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 mismo como asesoría legal, fiscal o recomendación de compra o de inversión, por lo que deberán consultar a sus propios asesores para tal efecto. Este documento contiene estimaciones y análisis subjetivos, así como aseveraciones. Cierta información contenida en el presente deriva de fuentes preparadas por terceros. Si bien se considera que dicha información es confiable para efectos del presente, no nos pronunciamos sobre, ni garantizamos o asumimos obligación expresa o implícita alguna con respecto a la suficiencia, precisión o fiabilidad de dicha información, ni de las aseveraciones, estimaciones y proyecciones contenidas en el mismo; por otro lado, nada de lo contenido en este documento deberá ser considerado como una expectativa, promesa o pronunciamiento respecto de un desempeño pasado, presente o futuro. Ni Vista, sus respectivos consejeros, funcionarios, empleados, miembros, socios, accionistas, agentes o asesores se pronuncian sobre o garantizan la precisión de dicha información. Este documento contiene, y en las pláticas relacionadas con las mismas se podrán mencionar,“estimaciones futuras”. Las estimaciones futuras pueden consistir en información relacionada con resultados de operación potenciales o proyectados, así como una descripción de nuestros planes y estrategias de negocio. Dichas estimaciones futuras se identifican por el uso de palabras tales como “puede”, “podría”, “podrá”, “debe”, “debería”, “deberá”, “esperamos”, “planeamos”, “anticipamos”, “creemos”, “estimamos”, “se proyecta”, “predecimos”, “pretendemos”, “futuro”, “potencial”, “sugerido”, “objetivo”, “pronóstico”, “continuo”, y otras expresiones similares. Las estimaciones a futuro no son hechos históricos, y se basan en las expectativas, creencias, estimaciones, proyecciones actuales, así como en varias suposiciones del equipo de administración, mismos que inherentemente por su naturaleza son inciertos y están fuera de nuestro control. Dichas expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones se expresan sobre una base de buena fe y en el entendimiento de que el equipo de administración considera que existe un sustento razonable para los mismos. Sin embargo, no podemos asegurar que las expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones del equipo de administración se realizarán, por lo que los resultados reales podrían diferir materialmente de lo que se expresa o se indica a manera de estimaciones futuras. Las declaraciones a futuro están sujetas a riesgos e incertidumbres que podrían provocar que el desempeño o resultado reales difieran materialmente de aquellos que se expresan a manera de estimaciones futuras. Las estimaciones futuras se limitan a la fecha en las que se pronuncian. Vista no asume obligación alguna de actualizar estimaciones futuras para reflejar resultados reales, acontecimientos o circunstancias subsecuentes u otros cambios que afecten la información expresada en estimaciones futuras, salvo que y en la medida en que dicha actualización sea requerida en términos de la regulación aplicable. Cierta información de este documento se basa en pronósticos del equipo de administración y refleja las condiciones de mercado prevalecientes, así como la visión de las mismas del equipo de administración a la fecha, todo lo cual se encuentra sujeto a cambios. Las estimaciones futuras en esta presentación podrán incluir, por ejemplo, declaraciones hipotéticas sobre: nuestra capacidad para completar cualquier operación comercial, los beneficios de dicha operación, nuestro desempeño financiero con posterioridad a dicha operación, cambios en las reservas y resultados operativos de Vista, y planes de expansión y oportunidades.
