2020
Resultados del 3er Trimestre
Ciudad de México, 28 de octubre de 2020
BMV: VISTA
NYSE: VIST
Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V. ("Vista" o la "Compañía") (NYSE: VIST, BMV: VISTA), una
nueva generación de compañía de petróleo y gas pública latinoamericana.
Vista Oil & Gas: resultados del 3er trimestre de 2020
28 de octubre de 2020, 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 tercer trimestre ("3T") de 2020.
Aspectos destacados del 3T 2020:
- El tercer trimestre de 2020 estuvo marcado por una sólida recuperación trimestral de nuestras métricas operativas y financieras clave. Hemos visto una mejora en la demanda de crudo, especialmente en los mercados internacionales, hacia donde hemos reenfocado nuestros esfuerzos comerciales durante el trimestre, y mayores precios realizados.
- Nuestra producción total del 3T 2020 fue de 25,394 boe/d, un aumento del 6.6% trimestre a trimestre, mientras que la producción de petróleo aumentó 11.9% trimestre a trimestre. Ambos aumentos fueron impulsados por la reapertura de nuestros pozos de Vaca Muerta en junio y el impacto marginal del pad # 4, que se conectó a fines de septiembre. La producción total cayó 19.7% en comparación al mismo periodo del año anterior.
- En el 3T 2020, nuestros pozos de shale contribuyeron una producción de 8,407 boe/d, de los cuales 8,320 boe/d corresponden a Bajada del Palo Oeste donde, después de 147 días, el pozo promedio de nuestros primeros 12 pozos estaba rindiendo un 13% por encima de nuestra curva tipo (EUR 25 años: 1.52 MMboe).
- Los ingresos en el 3T 2020 fueron de 69.9 $MM, 36.5% por encima de los 51.2 $MM generados en 2T 2020, impulsados por el aumento de producción antes mencionado y la recuperación de los precios realizados de crudo. Los ingresos en 3T 2020 cayeron 33.7% respecto a los 105.4 $MM generados en el 3T 2019, impactados tanto por menores niveles de producción como precios realizados.
- En el 3T 2020, el precio promedio realizado del crudo fue de 39.1 $/bbl, un incremento del 47.5% comparado con el 2T 2020, empujado principalmente por la recuperación en los niveles de Brent y nuestros exitosos esfuerzos comerciales en los mercados internacionales. Por el contrario, el precio promedio realizado de crudo en 3T 2020 cayó un 19.7% respecto al precio promedio realizado en 3T 2019, impulsado por la caída en la demanda doméstica e internacional y menores niveles de Brent.
- El precio realizado del gas natural fue de 2.2 $/MMBTU, sin variaciones trimestre a trimestre, y un 37.1% menor a 3T 2019, principalmente impactado por una caída en los precios de venta al segmento industrial (impactado por la caída de la actividad industrial a raíz de las restricciones generadas por el Covid-19) y menores precios en el segmento de distribución regulado.
- El lifting cost promedio del 3T 2020 fue de 23.0 $MM, un 19% por debajo del obtenido en el 3T 2019. La restructuración de nuestra base de costos operativos nos permitió compensar los niveles de producción más bajos, con ahorros de costos que resultaron en un lifting cost por boe de 9.9 $/boe en 3T 2020, un 0.9% por encima del lifting cost promedio del 3T 2019 de 9.8 $/boe.
- El EBITDA ajustado consolidado para el 3T 2020 alcanzó 24.2 $MM, generando un margen de EBITDA ajustado de 35%.
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- En agosto de 2020 reiniciamos las actividades de perforación y completación de pozos en Bajada del Palo Oeste, que fue posible gracias a un menor costo de desarrollo, así como a la recuperación de la demanda y el precio. Completamos y conectamos nuestro pad #4 de 4 pozos con una mejora en la eficiencia, logrando una reducción del 21% en el costo por pie lateral y una reducción del 40% en el costo de completación por etapa, en ambos casos en comparación con el pad #1 completado en 2019. Este desempeñoresultó en un costo de pozo promedio (normalizado a 2,800 metros de longitud lateral y 47 etapas) de 11.4 $ MM, 3% por debajo del costo presupuestado para el nuevo diseño de pozo y 20% por debajo del costo de pozo promedio de nuestro pad inmediatamente anterior. Además, estamos completando nuestro pad #5 de 4 pozos, que esperamos conectar en diciembre 2020.
- En 3T 2020, las inversiones fueron 36.8 $MM, principalmente impactadas por haber reactivado la actividad de perforación y completación en Bajada del Palo Oeste en agosto 2020.
- Logramos mantener una sólida posición financiera. Un flujo de caja operativo de 19.1 $MM y las actividades de financiamiento impulsaron la generación de flujo de caja libre del período de 4.3 $MM, contribuyendo a nuestra posición de caja y equivalentes al cierre del 3T 2020 de 225.0 $MM. La deuda bruta al cierre del trimestre fue de 522.1 $MM, resultando en una deuda neta de 297.1 $MM. Además, durante el trimestre refinanciamos 75 $MM de vencimientos de deuda próximos en 2020 y 2021, y emitimos bonos por 30 $MM en los mercados de capitales argentinos.
-
En el 3T 2020 la pérdida neta fue de 28.4 $MM, impactado por: (a) una pérdida por resultados financieros que alcanzó 12.9 $MM comparado con una ganancia de 14.8 $MM en el 3T 2019;
(b) un deterioro de activos de larga duración por 5.0 $MM; y parcialmente compensado por (c) una reducción en las depreciaciones y amortizaciones a 38.9 $MM comparado con 45.9 $MM en el 3T 2019.
