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%

Page 4

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.

  1. 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
  2. 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

Page 7

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

Page 8

Notas:

  1. Acambuco incluye condensado.
  2. 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

  1. 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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Vista Oil & Gas S.A.B. de C.V.

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

Page 10

Vista Oil & Gas S.A.B. de C.V.

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

Page 11

Vista Oil & Gas S.A.B. de C.V.

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

Page 12

Vista Oil & Gas S.A.B. de C.V.

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)

Page 13

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

Page 14

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

Esta presentación no constituye una oferta de venta ni una solicitud de oferta de compra de valores de la Compañía, en ninguna jurisdicción.

Esta presentación no contiene toda la información financiera de la Compañía. En consecuencia, los inversionistas deben leer esta presentación junto con los estados financieros consolidados de la Compañía y otra información financiera disponible en el sitio web de la Compañía.

Cifras redondeadas y porcentajes: ciertas cifras y porcentajes incluidos en esta presentación han sido redondeados para facilitar su presentación. Los porcentajes incluidos en esta presentación no se han calculado en todos los casos sobre la base de dichas cifras redondeadas, sino sobre la base de dichas cifras antes del redondeo. Por esta razón, ciertos porcentajes en esta presentación podrían variar de las cifras obtenidas al realizar los mismos cálculos utilizando las cifras contenidas en los estados financieros. Además, algunas otras cantidades que aparecen en esta presentación podrían no resultar debido al redondeo.

Esta presentación contiene ciertas métricas que no tienen significados estandarizados o métodos de cálculo estándar y, por lo tanto, dichas métricas pueden no ser comparables a métricas similares utilizadas por otras compañías. Estas métricas han sido incluidas para proporcionar a los lectores medidas adicionales para evaluar el desempeño de la Compañía; sin embargo, dichas medidas no son indicadores confiables del desempeño futuro de la Compañía y es posible que el desempeño futuro no sea comparable con el desempeño de períodos anteriores.

No se puede confiar, para ningún efecto, en la información contenida en este documento ni en su exhaustividad. No se otorga ni se dará declaración ni garantía alguna, ya sea expresa o implícita, en o en nombre de la Compañía, o de cualquiera de sus afiliadas (dentro del significado de "Afiliadas" en la Regla 405 del Securities Act de 1933), miembros, directores, oficiales o empleados o cualquier otra persona en cuanto a la exactitud, exhaustividad o imparcialidad de la información u opiniones contenidas en esta presentación o cualquier otro material discutido verbalmente, y cualquier confianza que usted deposite en ellos será bajo su propio riesgo. Además, la Compañía o cualquiera de sus Afiliadas, miembros, directores, funcionarios o empleados o cualquier otra persona no aceptará ninguna responsabilidad (ya sea directa o indirecta, contractual, extracontractual o de otro tipo) en relación con dicha información u opiniones o cualquier otro asunto relacionado con esta presentación o su contenido, o que surja de cualquier otro modo en relación con la misma.

Esta presentación incluye información financiera que no ha sido obtenida conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera, mismas que no han sido objeto de ninguna auditoría respecto de ningún periodo.

La información y opiniones contenidas en esta presentación se proporcionan a la fecha de esta presentación y están sujetas a verificación, finalización y cambios sin previo aviso.

Esta presentación incluye "estimaciones futuras" relativas a expectativas del futuro. Palabras como "cree", "espera", "anticipa", "pretende", "debería", "busca", "estima", "futuro" o expresiones similares se incluyen con la intención de identificar declaraciones sobre el futuro. Hemos basado estas estimaciones futuras en numerosas suposiciones, incluyendo nuestras creencias, expectativas y proyecciones actuales sobre eventos presentes y futuros y tendencias financieras que afectan nuestro negocio. Aunque nuestro equipo de administración considera que las hipótesis y estimaciones en que se basan las declaraciones futuras son razonables y se basan en la mejor información disponible actualmente, dichas declaraciones futuras se basan en hipótesis que están sujetas a importantes incertidumbres y contingencias, muchas de las cuales están fuera de nuestro control. Habrá diferencias entre los resultados reales y los proyectados, y los resultados reales pueden ser mayores o menores a los contenidos en las proyecciones. Las proyecciones relacionadas con nuestros resultados de producción, así como nuestras estimaciones de costos, se basan en la información que tenemos disponible a esta fecha y reflejan numerosas suposiciones, incluyendo suposiciones relativas a curvas tipo para nuevos diseños de pozos y ciertas expectativas de espaciamiento por etapa, todas las cuales son difíciles de predecir y muchas de las cuales están fuera de nuestro control y por lo tanto sujetas a varios riesgos e incertidumbres. La inclusión de la información financiera estimada en este documento no debe considerarse como una indicación de que nosotros o nuestro equipo de administración consideramos que dichas predicciones como fiables de acontecimientos futuros. En dicho sentido, no se puede hacer ninguna representación en cuanto a la posibilidad de alcanzar las proyecciones, los lineamientos u otras estimaciones de los resultados, el rendimiento o los logros futuros. No garantizamos la exactitud, fiabilidad, adecuación o integridad de nuestras proyecciones. Nadie de nuestro equipo de administración ni de nuestros representantes ha realizado declaración alguna con respecto a nuestro desempeño futuro en comparación con la información contenida en muestras proyecciones, y ninguno de ellos tiene la intención o asume la obligación de actualizar o revisar las proyecciones realizadas para reflejar las circunstancias efectivamente existentes luego de la fecha en que se hicieron nuestras proyecciones o para reflejar la existencia de acontecimientos futuros en caso de que se demuestre que algunos o todos los supuestos en que se basaron nuestras proyecciones estuvieron equivocados. Podríamos hacer referencia a estas proyecciones en nuestros informes periódicos a ser presentados conforme a la Ley del Mercado de Valores. Estas expectativas y proyecciones están sujetas a importantes riesgos e incertidumbres conocidas y desconocidas que pueden hacer

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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.

Las estimaciones futuras se refieren únicamente a la fecha en las que se realizaron, y no asumimos ninguna obligación de publicar actualizaciones o revisiones de ninguna de las declaraciones sobre proyectos futuros contenidas en el presente documento debido a nueva información, eventos futuros u otros factores. A la luz de estas limitaciones, no se debe depositar una confianza indebida en las declaraciones a futuro contenidas en este documento. Para más información sobre los riesgos e incertidumbres asociados con estas estimaciones futuras y el negocio de Vista puede consultar la información pública de Vista en EDGAR (www.sec.gov) o en la Bolsa Mexicana de Valores (www.bmv.gob.mx).

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.

Otra información

Vista publica de forma continua información de importancia para los inversores en la sección de apoyo de Relaciones con los Inversionistas en su sitio web, www.vistaoilandgas.com. Vista podría, de tiempo en tiempo, utilizar su sitio web como un canal de distribución de información material. Por lo tanto, los inversionistas deben monitorear el sitio web de Relaciones con los Inversionistas de Vista, además de seguir los comunicados de prensa de Vista, las presentaciones ante la SEC, la CNBV, las conferencias telefónicas públicas y las transmisiones por Internet.

Información adicional sobre Vista Oil & Gas puede encontrarse en la sección "Inversionistas" del website en www.vistaoilandgas.com.

CONTACTO:

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