2021

Resultados del 3er Trimestre

Ciudad de México, 26 de octubre de 2021

NYSE: VIST

BMV: VISTA

Vista Oil & Gas: resultados del 3er trimestre de 2021

26 de octubre de 2021, Ciudad de México, México.

Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V. ("Vista" o la "Compañía") (NYSE: VIST en New York Stock Exchange; BMV: VISTA en la Bolsa de Valores de México), reportó hoy los resultados financieros y operativos del periodo de tres meses finalizado el 30 de septiembre de 2021.

Aspectos destacados del 3T 2021:

  • La producción total del 3T 2021 fue de 40,267 boe/d, un aumento del del 59% en comparación con la producción total del 3T 2020. La producción de petróleo aumentó 77% año a año a 30,954 bbl/d, impulsada principalmente por el crecimiento en la producción del desarrollo de Bajada del Palo Oeste.
  • En el 3T 2021, la producción shale fue de 24,103 boe/d, los cuales corresponden en su totalidad a los pozos shale de Bajada del Palo Oeste, donde se conectaron 16 pozos nuevos en 4 pads en los primeros tres trimestres del año.
  • Los ingresos en el 3T 2021 fueron de 175.0 $MM, un 150% por encima año a año, impulsado principalmente por el aumento de producción de petróleo y por un aumento de los precios promedio realizados de petróleo. En el 3T 2021, se exportó el 18% del volumen de petróleo.
  • En el 3T 2021, el precio realizado del petróleo fue 57.0 $/bbl, un incremento de 46% comparado con el precio realizado de petróleo de 3T 2020.
  • El precio realizado del gas natural para el 3T 2021 fue de 4.1 $/MMBTU, resultando en un aumento de 89% año a año, principalmente impactado por el precio de invierno del Plan Gas de 4.1 $/MMBTU y el precio de los consumidores industriales de 4.3 $/MMBTU.
  • El lifting cost fue 7.3 $/boe en 3T 2021, un 26% por debajo del lifting cost por boe del 3T 2020, mayormente impactado por el incremento en la producción total que continúa absorbiendo la base de costos fijos.
  • El EBITDA ajustado para el 3T 2021 alcanzó 102.9 $MM, un incremento de 325% comparado con 24.2 $MM en 3T 2020, impulsado por el aumento en ingresos frente a costos estables. Durante el 3T 2021, el margen de EBITDA ajustado fue 59%, 24p.p. por encima de 3T 2020.
  • En el 3T 2021, las inversiones fueron 74.1 $MM, reflejando la completación del cuarto pad del año en Bajada del Palo Oeste (pad #9). Este pad fue conectado a fines de septiembre, con 61 etapas de compleatación promedio por pad y una longitud lateral promedio de 3,078 mts por pozo.
  • En el 3T 2021, se alcanzó un free cash flow positivo de 51.0 $MM. El flujo de efectivo de las actividades de operación fue 110.0 $MM, mientras que el flujo de efectivo usado en inversiones

Pág. 2

alcanzó 58.9 $MM para el trimestre. El flujo de efectivo de las actividades de financiamiento totalizó un egreso de caja de 22.0 $MM, mayormente impulsado por el pago de intereses de 25.5 $MM.

    • La caja al cierre del periodo de 3T 2021 fue de 265.7 $MM. La deuda bruta al cierre del trimestre fue de 602.9 $MM, resultando en una deuda neta de 337.1 $MM y un ratio de apalancamiento neto de 1.1x EBITDA ajustado.
    • La utilidad neta ajustada (1) de 3T 2021 fue 18.7 $MM, comparado con una pérdida neta ajustada de
      1. $MM en 3T 2020, mayormente impulsado por un mayor EBITDA ajustado y parcialmente contrarrestado por un aumento en el gasto de impuestos (neto del Impuesto sobre la renta diferido) a 29.3 $MM comparado con un beneficio de 0.1 $MM en el 3T 2020. El EPS ajustado de 3T 2021 fue
      1. $/acción, comparado con (0.41) $/acción en 3T 2020.
    • El 16 de septiembre de 2021, Vista adquirió el 50% de la participación no operada en las concesiones Aguada Federal y Bandurria Norte, ubicadas en Vaca Muerta, de ConocoPhillips (2). Vista no realizó pagos adelantados, asumió un carry de 77 $MM, y entidad adquirida posee 6.2 $MM en efectivo consolidado. Adicionalmente, Vista tiene acceso a un préstamo no garantizado de 25 $MM por 24 meses, a LIBOR +2%, amortizado en su totalidad en 5 años. Se adquirieron 25,231 acres netos, aumentando el acreage total en Vaca Muerta a 157,853 acres y agregando ~150 nuevas locaciones al portfolio de Vaca Muerta, para un total de hasta 700 locaciones identificadas.
  2. La compañía definió la utilidad/pérdida neta ajustada como la utilidad/pérdida neta más el impuesto diferido, más cambios en el valor razonable de los títulos opcionales. Por favor referirse a la sección de Utilidad/Pérdida neta ajustada de este documento para más información.
  3. EPS ajustado (Earnings per share): Utilidad/pérdida neta ajustada dividido por el Número promedio ponderado de acciones comunes
  4. Las métricas incluidas en este documento no consolidan Aguada Federal y Bandurria Norte, las cuales fueron adquiridas por la Compañía el 16 de septiembre de 2021, ya que el impacto no es considerado material. Aguada Federal y Bandurria Norte serán consolidadas en 4T 2021.

