Vista Oil & Gas B de C : Presentación Corporativa para Inversionistas

PRESENTACIÓN A INVERSIONISTAS

FEBRERO 2021

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

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

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

2

Principales generadores de valor de Vista

Acreage premium en Vaca Muerta bajo desarrollo

• Hasta 550 locaciones bajo desarrollo en Bajada del Palo Oeste
• Productividad de pozos petrolíferos shale entre las mejores de la cuenca
• Nuevo diseño de pozos y mejoras continuas en la perforación y completación, reduciendo costo de desarrollo a 8.4 $/boe

Apalancado por una base sólida

• Activos convencionales con sólida generación de caja
• Infraestructura instalada, con ~40 Mbbl/d de capacidad total para tratar y evacuar producción incremental
• ~9 $/boe de costo operativo
• 101.8 MMBOE de reservas probadas (68% petróleo)
• Balance sólido con 225 $MM en caja

Impulsado por un equipo de alto rendimiento

• Organización plana y ágil
• Liderado por un management team experimentado en petróleo & gas
• Alineación con proveedores clave a través del modelo de contratación One-Team

134,000 acres de shale oil y activos convencionales

NEUQUÉN

RÍO NEGRO

Águila Mora

21k acres netos

Activos convencionales(1)

Reservas P1: 48.9 MMboe

Producción 3T 2020: 16.7 Mboe/d

Activos Vaca Muerta

Reservas P1: 52.6 MMboe

Producción 2T 2020: 8.4 Mboe/d

Bajada del Palo Este

Bajada del Palo Oeste

Coirón Amargo Sur Oeste

Concesiones con acres de shale oil

Concesiones con producción convencional y acres de shale oil

Concesiones convencionales

1. Incluye información de las concesiones Acambuco y Sur Río Deseado Este, no mostradas en el mapa Nota: Activos en México con 0.3 MMBOE de Rservas P1 y 0.3 Mboe/d de producción 3T20 no mostrados

Única oportunidad de inversión pública "pure-play" en Vaca Muerta

Aspectos destacados de Vista

Importantes hitos logrados en los primeros 2 años de operación

Producción
Mboe/d	+25%
24.5	29.1	30.6
2018 (1)	2019	4T 2020 (2)

1 El desarrollo de Vaca Muerta impulsó la producción llevando la tasa de salida de 2020 a 35 Mboe/d

Reservas probadas

MMboe	+76%
	101.8
57.6
Dic 2018	Dic 2019

2 Se logró un índice de reemplazo de reservas de +500% en 2019, impulsado por adiciones en el proyecto de Bajada del Palo Oeste

Costo operativo unitario

$/boe	(32)%
13.9
	10.8	9.5
2018 (1)	2019	2020 YTD

3 Restructuración de las operaciones durante la adquisición, seguida de consistentes iniciativas de reducción de costos

Métricas financieras

	2018	2019	LTM
EBITDA Ajustado (3) ($MM)	195	171	95
Precio realizado de crudo ($/bbl)	67.0	53.0	39.2
CAPEX ($MM)	130	224	155
Deuda Neta ($MM)	224	212	297
Caja al final de período ($MM)	81	240	225

4 La financiación a través del dual-listing en NYSE y la emisión de bonos argentinos proporcionan un balance sólido para crecer

(1)	Incluye resultados pro forma del 1T 2018 agregando producción y costos de activos adquiridos el 4 de abril del 2018	4
(2)	Datos preliminares
(3)	EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes

Nuestro enfoque ante el escenario actual

Preservando la seguridad y salud de nuestra gente con foco en la solidez de nuestro balance y la protección de valor

Nuestra

gente

• 75% del personal trabajando desde sus hogares
• Se estableció un protocolo de salud por Covid-19 y líneas de servicio de ayuda
• Se mantuvieron las operaciones esenciales de campo bajo estrictas políticas de salud y seguridad

Preservación

de caja

• Reducción de Capex de ∼50% para 2020
• Se redujeron los costos operativos a 9.5 $/boe en 2020, con ahorros en opex compensando la caída de producción
• Se refinanciaron vencimientos de deuda por 75 $MM para 2020 y 2021, y se emitieron bonos por 30 $MM en el mercado argentino

Protección

de valor

• Renegociación exitosa de 20+ contratos de operación de campo permitieron redimensionar la estructura de costos
• Nuevo diseño de pozos en Vaca Muerta, esperando reducir el costo de desarrollo a 8.4 $/boe, lo que nos permitirá generar retornos sólidos incluso a bajos precios de crudo

Vista está preparada

• Ciclos cortos de Capex con contratos flexibles
• Bajos compromisos de inversión
• Costos operativos y de desarrollo de un dígito
• Balance sólido

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Operación estable y de bajo costo operativo

Hitos operativos

Crecimiento en la producción impulsada por el shale oil

Producción total

(Mboe/d)

	Pro forma	Actual		+24%
				29.1				30.6
				26.5
	24.6	24.5	25.6	25.4
		23.8	Tasa de
								Salida
								~35.0