Ningún pronunciamiento respecto a tendencias o actividades pasadas deberá considerarse como una declaración de que dichas tendencias o actividades continuarán aconteciendo en el futuro. En consecuencia, no se debe confiar en dichas tendencias o declaraciones a futuro. Ni Vista o sus respectivas Afiliadas, asesores o representantes, serán responsables (por negligencia o por cualquier otro motivo) en caso de pérdida o daños que se presenten con motivo del uso de este documento o su contenido, o que de cualquier otra manera se relacione con el mismo. Cualquier receptor de este documento, al momento de su recepción, reconoce que el contenido del mismo es meramente informativo y que no abarca ni pretende abarcar todo lo necesario para evaluar una inversión, y que no se basará en dicha información para comprar o vender valores, llevar a cabo una inversión, tomar una decisión de inversión o recomendar una inversión a un tercero, por lo que dichas personas renuncian a cualquier derecho al que pudieran ser titulares que derive de o se relacione con la información contenida en esta presentación. Esta presentación no está dirigida a, o está destinada a distribuirse o usarse por, cualquier persona o entidad que sea ciudadano o residente en cualquier localidad, estado, país u otra jurisdicción donde dicha distribución o uso sean contrarios a la ley o donde se requiera de algún registro o licencia. Ni la CNBV, ni cualquier otra autoridad han aprobado o desaprobado la información contenida en esta presentación, así como su veracidad y suficiencia.
Producción 1T20 26.5 Mboe/d Reservas 1P 2019(4) 101.8 Mmboe Costo operativo unitario 1T20 9.9 $/boe Acreage neto en Vaca Muerta ~134,000 acres netos Ingresos LTM(1) $396MM EBITDA ajustado LTM(1)(2) $159MM Deuda neta $276MM Apalancamiento neto(3) 1.7x
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 argentina
Sólido 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 pozos shale en Bajada del Palo Oeste entre las
mejores de la cuenca
◼
Mejoras continuas en la eficiencia de perforación y completación
◼
Joint Venture en 3 bloques on-shore en México, 2 de estos a ser
operados por Vista
Base rentable de activos operados con potencial de
crecimiento
(4) Reservas al 31 de diciembre del 2018, auditadas por DeGolyer & MacNaughton y NSI.
(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
Oeste Coirón Amargo Norte
25 de Mayo Medanito
Se alcanzó un crecimiento interanual en la producción de 19% (petróleo 24%) en 2019
Producción
diaria
EBITDA
ajustado
(2)Margen de
EBITDA ajustado
Costo operativo
Capex
Plataforma preparada para el crecimiento
Cumplimos con las proyecciones de 2018
Hitos operacionales de Vista
Producción shale de Bajada del Palo Oeste alcanzó 11,500 boe/d en Q1 2020 con 12 pozos produciendo
Se redujo el costo operativo unitario interanual promedio en 18% a 9.9 $/boe
Se aumentaron las reservas probadas de 57.6 MMboe a 101.8 MMboe - Índice de reemplazo de reservas probadas implícito de 516%
4
(1) Todos los valores de 2018 fueron calculados con los resultados 1T pro forma de las entidades y activos adquiridos más los resultados de Vista para 2T, 3T y 4T
(2) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes.
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
2019
Real
29,112 boe/d
171 $MM
41%
10.8 $/boe
224 $MM
2018
Real
(1)24,470 boe/d
195 $MM
45%
13.9 $/boe
130 $MM
%
+19%
(12)%
(4) p.p.