Pág. 3

Vista Oil & Gas: resultados del 3er trimestre 2021

Producción

Producción total promedio diaria neta

Q3-21

Q2-21

Q3-20

▲ y/y

▲ q/q

Total (boe/d)

40,267

39,888

25,394

59%

1%

Oil (bbl/d)

30,954

31,539

17,534

77%

(2)%

Natural Gas (MMm3/d)

1.40

1.26

1.16

21%

11%

NGL (bbl/d)

519

419

587

(11)%

24%

La producción promedio diaria durante el 3T 2021 fue de 40,267 boe/d, compuesta por 30,954 bbl/d de petróleo, lo que representó el 77% de la producción total, 1.40 MMm3/d de gas natural y 519 boe/d de líquidos de gas natural. La producción shale total fue de 24,103 boe/d, correspondientes en su totalidad a los pozos shale de Bajada del Palo Oeste.

Producción neta promedio diaria por activo 3T 2021

Interés

Petróleo

Gas Natural

NGL

Total

% Total

(bbl/d)

(MMm3/d)

(bbl/d)

(boe/d)

promedio día

Concesiones (volúmenes a su participación)

30,954

1.40

519

40,267

100%

Entre Lomas

100%

3,605

0.28

467

5,839

15%

Bajada del Palo Este

100%

429

0.07

45

897

2%

Bajada del Palo Oeste (convencional)

100%

579

0.32

-

2,610

6%

Bajada del Palo Oeste (shale)

100%

20,890

0.51

-

24,103

60%

Agua Amarga

100%

228

0.03

7

439

1%

25 de Mayo-Medanito

100%

2,345

0.04

-

2,599

6%

Jagüel de los Machos

100%

2,328

0.12

-

3,065

8%

Coirón Amargo Norte

84.6%

268

0.00

-

271

1%

Águila Mora (shale)

90%

-

0.00

-

-

0%

Acambuco (no operado)

1.5%

17

0.02

-

152

0%

Aguada Federal (no operado)

50%

-

-

-

-

-

Bandurria Norte (no operado)

50%

-

-

-

-

-

Concesiones CS-01,A-10 and TM-01 (México)

100%

265

0.00

-

291

1%

Durante el 3T de 2021, Bajada del Palo Oeste representó el 66% de la producción total trimestral, Entre Lomas (incluyendo Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro) representó el 15%, 25 de Mayo-Medanito y Jagüel de los Machos el 14%, Bajada del Palo Este el 2%, Agua Amarga (concesiones Jarilla Quemada y Charco del Palenque) el 1% y Coirón Amargo Norte el 1% de la producción total trimestral. La producción en las concesiones en México representó el 1% de la producción diaria promedio total. El restante estuvo representado por la producción no operada en Argentina de la concesión Acambuco. Para más información, por favor véase el Anexo de "Información histórica operativa".

Pág. 4

Ingresos

Ingresos totales

Ingresos por producto - en $MM

3T 2021

2T 2021

3T 2020

▲ y/y

▲ q/q

Total

175.0

165.3

69.9

150%

6%

Petróleo

153.9

149.9

60.4

155%

3%

Gas Natural

19.7

14.5

8.6

129%

36%

NGL

1.41

0.93

0.82

73%

52%

Precios promedio realizados

Producto

3T 2021

2T 2021

3T 2020

▲ y/y

▲ q/q

Petróleo ($/bbl)

57.0

54.9

39.1

46%

4%

Gas Natural ($/MMBTU)

4.1

3.5

2.2

89%

19%

NGL ($/tn)

341

314

177

92%

9%

Durante el 3T 2021, los ingresos totales fueron de 175.0 $MM, 6% por encima del trimestre anterior y 150% por encima del 3T 2020, impulsados por el aumento en la producción de petróleo y en el precio realizado de petróleo.

Los ingresos por ventas de petróleo del 3T 2021 fueron de 153.9 $MM, representando un 88% de los ingresos totales, 3% por encima de 2T 2021 y 155% por encima comparado con 3T 2020, impulsados principalmente por el aumento de la producción de petróleo shale de Bajada del Palo Oeste. Durante el 3T 2021 se exportó el 18% del volumen total de petróleo vendido, mientras que el 82% restante fue vendido a refinerías locales en Argentina. El volumen total de ventas de petróleo durante 3T 2021 fue 2,701 Mbbl. El precio promedio realizado fue de 57.0 $/bbl, 46% por encima de 3T 2020 y 4% por encima de 2T 2021.

Los ingresos por ventas de gas natural fueron 19.7 $MM, representado un 11% de los ingresos totales. El precio promedio de las ventas de gas natural en el trimestre fue de 4.1 $/MMBTU, un 89% mayor al 3T 2020, impulsado por del precio de invierno del Plan Gas de 4.1 $/MMBTU: las ventas a empresas de distribución y GNC representaron un 40% de las ventas de gas natural totales, a un precio promedio de 4.0 $/MMBTU, mientras que las ventas al segmento de generación de energía eléctrica representaron el 26% de las ventas de gas natural totales, a un precio promedio de 4.1 $/MMBTU. El restante 34% de las ventas se realizaron a clientes industriales a un precio promedio de 4.3 $/MMBTU, un 116% por encima comparado con 3T 2020.

Las ventas de líquidos de gas natural y otros servicios fueron de 1.41 $MM durante el 3T 2021, representando el 1% de las ventas totales. Los volúmenes de NGL se asignaron al mercado argentino a un precio promedio de 341 $/tn.

Pág. 5

Para continuar a leer este documento, haga clic aquí para la versión original.

Attachments

  • Original document
  • Permalink

Disclaimer

Vista Oil & Gas SA de CV published this content on 26 October 2021 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 26 October 2021 21:57:02 UTC.