T1 2018 (1)	2018 (1)	2019	2020 YTD (2)	T1 2020	T2 2020	T3 2020	T4 2020 (3)
								Pozos de shale	Se conectó el	Se conectó el pad
			Convencional		Shale			pad #4 a fines	#5 a principios de
					Eventos Clave:	cerrados desde
					de Sep-20	Dic-20
							Marzo 20 a Mayo 26

Reducción de costos unitarios

Costo operativo unitario

($/boe)

Pro forma

Actual

16.9(43%)

13.9

10.9

9.5

1T 2018 (1)

2018 (1)

2019

2020 YTD (2)

• Negociación exitosa de 20+ contratos de operaciones en campo, incluyendo compresión de gas, tratamiento de crudo, mantenimiento y logística
• La estructuración de costos creó una empresa más eficiente y resiliente a bajos precios de crudo
• Se espera que la nueva base de costos, y el crecimiento de producción pronosticado, lleven a una dilución del costo operativo por boe

(1)	Incluye resultados pro forma del	1T 2018 agregando producción y costos de activos adquiridos el 4 de abril de 2018
(2)	Información hasta el 3T 2020	6

1. Los datos del 4T 2020 son preliminares

Ejecución sólida deriva en una organización más resiliente

Reducciones estructurales de costos habilitan a Vista a crecer en contextos de bajos precios de crudo

Demanda y precio se recuperaron antes de lo esperado, permitiéndonos reabrir nuestros pozos de Vaca Muerta y volver a producir todos nuestros pozos

Implementamos medidas para eficientizar costos, bajando el costo operativo unitario a ~9 $/boe

Refinanciamos exitosamente vencimientos de deuda en 2020, dejándonos con una sólida posición de caja para volver a crecer

Nuevo diseño de pozos en Vaca Muerta, capturando

potencial de productividad y eficiencia de costos, esperando reducir el costo de desarrollo a 8.4 $/boe, lo que nos permitirá generar retornos sólidos incluso a bajos precios de crudo

Reiniciamos la actividad de perforación y completación en Bajada del Palo Oeste, apalancándonos en un menor costo de desarrollo y la recuperación de precios

7

Resumen del portafolio de Vista

A C T I V O S E N M E X I C O

RESERVAS P1: 0.3 MMboe

PRODUCCIÓN 3T 2020: 0.3 Mboe/d

Inventario profundo de locaciones shale oil de alta rentabilidad, apalancado por caja generada por los activos convencionales y capacidad ociosa en la infraestructura existente

A C T I V O S E N V A C A M U E R T A

RESERVAS P1: 52.6 MMboe (97% operada, 85% petróleo)

PRODUCCIÓN 3T 2020: 8.4 Mboe/d (99% operada, 87% petróleo)

TOTAL 134k acres

• Hasta 550 Locaciones identificadas en Bajada del Palo Oeste
• Potencial adicional al de-riskear niveles de navegación adicionales, Bajada del Palo Este y Águila Mora
• Infraestructura instalada para tratar ~40 Mbbl/d de crudo
• Concesiones de 35 años vencen en 2053-4

A C T I V O S C O N V E N C I O N A L E S

RESERVAS P1: 48.9 MMboe (99% operadas, 54% petróleo)

PRODUCCIÓN 3T 2020: 16.7 Mboe/d (99% operada, 60% petróleo)

• Concesiones vencen en 2025-2026, con derechos exclusivos para negociar una extensión de 10 años con las provincias
• Bajo costo operativo, activos con generación de caja

Reservas probadas totales

Fuerte productividad de Vaca Muerta impulsa aumento de reservas y producción

Reconciliación de reservas probadas de 2019

Índice de reemplazo de reservas (2)

MMboe (1)

Total

516%

Petróleo Gas

633% 294%

(3)

Apertura por tipo

Evolución reservas petróleo Evolución reservas gas

Apertura de reservas

%		MMboe	+108%
48%	52%			71.0
			34.2
Shale	Convencional		2018	2019

MMboe (1)

+31%
23.4	30.8
2018	2019

%

30.2%

68.3%

1.5%

Petróleo Gas Natural GNL

(1)	1 metro cúbico petróleo = 1,000 metros cúbicos gas= 5,615 pies cúbicos gas = 6.2898 barriles de petróleo equivalentes	9
(2)	Para el índice de reemplazo de reservas, petróleo incluye crudo, condensado y GNL; GNLs representan menos del 2% de las reservas
(3)	101.5 MMboe en Argentina y 0.3 MMboe en Mexico

Repaso de la historia de Vaca Muerta

Desarrollo en aceleración

Mboe/d (1) 300

250

200

150

100

50

0

May-2013: Primer EPF no convencional en

Loma La Lata Norte

Jun-2013:La EIA indica que Vaca Muerta es el segundo mayor yacimiento de gas shale y el cuarto mayor de petróleo shale en el mundo

Jul-2013: Nueva concesión de Loma Campana aprobada (35 años)