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Vista Oil & Gas: resultados del 3er trimestre 2020
Los montos están expresados en dólares estadounidenses, a menos que se indique otra moneda y de acuerdo a los estándares de las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF") o "International Financial Reporting Standards" (IFRS). Todos los resultados son no auditados. Los montos totales podrían no sumar debido al redondeo.
Producción
Producción total promedio diaria neta
3T 2020 | 2T 2020 | 3T 2019 | ▲ anual (%) | ▲ trimestral (%) | |
Total (boed) | 25,394 | 23,817 | 31,637 | (19.7)% | 6.6% |
Petróleo (bbld) | 17,534 | 15,672 | 20,281 | (13.5)% | 11.9% |
Gas Natural (MMm3d) | 1.16 | 1.20 | 1.68 | (31.3)% | (3.5)% |
NGL (bbld) | 587 | 606 | 761 | (22.9)% | (3.1)% |
anual (%): representa la variación porcentual en 2T 2020 comparado con 2T 2019.
trimestral (%): representa la variación porcentual en 2T 2020 comparado con 1T 2020.
La producción promedio diaria durante el 3T 2020 fue de 25,394 boe/d, compuesta por 17,534 bbl/d de petróleo, lo que representa el 69.0% de la producción total, 1.16 MMm3/d de gas natural y 587 bbl/d de líquidos de gas natural.
La producción operada total durante el 3T 2020 fue de 24,821 boe/d, la que representó el 98% de la producción total. La producción shale total fue de 8,407 boe/d, incluyendo 8,320 boe/d de producción shale operada de Bajada del Palo Oeste y 88 boe/d de producción shale no operada de Coirón Amargo Sur Oeste (CASO).
En Bajada del Palo Oeste, a la fecha de este reporte, los 12 pozos de shale oil de nuestros primeros tres pads se estaban desempeñando un 13% por encima de nuestra curva tipo para los primeros 147 días de producción acumulada. Además, conectamos nuestro pad #4 de 4 pozos a fines de septiembre. Se aterrizaron dos pozos en La Cocina, que se completaron con 44 y 51 etapas de fractura respectivamente. Los otros dos pozos fueron aterrizados en la sección de Carbonato de Vaca Muerta, un horizonte de navegación que estamos testeando, y se completaron con 26 y 31 etapas respectivamente.
Producción neta promedio diaria por activo 3T 2020 | ||||||||||||||
Petróleo | Gas | NGL | Total | % Total | ||||||||||
Interés | Natural | promedio | ||||||||||||
(bbl/d) | (bbl/d) | (boe/d) | ||||||||||||
(MMm3/d) | día | |||||||||||||
Bloques (volúmenes a su participación) | 17,534 | 1.16 | 587 | 25,394 | 100% | |||||||||
Entre Lomas | 100% | 3,415 | 0.27 | 529 | 5,629 | 22% | ||||||||
Bajada del Palo Este | 100% | 353 | 0.07 | 48 | 830 | 3% | ||||||||
Bajada del Palo Oeste (convencional) | 100% | 819 | 0.40 | - | 3,327 | 13% | ||||||||
Bajada del Palo Oeste (shale) | 100% | 7,251 | 0.17 | - | 8,320 | 33% | ||||||||
Agua Amarga (Jarilla Quemada, Charco del | 100% | 119 | 0.04 | 10 | 373 | 1% | ||||||||
Palenque) | ||||||||||||||
25 de Mayo-Medanito | 100% | 2,507 | 0.02 | - | 2,663 | 10% | ||||||||
Jagüel de los Machos | 100% | 2,505 | 0.13 | - | 3,313 | 13% | ||||||||
Coirón Amargo Norte | 55% | 326 | 0.01 | - | 366 | 1% | ||||||||
Águila Mora (shale) | 90% | - | 0.00 | - | - | 0% | ||||||||
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Acambuco (no operado) | 1.5% | 23 | 0.02 | - | 173 | 1% |
Coirón Amargo Sur Oeste (shale / no operado) | 10% | 80 | 0.00 | - | 88 | 0% |
Bloques CS-01,A-10 and TM-01 (México) | 50% | 137 | 0.03 | - | 313 | 1% |
Durante el 3T de 2020, Entre Lomas (incluyendo Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro) representó el 22% de la producción total, 25 de Mayo-Medanito y Jagüel de los Machos el 24%, Bajada del Palo Oeste el 46%, Bajada del Palo Este el 3%, Agua Amarga (campos Jarrilla Quemada y Charco del Palenque) el 1% y Coirón Amargo Norte el 1%. Todos estos bloques son operados por Vista. La producción en nuestros campos en México representó el 1% de la producción diaria promedio total y el 1% restante estuvo representado por la producción no operada en Argentina de los bloques Acambuco y Coirón Amargo Sur Oeste, y Águila Mora, una concesión no-convencional operada por Vista. Para mayor información, por favor véase el Anexo de "Información histórica operativa".