(22)%
+72%
26,485
1T 2020
Objetivo 2022
Objetivo de crecimiento de producción
Aspectos destacados de la inversión
5
Única oportunidad de inversión pública
“pure-play” en Vaca Muerta
Operación estable y de bajo costo operativo
Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo
y con resultados sólidos
Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento
significativo
Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de
gestión en petróleo y gas
16.9 14.1 11.8 12.6 12.0 12.3 9.8 9.3 9.9 1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20 Producción total (Mboe/d)
6
Operación estable y de bajo costo operativo
Hitos operativos
Costo operativo unitario ($/boe)
Crecimiento en la producción por el desarrollo shale
24.1
Se redujeron los costos operativos
Pro forma Real
Pro forma Real
27.2 24.6 24.4 24.2 24.7 25.7 29.0 31.6 30.0 26.5 2017 1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20 Conventional Shale
(41%)
+8%
Cierre de producción shale el 20 de marzo7
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
23.4
30.8
2018 2019 +31%52%
48%
Shale
Convencional
%
Bloque W.I. (%) Reservas netas 2019 1P (MMboe) Acreage neto Producción 1T 2020 (Mboe/d) Plazo de concesión Operador Entre Lomas (EL) 100% 18.9 183,014 6.8 2026 Si
Bajada del Palo Oeste
(BPO) 100% 62.7 62,641 10.3 2053 Si Bajada del Palo Este
(BPE) 100% 2.9 48,853 1.1 2053 Si Agua Amarga 100% 0.9 95,580 0.6 2034/2040 Si
25 de Mayo Medanito 100% 6.7 32,247 2.9 2026 Si
Jaguel de los Machos 100% 6.7 48,359 3.7 2025 Si
Coirón Amargo Norte
(CAN) 55% 0.4 14,629 0.3 2037 Si Aguila Mora 90% – 21,128 0.2 2054 Si
Coirón Amargo Sur Oeste
(CASO) 10% 1.6 1,644 0.1 2053 Si Sur Río Deseado Este 16.9% – 12,807 – 2021 No
N o ro e s te Acambuco 1.5% 0.6 4,406 0.2 2036/2040 No S u re s te 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 26.5 A rg e n ti n a N e u q u in a G o lf o S a n J o rg e Me x ic o T a m p ic o -M is a n tl a
8
Operación estable y de bajo costo operativo
Clúster productivo de alta calidad con foco en petróleo crudo
(1) En 2T19 Vista exportó su primer cargo de petróleo (2) LTM 1T20.
(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 (38%) y a los segmentos de generación y comercializadoras del mercado spot (7%)(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 inyección
Índice de reemplazo de
reservas 2019
161%
(3)Producción Total
(1T 2020)
64%
33%
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 Muerta
Desarrollo en aceleración
Ago-2012: YPF
anuncia su plan de 100 días, con VM como el motor clave para el crecimiento
Oct-2012: YPF
anuncia elPlan Exploratorio Argentino (PEA)
Dic-2012: YPF firma un Memorando de Entendimiento con Chevron Jul-2014: Empiezan a operar los primeros walking rigsen Argentina Oct-2014: Congreso
sanciona Nueva Ley de Hidrocarburos
Dic-2014: YPFfirma acuerdo con
Petronas
Jun-2015: YPFdescubre gas no convencional en La Ribera Mar-2017: Tecpetrol comienza el desarrollo masivo en Fortín de Piedra
Abr-2017: YPFfirma acuerdo con
Schlumberger
May-2017: YPFfirma acuerdo con Shell
Ago-2017: YPFfirma 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 deLoma Campana aprobada (35 años)
Ago-2013: YPFfirma el acuerdo con
Chevron
Sep-2013: YPFfirma acuerdo con Dow
(Mboe/d)
Mar-2014: YPF
introduce walking rigs en Vaca Muerta
Abr-2014: YPFinicia desarrollo masivo en Loma Campana
Abr-2018: Vistaadquiere activos de Pampa y Pluspetrol
Jul-2018: Vistainicia desarrollo masivo en Bajada del Palo Oeste
Ago-2018: Vistay Shellanuncian el intercambio de activos
Nov-2018: Vistaobtiene CENCH para Bajada del Palo Este y Oeste
Jun-2018: Exxonfirma acuerdo con Qatar Petroleum
Dic-2018: YPFinicia desarrollo masivo en La Amarga Chica