Ago-2013: YPF firma

el acuerdo con

Chevron

Sep-2013:YPF firma acuerdo con Dow

Mar-2014: YPF introduce walking rigs en Vaca Muerta

Abr-2014:YPF inicia desarrollo masivo en Loma Campana

Mar-2017:Tecpetrol comienza el desarrollo masivo en Fortín de Piedra

Abr-2017: YPF firma acuerdo con

Schlumberger

May-2017:YPF firma

acuerdo con Shell

Ago-2017: YPF firma acuerdo con Equinor

Dic-2018:YPF inicia

desarrollo masivo en La Amarga Chica

Dic-2018:YPF firma acuerdo con Petronas

Feb-2019: Vista completa el primer pad en Bajada del Palo Oeste

Jun-2019: Conocco Phillips

compra participación en Aguada Federal y Bandurria Norte a Wintershall

Ene-2020: Shell y Equinor compran participaciones en Bandurria Sur a Schlumberger e YPF

20122013

Ago-2012: YPF anuncia su plan de 100 días, con VM como el motor clave para el crecimiento

Oct-2012: YPF

anuncia el Plan

Exploratorio

Argentino (PEA)

Dic-2012: YPF firma

MOU con Chevron

20142015

Jul-2014: Empiezan a operar los primeros walking rigs en Argentina

Oct-2014:Congreso sanciona Nueva Ley de Hidrocarburos

Dic-2014: YPF firma acuerdo con

Petronas

2016	2017	2018	2019	2020
Jun-2015: YPF descubre		Abr-2018: Vista adquiere activos
gas no convencional en La
Ribera		de Pampa y Pluspetrol
		Jul-2018: Vista inicia desarrollo
		masivo en Bajada del Palo Oeste
		Ago-2018: Vista y Shell anuncian
		el intercambio de activos en
		Águila Mora / CASO
		Jun-2018: Exxon firma acuerdo
		con Qatar Petroleum

(1) Produción redondeada con fines ilustrativos

10

Acreage en Vaca Muerta

Cuatro bloques en el epicentro de desarrollos destacados

Los números de las líneas de contorno indican grados API

Bajada del Palo Oeste

• Acres netos: 62,641 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2053
• Operador: Vista
• Compromiso: Inversiones por $106MM antes de junio de 2020 - ya completados
• Se identificaron hasta 550 locaciones habiendo testeado 3 niveles de navegación
• Producción alcanzó 18,800 boe/d en diciembre 2020

Bajada del Palo Este

• Acres netos: 48,853 (100% WI)
• Plazo de concesión: 2053
• Operador: Vista
• Compromiso: Inversiones por $52MM antes de diciembre de 2021

Águila Mora

• Acres netos: 21,128 (90% WI)
• Plazo de concesión: 2054
• Operador: Vista
• Compromiso: Inversiones por $32MM antes de noviembre de 2021

Coirón Amargo Sur Oeste

• Acres netos: 1,644 (10% WI)
• Plazo de concesión: 2053
• Operador: Shell
• Cuatro pozos actualmente en producción

Áreas productivas

Piloto / Delineación

Áreas productivas no operadas

11

Desarrollo en Vaca Muerta

Acreage premium en Bajada del Palo Oeste

Potenciales propiedades geológicas de primer nivel (1)

Desarrollo de campo de Bajada del Palo Oeste

	Bajada del	Permian	Eagle Ford
	Palo Oeste	(Wolfcamp)
	4.2	3	3 - 5
COT (%)
	250	200 - 300	30 - 100
Espesor (m)

14

5

3

Presión (psi/ft)	0.9	0.6	0.5 - 0.9

Múltiples horizontes de navegación potenciales

Gamma	Resistivity	Neutron -	TVD	Mineralogy	Porosity	Organic	800 - 900ft / 250 -
Ray		Density			fraction	content		300m
								lateral spacing

Carbonato

Superior

Carbonato

Medio

✓ Testeado en BdPO

Carbonato

Inferior

Orgánico		✓ Testeado
	en BdPO
				✓ Testeado
La
Cocina		en BdPO
			Potencial de upside
	Plan base de hasta 550 pozos

1. Basado en estimaciones de la compañía, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía y la EIA
2. Normailzado a un diseño de pozo estándar de 2.800 mts de longitud lateral y 47 etapas de fractura

2

6

• Número de pad
• Inventario de hasta 550 pozos en el plan base
• Sólidas productividades en los 16 pozos de los primeros 4 pads
• Pad #4 de cuatro pozos perforado y completado con mejoras en la eficiencia, generando un 34% de reducción en el costo de perforación y completación con respecto al pad #1 (2)
• Pad # 4 aterrizó 2 pozos en el horizonte de navegación Carbonato Inferior, confirmando dicho nivel como un shale oil play económico en Bajada del Palo Oeste, y agregando hasta 150 pozos al inventario
• Pad #5 (de 4 pozos) conectado a inicios de diciembre 2020
• Nuevo diseño de pozos, capturando potencial de productividad y eficiencia de costos, esperando llevar el costo de desarrollo a 8.4 $/boe, y permitiendo generar retornos sólidos incluso en escenarios de precios bajos de crudo
• Infraestructura instalada con capacidad para tratar ~40 Mbbl/d de petróleo (3)