Ingresos
Ingresos por producto - en $MM | 3T 2020 | 2T 2020 | 3T 2019 | ▲ anual (%) | ▲ trimestral (%) |
Total | 69.9 | 51.2 | 105.4 | (33.7)% | 36.5% |
Petróleo | 60.4 | 41.7 | 84.7 | (28.7)% | 44.8% |
Gas Natural | 8.6 | 8.6 | 19.2 | (55.2)% | 0.0% |
NGL y otros | 0.8 | 0.9 | 1.6 | (50.0)% | (11.1)% |
Precios promedio realizados |
Producto | 3T 2020 | 2T 2020 | 3T 2019 | ▲ anual (%) | ▲ trimestral (%) |
Petróleo ($/bbl) | 39.1 | 26.5 | 48.7 | (19.7)% | 47.5% |
Gas Natural ($/MMBTU) | 2.2 | 2.2 | 3.5 | (37.1)% | 0.0% |
NGL ($/tn) | 177 | 185 | 262 | (32.3)% | (3.8)% |
Durante el 3T 2020, los ingresos totales fueron de 69.9 $MM, 33.7% menores a 3T 2019, pero un 36.5% más altos que el anterior trimestre, impulsados por los ingresos por ventas de petróleo.
Los ingresos por ventas de petróleo del 3T 2020 fueron de 60.4 $MM, representando un 86.5% de los ingresos totales, 28.7% inferiores a los de 3T 2019, impactado por un menor volumen de producción y un menor precio realizado, pero un 44.8% por encima de las ventas de 2T 2020, impulsados por la recuperación en la producción y precios realizados del crudo. El precio promedio realizado fue 39.1 $/bbl, 19.7% por debajo de 3T 2019 pero 47.5% por encima de Q2 2020.
Los ingresos por ventas de gas natural representaron un 12.3% de las ventas totales. Durante el 3T 2020, el 48% de los volúmenes se asignó a una cartera diversificada de clientes industriales a un precio promedio de 2.0 $/MMBTU, el 49% de las ventas fueron a empresas de distribución y GNC a un precio promedio de 2.5 $/MMBTU, y el 3% restante de ventas se realizaron al segmento de generación de energía eléctrica a un precio promedio de 2.6 $/MMBTU. El precio promedio de las ventas de gas natural en el trimestre fue de 2.2 $/MMBTU, un 37.1% menor al nivel de 3T 2019, principalmente impulsado por los menores precios promedios realizados del segmento industrial, que se vio impactado por una demanda más débil debido a menor actividad industrial por las restricciones de la cuarentena generadas por el COVID-19, y por menores precios en el segmento de distribución regulado.
Las ventas de líquidos de gas natural y otros servicios fueron de 0.8 $MM durante el 3T 2020, representando el 1.2% de las ventas totales. Los volúmenes de NGL se asignaron al mercado argentino a un precio promedio de 177 U.S. dólares por tonelada ($/tn).
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Costos de operación
3T 2020 | 2T 2020 | 3T 2019 | ▲ anual (%) | ▲ trimestral (%) | |
Lifting Cost ($MM) | 23.0 | 18.6 | 28.4 | (19.0)% | 24.1% |
Lifting cost ($/boe) | 9.9 | 8.6 | 9.8 | 0.9% | 15.1% |
Durante el 3T 2020, los gastos operativos fueron de 23.0 $MM, un 19.0% por debajo del 3T 2019 y un 24.1% por encima del trimestre anterior. Esto último refleja el reinicio de nuestras actividades de pulling y otros servicios de operación y mantenimiento campo a niveles anteriores al inicio del impacto del Covid-19.
El lifting cost promedio en 3T 2020 fue de 9.9 $/boe, lo que representó un incremento del 0.9% en comparación con el 3T 2019, lo que refleja nuestra base de costos reestructurada, que nos permitió mantener un lifting cost estable a pesar de un menor nivel de producción.
La reducción del lifting cost interanual fue impulsada por la renegociación de la mayoría de nuestros contratos y una mejora del 32% en el índice de falla de nuestros campos maduros, que permitió una reducción interanual del 36% en las intervenciones de pozos.
EBITDA ajustado
Reconciliación de EBITDA ajustado ($MM) | 3T 2020 | 2T 2020 | 3T 2019 | ▲ anual (%) | ▲ trimestral (%) | |||
(Pérdida) / Utilidad neta | (28.4) | (39.2) | 21.5 | |||||
Impuesto sobre la renta | (5.6) | 8.3 | (6.0) | |||||
Resultados financieros netos | 12.9 | 9.2 | (14.8) | |||||
Resultados de inversiones | - | - | (0.1) | |||||
Utilidad de Operación | (21.1) | (21.7) | 0.6 | |||||
Depreciaciones | 38.9 | 30.4 | 45.9 | |||||
Gastos de reestructuración | 1.5 | 1.4 | 0.0 | |||||
Deterioro de activos de larga duración | 5.0 | - | - | |||||
EBITDA Ajustado(1) | 24.2 | 10.2 | 46.6 | (48.0)% | 137.7% | |||
Margen de EBITDA Ajustado (%) | 35% | 20% | 44% | (9)% p.p. | 15% p.p. |
- EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Depreciaciones + Gastos de reestructuración y reorganización + Deterioro de activos de larga duración + Otros ajustes
- Expresado como diferencia en puntos porcentuales.
Nota: las cifras podrían no sumar por el efecto del redondeo
El EBITDA ajustado en el 3T 2020 fue 24.2 $MM, 48.1% menor al EBITDA ajustado 3T 2019, pero 137.7% por encima del EBITDA ajustado 2T 2020, impulsado por un recupero en el precio realizado de crudo y en la producción de crudo. El margen de EBITDA ajustado fue un 35%, 15 puntos porcentuales por encima del 2T 2020.