Dic-2018: YPFfirma acuerdo con Petronas
Feb-2019: Vista
completa el primer pad en Bajada del Palo Oeste
◼
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 Muerta
Cuatro 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
◼
Operador: Vista
◼
Compromiso: Gastos de capital por $106MM hasta junio
de 2020 – ya completados
◼
La producción alcanzó 11,500 boe/d en marzo 2020
Coirón Amargo Sur Oeste
◼
Acres netos: 1,644 (10% WI)
◼
Plazo de concesión: 2053
◼
Operador: Shell
◼
Cuatro pozos actualmente en producción
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
La Cocina Orgánico Carbonato Inferior Carbonato Medio Carbonato Superior
Desarrollo de Vista en Vaca Muerta
Acreage en Bajada del Palo Oeste
Múltiples horizontes de navegación potenciales
Potenciales propiedades geológicas de primer nivel
(1)Permian
(Wolfcamp)
Eagle Ford
Bajada del
Palo Oeste
COT (%)
4.2
3
3 - 5
Espesor (m)
250
200 - 300
30 - 100
Presión (psi/ft)
0.9
0.6
0.5 – 0.9
(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 Potencial Plan base▪
Resultados sólidos y consistentes en los 12 pozos de los primeros
tres pads
▪
Se completaron y conectaron los 4 pozos del tercer pad con
mejoras en eficiencia
Ubicación de los primeros pads de Vista
Desarrollo de cubos conceptual
~250m
Producción shale de Bajada del Palo Oeste
0.0 1.5 3.0 4.5 6.0 7.5 9.0 10.5 12.0 13.5
Mar-19 Apr-19 Jun-19 Jul-19 Sep-19 Nov-19 Dec-19 Feb-20
Petróleo Gas
Cierre de producción el
20 de marzo Mboe/d
Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7
Desarrollo de Vista en Vaca Muerta
Bajada 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 factoría
Ramp-up
Desarrollo del bloque en modo
factoría
Fase piloto 1
Fase de delineación
Desarrollo típico Etapa actual Locación lista Set de fractura completando el 1erpad Guías e Intermedias ya perforadas por un spudder rig Walking rig perforandosecciones horizontales en el segundo pad
12
Costo de completación
$M/etapa
220
200
189
Primer
pad
Segundo
pad
Tercer
pad
(14%)Tecnología de vanguardia
13
Mejoras de eficiencia en el segundo y tercer pad
Desarrollo en Vaca Muerta
Mejoras significativas en la perforación y completación del primer al tercer pad
Perforación:
◼
Perforación de secciones guías e intermedias con equipo de
perforación de menor tamaño
◼
Sistema giratorio dirigible durante la sección direccional
Completación:
◼
Silobolsas para almacenar apuntalante cerca de la locacíón del pad
◼
Sistema monoline frac-manifold para conectar los 4 pozos
◼
Conexión inalámbrica rig-lock y engrasado remoto de válvulas de
fractura
◼
Manguera plana para abastecer, reduciendo costos y mejorando la
logística
(1) Promedio de los 4 pozos
(2) Normalizado a un pozo promedio de 2,500 metros de rama lateral y 34 etapas de fractura
Pozos del tercer pad vs. anteriores pads
13.8
12.6
11.7
Primer
pad
Segundo
pad
Tercer
pad
Costo D&C por pozo
(2)$MM
(15)%753
796
601
Primer
pad
Segundo
pad
Tercer
pad
Velocidad de perforación Costo por pie lateral
477
726
741
Primer
pad
Segundo
pad
Tercer
pad
pies/día
$/pie
+55% (20)% Nombre del pozo Primer pad(1) Segundo pad(1) Third pad 2061 2062 2063 2064 Longitud lateral (metros) 2,550 2,117 2,723 2,624 3,025 1,427 Espaciamiento de fracturas (metros) 75 60 60 60 60 40 Etapas (#) 34 36 46 44 51 3614
Desarrollo en Vaca Muerta
El tercer pad muestra mejoras adicionales en el desempeño de la producción, bajando
los costos de desarrollo
0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400
(1) Normalizado a producción acumulada por etapa dividiendo la producción total acumulada a cada día por el número de etapa; la información mostrrada para el primer y segundo pad corresponde al promedio de producción acumulada por etapa de los cuatro pozos
