2021

Resultados del 1er Trimestre

Ciudad de México, 27 de abril de 2021

NYSE: VIST

BMV: VISTA

Vista Oil & Gas: resultados del 1er trimestre de 2021

27 de abril 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 31 de marzo de 2021.

Aspectos destacados del 1T 2021:

  • La producción total del 1T 2021 fue de 34,067 boe/d, un aumento del 11% trimestre a trimestre y del 29% en comparación con la producción total del 1T 2020, y nuestra mayor producción en un único trimestre. La producción de petróleo aumentó 15% trimestre a trimestre, impulsada principalmente por la conexión temprana de los pads #6 y #7, de 4 pozos cada uno.
  • En el 1T 2021, nuestra producción shale fue de 18,866 boe/d, de los cuales 18,794 boe/d corresponden a los pozos shale de Bajada del Palo Oeste.
  • Los ingresos en el 1T 2021 fueron de 115.9 $MM, un 46% por encima de los 79.5 $MM generados en 4T 2020 y un 58% por encima de los 73.3 $MM generados en 1T 2020, impulsados por el aumento de producción de petróleo antes mencionado y por un aumento de los precios promedio realizados del petróleo. En el 1T 2021, exportamos el 46% de nuestro volumen de petróleo.
  • En el 1T 2021, el precio realizado del petróleo fue de 45.5 $/bbl, un incremento de 13% comparado con el 4T 2020 y un incremento de 6% comparado con el precio realizado del petróleo de 1T 2020.
  • El precio realizado del gas natural para el 1T 2021 fue de 2.0 $/MMBTU, resultando en una disminución de 9% año a año, principalmente impactado por una caída en el precio realizado del segmento industrial. Ésta disminución fue parcialmente contrarrestada por el precio de verano del Plan Gas de 2.7 $/MMBTU, el cual impactó el 64% de nuestro volumen de ventas de gas natural.
  • Los costos operativos del 1T 2021 fueron 23.1 $MM, un 3% por debajo del 1T 2020 y un 2% por encima del 4T 2020. El lifting cost fue 7.5 $/boe en 1T 2021, un 24% por debajo del lifting cost por boe del 1T 2020 y un 6% por debajo del lifting cost por boe del trimestre anterior, lo que refleja menores costos incrementales en Bajada del Palo Oeste, los cuales diluyeron nuestros costos fijos.
  • El EBITDA ajustado para el 1T 2021 alcanzó 58.3 $MM, un incremento de 62% trimestre a trimestre y de 131% comparado con el 1T 2020, impulsado por el aumento en ingresos frente a costos operativos estables. Durante el 1T 2021, el margen de EBITDA ajustado fue 50%, 16p.p. y 5p.p. por encima de 1T 2020 y 4T 2020, respectivamente.
  • Durante el 1T 2021, conectamos los pads #6 and #7 en Bajada del Palo Oeste, impulsados por la aceleración de las actividades de perforación con dos rigs en 4T 2020. En febrero de 2021, conectamos nuestro pad #6, de cuatro pozos. Este pad lo completamos con un total de 223 etapas,

Page 2

con un costo por etapa de 120 $M, comparado con 220 $M por etapa en nuestro pad #1. El costo de perforación y completación en el pad #6 fue 9.9 $MM por pozo, resultando en un ahorro del 43% comparando con 17.4 $MM en el pad #1 (en ambos casos normalizado a un pozo de 2,800 metros de longitud lateral y 47 etapas). A fines de marzo de 2021, conectamos nuestro pad #7, de cuatro pozos, en Bajada del Palo Oeste. Este pad lo completamos con un total de 181 etapas, con un costo por etapa de 111 $M, comparado con 220 $M por etapa en nuestro pad #1. El costo de perforación y completación en el pad #7 fue 9.5 $MM, resultando en un ahorro del 45% comparando con 17.4 $MM en el pad #1 (en ambos casos normalizado a un pozo de 2,800 metros de longitud lateral y 47 etapas).

  • En 1T 2021, las inversiones fueron 78.1 $MM, principalmente impulsadas por la actividad de perforación y completación en Bajada del Palo Oeste, habiendo completado y conectado dos pads de 4 pozos cada uno.
  • En 1T 2021, mantuvimos una sólida posición financiera, con una caja al cierre del período de 163.4 $MM. Logramos un flujo positivo de caja operativo de 36.6 $MM. Adicionalmente, el flujo de caja usado en inversiones alcanzó 80.0 $MM. El flujo financiero totalizó un ingreso de caja de 3.8 $MM, el cual incluye efectos por variaciones en el tipo de cambio en el balance de caja que se mantiene en moneda extranjera por 6.2 $MM y la variación de los bonos soberanos por (1.5) $MM. El resultado fue una salida neta de caja de 39.5 $MM durante el 1T 2021. La deuda bruta al cierre del trimestre fue de 549.8 $MM, resultando en una deuda neta de 386.5 $MM. Además, durante el trimestre emitimos bonos por 75.9 $MM en el mercado de capitales argentino.
  • En el 1T 2021 la ganancia neta fue de 4.9 $MM, impactada por: (i) un mayor EBITDA ajustado como se mencionó anteriormente, (ii) una pérdida por resultados financieros que alcanzó 4.6 $MM comparado con 7.3 $MM en el 1T 2020, y (iii) un aumento en las depreciaciones, agotamiento y amortizaciones a 44.7 $MM comparado con 33.5 $ MM en 1T 2020.
  • Publicamos nuestro primer Reporte de Sustentabilidad para el año 2020, un hito clave para la integración de los criterios de ASG en el planeamiento estratégico de la Compañía. Nos hemos comprometido a continuar los informes de la Compañía de acuerdo con estos estándares en el futuro.

