P R E S E N TA C I Ó N A I N V E R S I O N I S TA S FEBRERO

P R E S E N TA C I Ó N A

I N V E R S I O N I S TA S

Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras

declaraciones a futuro

2

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.

Principales generadores de valor de Vista

Única oportunidad de inversión pública

“pure-play” en Vaca Muerta

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

Concesiones con acres de shale oil

Activos convencionales(1)

Reservas P1: 48.9 MMboe Producción 3T 2020: 16.7 Mboe/d

Águila Mora

21k acres netos

Bajada del Palo Este

Coirón Amargo Sur Oeste

Concesiones con producción convencional y acres de shale oil

(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

Concesiones convencionales

NEUQUÉN

RÍO NEGRO

Activos Vaca Muerta

Reservas P1: 52.6 MMboe Producción 2T 2020: 8.4 Mboe/d

Aspectos destacados de Vista

Importantes hitos logrados en los primeros 2 años de operación

4

Producción

Mboe/d

+25%

Reservas probadas

MMboe

_+76%

13.9

10.8

_9.5

2018

2019

2020 YTD

Costo operativo unitario

$/boe

_(32)%

Métricas financieras

(1) Incluye resultados pro forma del 1T 2018 agregando producción y costos de activos adquiridos el 4 de abril del 2018 (2) Datos preliminares

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

Restructuración de

las operaciones

durante la adquisición,

seguida de

consistentes iniciativas

de reducción de costos

El desarrollo de

Vaca Muerta impulsó

la producción llevando

la tasa de salida de

2020 a 35 Mboe/d

Se logró un índice

de reemplazo de

reservas de +500% en

2019, impulsado por

adiciones en el

proyecto de Bajada del

Palo Oeste

1

3

2

(1) (1) 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

La financiación a través del dual-listing en NYSE y

la emisión de bonos argentinos proporcionan un

balance sólido para crecer

4

(2)

24.5

29.1

30.6

2018

2019

4T 2020

57.6

101.8

Dic 2018

Dic 2019

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

5

▪

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

▪

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

▪

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

Nuestra

gente

Protección

de valor

Preservación

de caja

Vista está

preparada

✓

Ciclos cortos de Capex

con contratos flexibles

✓

Bajos compromisos de

inversión

✓

Costos operativos y de

desarrollo de un dígito

16.9 13.9 10.9 9.5 1T 2018(1) 2018 2019 2020 YTD(2)

6

Operación estable y de bajo costo operativo

Hitos operativos

24.1

Costo operativo unitario ($/boe)

Crecimiento en la producción impulsada por el shale oil

24.1

Producción total (Mboe/d)

Reducción de costos unitarios

Pro forma Actual

(1)

(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

(3) Los datos del 4T 2020 son preliminares

Pro forma Actual

Se conectó el pad #4 a fines de Sep-20 Pozos de shale cerrados desde Marzo 20 a Mayo 26 Eventos Clave:

▪

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) (1) (3)

(43%)

+24%

24.6 24.5 29.1 25.6 T1 2018 2018 2019 2020 YTD Convencional Shale (2) 26.5 23.8 25.4 30.6 T1 2020 T2 2020 T3 2020 T4 2020 Se conectó el pad #5 a principios de Dic-20 Tasa de Salida ~35.0

Ejecución sólida deriva en una organización más resiliente

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

precios de crudo

7

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

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 M E X I C O

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

Resumen del portafolio de Vista

9

Reservas probadas totales

Fuerte productividad de Vaca Muerta impulsa aumento de reservas y producción

(1) 1 metro cúbico petróleo = 1,000 metros cúbicos gas= 5,615 pies cúbicos gas = 6.2898 barriles de petróleo equivalentes

(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

MMboe

(1)

Reconciliación de reservas probadas de 2019

Índice de reemplazo de reservas

(2)

Total

516%

Gas

294%

Petróleo

633%

68.3%

1.5%

30.2%

Oil

NGL

Natural gas

%

Apertura de reservas

Petróleo

Gas Natural

GNL

(3)

MMboe

Evolución reservas petróleo

34.2

71.0

2018 2019

+108%

MMboe

(1)

Evolución reservas gas

23.4

30.8

2018 2019 +31%

52%

48%

Shale

Convencional

%

Repaso de la historia de Vaca Muerta

Desarrollo en aceleración

Ago-2012: YPF

anuncia su plan de 100 días, con VM como el motor clave para el crecimiento

Oct-2012: YPF

anuncia elPlan Exploratorio Argentino (PEA)