(3) Consolidada, incluyendo los activos convencionales	12

Desarrollo en Vaca Muerta

Mejoras continuas en costo pozo y productividad

Métricas clave de D&C

Velocidad de perforación

pies/días

+81%

864

726 741

477

Costo por pie lateral ft (1)

$/pie

(21)%

753 796

601 592

Productividad de pozos en Vaca Muerta (2)

Mboe			Pozos Vista		Curva tipo Vista EUR 1.52 MMBOE
350			Pozo promedio Vista		Curva tipo previa EUR 1.06 MMBOE

Pozo promedio Vaca Muerta, 2020 vintage(3)

300

El pozo promedio de Vista rinde 13% por encima de la curva tipo

250

200

Pad #1 Pad #2 Pad #3 Pad #4

Pad #1 Pad #2 Pad #3 Pad #4

Costo de completación		Costo D&C por pozo (1)
$M/etapa							$MM		(34)%
		(40%)
220							17.4
200						15.9
		189			14.3
		133				11.4

Pad #1 Pad #2 Pad #3 Pad #4

Pad #1 Pad #2 Pad #3 Pad #4

150

100

50

0

0

30

60

90

120

150

180

Dias

(1)	Normalizado a un pozo estándar de 2,800 metros de rama lateral y 47 etapas de fractura	13
(2)	Promedio por pad de producción acumulada normalizada a 47 etapas de fractura; mostrando únicamente los días efectivos.
(3)	Fuente: Secretaría de Energía Argentina; Los valores diarios fueron calculados dividiendo la información mensual por 30 dias.

Desarrollo en Vaca Muerta

Mejoras de productividad y costos reducen el costo de desarrollo

Costo de D&C esperado por pozo

$MM

17.4	15.9		(20)%
	14.3
13.8	12.6
	11.7	11.7	11.4
			9.3	9.0

Pad #1	Pad #2	Pad #3	Nuevo costo	Pad #4
				de D&C
Normalizado a 2,800mts / 47 fracturas			Normalizado a 2,500mts / 34 fracturas

Costo de desarrollo esperado (1)

$/boe

(29)%

11.9

8.4

Diseño de pozo anterior	Nuevo diseño de pozo
2,500 mts	2,800 mts	Longitud lateral
34 fracturas	47 fracturas	Fracturas
75 mts	60 mts	Espaciamiento
		entre fracturas

Se espera que el nuevo diseño de pozo logre sólidas tasas de retorno en contextos de bajos precios de crudo

Factores de reducción de costos

• Reducción de tarifas de perforación
• Reducción de costo de tubulares
• Optimización del diseño de fluidos de fractura, aprovechando lo aprendido en pads anteriores
• Reducción en tarifas de completación
• Bajo costo de arena debido al exceso en la oferta del mercado local

Curva tipo EUR

Mboe

1,520

+41%

1,079

Diseño de pozo anterior		Nuevo diseño de pozo
Curva tipo	Petróleo		Gas	Total
EUR (Mboe)	1,345		175	1,520
Pico IP-30 (boe/d)	1,556		195	1,751
180-días acumulada (Mbbl)	198		25	223

(1) Incluye costo de infraestructura (∼10%)	14

Desarrollo en Vaca Muerta

Destacada productividad de pozos de Vista comparados con Permian y Vaca Muerta

Pozos de Permian - producción de petróleo acumulada 90 días (vintage 2017, 2018, 2019 y 2020) (1)

Mbbl/pozo - normalizado a 2,800 metros de longitud lateral

Pozos Vista

Pozos de otras compañías

350

300

250

200

150

100

50

0

P75

P50

P25

P10

Pozos Vaca Muerta - producción de petróleo acumulada 90 días (2)

Mbbl/pozo

180

150

120

90

60

30

0

P75

P50

P25

P10

1. Pozos petrolíferos laterales de 1,900 3,000 metros. Compañías incluidas: CPE, CXO, FANG, HK, LPI, MTDR, PE, PDCE, PXD, SM, WPX, XEC, EOG y CDEV; Solo incluye pozos perforados en las cuencas

Delaweare, Central Platform y Midland, con foco en la formación Wolfcamp. Fuente: Rystad Energy

15

(2) Fuente : Capítulo IV - Secretaría de Energía de Argentina; Todos los pozos petrolíferos laterales incluidos

Activos convencionales en Argentina

Cluster de producción de crudo de alta calidad

Perfil de activos

Resumen de bloques convencionales

• Producción de petróleo y gas de reservorios bien conocidos
• Producción primaria y secundaria mostrando retornos atractivos
• Infraestructura instalada con capacidad ociosa de tratamiento y evacuación
• ~1,100 pozos activos
• +200 pozos inyectores en proyectos de recuperación secundaria
• Crudo tipo Medanito con API de ~30 grados

