Vista Energy B de C : Presentación para Inversionistas

PRESENTACIÓN A INVERSIONISTAS

Abril 2023

Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro

02

Este documento ha sido preparado por Vista Energy S.A.B. de C.V. ("Vista" o la "Compañía") y no puede ser reproducido o distribuida a cualquier otra persona. Esta presentación ni su contenido constituyen el sustento de un contrato o de un compromiso vinculante de cualquier naturaleza. Los receptores de este documento no deberán interpretar el contenido del mismo como asesoría legal, fiscal o recomendación de compra o de inversión, por lo que deberán consultar a sus propios asesores para tal efecto. Este documento contiene estimaciones

y análisis subjetivos, así como aseveraciones. Cierta información contenida en el presente deriva de fuentes preparadas por terceros. Si bien se considera que dicha información es

confiable para efectos del presente, no nos pronunciamos sobre, ni garantizamos o asumimos obligación expresa o implícita alguna con respecto a la suficiencia, precisión o fiabilidad de dicha información, ni de las aseveraciones, estimaciones y proyecciones contenidas en el mismo; por otro lado, nada de lo contenido en este documento deberá ser considerado como una expectativa, promesa o pronunciamiento respecto de un desempeño pasado, presente o futuro. Ni Vista, sus respectivos consejeros, funcionarios, empleados, miembros, socios, accionistas, agentes o asesores se pronuncian sobre o garantizan la precisión de dicha información. Este documento contiene, y en las pláticas relacionadas con las mismas se podrán mencionar, "estimaciones futuras". Las estimaciones futuras pueden consistir en información relacionada con resultados de operación potenciales o proyectados, así como una descripción de nuestros planes y estrategias de negocio. Dichas estimaciones futuras se identifican por el uso de palabras tales como "puede", "podría", "podrá", "debe", "debería", "deberá", "esperamos", "planeamos", "anticipamos", "creemos", "estimamos", "se proyecta", "predecimos", "pretendemos", "futuro", "potencial", "sugerido", "objetivo", "pronóstico", "continuo", y otras expresiones similares. Las estimaciones a futuro no son hechos históricos, y se basan en las expectativas, creencias, estimaciones, proyecciones actuales, así como en varias suposiciones del equipo de administración, mismos que inherentemente por su naturaleza son inciertos y están fuera de nuestro control. Dichas expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones se expresan sobre una base de buena fe y en el entendimiento de que el equipo de administración considera que existe un sustento razonable para los mismos. Sin embargo, no podemos asegurar que las expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones del equipo de administración se realizarán, por lo que los resultados reales podrían diferir materialmente de lo que se expresa o se indica a manera de estimaciones futuras. Las declaraciones a futuro están sujetas a riesgos e incertidumbres que podrían provocar que el desempeño o resultado reales difieran materialmente de aquellos que se expresan a manera de estimaciones futuras. Las estimaciones futuras se limitan a la fecha en las que se pronuncian. Vista no asume obligación alguna de actualizar estimaciones futuras para reflejar resultados reales, acontecimientos o circunstancias subsecuentes u otros cambios que afecten la información expresada en estimaciones futuras, salvo que y en la medida en que dicha actualización sea requerida en términos de la regulación aplicable. Cierta información de este documento se basa en pronósticos del equipo de administración y refleja las condiciones de mercado prevalecientes, así como la visión de las mismas del equipo de administración a la fecha, todo lo cual se encuentra sujeto a cambios. Las estimaciones futuras en esta presentación podrán incluir, por ejemplo, declaraciones hipotéticas sobre: nuestra capacidad para completar cualquier operación comercial, los beneficios de dicha operación, nuestro desempeño financiero con posterioridad a dicha operación, cambios en las reservas y resultados operativos de Vista, y planes de expansión y oportunidades.