Dic-2012: YPF firma MOU con Chevron

Jul-2014: Empiezan

a operar los primeros walking rigsen Argentina

Oct-2014: Congreso

sanciona Nueva Ley de Hidrocarburos

Dic-2014: YPFfirma acuerdo con Petronas

Jun-2015: YPFdescubre gas no convencional en La Ribera Mar-2017: Tecpetrol comienza el desarrollo masivo en Fortín de Piedra

Abr-2017: YPFfirma acuerdo con Schlumberger

May-2017: YPFfirma acuerdo con Shell

Ago-2017: YPFfirma acuerdo con Equinor

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 shaley el cuarto

mayor de petróleo shaleen el mundo Jul-2013: Nueva concesión deLoma Campana aprobada (35 años)

Ago-2013: YPFfirma el acuerdo con Chevron

Sep-2013: YPFfirma acuerdo con Dow

Mar-2014: YPF

introduce walking rigs

en Vaca Muerta

Abr-2014: YPFinicia desarrollo masivo en Loma Campana

Abr-2018: Vistaadquiere activos de Pampa y Pluspetrol

Jul-2018: Vistainicia desarrollo masivo en Bajada del Palo Oeste

Ago-2018: Vistay Shellanuncian el intercambio de activos en Águila Mora / CASO

Jun-2018: Exxonfirma acuerdo

con Qatar Petroleum

Dic-2018: YPFinicia desarrollo masivo en La Amarga Chica

Dic-2018: YPFfirma acuerdo con Petronas

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

Jun-2019:Conocco Phillips

compra participación en Aguada Federal y Bandurria Norte a Wintershall

Ene-2020: Shelly Equinor

compran participaciones en Bandurria Sur a Schlumberger e YPF

10

0 50 100 150 200 250 300 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Mboe/d (1)

◼

Acres netos:

21,128 (90% WI)

◼

Plazo de concesión:

2054

◼

Operador:

Vista

◼

Compromiso:

Inversiones por $32MM antes de

noviembre de 2021

11

Acreage en Vaca Muerta

Cuatro bloques en el epicentro de desarrollos destacados

◼

Acres netos:

48,853 (100% WI)

◼

Plazo de concesión:

2053

◼

Operador:

Vista

◼

Compromiso:

Inversiones por $52MM antes de

diciembre de 2021

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

◼

Acres netos:

1,644 (10% WI)

◼

Plazo de concesión:

2053

◼

Operador:

Shell

◼

Cuatro pozos actualmente en producción

Áreas productivas Piloto / Delineación

Los números de las líneas de contorno indican grados API

Coirón Amargo Sur Oeste

Águila Mora

Bajada del Palo Este

Potencial de upside Plan base de hasta 550 pozos

✓Testeado en BdPO ✓Testeado en BdPO La Cocina Orgánico Carbonato Inferior Carbonato Medio 800 – 900ft / 250 – 300m lateral spacing Gamma Ray Resistivity Neutron– Density Mineralogy Porosity fraction Organic content TVD Carbonato Superior

Desarrollo en Vaca Muerta

Acreage premium en Bajada del Palo Oeste

Múltiples horizontes de navegación potenciales

Potenciales propiedades geológicas de primer nivel

(1)

(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

(3) Consolidada, incluyendo los activos convencionales

12

Desarrollo de campo de Bajada del Palo Oeste

▪

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) Número de pad 14 2 3 5

Permian

(Wolfcamp)

Eagle Ford

Bajada del

Palo Oeste

COT (%)

4.2

3

3 - 5

Espesor (m)

250

200 - 300

30 - 100

Presión (psi/ft)

0.9

0.6

0.5 - 0.9

6 # ✓Testeado en BdPO

(1) Normalizado a un pozo estándar de 2,800 metros de rama lateral y 47 etapas de fractura

(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.

Productividad de pozos en Vaca Muerta

(2)

Métricas clave de D&C

17.4

15.9

14.3

11.4

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

$MM

(34)%

$M/etapa

220

200

₁₈₉

133

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

(40%)

753

796

601

592

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

Velocidad de perforación

477

726

741

864

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

pies/días

$/pie

+81% _(21)%

Desarrollo en Vaca Muerta

Mejoras continuas en costo pozo y productividad

13

Costo D&C por pozo

(1)

Costo de completación

Costo por pie lateral ft

(1)

0 50 100 150 200 250 300 350 0 30 60 90 120 150 180 Mboe Dias Pozos Vista

Pozo promedio Vista

Curva tipo Vista EUR 1.52 MMBOE

El pozo promedio de

Vista rinde 13% por

encima de la curva tipo

Curva tipo previa EUR 1.06 MMBOE Pozo promedio Vaca Muerta, 2020 vintage(3)