Utilidad / Pérdida neta
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En el 3T 2020 la pérdida neta fue de 28.4 $MM, impactado por: (a) una pérdida por resultados financieros que alcanzó 12.9 $MM comparado con una ganancia de 14.8 $MM en el 3T 2019; (b) un impairment por 5.0 $MM; y parcialmente compensado por (c) una reducción en las depreciaciones y amortizaciones a 38.9 $MM comparado con 45.9 $MM en el 3T 2019.
A septiembre de 2020, Vista realizó un test de deterioro de activos de larga duración que resultó en una pérdida de 5.0 $MM, impulsado por los precios del petróleo, gas natural y GLP, y los cambios en la tasa de descuento
Los resultados financieros en 3T 2020 alcanzaron una pérdida por 12.9 $MM. Comparados a la ganancia de 14.8 $MM en 3T 2019, la pérdida fue principalmente impactada por mayores intereses debido a un mayor nivel de deuda financiera promedio, junto con la ganancia por la valuación de los títulos opcionales.
Inversiones
Las inversiones totales de Vista ("capex") fueron de 36.8 $MM según el criterio de lo devengado, reflejando el incremento en la actividad que se llevó a cabo a partir de agosto 2020. Durante el trimestre, invertimos 33.2 $MM en nuestro proyecto de Vaca Muerta en Bajada del Palo Oeste, de los cuales 30.3 $MM corresponden a la perforación y completación de pozos, 2.6 $MM al desarrollo de instalaciones y 0.2 $MM al reacondicionamiento de pozos. Adicionalmente, las inversiones en nuestros activos convencionales, activos no operados, otras instalaciones, proyectos de TI y estudios G&G totalizaron los remanentes 3.6 $MM
Resumen financiero
Durante el 3T 2020, logramos mantener un sólido balance, incrementando nuestra posición de caja a
225.0 $MM al 30 de septiembre de 2020. Nuestra deuda financiera alcanzó 522.1 $MM, resultando en una deuda neta de 297.1 $MM
En julio 2020, completamos una serie de acuerdos para refinanciar pagos de deuda por 75 $MM en vencimientos correspondientes a 2020 y 2021.
Adicionalmente, emitimos dos series de bonos por 30 $MM en el mercado de capitales argentino con la siguiente estructura:
- 10 $MM en pesos, 18 meses bullet, a una tasa variable con un spread de 137 puntos básicos
- 20 $MM en bonos dólar-linked, 36 meses bullet, con tasa cero
Obligaciones negociables
Instrumento | Emisor | Fecha de | Vencimiento | Monto bruto | Tipo | Tasa | Moneda | Mercado | ||||||||||||||
emisión | ($MM) | (%) | ||||||||||||||||||||
ON clase I | Vista Oil & Gas | 31/7/2019 | 31/7/2021 | 50 | Bullet a su | 7.88% | USD | BCBA | ||||||||||||||
Argentina S.A.U. | vencimiento | Argentina | ||||||||||||||||||||
ON clase II | Vista Oil & Gas | 7/8/2019 | 7/8/2022 | 50 | Bullet a su | 8.50% | USD | BCBA | ||||||||||||||
Argentina S.A.U. | vencimiento | Argentina | ||||||||||||||||||||
ON clase III | Vista Oil & Gas | 21/2/2020 | 21/2/2024 | 50 | Bullet a su | 3.50% | USD | BCBA | ||||||||||||||
Argentina S.A.U. | vencimiento | Argentina | ||||||||||||||||||||
ON clase IV | Vista Oil & Gas | 7/8/2020 | 7/2/2022 | 10 | Bullet a su | BADLAR | ARS | BCBA | ||||||||||||||
Argentina S.A.U. | vencimiento | + 1.37% | Argentina | |||||||||||||||||||
Vista Oil & Gas | Bullet a su | Tasa | ARS en | BCBA | ||||||||||||||||||
ON clase V | 7/8/2020 | 7/8/2023 | 20 | vencimiento | USD- | |||||||||||||||||
Argentina S.A.U. | cero | Argentina | ||||||||||||||||||||
linked | ||||||||||||||||||||||
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Vista Oil & Gas S.A.B. de C.V.