Ningún pronunciamiento respecto a tendencias o actividades pasadas deberá considerarse como una declaración de que dichas tendencias o actividades continuarán aconteciendo en el

futuro. En consecuencia, no se debe confiar en dichas tendencias o declaraciones a futuro. Ni Vista o sus respectivas Afiliadas, asesores o representantes, serán responsables (por

negligencia o por cualquier otro motivo) en caso de pérdida o daños que se presenten con motivo del uso de este documento o su contenido, o que de cualquier otra manera se relacione con el mismo. Cualquier receptor de este documento, al momento de su recepción, reconoce que el contenido del mismo es meramente informativo y que no abarca ni pretende abarcar todo lo necesario para evaluar una inversión, y que no se basará en dicha información para comprar o vender valores, llevar a cabo una inversión, tomar una decisión de inversión o recomendar una inversión a un tercero, por lo que dichas personas renuncian a cualquier derecho al que pudieran ser titulares que derive de o se relacione con la información contenida en esta presentación. Esta presentación no está dirigida a, o está destinada a distribuirse o usarse por, cualquier persona o entidad que sea ciudadano o residente en cualquier localidad, estado, país u otra jurisdicción donde dicha distribución o uso sean contrarios a la ley o donde se requiera de algún registro o licencia. Ni la CNBV, ni cualquier otra autoridad han aprobado o desaprobado la información contenida en esta presentación, así como su veracidad y suficiencia.

Principales generadores de valor de Vista

03

Amplio inventario de pozos, de ciclo corto, listo para perforar

• Hasta 1,000 locaciones bajo desarrollo en Vaca Muerta
• Productividad de pozos shale oil entre las mejores de la cuenca
• 251.6 MMboe de reservas probadas (83% petróleo) al FA 2022
• ~57 Mbbl/d de capacidad total para tratar y evacuar producción incremental de crudo

Rendimiento operativo líder

• Producción total alcanzó 52.2 Mboe/d en 1T-23
• Se exportó el 58% de los volúmenes de venta de petróleo en 1T-23
• 6.4 $/boe de costo operativo en 1T-23, 54% debajo de 2018 (1)
• Organización plana y ágil, liderada por un management team experimentado en oil & gas

Solido balance y rendimientos financieros

• Balance sólido con 350 $MM en caja y un ratio de apalancamiento neto de 0.37x al 1T-23
• 199 $MM de free cash flow positivo para los últimos 12 meses (2)
• Margen de EBITDA ajustado de 67% y Netback de 43.5 $/boe, con 66.6 $/bbl de precio realizado de crudo en 1T-23(3)

Cultura enfocada en la sustentabilidad

• Se aspira alcanzar cero emisiones netas en 2026, combinando la reducción de huella de carbono operativa con portfolio de soluciones basadas en la naturaleza para remover emisiones restantes (4)

Compañía enfocada en petróleo shale

con 183,100 acres en el núcleo de Vaca Muerta

Activos Vaca Muerta			Neuquén	Río Negro
Reservas P1: 225.3 MMboe
Producción 1T-23 : 41.5 Mboe/d
		Águila Mora
		21.1k acres netos		Activos Convencionales (5)
				Reservas P1: 22.4 MMboe
				1T-23 production: 10.3 Mboe/d
					Capacidad de planta del cluster
		Bandurria Norte	Aguada Federal		Bajada del Palo : ~57 Mbbl/d
		24.1k acres
		26.4k acres		Bajada del Palo Este
					48.9k acres

Bajada del Palo Oeste 62.6k acres

Concesiones con acres de petróleo shale

Concesiones con producción convencional y acres de petróleo shale Concesión convencionales

Planta de tratamiento de petróleo de Vista Oleoducto

Nota: Activos en México con 4.0 MMboe de Reservas P1 y 0.4 Mboe/d de producción al 1T-23 no mostrados en el mapa

1. Costos operativos: incluye producción, transporte, tratamiento y servicios de apoyo en campo; excluye fluctuaciones en inventarios de crudo, depreciaciones, regalías, impuestos directos, costos comerciales, exploración y costos de G&A
2. Free cash flow = flujo de caja por actividades operativas + flujo de caja por actividades de inversión
3. EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Costos de transacción relacionados a la combinación de negocios + Gastos de reestructuración y reorganización + Ganancia relacionada

a la transferencia de activos convencionales + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la cesión de activos convencionales + Deterioro de activos de larga duración + Otros ajustes

1. Emisiones de alcance 1 y 2
2. Incluye la concesión Acambuco, no mostrada en el mapa. Incluye la producción y las reservas de los activos transferidos a Aconcagua, con fecha efectiva del 1 de marzo de 2023. Después de dicha fecha, Vista mantendrá los derechos del 40% de las reservas y producción de petróleo y gas, y del 100% de las reservas y producción de NGL y condensados, de los activos transferidos