Producción 3T 2020 (4)	Reservas P1 2019
Total 16.7 Mboed	Total 48.9 MMBOE

			Bloque
		Entre Lomas (EL)	(1)
		Bajada del Palo Oeste
		(BPO)	(2)
		Bajada del Palo Este (BPE)
	Neuquina	Agua Amarga	(3)
Argentina		25 de Mayo Medanito
	Jaguel de los Machos
		Coirón Amargo Norte (CAN)

	Reservas netas		Producción
	2019 1P	Acreage	3T 2020	Plazo de
W.I. (%)	(MMboe)	neto	(Mboe/d)	concesión	Operador
100%	18.9	183,014	5.6	2026	Si
100%	11.7	62,641	3.3	2053	Si
100%	2.9	48,853	0.8	2053	Si
100%	0.9	95,580	0.4	2034/2040	Si
100%	6.7	32,247	2.7	2026	Si
100%	6.7	48,359	3.3	2025	Si
84.6%	0.4	14,629	0.4	2037	Si

37%

46%

63%

54%

Golfo San Jorge	Sur Río Deseado Este
Noroeste	Acambuco

16.9%	-	12,807	-	2021	No
1.5%	0.6	4,406	0.2	2036/2040	No

Petróleo		Gas natural		Petróleo		Gas natural

Total

48.9

502,536

16.7

(1)	Incluye Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro.	(3)	Incluye Jarilla Quemada y Charco del Palenque.	16
(2)	Incluye solo pozos en bloques convencionales de Bajada del Palo Oeste	(4)	Incluye NGL

Resumen de activos mexicanos
Primeros pasos hacia la regionalización de la plataforma
						C
						B A
	Datos clave	Operador	Ubicación		Antecedentes / Estrategia de desarrollo

A

CS-01

▪ Estado: Tabasco	Vista	▪ Producción incremental a través de
▪ Área : 11,758 acres netos (1)		actividades de reacondicionamiento y
	nuevos prospectos de perforación para
▪ Hidrocarburo: Aceite y condensado		producir reservas no desarrolladas en las
▪ Cuenca: Macuspana		formaciones de Zargazal y Amate superior,
	las cuales tienen presión original y
▪ Campos: 2
	saturación de hidrocarburos
▪ Pozos perforados: 50		▪ Las futuras ventajas provendrán de re-
▪ Litología: Arenisca		desarrollos, actualizaciones de
	infraestructura y exploración de formaciones
▪ Producción neta 3T20: 0.2 Mboe/d(1)
	más profundas no probadas

B

A-10

C

TM-01

• Estado: Tabasco
• Área: 42,915 acres netos(1)
• Hidrocarburo: Gas
• Cuenca: Macuspana
• Campos: 4
• Pozos perforados: 19
• Litología: Arenas de grano grueso
• Producción neta 3T20 : 0.1 Mboe/d(1)
• Estado: Veracruz
• Área: 8,944 acres netos(1)
• Hidrocarburo: Aceite
• Cuenca: Tampico-Misantla
• Campos: 3
• Pozos perforados: 40
• Litología: Caliza de arrecife
• Producción neta 3T20 : 0 Mboe/d(1)

Jaguar

Jaguar

• 13 pozos han sido perforados, y soportan la evaluación del potencial
• Área de exploración con potencial de gas en la formación de Amate
• Campo de Tepetitán (Pemex) es usado de forma análoga
• Producción rápida con reparaciones en pozos existentes y nuevas perforaciones en las formaciones Abra, Tamabra y San Andrés
• Potencial de exploración en yacimientos de arenisca poco profundos y sub-explotados
• Potencial a través de la implementación EOR y mejoras en las instalaciones
• Cobertura sísmica 3D

(1)

Vista es dueño del 50%.

17

Resumen de ESG

Un enfoque sustentable para desarrollar nuestro negocio

"Somos Vista: íntegros, innovadores y ágiles. Trabajamos en equipo para hacer las cosas bien, la primera vez y todas las veces. Desarrollamos nuestro negocio de manera sustentable para generar valor en el presente y crear futuro para las próximas generaciones."

Salud & Medio Ambiente		Gobernabilidad		Seguridad		Social

• 99% de la producción de hidrocarburos es transportada por ductos, minimizando la huella de carbono generada por camiones
• El proyecto Bajada del Palo Oeste comenzó en modo desarrollo masivo con infraestructura dedicada, evitando así el venteo de gas y el transporte de agua y crudo en camiones de
• Uso de sand boxes en las locaciones, reduciendo la cantidad de polvillo de arena en el aire

• Código de conducta y ética adoptado y firmado por el 100% del personal de Vista y los principales contratistas
• Canales dedicados para denuncias, gestionados por un tercero de reconocida trayectoria
• 67% de los miembros del directorio son independientes
• 100% de los comités del consejo de administración (Auditoría, Prácticas Corporativas y Compensación) son ocupados por directores independientes