Información Histórica Operativa
Producción diaria promedio trimestral por bloque y producto
3T 2020 | 2T 2020 | 1T 2020 | 4T 2019 | 3T 2019 | ||
Producción total por bloque (Mboe/d) | 25,394 | 23,817 | 26,485 | 30,026 | 31,637 | |
Entre Lomas | 5,629 | 6,289 | 6,804 | 7,648 | 8,618 | |
Bajada del Palo Este | 830 | 1,036 | 1,122 | 1,281 | 1,349 | |
Bajada del Palo Oeste (convencional) | 3,327 | 3,679 | 4,661 | 5,499 | 4,944 | |
Bajada del Palo Oeste (shale) | 8,320 | 5,065 | 5,599 | 6,687 | 7,501 | |
Agua Amarga (Jarilla Quemada, Charco del Palenque) | 373 | 476 | 596 | 621 | 657 | |
25 de Mayo-Medanito | 2,663 | 2,881 | 2,879 | 3,177 | 3,370 | |
Jagüel de los Machos | 3,313 | 3,525 | 3,705 | 3,991 | 4,224 | |
Coirón Amargo Norte | 366 | 268 | 260 | 214 | 236 | |
Águila Mora (shale) | - | - | 197 | 147 | - | |
Acambuco | 173 | 178 | 180 | 182 | 186 | |
Coirón Amargo Sur Oeste (shale) | 88 | 102 | 113 | 159 | 165 | |
Bloques CS-01,A-10 y TM-01 | 313 | 318 | 368 | 418 | 388 | |
Producción de petróleo crudo por bloque (Mboe/d)(1) | 17,534 | 15,672 | 16,991 | 18,720 | 20,281 | |
Entre Lomas | 3,415 | 3,716 | 4,043 | 4,244 | 4,715 | |
Bajada del Palo Este | 353 | 463 | 553 | 554 | 574 | |
Bajada del Palo Oeste (convencional) | 819 | 916 | 1,051 | 1,111 | 988 | |
Bajada del Palo Oeste (shale) | 7,251 | 4,508 | 4,900 | 5,862 | 6,733 | |
Agua Amarga (Jarilla Quemada, Charco del Palenque) | 119 | 182 | 242 | 268 | 303 | |
25 de Mayo-Medanito | 2,507 | 2,741 | 2,701 | 2,965 | 3,213 | |
Jagüel de los Machos | 2,505 | 2,645 | 2,775 | 3,014 | 3,176 | |
Coirón Amargo Norte | 326 | 222 | 218 | 184 | 217 | |
Águila Mora (shale) | - | - | 197 | 147 | - | |
Acambuco | 23 | 25 | 24 | 22 | 22 | |
Coirón Amargo Sur Oeste (shale) | 80 | 92 | 96 | 141 | 147 | |
Bloques CS-01,A-10 y TM-01 | 137 | 163 | 192 | 209 | 194 | |
Producción de gas natural por bloque (Mboe/d)(2) | 7,273 | 7,539 | 8,848 | 10,631 | 10,594 | |
Entre Lomas | 1,685 | 2,018 | 2,180 | 2,799 | 3,221 | |
Bajada del Palo Este | 430 | 533 | 522 | 673 | 715 | |
Bajada del Palo Oeste (convencional) | 2,508 | 2,763 | 3,610 | 4,388 | 3,956 | |
Bajada del Palo Oeste (shale) | 1,069 | 557 | 699 | 825 | 768 | |
Agua Amarga (Jarilla Quemada, Charco del Palenque) | 244 | 284 | 337 | 336 | 334 | |
25 de Mayo-Medanito | 156 | 140 | 178 | 212 | 157 | |
Jagüel de los Machos | 807 | 879 | 930 | 978 | 1,048 | |
Coirón Amargo Norte | 40 | 46 | 42 | 31 | 20 | |
Águila Mora (shale) | - | - | - | - | - | |
Acambuco | 150 | 154 | 156 | 161 | 164 | |
Coirón Amargo Sur Oeste (shale) | 7 | 10 | 17 | 19 | 18 | |
Bloques CS-01,A-10 y TM-01 | 176 | 155 | 177 | 210 | 194 | |
Producción de NGL por bloque (boe/d) | 587 | 606 | 645 | 675 | 761 | |
Entre Lomas | 529 | 555 | 582 | 606 | 682 | |
Bajada del Palo Este | 48 | 41 | 47 | 53 | 59 | |
Bajada del Palo Oeste (convencional) | - | - | - | - | - | |
Bajada del Palo Oeste (shale) | - | - | - | - | - | |
Agua Amarga (Jarilla Quemada, Charco del Palenque) | 10 | 10 | 17 | 16 | 20 |
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Notas:
- Acambuco incluye condensado.
- Excluye gas natural consumido, venteado o reinyectado.
Concesiones de petróleo y gas | WI (%) | Operado / | Objetivo | Cuenca | País | ||||||||
No Operado | |||||||||||||
Entre Lomas Neuquén | 100% | Operado | Convencional | Neuquina | Argentina | ||||||||
Entre Lomas Río Negro | 100% | Operado | Convencional | Neuquina | Argentina | ||||||||
Bajada del Palo Oeste / Este | 100% | Operado | Convencional | Neuquina | Argentina | ||||||||
Bajada del Palo Oeste | 100% | Operado | Shale | Neuquina | Argentina | ||||||||
Agua Amarga (Jarilla Quemada, | |||||||||||||
Charco del Palenque) | 100% | Operado | Convencional | Neuquina | Argentina | ||||||||
25 de Mayo-Medanito | 100% | Operado | Convencional | Neuquina | Argentina | ||||||||
Jagüel de los Machos | 100% | Operado | Convencional | Neuquina | Argentina | ||||||||
Coirón Amargo Norte | 55%(1) | Operado | Convencional | Neuquina | Argentina | ||||||||
Coirón Amargo Sur Oeste | 10% | No operado | Shale | Neuquina | Argentina | ||||||||
Águila Mora | 90% | Operado | Shale | Neuquina | Argentina | ||||||||
Acambuco | 1.5% | No operado | Convencional | Noroeste | Argentina | ||||||||
Bloque CS-01 | 50% | No operado | Convencional | Del Sureste | México | ||||||||
Bloque A-10 | 50% | No operado | Convencional | Del Sureste | México |
Nota: No se exponen bloques sin producción, Bajada del Palo Este (shale) Sur Rio Deseado Este y TM-01
-
El 7 de julio de 2020, como consecuencia del incumplimiento en los pagos por parte del socio Madalena Energy Argentina S.R.L ("Madalena") y de conformidad con el Acuerdo de Operación Conjunta Coirón Amargo Norte ("Acuerdo de OC"), Vista Argentina en conjunto con su socio Gas y Petróleo del Neuquén ("GyP") procedió a excluir a Madalena del Acuerdo de OC.