0.0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0 2.4 2.8 0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 0 100 200 300 400 500 600 700 800 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Mboe/d En promedio, la producción de nuestros primeros 8 pozos está 26% por encima de la curva tipo luego de 250 días
boe acumulados/etapa(1) 2063 2061 2062 2064 2063 2061 2062 2064 Primer pad Segundo pad
Testeamos estimulación hidráulica con menor distanciamiento
Desempeño individual por pozo contra curva tipo
Producción shale de Bajada del Palo Oeste
MboeCurva tipo Vaca 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
15
Desarrollo en Vaca Muerta
Productividad 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 P25 P75 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
Resumen financiero
Sólida posición financiera
16
(1) El pago de 17.0 $MM correspondiente a Procedente de otros pasivos financieros, neto de efectivo y equivalentes de efectivo restringido fue reclasificado actividades de financiamiento a actividades de inversion en el gráfico
(2) Calculado con el EBITDA ajustado de Vista de los últimos 12 meses de 150.0 $MM
✓
Adoptamos estrategia de preservación de caja
✓
La actividad de perforación y completación está
actualmente pausada
✓
Las inversiones estuvieron impulsadas por la actividad
de perforación y completación hasta el 20 de marzo
Cash flow 1T 2020
$MMDeuda financiera
481.4 $MM
(-) Efectivo y equivalentes de efectivo
(205.3) $MM
Deuda neta
276.2 $MM
Apalancamiento neto
(2)1.7x
Quarterly leverage ratios as of March 31, 2020
(2)17
•
Mantuvimos las
operaciones de
producción esenciales
en los yacimientos
bajo una estricta
política de HSE,
incluyendo controles
de temperatura
•
Establecimos 5
campos en lugares
estratégicos para
minimizar los viajes
desde y hacia el
yacimiento
•
75% de los
empleados
trabajando desde
sus hogares
•
Establecimos un
protocolo salud para
el Covid-19
•
Abrimos una mesa
de ayuda para
preguntas y
respuestas sobre
Covid-19
•
Paramos toda la
actividad de
perforación y
completación
•
Reducción
significativa de todos
los proyectos de
inversión
•
Reducción de costos
operativos y
generales y de
administración
✓
Ciclos de inversión
cortos con contratos
flexibles
✓
Compromisos de
inversión bajos
✓
Bajo costo operativo
✓
Vencimientos de
deuda bajos en 2020
Nuestra
gente
Balance
Continuidad
del negocio
Vista está
preparada
Nuestra respuesta ante el Covid-19
Salvaguardando nuestra gente y asegurando la continuidad del negocio con foco en la
fortaleza del balance
18
Re-pensando el 2020
Ajustando nuestro plan en respuesta al escenario actual
Preservación de
caja
▪ Con menor demanda
proyectada para 2T,
cerramos nuestros pozos de
petróleo shale el 20 de
marzo para seguir
produciendo nuestros
activos convencionales
▪ Aseguramos
almacenamiento flotante a
precio muy competitivo para
nuestros volúmenes de
producción esperados para
mayo
▪ Trabajando activamente con
la intención de exportar
crudo liviano en 2T
▪ Evaluaremos reabrir os
pozos de petróleo shale y la
perforación y completación
de 4 pozos adicionales si se
dan las condiciones de
demanda y precio
adecuadas durante la
segunda mitad de 2020
▪ Ahorros de capex y costos
harán nuestra operación
más plana y más
adecuada para el futuro
▪ Seguimos bajando el costo
de desarrollo para nuestro
acreage de Vaca Muerta
▪ Reforzamos nuestra
cultura única y trabajo en
equipo para seguir
produciendo resultados
extraordinarios de
operaciones, aún durante
períodos críticos
▪ Reducción de capex de
50% a 65%
▪ Ahorros de opex y G&A de
~20%, apuntando a
estabilizar el opex por
