PRESENTACIÓN A INVERSIONISTAS

DICIEMBRE 2019

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 sucontenido 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 mismocomo 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 yanálisis subjetivos, así como aseveraciones. Cierta información contenida en el presente deriva de fuentes preparadas por terceros. Si bien se considera que dicha información es confiablepara 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 dichainformación, 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 unaexpectativa, 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 podránmencionar, “estimaciones futuras”. Las estimaciones futuras pueden consistir en información relacionada con resultados de operación potenciales o proyectados, así como una descripciónde 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 otrasexpresiones similares. Las estimaciones a futuro no son hechos históricos, y se basan en las expectativas, creencias, estimaciones, proyecciones actuales, así como en variassuposiciones del equipo de administración, mismos que inherentemente por su naturaleza son inciertos y están fuera de nuestro control. Dichas expectativas, creencias, estimaciones yproyecciones 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. Sinembargo, no podemos asegurar que las expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones del equipo de administración se realizarán, por lo que los resultados reales podrían diferirmaterialmente 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 eldesempeño 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 sepronuncian. Vista no asume obligación alguna de actualizar estimaciones futuras para reflejar resultados reales, acontecimientos o circunstancias subsecuentes u otros cambios queafecten 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 deeste 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 ala fecha, todo lo cual se encuentra sujeto a cambios. Las estimaciones futuras en esta presentación podrán incluir, por ejemplo, declaraciones hipotéticas sobre: nuestra capacidad paracompletar cualquier operación comercial, los beneficios de dicha operación, nuestro desempeño financiero con posterioridad a dicha operación, cambios en las reservas y resultadosoperativos 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 elfuturo. En consecuencia, no se debe confiar en dichas tendencias o declaraciones a futuro. Ni Vista o sus respectivas Afiliadas, asesores o representantes, serán responsables (pornegligencia 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 relacionecon 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 abarcartodo 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 orecomendar 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 enesta 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 aprobadoo desaprobado la información contenida en esta presentación, así como su veracidad y suficiencia.

Producción 3T1931.6

Mboe/d

Reservas 1P 2018(4) 57.6

Mmboe

Costo operativo

unitario 3T199.8 $/boe

Acreage neto en

Vaca Muerta

~134,000

acres netos

Ingresos LTM(1) $424MM

EBITDA ajustado

LTM(1)(2) $176MM

Deuda neta $207MM

Apalancamiento

bruto / neto(3) 2.6x / 1.2x

3

Descripción de la compañía

(1) Basado en figuras actuales al 4T18, 1T19, 2T19 y 3T19 de los estados financieros. LTM: Últimos doce meses.(2) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros

ajustes(3) Apalancamiento bruto calculado de la siguiente manera: Deuda financiera total / EBITDA ajustado LTM. Apalancamiento neto

calculado de la siguiente manera: (Deuda financiera total – efectivo y equivalentes) / EBITDA ajustado LTM.

Concentrada en la principal cuenca argentinaSólido desempeño operativo y financiero

Bloques en la cuenca Neuquina(5)

◼ Activos convencionales en producción, con infraestructura de tratamiento instalada y capacidad ociosa para nueva producción

◼ Acreage de alta calidad en Vaca Muerta ya produciendo, y apalancado sobre la base de activos existente

◼ Productividad de los primeros 8 pozos entre las mejores de la cuenca, con pico IP-30 por encima de 1,600 boe/d en promedio

◼ Mejoras continuas en la eficiencia de perforación y completación

◼ Joint Venture en 3 bloques on-shore en México, 2 de éstos operados por Vista

Base rentable de activos operados con potencial de crecimiento

(4) Reservas al 31 de diciembre del 2018, auditadas por Gaffney, Cline & Associates.(5) No se muestran los siguientes bloques: Dos bloques no operados en las cuencas de Noroeste y Golfo San Jorge (Argentina),

un bloque operado en la cuenca Sureste (México), un bloque operado y uno no operado en la cuenca de Tampico-Misantla (México).