En consecuencia, la Compañía a través de su subsidiaria Vista Argentina, incrementó su participación en el Acuerdo de OC mencionado de 55% a 84.62%.
Según la disposición del Acuerdo de OC, Vista tiene derecho a reclamar los pagos adeudados por parte de Madalena.
A la fecha de emisión de los presentes estados financieros intermedios condensados consolidados, la adenda al Acuerdo de OC se encuentra pendiente de aprobación por parte del Poder Ejecutivo de la Provincia de Neuquén; la cual tendrá efectos retroactivos al 7 de julio de 2020.
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Métricas de resultados
(Montos expresados en miles de dólares estadounidenses)
Métricas de resultados - en $M | 3T 2020 | 2T 2020 | 1T 2020 | 4T 2019 | 3T 2019 | |
Ingresos totales | 69,863 | 51,219 | 73,320 | 96,445 | 105,443 | |
Petróleo | 60,438 | 41,712 | 61,985 | 82,833 | 84,668 | |
Gas Natural | 8,609 | 8,640 | 10,113 | 13,078 | 19,200 | |
NGL y otros | 816 | 867 | 1,222 | 534 | 1,575 | |
Costo de ventas | (70,934) | (58,623) | (67,996) | (78,064) | (91,415) | |
Costo de la operación | (23,032) | (18,564) | (23,833) | (25,716) | (28,427) | |
Fluctuación del inventario del crudo | 598 | (3,481) | 449 | (698) | (2,365) | |
Depreciaciones | (38,876) | (30,447) | (33,467) | (38,361) | (45,895) | |
Regalías | (9,624) | (6,131) | (11,145) | (13,289) | (14,728) | |
Utilidad bruta | (1,071) | (7,404) | 5,324 | 18,381 | 14,028 | |
Gastos comerciales | (5,434) | (6,300) | (6,152) | (6,745) | (6,851) | |
Gastos de administración | (9,063) | (8,229) | (9,367) | (13,248) | (8,278) | |
Gastos de exploración | (241) | (168) | (131) | (65) | 333 | |
Otros ingresos operativos | 1,380 | 1,698 | 2,153 | 907 | 948 | |
Otros gastos operativos, netos | (1,690) | (1,285) | (1,253) | (4,426) | 455 | |
Deterioro de activos de larga duración | (4,954) | - | - | - | - | |
Utilidad (pérdida) de la operación | (21,073) | (21,688) | (9,426) | (5,196) | 635 | |
Reconciliación de EBITDA Ajustado ($M) | 3T 2020 | 2T 2020 | 1T 2020 | 4T 2019 | 3T 2019 | |
(Pérdida) / Utilidad neta | (28,402) | (39,203) | (21,332) | (44,248) | 21,499 | |
(+) Impuesto sobre la renta | (5,552) | 8,304 | 4,571 | 17,797 | (5,961) | |
(+) Resultados financieros netos | 12,881 | 9,211 | 7,335 | 21,172 | (14,819) | |
(+) Resultados de inversiones | - | - | - | 84 | (84) | |
Utilidad (pérdida) de Operación | (21,073) | (21,688) | (9,426) | (5,196) | 635 | |
(+) Depreciaciones | 38,876 | 30,447 | 33,467 | 38,361 | 45,895 | |
(+) Gastos de reestructuración | 1,465 | 1,430 | 1,244 | 2,542 | 35 | |
(+) Deterioro de activos de larga duración | 4,954 | - | - | - | - | |
EBITDA Ajustado(1) | 24,222 | 10,189 | 25,285 | 35,707 | 46,565 | |
Margen de EBITDA Ajustado (%) | 35% | 20% | 34% | 37% | 44% | |
3T 2020 | 2T 2020 | 1T 2020 | 4T 2019 | 3T 2019 | ||
Costos operativos ($MM) | 23.0 | 18.6 | 23.8 | 25.7 | 28.4 | |
Lifting cost ($/boe) | 9.9 | 8.6 | 9.9 | 9.3 | 9.8 |
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Balance Consolidado
(Montos expresados en miles de dólares estadounidenses)
Al 30 de septiembre de 2020 | Al 31 de diciembre de 2019 | |
Propiedad, planta y equipos | 941,885 | 917,066 |
Crédito Mercantil | 25,048 | 28,484 |
Otros activos intangibles | 34,909 | 34,029 |
Activos por derecho de uso | 26,102 | 16,624 |
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar | 31,703 | 15,883 |
Activos por impuestos diferidos | 493 | 476 |
Total Activo No Corriente | 1,060,140 | 1,012,562 |
Inventarios | 12,292 | 19,106 |
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar | 41,632 | 93,437 |
Caja, bancos e inversiones corrientes | 224,950 | 260,028 |
Total Activo Corriente | 278,874 | 372,571 |
Total Activo | 1,339,014 | 1,385,133 |
Total Capital Contable | 520,900 | 603,716 |
Pasivos por impuestos diferidos | 154,259 | 147,019 |
Pasivos por arrendamientos | 19,107 | 9,372 |
Provisiones | 21,290 | 21,146 |
Préstamos | 332,423 | 389,096 |
Títulos opcionales | 255 | 16,860 |
Beneficios a empleados | 3,636 | 4,469 |
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar | - | 419 |
Total Pasivo No Corriente | 530,970 | 588,381 |
Provisiones | 1,592 | 3,423 |
Pasivos por arrendamientos | 7,284 | 7,395 |
Préstamos | 189,632 | 62,317 |
Salarios y contribuciones sociales | 9,343 | 12,553 |
Impuesto sobre la renta por pagar | 0 | 3,039 |
Otros impuestos y regalías por pagar | 3,472 | 6,040 |
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar | 75,821 | 98,269 |
Total pasivo corriente | 287,144 | 193,036 |
Total Pasivo | 818,114 | 781,417 |
Total Capital Contable y Pasivo | 1,339,014 | 1,385,133 |
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Estado de Resultados Consolidado
(Montos expresados en miles de dólares estadounidenses)
Periodo entre el 1 de julio y Periodo entre el 1 de julio y | ||
el 30 de septiembre de | el 30 de septiembre de | |
2020 | 2019 | |
