Vista Oil & Gas B de C : Notas de resultados 2T 2021

2021

Resultados del 2do Trimestre

Ciudad de México, 27 de julio de 2021

NYSE: VIST

BMV: VISTA

Vista Oil & Gas: resultados del 2do trimestre de 2021

27 de julio 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 junio de 2021.

Aspectos destacados del 2T 2021:

• La producción total del 2T 2021 fue de 39,888 boe/d, un aumento del 17% trimestre a trimestre y del 67% en comparación con la producción total del 2T 2020. La producción de petróleo aumentó 19% trimestre a trimestre a 31,539 bbl/d, impulsada principalmente por el crecimiento en la producción del desarrollo de Bajada del Palo Oeste, donde conectamos el pad #7 en marzo.
• En el 2T 2021, nuestra producción shale fue de 24,662 boe/d, los cuales corresponden en su totalidad a los pozos shale de Bajada del Palo Oeste.
• Los ingresos en el 2T 2021 fueron de 165.3 $MM, un 43% por encima de los 115.9 $MM generados en 1T 2021 y un 223% por encima de los 51.2 $MM generados en 2T 2020, impulsados por el aumento de producción de petróleo antes mencionado y por un aumento de los precios promedio realizados de petróleo. En el 2T 2021, exportamos el 17% de nuestro volumen de petróleo.
• En el 2T 2021, el precio realizado del petróleo fue 54.9 $/bbl, un incremento de 21% comparado con el 1T 2021 y un incremento de 107% comparado con el precio realizado de petróleo de 2T 2020.
• El precio realizado del gas natural para el 2T 2021 fue de 3.5 $/MMBTU, resultando en un aumento de 59% año a año, principalmente impactado por el precio de invierno del Plan Gas de 4.1 $/MMBTU, aplicable a aproximadamente 60% del volumen de ventas de gas natural comenzando desde mayo 2021.
• El lifting cost fue 7.3 $/boe en 2T 2021, un 15% por debajo del lifting cost por boe del 2T 2020 y un 3% por debajo del lifting cost por boe del trimestre anterior, mayormente impactado por el incremento en la producción total que continúa absorbiendo nuestra base de costos fijos.
• El EBITDA ajustado para el 2T 2021 alcanzó 102.3 $MM, un incremento de 75% trimestre a trimestre y de 904% comparado con el 2T 2020, impulsado por el aumento en ingresos frente a costos estables. Durante el 2T 2021, el margen de EBITDA ajustado fue 62%, 42 p.p. y 12 p.p. por encima de 2T 2020 y 1T 2021, respectivamente.
• A fines de junio de 2021, conectamos el pad #8, de cuatro pozos, en Bajada del Palo Oeste. Dicho pad fue completado con un total de 214 etapas y una longitud lateral promedio de 2,611 mts. El costo de perforación y completación del pad #8 fue 9.5 $MM por pozo, resultando en un ahorro del 45% comparado con 17.4 $MM en el pad #1 (en ambos casos normalizado a un pozo de 2,800 metros

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de longitud lateral y 47 etapas). Adicionalmente, estamos terminando de perforar el cuarto pozo de nuestro pad #9 en Bajada del Palo Oeste, el cual será completado y conectado en 3T 2021.

• En el 2T 2021, las inversiones fueron 74.6 $MM, en línea con las proyecciones para 2021 y reflejando la completación del tercer pad del año en Bajada del Palo Oeste (pad #8).
• En el 2T 2021, logramos un free cash flow positivo de 35.5 $MM, el flujo de efectivo de las actividades de operación fue 116.0 $MM, mientras que el flujo de efectivo usado en inversiones alcanzó 80.5 $MM para el trimestre. El flujo de efectivo de las actividades de financiamiento totalizó un ingreso de caja de 37.8 $MM, el cual incluye el repago de deuda de 30.6 $MM y emisiones por 71.4 $MM en bonos en el mercado de capitales argentino para pre-financiar los vencimientos del 3T 2021.
• La caja al cierre del periodo de 2T 2021 fue de 236.7 $MM. La deuda bruta al cierre del trimestre fue de 605.1 $MM, resultando en una deuda neta de 368.4 $MM.
• En el 2T 2021 la ganancia neta fue de 5.5 $MM, impactada por: (i) un mayor EBITDA ajustado como se menciona anteriormente, (ii) una pérdida por resultados financieros que alcanzó 18.8 $MM comparado con 9.2 $MM en el 2T 2020, y (iii) un aumento en el gasto de impuestos a 26.9 $MM comparado con 8.3 $MM en 2T 2020.

Actividades de desarrollo del negocio:

• El 24 de junio, la provincia de Neuquén aprobó la modificación al Contrato de Unión Transitoria reflejando la venta de nuestro restante 10% de participación en la concesión Coirón Amargo Sur Oeste a Shell Argentina, correspondiente a 1,644 acres, por 21.5 $MM, pagaderos de la siguiente forma: (i) 15 $MM en efectivo, y (ii) 6.5 $MM en concepto de carry para la extensión de la obra de infraestructura para captación y provisión de agua que es operada por Shell y abastece la operación de Vista. Esta transacción tendrá efectos retroactivos al 1 de abril de 2021.
• El 28 de junio, establecimos un consorcio y entramos en un acuerdo de inversión conjunta con Trafigura para el desarrollo de 5 pads de 4 pozos cada uno en Bajada del Palo Oeste. El precio de entrada es 5 $MM por pad, por un total de 25 $MM. Vista mantendrá la operación y el 100% de titularidad de la concesión Bajada del Palo Oeste. Vista y Trafigura poseen 80% y 20% de la participación, respectivamente, de capex y producción. Trafigura pagara a Vista una tarifa de operador para cubrir todos los costos directos e indirectos asociados con la producción.