• Reestructuramos completamente los estándares de seguridad al tomar la operación en abril de 2018
• 68% de reducción en Total Recordable Incident Rate (TRIR) desde la adquisición en 2018
• 81% de reducción en Lost Time Incidents Frequency (LTIF) desde la adquisición en 2018
• Implementación en curso del Sistema de Gestión de Operaciones en alineación con las pautas de OGP / IPIECA

• Vista está comprometida con el desarrollo de la localidad de Catriel, y aporta a proyectos relacionados con la salud, los deportes y la educación
• Activamente comprometidos con Enseña por Argentina, una ONG dedicada a mejorar la educación de los niños en los barrios vulnerables
• Patrocinador de Centro PYME, una red neuquina dedicada al desarrollo de proveedores locales
• En respuesta a la pandemia de Covid-19, Vista donó productos alimenticios en Buenos Aires, como así también camas de terapia intensiva y equipamiento a las provincias de Neuquén y Rio Negro

Resumen financiero

Sólida posición financiera

Flujo de caja YTD 2020(1)

$MM

Aspectos destacados

1. • Caja y equivalentes de caja disminuyeron 14.5 $MM
   • Flujo de actividades operativas positivo en un contexto de bajos precios y producción
   • Se emitieron 100 $MM en bonos en el mercado argentino (2)
   • • 50 $MM en dólares, 4 años bullet, con un cupón de 3.5%
     • 10 $MM en pesos, 18 meses bullet, a tasa variable con un spread de 137 puntos básicos
     • 30 $MM en un bono dólar-linked, 36 meses bullet, con cupón cero (3)
     • 10 $MM en un bono dólar-linked, 48 meses bullet, a una tasa variable de 3.24% (4)
2. Al 30 de septiembre de 2020

(2)	Incluye 4T 2020			19
(3)	Se emitieron 20	$MM el 7 de agosto de 2020 al percio de $ 1.0000 y el restante 10	$MM el 4 de diciembre de 2020 a un preico de $ 0.9685
(4)	Emitido el 4 de diciembre de 2020

Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de gestión en petróleo y gas

Miguel Galuccio

Presidente del consejo y CEO

• +25 años de experiencia en el sector energético a lo largo de cinco continentes (petróleo y gas y servicios petroleros)
• Consejero independiente del consejo de administración de Schlumberger
• Ex Presidente y Director General de YPF y Ex Presidente de Schlumberger SPM/IPM (1)
• Ingeniero en Petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires

Equipo ejecutivo de alto rendimiento

Pablo Vera Pinto - Director de Finanzas

+15 años de experiencia en el desarrollo de negocios internacionales, consultoría y banca de inversión

• Anteriormente fue Director de Desarrollo de Negocios en YPF ; miembro de los consejos de administración de Profertil (Agrium-YPF), Dock Sud (Enel-YPF) y de Metrogas (YPF)
• Experiencia previa en McKinsey y Credit Suisse
• MBA INSEAD; Economista de la Universidad Di Tella

Juan Garoby - Director de Operaciones

+20 años de experiencia en exploración y producción y servicios petroleros

• Fue Vicepresidente Interino del área de Exploración y Producción, Director del área de Perforación y Completación y Director de no convencional en YPF y Presidente de YPF Servicios Petroleros (empresa de servicios petroleros de YPF)
• Experiencia previa en Baker Hughes y Schlumberger
• Ingeniero en Petróleo del lnstituto Tecnológico de Buenos Aires

Alejandro Cherñacov - Director de Planificación Estratégica y Relación con Inversionistas

+13 años de experiencia en la estrategia de E&P y relación con inversionistas

• Fue Director de Finanzas de una compañía de E&P small-cap listada en Canadá
• Fue Gerente de Relación con Inversionistas en YPF
• Maestría en Finanzas por la Universidad Di Tella; Certificado profesional de Planificación Estratégica y Administración de Riesgos de la Universidad de Stanford; Licenciado en Economía de la Universidad de Buenos Aires

Consejo de administración con profesionales de clase mundial

Kenneth Ryan -No independiente

Socio, Director de Desarrollo Corporativo, Estrategias de Capital y Relaciones con Inversores en Riverstone en Nueva York

• Facultad de Derecho de la Universidad de Dublín, Trinity College

Susan L. Segal - Independiente

Miembro de Board of Americas Society / Council of the Americas, the Tinker Foundation, Scotiabank y MercadoLibre, así como Presidente del consejo de Scotiabank USA

• Sarah Lawrence University y MBA de la Universidad de Columbia

Mauricio Doehner Cobián - Independiente

Vicepresidente Ejecutivo de Asuntos Corporativos y Gestión de Riesgos en Cemex desde 2014

• Bachiller en Economía del Tecnológico de Monterrey, MBA del IESE/IPADE y un Certificado Profesional en Inteligencia Competitiva otorgado por la FULD Academy of Competitive Intelligence en Boston, Massachusetts

Pierre-Jean Sivignon - Independiente

Asesor del presidente y CEO de Carrefour Group en París hasta diciembre de 2018, donde anteriormente ocupó el cargo de CEO adjunto, Director financiero y miembro del consejo

• Bachiller francés con honores y MBA de la ESSEC (Ecole Superieure des Sciences Economiques et Commerciales)

Mark Bly - Independiente

+30 años de experiencia en la industria de petróleo y gas

• Ocupó varios cargos ejecutivos internacionales en BP
• Maestría en Ingeniería Estructural de la Universidad de California y una licenciatura en Ingeniería Civil de la Universidad de California

20

(1) Schlumberger Production Management y Schlumberger Integrated Project Management, segmentos de negocio de Schlumberger Ltd.