barrill alrededor de 10
$/boe a 11 $/boe en un
ambiente de menor
producción
▪ Nuestra sólida posición de
caja de +200 $MM nos
deja con liquidez
suficiente para reactivar la
actividad de perforación y
completación en el corto
plazo o esperar hasta que
se den las condiciones
para retomar la actividad
Protección de
valor
Decisiones
tacticás claves
Un bajo costo operativo y una posición financiera sólida nos permiten lidiar con
un escenario de baja demanda y reactivar la actividad de capex cuando se den las
condiciones adecuadas
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
19
(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 Competitive Intelligence 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 Sciences Economiques 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 mundial
Equipo ejecutivo de alto rendimiento
Comentarios finales
20
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
CUST
OM LA
YOUT
Unsaved Document / 3/6/2019 / 23:41
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 Muerta
Bajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría
100% de la completación utilizando
sand boxes
•
Exposición mínima al polvillo de arena
•
Mejora de logística y reducción de costos de
transporte
•
Mejora en la productividad al incrementar la
disponibilidad de arena en la locación
23
Desarrollo de Vista en Vaca Muerta
Financiamiento: actividad en el mercado de capitales
Obtuvo $200 millones a través de un dual listing en la Bolsa de Nueva York y la emisión
de dos series de un bono argentino
24
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 precios
Crecimiento de la producción compensado por menores precios realizados
25
Precio promedio crudo
$/bbl
Precio promedio gas natural
$/MMBtu
$MM
Ventas
56.7
48.1
43.0
Q1 2019 Q4 2019 Q1 20203.7
2.2
2.2
Q1 2019 Q4 2019 Q1 202093.7
96.4
73.3
Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020▪
El precio promedio realizado fue
55.7 $/bbl en enero, 48.2 $/bbl en
febrero y 26.5 $/bbl en marzo
▪
En marzo, la mayoría de nuestras
ventas realizadas al precio de la
fórmula internaiconal de paridad
de exportación fueron afectados
por el bajo precio del Brent
▪
Principalmente impulsado por una
caída del ∼50% en el segmento
de industriales y ∼35% en el
segmento de generación de
energía
(24)% (41)% (22)%Costo operativo
Costo operativo unitario estable entre trimestres a pesar de menor producción
26
Costo operativo
$MM
Costo operativo unitario
$/boe
27.8
25.7
23.8
Q1 2019 Q4 2019 Q1 202012.0
9.3
9.9
Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020▪
Optimizamos las operaciones en los yacimientos y absorbimos la base de costos fijos con la producción shale
incremental
▪
Implementamos medidas para reducir costos hacia el final de 1T 2020
▪
Redujimos las actividades de pulling durante marzo dado los menores precios del crudo
(14)%EBITDA ajustado
Menores márgenes impulsados por menores precios realizados
27
(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes
EBITDA ajustado
(1)
$MM
Margen de EBITDA ajustado
%
37.1
35.7
25.3
Q1 2019 Q4 2019 Q1 202040%
37%
34%
Q1 2019 Q4 2019 Q1 2020 (32)% (6)p.p.Balance consolidado
Montos expresados en $MM
28
Al 31 de marzo de 2020 Al 31 de diciembre de 2019
Propiedad, planta y equipos
953,608
917,066
Crédito Mercantil
28,484
28,484
Otros activos intangibles
34,437
34,029
Activos por derecho de uso
16,047
16,624
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar
14,375
15,883
Activos por impuestos diferidos
357
476
Total Activo No Corriente
1,047,308
1,012,562
Inventarios
14,754
19,106
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar
79,841
93,437
Caja, bancos e inversiones corrientes
205,257