Page 3

Vista Oil & Gas: resultados del 1er trimestre 2021

Producción

Producción total promedio diaria neta

1T 2021

4T 2020

1T 2020

y/y

q/q

Total (boe/d)

34,067

30,648

26,485

29%

11%

Petróleo (bbl/d)

26,436

23,056

16,991

56%

15%

Gas Natural (MMm3/d)

1.14

1.12

1.41

(19)%

2%

NGL (bbl/d)

435

518

645

(33)%

(16)%

La producción promedio diaria durante el 1T 2021 fue de 34,067 boe/d, compuesta por 26,436 bbl/d de petróleo, lo que representó el 78% de la producción total, 1.14 MMm3/d de gas natural y 435 bbl/d de líquidos de gas natural.

La producción operada total durante el 1T 2021 fue de 33,658 boe/d, lo que representó el 99% de la producción total. La producción shale total fue de 18,866 boe/d, incluyendo 18,794 boe/d de producción shale operada de Bajada del Palo Oeste y 72 boe/d de producción shale no operada de Coirón Amargo Sur Oeste.

Producción neta promedio diaria por activo 1T 2021

Interés

Petróleo

Gas Natural

NGL

Total

% Total

(bbl/d)

(MMm3/d)

(bbl/d)

(boe/d)

promedio día

Concesiones (volúmenes a su participación)

26,436

1.14

435

34,067

100%

Entre Lomas

100%

3,315

0.19

366

4,846

14%

Bajada del Palo Este

100%

385

0.07

57

885

3%

Bajada del Palo Oeste (convencional)

100%

672

0.30

-

2,546

7%

Bajada del Palo Oeste (shale)

100%

16,613

0.35

-

18,794

55%

Agua Amarga

100%

249

0.04

12

486

1%

25 de Mayo-Medanito

100%

2,432

0.03

-

2,591

8%

Jagüel de los Machos

100%

2,318

0.13

-

3,144

9%

Coirón Amargo Norte

84.6%

261

0.00

-

265

1%

Águila Mora (shale)

90%

-

0.00

-

-

0%

Acambuco (no operado)

1.5%

22

0.02

-

163

0%

Coirón Amargo Sur Oeste (shale / no operado)

10%

67

0.00

-

72

0%

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

50%

103

0.03

-

274

1%

Durante el 1T de 2021, Entre Lomas (incluyendo Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro) representó el 14% de la producción total trimestral, 25 de Mayo-Medanito y Jagüel de los Machos el 17%, Bajada del Palo Oeste el 63%, Bajada del Palo Este el 3%, Agua Amarga (concesiones Jarrilla 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

Page 4

representó el 1% de la producción diaria promedio total. El 1% restante estuvo representado por la producción no operada en Argentina de las concesiones Acambuco y Coirón Amargo Sur Oeste. Para más información, por favor véase el Anexo de "Información histórica operativa".

Ingresos

Ingresos por producto - en $MM

1T 2021

4T 2020

1T 2020

y/y

q/q

Total

115.9

79.5

73.3

58%

46%

Petróleo

107.2

72.5

62.0

73%

48%

Gas Natural

7.9

6.2

10.1

(22)%

27%

NGL

0.8

0.9

1.2

(33)%

(5)%

Precios promedio realizados

Producto

1T 2021

4T 2020

1T 2020

y/y

q/q

Petróleo ($/bbl)

45.5

40.1

43.0

6%

13%

Gas Natural ($/MMBTU)

2.0

1.6

2.2

(9)%

25%

NGL ($/tn)

244

212

245

(0)%

15%

Durante el 1T 2021, los ingresos totales fueron de 115.9$MM, 58% por encima de 1T 2020 y 46% por encima del trimestre anterior, impulsados por el aumento en los ingresos por ventas de petróleo.

Los ingresos por ventas de petróleo del 1T 2021 fueron de 107.2 $MM, representando un 92% de los ingresos totales, 73% por encima los de 1T 2020 y 48% por encima comparado con 4T 2020, en ambos casos impulsados principalmente por el aumento de la producción de petróleo shale de Bajada del Palo Oeste. Durante el 1T 2021 exportamos el 46% del volumen total de petróleo vendido, mientras que el volumen restante fue vendido en el mercado local. El volumen total de ventas de petróleo durante 1T 2021 fue 2,357 Mbbl. Nuestro precio promedio realizado fue de 45.5 $/bbl, 6% por encima de 1T 2020 y 13% por encima de 4T 2020, impulsado por la recuperación de la demanda de petróleo tanto en el mercado internacional como en el mercado doméstico.

Los ingresos por ventas de gas natural representaron un 7% de los ingresos totales. Durante el 1T 2021, el 25% de las ventas se realizaron a clientes industriales a un precio promedio de 1.2 $/MMBTU, el 25% de las ventas fueron a empresas de distribución y GNC a un precio promedio de 2.4 $/MMBTU, mientras que el 50% de las ventas restantes 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 2.0 $/MMBTU, un 9% menor comparado al 1T 2020, principalmente impactado por los menores precios en el segmento industrial. Esto fue parcialmente contrarrestado por el precio de verano del Plan Gas de 2.7 $MMBTU, el cual impactó positivamente en el 64% de nuestro volumen de gas natural.

Page 5

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

Attachments

  • Original document
  • Permalink

Disclaimer

Vista Oil & Gas SA de CV published this content on 27 April 2021 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 27 April 2021 20:50:00 UTC.