Comentarios finales

Proyecto en Vaca Muerta ya en desarrollo, con sólidos resultados que confirman la calidad del acreage

Reducciones estructurales de opex y capex nos preparan para crecer en contextos de bajos precios de petróleo

Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento significativo

Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de gestión en petróleo y gas

Única oportunidad de inversión pública "pure-play" en Vaca Muerta

21

Apéndice

Resumen de infraestructura existente

La capacidad existente permite la fase de desarrollo inicial de Bajada del Palo Oeste

Vista tiene suficiente capacidad de tratamiento y transporte para aumentar la producción de petróleo a ~ 40kbbl/d con inversiones mínimas en infraestructura (1)

					25 de Mayo Medanito
					Medanito OTP
Entre Lomas						Capacidad	~19 Mbbl/d
					Volumen Oct-20	~5 Mbbl/d

Bajada del	Bajada del
Palo Oeste	Palo Este

	Jaguel de los Machos
Coirón
Amargo
Norte	Entre Lomas OTP
	Capacidad	~37 Mbbl/d
	Volumen Oct-20	~17 Mbbl/d
Coirón Amargo
Sur Oeste	Agua Amarga

Instalaciones de Crudo

Instalaciones de Gas

Ductos

TGS/TGN &

Oldelval

Planta de Tratamiento de Crudo (PTC)

Planta de tratamiento de agua y efluentes

Procesamiento de Gas

Baterías / TPF

Unidad LACT

Limites de concesión

(1) Estará disponible en 2T 2021 - la capacidad actual es ~32 Mbbl/d	23

Desarrollo en Vaca Muerta

Bajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría

Perforación de pad en modo factoría

Walking rig perforando

secciones horizontales en el

segundo pad

Guías e Intermedias

ya perforadas

por un spudder rig en

el cuarto pad

Set de fractura completando

el primer pad

Locación lista

24

Financiamiento: actividad en el mercado de capitales

Obtuvimos $280 millones a través de un dual listing en la Bolsa de Nueva York y la emisión de cinco series de bonos argentinos

Vista cerró y liquidó una oferta global de 10,906,257 acciones en NYSE y BMV y comenzó a cotizar en NYSE

• Fondos brutos totalizaron aproximadamente 101 $MM
• Luego del cierre de la transacción, Vista posee 86,835,259 acciones en circulación
• Las acciones fueron emitidas a 9.25 $/acción
• Luego de la oferta, las acciones cotizan bajo el símbolo VIST en NYSE

Vista emitió 200 $MM en el mercado argentino

Serie	Fecha de	Moneda	Plazo	Principal(1)	Intereses
emisión
I	31 julio	USD	24	50	$MM	7.88% pagaderos
2019	meses	trimestralmente
II	7 agosto	USD	36	50	$MM	8.50% pagaderos
2019	meses	trimestralmente
III	21 febrero	USD	48	50	$MM	3.50% pagaderos
2020	meses	semestralmente
IV	7 agosto	Pesos	18	10	$MM	BADLAR + 1.37%
2020	meses	Trimestralmente
V	7 agosto	USD-	36	30	$MM	0%
2020(2)	linked	meses
VI	4 diciembre	USD-	48	10	$MM	3.24% pagaderos
2020	linked	meses	trimestralmente

1. Todas las series amortizadas en modo bullet al vencimiento
2. 20 $MM fueron emitidos el 7 de Agosto de 2020 a un precio de $ 1.0000, mientras que los restantes 10 $MM fueron emitidos el 4 de diciembre de 2020 a un precio de $ 0.9685

25

Ingresos y precios

Ventas reorientadas al mercado de exportación

Ventas

$MM

	(34)%
	+37%
105.4
	51.2	69.9
3T 2019	2T 2020	3T 2020

• Ventas aumentaron 37% trimestre contra trimestre, impulsadas por la exportación de petróleo (~90% de las ventas de petróleo)
• Disminución interanual debido a un menor nivel de producción y precios realizados

Precio promedio crudo

$/bbl
	(20)%
	+48%
48.7		39.1
	26.5
3T 2019	2T 2020	3T 2020

• El precio del Brent promedió 43.3
  $/bbl en el trimestre, por encima del trimestre anterior pero aun 33% por debajo comparado al año anterior
• Descuentos al Brent se estabilizaron alrededor de 4 $/bbl, contribuyendo a una significativa mejora en el precio realizado en comparación al trimestre anterior