260,028
Total Activo Corriente
299,852
372,571
Total Activo
1,347,160
1,385,133
Pasivos por impuestos diferidos
151,511
147,019
Pasivos por arrendamientos
9,766
9,372
Provisiones
18,557
21,146
Préstamos
382,467
389,096
Títulos opcionales
6,091
16,860
Beneficios a empleados
4,325
4,469
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar
213
419
Total Pasivo No Corriente
572,930
588,381
Provisiones
3,023
3,423
Pasivos por arrendamientos
5,117
7,395
Préstamos
98,981
62,317
Salarios y contribuciones sociales
4,362
12,553
Impuesto sobre la renta por pagar
2,908
3,039
Otros impuestos y regalías por pagar
3,354
6,040
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar
72,722
98,269
Total pasivo corriente
190,467
193,036
Total Pasivo
763,397
781,417
Total Capital Contable
583,763
603,716
Estado de resultados consolidado
Montos expresados en $MM
29
(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes
Reconciliación del EBITDA ajustado
(1)El EBITDA ajustado de 1T 2020 fue 25.3$MM, con un margen de
EBITDA ajustado del 34%
Utilidad neta
Vista registró una pérdida de (21.3) $MM en el 1T 2020
Reconciliación de EBITDA Ajustado($M) Periodo entre el 1 de enero y el 31 de marzo de 2020 Periodo entre el 1 de enero y el 31 de marzo de 2019
(Pérdida) / Utilidad neta (21,332) (13,678)
(+) Impuesto sobre la renta 4,571 5,705
(+) Resultados financieros netos 7,335 19,970
(+) Resultados de inversiones -
-Utilidad (pérdida) de Operación (9,426) 11,997
(+) Depreciaciones 33,467 24,471
(+) Gastos de reestructuración 1,244 667
EBITDA Ajustado(1) 25,285 37,135
Margen de EBITDA Ajustado (%) 34% 40%
Periodo entre el 1 de enero y el 31 de marzo de 2020 Periodo entre el 1 de enero y el 31 de marzo de 2019
Ingreso por ventas a clientes 73,320 93,727
Ingresos por ventas de petróleo crudo 61,985 73,271
Ingresos por ventas de gas natural 10,113 19,075
Ingresos por ventas de GLP 1,222 1,381
Costo de ventas (67,996) (65,713)
Costos de operación (23,833) (27,769)
Fluctuación del inventario de crudo 449 1,326
Depreciaciones, agotamiento y
amortizaciones (33,467) (24,471)
Regalías (11,145) (14,799)
Utilidad bruta 5,324 28,014
Gastos de ventas (6,152) (5,695)
Gastos generales y de administración (9,367) (8,705)
Gastos de exploración (131) (126)
Otros ingresos operativos 2,153 627
Otros gastos operativos (1,253) (2,118)
30
Resumen de activos mexicanos
Primeros pasos hacia la regionalización de la plataforma
C
A B
Datos clave
Ubicación
Antecedentes / Estrategia de desarrollo
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 1T20 : 0.0 Mboe/d(1)
◼ Producción rápida con reparaciones en pozos existentes y nuevas perforaciones en las formaciones Abra, Tamabra y San Andrés
◼ Potencial de exploración en yacimientos de arenisca poco profundos y sub-explotados
◼ Potencial a través de la implementación EOR y mejoras en las instalaciones
C
CS-01
◼ Estado: Tabasco
◼ Área : 11,758 acres netos(1)
◼ Hidrocarburo: Aceite y condensado
◼ Campos: 2
◼ Pozos perforados: 50
◼ Litología: Arenisca
◼ Producción neta 1T20: 0.2 Mboe/d(1)
◼ Producción incremental a través de actividades de reacondicionamiento y nuevos prospectos de perforación para producir reservas no desarrolladas en las formaciones de Zargazal y Amate superior, las cuales tienen presión original y
saturación de hidrocarburos
◼ Las futuras ventajas provendrán de re-desarrollos, actualizaciones de
infraestructura y exploración de formaciones más profundas no probadas
A
A-10
◼ Estado: Tabasco
◼ Área: 42,915 acres netos(1)
◼ Hidrocarburo: Gas
◼ Campos: 4
◼ Pozos perforados: 19
◼ Litología: Arenas de grano grueso
◼ Producción neta 1T20 : 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%.