Desarrollo en Vaca Muerta

Mejoras de productividad y costos reducen el costo de desarrollo

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

14

Normalizado a 2,800mts / 47 fracturas

▪

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

Costo de D&C esperado por pozo

$MM

17.4 15.9 14.3 11.7 11.4 13.8 12.6 11.7 9.3 _9.0

Pad #1 Pad #2 Pad #3 Nuevo costo

de D&C

Pad #4

(20)%

Factores de reducción de costos

Costo de desarrollo esperado

(1)

$/boe

11.9

8.4

Diseño de pozo anterior

2,500 mts

34 fracturas

75 mts

Nuevo diseño de pozo

2,800 mts

47 fracturas

60 mts

Normalizado a 2,500mts / 34 fracturas Longitud lateral Fracturas

▪

2,800 meters lateral length

▪

60 meters frac spacing, resulting in 47 stages

New well design

Se espera que el nuevo diseño de pozo logre

sólidas tasas de retorno en contextos de bajos

precios de crudo

Espaciamiento entre fracturas

(29)%

Curva tipo EUR

Mboe

1,079

1,520

Diseño de pozo anterior Nuevo diseño de pozo +41%

Curva tipo Petróleo Gas Total

EUR (Mboe) 1,345 175 1,520

Pico IP-30 (boe/d) 1,556 195 1,751

15

Desarrollo en Vaca Muerta

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

(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

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

Pozos Vaca Muerta – producción de petróleo acumulada 90 días

(2)

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

Mbbl/pozo

Pozos Vista Pozos de otras compañías

0 50 100 150 200 250 300 350 P25 P75 P50 P10 0 30 60 90 120 150 180 P75 P50 P25 P10

Bloque W.I. (%) Reservas netas 2019 1P (MMboe) Acreage neto Producción 3T 2020 (Mboe/d) Plazo de concesión Operador

Entre Lomas (EL) 100% 18.9 183,014 5.6 2026 Si

Bajada del Palo Oeste

(BPO) 100% 11.7 62,641 3.3 2053 Si

Bajada del Palo Este (BPE) 100% 2.9 48,853 0.8 2053 Si

Agua Amarga 100% 0.9 95,580 0.4 2034/2040 Si

25 de Mayo Medanito 100% 6.7 32,247 2.7 2026 Si

Jaguel de los Machos 100% 6.7 48,359 3.3 2025 Si

Coirón Amargo Norte (CAN) 84.6% 0.4 14,629 0.4 2037 Si

Sur Río Deseado Este 16.9% – 12,807 – 2021 No

N o r o e s te Acambuco 1.5% 0.6 4,406 0.2 2036/2040 No Total 48.9 502,536 16.7 G o lf o S a n J o r g e N e u q u in a Argentina

Perfil de activos

16

Activos convencionales en Argentina

Cluster de producción de crudo de alta calidad

(1) Incluye Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro.

(2) Incluye solo pozos en bloques convencionales de Bajada del Palo Oeste

(3) Incluye Jarilla Quemada y Charco del Palenque. (4) Incluye NGL

▪

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

(1)

63%

37%

Petróleo

Gas natural

Total 16.7 Mboed

Producción 3T 2020

(4)

54%

46%

Petróleo

Gas natural

Total 48.9 MMBOE

Reservas P1 2019

(3) (2)

17

Resumen de activos mexicanos

Primeros pasos hacia la regionalización de la plataforma

Datos clave

Ubicación

Antecedentes / Estrategia de desarrollo

TM-01

▪ 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)

▪ 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

C

CS-01

▪ Estado: Tabasco

▪ Área : 11,758 acres netos (1) ▪ Hidrocarburo: Aceite y condensado ▪ Cuenca: Macuspana

▪ Campos: 2

▪ Pozos perforados: 50 ▪ Litología: Arenisca

▪ Producción neta 3T20: 0.2 Mboe/d(1)

▪ Producción incremental a través de actividades de reacondicionamiento y nuevos prospectos de perforación para producir reservas no desarrolladas en las formaciones de Zargazal y Amate superior, las cuales tienen presión original y

saturación de hidrocarburos

▪ Las futuras ventajas provendrán de re-desarrollos, actualizaciones de

infraestructura y exploración de formaciones más profundas no probadas

A

A-10

▪ 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)

▪ 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

B

Operador

Vista Jaguar Jaguar

(1) Vista es dueño del 50%.

C

A B

▪

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

▪

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

▪

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

“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.”