Ingreso por ventas a clientes | 69,863 | 105,443 |
Ingresos por ventas de petróleo crudo | 60,438 | 84,668 |
Ingresos por ventas de gas natural | 8,609 | 19,200 |
Ingresos por ventas de GLP | 816 | 1,575 |
Costo de ventas | (70,934) | (91,415) |
Costos de operación | (23,032) | (28,427) |
Fluctuación del inventario de crudo | 598 | (2,365) |
Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones | (38,876) | (45,895) |
Regalías | (9,624) | (14,728) |
Utilidad bruta | (1,071) | 14,028 |
Gastos de ventas | (5,434) | (6,851) |
Gastos generales y de administración | (9,063) | (8,278) |
Gastos de exploración | (241) | 333 |
Otros ingresos operativos | 1,380 | 948 |
Otros gastos operativos | (1,690) | 455 |
Deterioro de activos de larga duración | (4,954) | - |
(Pérdida)/ Utilidad de operación | (21,073) | 635 |
Inversiones en asociadas | - | |
Ingresos por intereses | 37 | 382 |
Gastos por intereses | (12,979) | (7,984) |
Otros resultados financieros | 61 | 22,420 |
Resultados financieros netos | (12,881) | 14,818 |
Utilidad (pérdida) antes de impuesto | (33,954) | 15,537 |
(Gasto) Impuesto sobre la renta corriente | 62 | 5,054 |
(Gasto)/ Beneficio Impuesto sobre la renta diferido | 5,490 | 911 |
(Gasto) / Beneficio de impuesto | 5,552 | 5,965 |
(Pérdida)/ utilidad neta del período | (28,402) | 21,502 |
Otros resultados integrales | 503 | 745 |
Total (pérdida) / utilidad integral del período | (27,899) | 22,247 |
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Estado del Flujo de Fondos
(Montos expresados en miles de dólares estadounidenses)
Periodo entre el 1 de | Periodo entre el 1 de | |
julio y el 30 de | julio y el 30 de | |
septiembre de 2020 | septiembre de 2019 | |
Utilidad/(Pérdida) neta del período | (28,402) | 21,502 |
Ajustes para conciliar los flujos netos de efectivo provenientes de las | ||
actividades de operación: | ||
Partidas que no afectan efectivo: | ||
(Reversión) / Constitución de reserva por pérdidas crediticias esperadas | (8) | (222) |
Fluctuación cambiaria de moneda extranjera, neta | (2,229) | 3,325 |
Descuento de obligación por taponamiento de pozos | 573 | 407 |
Incremento neto en provisiones | 225 | (490) |
Gastos por intereses de arrendamiento | 312 | 300 |
Descuento de activos y pasivos a valor presente | 1,055 | 433 |
Pagos basados en acciones | 2,713 | 2,778 |
Beneficios a empleados | 61 | 453 |
Impuesto sobre la renta | (5,552) | (5,965) |
Partidas relacionadas con actividades de inversión: | ||
Depreciaciones y agotamientos | 38,194 | 45,523 |
Amortización de activos intangibles | 682 | 372 |
Deterioro de activos de larga duración | 4,954 | - |
Ingresos por intereses | (37) | (382) |
Cambios en el valor razonable de activos financieros | (363) | 5,336 |
Inversiones en asociadas | - | (84) |
Partidas relacionadas con actividades de financiamiento | ||
Gastos por intereses | 12,979 | 7,984 |
Cambios en el valor razonable de los títulos opcionales | (1,765) | (33,145) |
Costo amortizado | 774 | 552 |
Cambios en activos y pasivos operativos: | ||
Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar | (4,875) | 6,821 |
Inventarios | (598) | 2,488 |
Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar | 213 | 3,455 |
Pagos de beneficios a empleados | (197) | (197) |
Salarios y contribuciones sociales | 2,695 | 654 |
Otros impuestos y regalías por pagar | (72) | 4,694 |
Provisiones | (445) | (1,010) |
Pago de impuesto sobre la renta | (1,745) | (2,723) |
Flujos netos de efectivo generados por actividades operativas | 19,142 | 62,859 |
Flujos de efectivo de las actividades de inversión | ||
Pagos por adquisiciones de propiedad, planta y equipos | (21,726) | (57,934) |
Pagos por adquisiciones de otros activos intangibles | (1,579) | (1,879) |
Cobros procedentes de otros activos financieros | - | (962) |
Cobros procedentes de intereses cobrados | 37 | 382 |
Flujos netos de efectivo (aplicados) en actividades de inversión | (23,268) | (60,393) |
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Flujos de efectivo de las actividades de financiamiento | ||
Emisión de acciones Serie A netas de costos de emisión | - | 92,761 |
Préstamos recibidos | 77,137 | 115,000 |
Pago de costos de emisión de préstamos | (1,480) | (1,275) |
Pago de capital de los préstamos | (47,737) | (28,000) |
Pago de intereses de los préstamos | (16,331) | (12,352) |
Pago de arrendamientos | (1,684) | - |
Flujos netos de efectivo generados en actividades de financiamiento | 9,905 | 166,134 |
Periodo entre el 1 de | Periodo entre el 1 de | |
julio y el 30 de | julio y el 30 de | |
septiembre de 2020 | septiembre de 2019 | |
Incremento/(Disminución) neta de efectivo y equivalente de efectivo | 5,779 | 168,600 |
Efectivo y equivalente de efectivo al inicio del período | 218,316 | 65,197 |
Efecto de la exposición del efectivo y equivalente de efectivo a cambios en la moneda | ||
extranjera | (1,729) | 2,570 |