Bloques de Vista con potencial no convencional Bloques convencionales de Vista

Coirón Amargo Sur

OesteCoirón Amargo Norte

25 de Mayo

Medanito

Águila Mora

Se alcanzó un crecimiento interanual en la producción de 31%

2018Real(2)

24,500 boe/d

$195MM

45%

$13.9/boe

$130MM

Producción diaria

EBITDA ajustado(3)

Margen de EBITDA ajustado

Costo operativo

Capex

Proyección 2019 (actualizado)

2018Proyectado(1)

24,100 boe/d

$190MM

43%

$17.3/boe

$143MM

28,000-29,000 boe/d

160-180 $MM

-

10.5-11.5 $/boe

225-275 $MM

Plataforma preparada para el crecimientoCumplimos con las proyecciones de 2018

%

1.7%

2.6%

2 p.p.

(19.7)%

(9.1)%

Hitos operacionales LTM

Producción no convencional en 3T19 totalizó 7,501 boe/d con 8 pozos produciendo en Bajada del Palo Oeste

Se redujo el costo operativo unitario promedio de 11.8 $/boe a 9.8 $/boe

Se aumentaron las reservas probadas de 52.2 MMboe a 57.6 MMboe - Índice de reemplazo de reservas probadas implícito de 161%

4

(1) Tal como se presentó en la Junta General de Accionistas del 2 de marzo de 2018.(2) Todas las cifras del año fiscal 2018 se calcularon con los resultados pro forma del 1T de las

entidades y activos adquiridos más los resultados de Vista para 2T, 3T y 4T.(3) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros

netos + depreciaciones + otros ajustes.

(4) Tasa anual compuesta de crecimiento de 2018A-2022E.(5) Desde el período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2018 (información correspondiente a

todos los activos adquiridos en la combinación inicial de negocios) hasta el período de tres meses finalizado el 30 de junio de 2019.

Nota importante: Las proyecciones son declaraciones a futuro que se basan en suposiciones que están inherentemente sujetas a incertidumbres y contingencias significativas, muchas de las cuales están fuera de nuestro control. Habrá diferencias entre los resultados reales y los proyectados y los reales podrán ser materialmente mayores o significativamente menores que los contenidos en las proyecciones.

Plan de desarrollo orgánico de alto crecimiento basado en activos de primer nivel

24,500

65,000

2018 Real 2022 Objetivo

Crecimiento de producción objetivo

boe/d

Aspectos destacados de la inversión

5

Única oportunidad de inversión pública “pure-play” en Vaca Muerta

Operación convencional estable y de bajo costo operativo

Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo

y con resultados sólidos

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

Operación convencional estable y de bajo costo operativo

16.9

14.1

11.8 12.6 12.0 12.3

9.8

1Q18 2Q18 3Q18 4Q18 1Q19 2Q19 3Q19

32.6 34.2

19.6

14.323.4(8.9)

2017 Producción Adiciones 2018

7

Operación convencional estable y de bajo costo operativoHitos operativos de los activos convencionales

(1) La información para 2017 incluye cantidades estimadas de reservas probadas basadas en información proporcionada por los propietarios anteriores de los bloques adquiridos por Vista.(2) Incluye 3.4 MMboe de reservas no convencionales probadas totales.(3) Producción excluye el consumo de gas natural por 0.7 MMboe.(4) Las adiciones se calculan como la diferencia entre las reservas de 2018 menos las reservas de 2017 más la producción de 2018.