Precio promedio gas natural

$/MMBtu
	(37)%
3.5
	2.2	2.2
3T 2019	2T 2020	3T 2020

• Menores precios realizados, principalmente en el segmento industrial (generado por una demanda débil debido a la reducción de actividad industrial y las restricciones generadas por el Covid-19), y en el segmento de distribución regulado

26

Costo operativo

Iniciativas de reducción de costos compensan la caída de producción

Costo operativo (1)

$MM

	(19)%
28.4
		23.0
	18.6
3T 2019	2T 2020	3T 2020

Costo operativo unitario

$/boe
	+1%
9.8	8.6	9.9
3T 2019	2T 2020	3T 2020

• Se reiniciaron actividades de mantenimiento de pozos y otros servicios petroleros
• Los ahorros de costos operativos capturados en trimestres anteriores compensan los niveles de producción más bajos, lo que genera un costo operativo por boe estable medido en forma interanual

(1) Costo operativo incluye producción, transporte, tratamiento y servicios de apoyo en campo; expluye fluctuaciones en inventarios de crudo, depreciaciones, regalías, impuestos directos, comercial,	27
exploración y costos de G&A

EBITDA ajustado

Grandes mejoras en comparación al trimestre anterior

EBITDA ajustado (1)

$MM

		Margen EBITDA ajustado
44%
		35%
46.6
	20%
		24.2
	10.2
3T 2019	2T 2020	3T 2020

• Mejora secuencial en el EBITDA ajustado del 138%, impulsada por mayores volúmenes de producción, precios realizados más fuertes y costos controlados
• Margen EBITDA ajustado del 35%, 15 puntos básicos por encima del trimestre anterior

Precio realizado YTD

$/bbl

43.0	26.5	39.1
1T 2020	2T 2020	3T 2020

Producción YTD

Mboe/d

26.5		25.4
	23.8
1T 2020	2T 2020	3T 2020

Ingresos YTD

$MM

73.3	51.2	69.9
1T 2020	2T 2020	3T 2020

(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Depreciaciones + Gastos de reestructuración y reorganización + Deterioro de activos de larga	28
duración + Otros ajustes

Balance consolidado

Montos expresados en $MM

	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
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	-	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	520,900	603,716
Total Capital Contable y Pasivo	1,339,014	1,385,133

29

Estado de resultados consolidado

Montos expresados en $MM

	Periodo entre el 1 de	Periodo entre el 1 de	Reconciliación del EBITDA ajustado (1)
	julio y el 30 de	julio y el 30 de
	septiembre de 2020	septiembre de 2019	El EBITDA ajustado de 3T 2020 fue 24.2	$MM, con un margen de
Ingreso por ventas a clientes	69,863	105,443		EBITDA ajustado del 35%
Ingresos por ventas de petróleo crudo	60,438	84,668
Ingresos por ventas de gas natural	8,609	19,200			Periodo entre el 1 Periodo entre el 1
Ingresos por ventas de GLP	816	1,575
		de julio y el 30 de	de julio y el 30 de
Costo de ventas	(70,934)	(91,415)		Reconciliación de EBITDA Ajustado ($M)
	septiembre de	septiembre de
Costos de operación	(23,032)	(28,427)
			2020	2019
Fluctuación del inventario de crudo	598	(2,365)
	(Pérdida) / Utilidad neta		(28,402)	21,499
Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones	(38,876)	(45,895)
Regalías	(9,624)	(14,728)		(+) Impuesto sobre la renta		(5,552)	(5,961)
Utilidad bruta	(1,071)	14,028		(+) Resultados financieros netos		12,881	(14,819)
Gastos de ventas	(5,434)	(6,851)
Gastos generales y de administración	(9,063)	(8,278)		(+) Resultados de inversiones		-	(84)
Gastos de exploración	(241)	333
Utilidad (pérdida) de Operación		(21,073)	635
Otros ingresos operativos	1,380	948
Otros gastos operativos	(1,690)	455		(+) Depreciaciones		38,876	45,895
Deterioro de activos de larga duración	(4,954)	-
	(+) Gastos de reestructuración		1,465	35
Utilidad (pérdida) de operación	(21,073)	635
Inversión en asociadas	-	-		(+) Deterioro de activos de larga duración		4,954	-
Ingresos por intereses	37	382
EBITDA Ajustado(1)		24,222	46,565
Gastos por intereses	(12,979)	(7,984)
Otros resultados financieros	61	22,420		Margen de EBITDA Ajustado (%)		35%	44%
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		Utilidad neta
(Gasto)/ Beneficio Impuesto sobre la renta	5,490	911
diferido
(Gasto) / Beneficio de impuesto	5,552	5,965		Vista registró una pérdida de (28.4) $MM en el 3T 2020
Utilidad (pérdida) neta del período	(28,402)	21,502

(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes

30