Incremento/(Disminución) neta de efectivo y equivalente de efectivo | 5,779 | 168,600 |
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período | 222,366 | 236,367 |
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DISCLAIMER
Información adicional sobre Vista Oil & Gas S.A.B. de C.V. ("Vista" o la "Compañía"), una sociedad constituida de conformidad con las leyes mexicanas, puede ser encontrada en la sección "Inversionistas" en la página de internet www.vistaoilangas.com
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que nuestros resultados reales, desempeño o logros, o resultados de la industria, sean materialmente diferentes de cualquier resultado esperado o proyectado, desempeño o logros expresados o implícitos en dichas estimaciones futuras. Muchos factores de importancia podrían causar que nuestros resultados, desempeño o logros reales difieran materialmente de aquellos expresados o implícitos en nuestras estimaciones futuras, incluyendo, entre otras cosas: incertidumbres relacionadas con concesiones gubernamentales futuras y permisos de exploración; resultados adversos en litigios que puedan surgir en el futuro; condiciones políticas, económicas, sociales, demográficas y comerciales generales en Argentina, México y en otros países en los que operamos; incertidumbres relacionadas con los resultados de elecciones futuras en el Congreso en México; cambios en las leyes, normas, reglamentos e interpretaciones y aplicación de las mismas aplicables a los sectores energéticos de Argentina y México, incluyendo cambios en el entorno regulatorio en el que operamos y cambios en los programas establecidos para promover las inversiones en la industria energética; cualquier aumento inesperado en los costos de financiamiento o la imposibilidad de obtener financiamiento y/o capital adicional de acuerdo con términos atractivos; cualquier cambio en los mercados de capital en general que pueda afectar las políticas o actitudes en Argentina y/o México, y/o compañías argentinas y mexicanas con respecto a financiamientos otorgados o inversiones hechas en Argentina y México o compañías argentinas y mexicanas; multas u otras penalidades y reclamos por parte de las autoridades y/o clientes; cualquier restricción futura en la capacidad de cambiar Pesos mexicanos o argentinos a divisas o transferir fondos al extranjero; la revocación o modificación de nuestros respectivos contratos de concesión por parte de la autoridad otorgante; nuestra capacidad para implementar nuestros planes de gastos de capital o nuestra estrategia de negocios, incluyendo nuestra capacidad para obtener financiamiento cuando sea necesario y en términos razonables; intervención del gobierno, incluyendo medidas que resulten en cambios en los mercados laborales, mercados cambiarios o sistemas fiscales de Argentina y México; tasas de inflación continuas y/o más altas y fluctuaciones en los tipos de cambio, incluyendo la depreciación del Peso Mexicano o del Peso Argentino; cualquier evento de fuerza mayor, o fluctuaciones o reducciones en el valor de la deuda pública argentina; cambios en la demanda de energía; incertidumbre relacionada con el brote y propagación del covid-19; regulaciones ambientales, de salud y seguridad y estándares de la industria que se están volviendo más estrictos; mercados de energía, incluyendo el momento y alcance de los cambios y la volatilidad en los precios de las materias primas, y el impacto de cualquier reducción prolongada o material en los precios del petróleo a partir de los promedios históricos; cambios en la regulación de los sectores de energía y petróleo y gas en Argentina y México, y en toda América Latina; nuestra relación con nuestros empleados y nuestra capacidad para retener a los miembros clave de nuestra alta gerencia y a los empleados técnicos clave; la capacidad de nuestros directores y funcionarios para identificar un número adecuado de oportunidades potenciales de adquisición; nuestras expectativas con respecto al desempeño de nuestros negocios recientemente adquiridos; nuestras expectativas con respecto a la producción, los costos y los precios futuros del petróleo crudo utilizados en nuestras proyecciones; el aumento de la competencia en el mercado en los sectores de la energía en Argentina y México; y los posibles cambios en la regulación y en los acuerdos de libre comercio como resultado de las condiciones políticas de Estados Unidos, México u otras naciones latinoamericanas.
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Usted no deberá considerar ninguna declaración con respecto a las tendencias o actividades pasadas como una garantía de que las tendencias o actividades continuarán hacia el futuro. Por consiguiente, usted no deberá basarse declaraciones. Esta presentación no pretende constituir, y no debe ser interpretada como un consejo de inversión.
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