Eventos recientes:

• Durante julio de 2021, pagamos 45 $MM correspondientes al préstamo sindicado, tomamos 24 $MM de líneas de crédito de bancos argentinos y anunciamos el repago de 50 $MM correspondientes a nuestra ON clase I.

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Vista Oil & Gas: resultados del 2do trimestre 2021

Producción

Producción total promedio diaria neta

	2T 2021	1T 2021	2T 2020	▲ y/y	▲ q/q
Total (boe/d)	39,888	34,067	23,817	67%	17%
Petróleo (bbl/d)	31,539	26,436	15,672	101%	19%
Gas Natural (MMm3/d)	1.26	1.14	1.20	5%	10%
NGL (bbl/d)	419	435	606	(31)%	(4)%

La producción promedio diaria durante el 2T 2021 fue de 39,888 boe/d, compuesta por 31,539 bbl/d de petróleo, lo que representó el 79% de la producción total, 1.26 MMm3/d de gas natural y 419 boe/d de líquidos de gas natural.

La producción operada total durante el 2T 2021 fue de 39,563 boe/d, lo que representó el 99% de la producción total. La producción shale total fue de 24,662 boe/d, correspondientes en su totalidad a los pozos shale de Bajada del Palo Oeste.

Producción neta promedio diaria por activo 2T 2021

	Interés	Petróleo	Gas Natural	NGL	Total	% Total
	(bbl/d)	(MMm3/d)	(bbl/d)	(boe/d)	promedio día
Concesiones (volúmenes a su participación)		31,539	1.26	419	39,888	100%
Entre Lomas	100%	3,361	0.20	365	5,014	13%
Bajada del Palo Este	100%	419	0.07	45	876	2%
Bajada del Palo Oeste (convencional)	100%	642	0.25	-	2,244	6%
Bajada del Palo Oeste (shale)	100%	21,553	0.49	-	24,662	62%
Agua Amarga	100%	254	0.03	9	458	1%
25 de Mayo-Medanito	100%	2,492	0.04	-	2,769	7%
Jagüel de los Machos	100%	2,346	0.12	-	3,098	8%
Coirón Amargo Norte	84.6%	283	0.00	-	288	1%
Águila Mora (shale)	90%	-	0.00	-	-	0%
Acambuco (no operado)	1.5%	18	0.02	-	157	0%
Coirón Amargo Sur Oeste (shale / no operado)	10%	0	0.00	-	0	0%
Concesiones CS-01,A-10 and TM-01 (México)	50%	169	0.02	-	323	1%

Durante el 2T de 2021, Entre Lomas (incluyendo Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro) representó el 13% de la producción total trimestral, 25 de Mayo-Medanito y Jagüel de los Machos el 15%, Bajada del Palo Oeste el 67%, 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 los campos en México representó el 1% de la producción diaria promedio total. El restante estuvo representado por la producción

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no operada en Argentina de la concesión Acambuco. Para más información, por favor véase el Anexo de

"Información histórica operativa".

Ingresos

Ingresos totales

Ingresos por producto - en $MM	2T 2021	1T 2021	2T 2020	▲ y/y	▲ q/q
Total	165.3	115.9	51.2	223%	43%
Petróleo	149.9	107.2	41.7	259%	40%
Gas Natural	14.5	7.9	8.6	68%	84%
NGL	0.93	0.82	0.87	7%	14%

Precios promedio realizados

Producto	2T 2021	1T 2021	2T 2020	▲ y/y	▲ q/q
Petróleo ($/bbl)	54.9	45.5	26.5	107%	21%
Gas Natural ($/MMBTU)	3.5	2.0	2.2	59%	75%
NGL ($/tn)	314	244	185	70%	28%

Durante el 2T 2021, los ingresos totales fueron de 165.3 $MM, 223% por encima de 2T 2020 y 43% por encima del trimestre anterior, impulsados por el aumento en la producción de petróleo y en el precio realizado de petróleo.

Los ingresos por ventas de petróleo del 2T 2021 fueron de 149.9 $MM, representando un 90.7% de los ingresos totales, 259% por encima de 2T 2020 y 40% por encima comparado con 1T 2021, en ambos casos impulsados principalmente por el aumento de la producción de petróleo shale de Bajada del Palo Oeste. Durante el 2T 2021 exportamos el 17% del volumen total de petróleo vendido, mientras que el 83% restante fue vendido a refinerías locales en Argentina. El volumen total de ventas de petróleo durante 2T 2021 fue 2,731 Mbbl. Nuestro precio promedio realizado fue de 54.9 $/bbl, 107% por encima de 2T 2020 y 21% por encima de 1T 2021.

Los ingresos por ventas de gas natural representaron un 8.8% de los ingresos totales. Durante el 2T 2021, el 30% de las ventas se realizaron a clientes industriales a un precio promedio de 3.2 $/MMBTU, el 40% a empresas de distribución y GNC a un precio promedio de 3.7 $/MMBTU, mientras que el 30% de las ventas restantes se realizaron al segmento de generación de energía eléctrica a un precio promedio de 3.6 $/MMBTU. El precio promedio de las ventas de gas natural en el trimestre fue de 3.5 $/MMBTU, un 59% mayor al 2T 2020, incluyendo el impacto del precio de invierno del Plan Gas de 4.1 $/MMBTU, aplicable a aproximadamente 60% del volumen de ventas de gas natural comenzando desde mayo 2021.

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