▪

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

Salud & Medio Ambiente

Gobernabilidad

Seguridad

Social

Resumen de ESG

Resumen financiero

Sólida posición financiera

19

Flujo de caja YTD 2020

(1)

$MM

Aspectos destacados

▪

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)

(1) Al 30 de septiembre de 2020 (2) Incluye 4T 2020

(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

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

Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo

de gestión en petróleo y gas

20

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

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

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

Presidente del consejo

y CEO

Miguel Galuccio

▪ +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

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

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

Consejo de administración con profesionales de clase mundial

Equipo ejecutivo de alto rendimiento

Comentarios finales

21

Única oportunidad de inversión pública

“pure-play” en Vaca Muerta

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

CUST

OM LA

YOUT

Unsaved Document / 3/6/2019 / 23:41

Apéndice

Coirón Amargo Sur Oeste Bajada del Palo Oeste Bajada del Palo Este Agua Amarga Coirón Amargo Norte Entre Lomas

Jaguel de los Machos 25 de Mayo Medanito

Resumen de infraestructura existente

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

23

Entre Lomas OTP

Capacidad ~37 Mbbl/d

Volumen Oct-20 ~17 Mbbl/d

Medanito OTP

Capacidad ~19 Mbbl/d

Volumen Oct-20 ~5 Mbbl/d

Vista tiene suficiente capacidad de tratamiento y transporte para aumentar la producción de petróleo a ~ 40kbbl/d con

inversiones mínimas en infraestructura

(1)

Ductos TGS/TGN & Oldelval Planta de Tratamiento de Crudo (PTC) Planta de tratamiento de agua y efluentes Procesamiento de Gas Baterías / TPF Instalaciones de Crudo Instalaciones de Gas Limites de concesión Unidad LACT

Desarrollo en Vaca Muerta

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

24

Locación lista

Set de fractura completando

el primer pad

Guías e Intermedias

ya perforadas

por un spudder rig en

el cuarto pad

Walking rig perforando

secciones horizontales en el

segundo pad

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

25

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

Serie Fecha de

emisión Moneda Plazo Principal

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

Ingresos y precios

Ventas reorientadas al mercado de exportación

26

Precio promedio crudo

$/bbl

Precio promedio gas natural

$/MMBtu

$MM

Ventas

48.7

26.5

39.1

3T 2019 2T 2020 3T 2020

3.5

2.2

2.2

3T 2019 2T 2020 3T 2020

105.4

51.2

69.9

3T 2019 2T 2020 3T 2020 (37)%

▪

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

▪

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

▪

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

+37%

(34)%

(20)%

Costo operativo

Iniciativas de reducción de costos compensan la caída de producción

27

Costo operativo

(1)

$MM

Costo operativo unitario

$/boe

▪

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

9.8

8.6

9.9

3T 2019 2T 2020 3T 2020 +1%

28.4

18.6

23.0

3T 2019 2T 2020 3T 2020 (19)%

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

(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

28

46.6

10.2

24.2

44%

20%

35%

3T 2019 2T 2020 3T 2020

EBITDA ajustado

(1)

$MM

Precio realizado YTD

$/bbl

▪

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

Producción YTD

Mboe/d

Ingresos YTD

$MM

43.0

26.5

39.1

1T 2020 2T 2020 3T 2020

26.5

23.8

25.4

1T 2020 2T 2020 3T 2020

73.3

51.2

69.9

1T 2020 2T 2020 3T 2020

Margen EBITDA ajustado

EBITDA ajustado

Balance consolidado

Montos expresados en $MM

29

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

Estado de resultados consolidado

Montos expresados en $MM

30

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

Reconciliación del EBITDA ajustado

(1)

El EBITDA ajustado de 3T 2020 fue 24.2 $MM, con un margen de

EBITDA ajustado del 35%

Utilidad neta

Vista registró una pérdida de (28.4) $MM en el 3T 2020

Reconciliación de EBITDA Ajustado ($M)

Periodo entre el 1 de julio y el 30 de septiembre de 2020 Periodo entre el 1 de julio y el 30 de septiembre de 2019

(Pérdida) / Utilidad neta (28,402) 21,499

(+) Impuesto sobre la renta (5,552) (5,961)

(+) Resultados financieros netos 12,881 (14,819)

(+) Resultados de inversiones - (84)

Utilidad (pérdida) de Operación (21,073) 635

(+) Depreciaciones 38,876 45,895

(+) Gastos de reestructuración 1,465 35

(+) Deterioro de activos de larga duración 4,954

-EBITDA Ajustado(1) _{24,222 46,565}

Margen de EBITDA Ajustado (%) 35% 44%

Periodo entre el 1 de julio y el 30 de septiembre de 2020 Periodo entre el 1 de julio y el 30 de septiembre de 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)

-Utilidad (pérdida) de operación (21,073) 635

Inversión 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