Aspectos destacados de Vista

04

Hitos principales de los primeros 5 años de operaciones

			PRODUCCIÓN
Mboe/d		~2x
		+7%
						Fuerte crecimiento en
						producción impulsado
				48.6	52.2	por nuestro proyecto
	29.1		38.8	de petróleo shale en
24.5	26.6			Vaca Muerta
2018 (1)	2019	2020	2021	2022	1T-23
		COSTO OPERATIVO UNITARIO (2)

		RESERVAS PROBADAS
MMboe		~4x
		+39%
			Índice de remplazo de
			reservas probadas de
		251.6	+495% en 2022,
		181.6	apalancado por adiciones
	101.8	128.1	en Bajada del Palo Oeste
57.6		y Aguada Federal
FA 2018 FA 2019 FA 2020 FA 2021 FA 2022

EBITDA AJUSTADO (3)

$/boe
		(54)%
13.9	10.8
	9.0	7.6	7.5
		6.4
2018 (1)	2019	2020	2021	2022	1T-23

Reducción de los costos operativos unitarios impulsada por el foco en operaciones shale, crecimiento de la producción y eficiencias adicionales

$MM		~4x
		~2x
				842
				765
			380
195	172	96
67.0			72.3	72.4
53.0	37.2	54.9
2018 (1)	2019	2020	2021	2022	LTM
EBITDA ajusatdo	Precio realizado de petroleo ($/bbl)

Margen de EBITDA ajustado de 68% para los últimos 12 meses

1. Incluye resultados pro forma del 1T-18 agregando producción y costos de activos adquiridos el 4 de abril del 2018
2. Costos operativos: incluye producción, transporte, tratamiento y servicios de apoyo en campo; excluye fluctuaciones en inventarios de crudo, depreciaciones, regalías, impuestos directos, costos comerciales, exploración y costos de G&A
3. EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Costos de transacción relacionados a la combinación de negocios + Gastos de reestructuración y reorganización + Ganancia relacionada a la transferencia de activos convencionales + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la cesión de activos convencionales + Deterioro de activos de larga duración + Otros ajustes.

Objetivos para el año 2023 (1)

05

POZOS CONECTADOS

# pozos

	+4%
28	29

2022A2023F

• Nuevos pozos: 16 en BPO, 8 en Aguada Federal, 3 en BPE y 2 en Aguila Mora

		PRODUCCIÓN
Mboe/d		+13%	Producción de
		activos transferidos
	48.6	+29%	55
	2022A		2023F

• Proyectamos solido crecimiento interannual cada trimestre; exit rate ~60 Mboe/d

COSTO OPERATIVO UNITARIO (2)

$/boe	(27)%
7.5
	5.5
2022A	2023F

• Reestructura de la base de costos impulsada por la venta de los activos convencionales

EBITDA Ajustado (3)
$MM	+11-18%
765	850-900
2022A	2023F

• Basado en un precio promedio realizado de petróleo de 65-68 $/bbl

CAPEX (4)

$MM

	+11%
540	600
2022A	2023F

• Impulsada por mayor actividad de D&C e inversiones en instalaciones de superficie

EMISIONES GEI (5)

kgCO2e/boe	(44)%
18
	<10
2022A	2023F

• Captura el impacto total anual de las iniciativas de descarbonización de 2022 y los proyectos de 2023

Encaminados para cumplir con los targets de largo plazo presentados en Dic-2021, con potencial para superar targets de producción, eficiencia y flujo de caja libre

(1)	Ver "Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro" en la lámina 2		combinación de negocios + Gastos de reestructuración y reorganización + Ganancia relacionada a la
(2)	Costos operativos: incluye producción, transporte, tratamiento y servicios de apoyo en campo;		transferencia de activos convencionales + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la
	excluye fluctuaciones en inventarios de crudo, depreciaciones, regalías, impuestos directos, costos	(4)	cesión de activos convencionales + Deterioro de activos de larga duración + Otros ajustes.
(3)	comerciales, exploración y costos de G&A	No incluye pagos anticipados por la capacidad a Oldelval ni OTE
EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos	(5)	Emisiones de gases de efecto invernadero de alcance 1 y 2
	+ Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Costos de transacción relacionados a la