57.1Costo operativo unitario

($/boe)

Se revirtió el declino de la producción convencional

24.1

Producción total

(Mboe/d)

Se alcanzó un índice de reemplazo de reservas probadas de 161% en 2018(2)Se redujeron los costos operativos

Reservas probadas

(MMboe)

(1)

52.257.6(2)

Petróleo Gas

(3)(4)

Pro forma Real

27.224.6 24.4 24.2 24.7 25.7

29.031.6

2017 1Q18 2Q18 3Q18 4Q18 1Q19 2Q19 3Q19

Conventional Unconventional

Pro forma Real

+28%

(42%)

Bloque W.I. (%)

Reservas

netas

2018 1P

(MMboe)

Acreage

neto

Producción

3T 2019

(Mboe/d)

Plazo de

concesión Operador

Entre Lomas (EL) 100% 18.8 183,014 8.6 2026 Si

Bajada del Palo Oeste

(BPO)100% 15.9 62,641 12.4 2053 Si

Bajada del Palo Este

(BPE)100% 3.1 48,853 1.3 2053 Si

Agua Amarga 100% 1.8 95,580 0.7 2034/2040 Si

25 de Mayo Medanito 100% 8.6 32,247 3.4 2026 Si

Jaguel de los Machos 100% 7.0 48,359 4.2 2025 Si

Coirón Amargo Norte

(CAN)55% 0.6 14,629 0.2 2037 Si

Aguila Mora 90% – 21,128 – 2054 Si

Coirón Amargo Sur Oeste

(CASO)10% 1.3 1,644 0.2 2053 Si

Sur Río Deseado Este 16.9% – 12,807 0 2021 No

No

roeste

Acambuco 1.5% 0.5 4,406 0.2 2036/2040 No

Su

reste

CS-01 50.0% – 11,758 0.2 2047 Si

A-10 50.0% – 42,915 0.2 2047 Si

TM-01 50.0% – 8,944 0.0 2047 No

Total 57.6 588,925 31.6

Arg

en

tin

a

Neu

qu

ina

Go

lfo

San

Jo

rge

Me

xic

o

Tam

pic

o -

Mis

an

tla

59% 41%

Petróleo Gas

8

Operación convencional estable y de bajo costoClúster productivo de alta calidad con foco en petróleo crudo

(1) Incluye 3.4 MMboe de reservas no convencionales probadas totales.(2) Representa petróleo crudo, condensado, gasolina y GNL.(3) En 2T19 Vista exportó su primer cargo de petróleo(4) LTM 3T19.(5) Incluye 4.8 Mboe/d de producción no convencional en Bajada del Palo Oeste y 0.3 Mboe/d de

producción no convencional en Coirón Amargo Sur Oeste.

Producción total (3T19)

64% 33%

2%

Petróleo Gas GNL

31.6 Mboe/d

Reservas 1P(1)

(2018)

57.6 MMboe

◼ Producción de petróleo y gas a partir de yacimientos bien conocidos

◼ Recuperación primaria y secundaria mostrando rendimientos atractivos

◼ Producción de crudo ligero vendido mayormente a clientes domésticos(3)

◼ Producción de gas vendida a clientes industriales (57%), distribuidores & GNC (37%) y a los segmentos de generación y comercializadoras del mercado spot (6%)(4)

◼ Infraestructura de tratamiento y evacuación instalada con capacidad ociosa

(1) (5)

Perfil de activos

(8)

(8)

(2)

(7)

(6) Incluye Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro.(7) Incluye Jarilla Quemada y Charco del Palenque.(8) Vista operará el campo una vez aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos "CNH".

~1,100 pozos productores

activos

Producción de crudo tipo

Medanito con API >30

+200 pozos de inyecciónÍndice de reemplazo de

reservas 2018 161%

(6)

Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo y con resultados sólidos

0

50

100

150

200

250

300

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Repaso de la historia de Vaca MuertaDesarrollo en aceleración

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

Oct-2012: YPFanuncia el Plan Exploratorio Argentino (PEA)

Dic-2012: YPF firma un Memorando de Entendimiento con Chevron

Jul-2014: Empiezan a operar los primeros walkingrigs en Argentina

Oct-2014: Congreso sanciona Nueva Ley de Hidrocarburos

Dic-2014: YPF firma acuerdo con Petronas

Jun-2015: YPF descubre gas no convencional en La Ribera

Mar-2017: Tecpetrolcomienza 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

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

(Mboe/d)

Mar-2014: YPFintroduce walking rigsen Vaca Muerta

Abr-2014: YPF inicia desarrollo masivo en Loma Campana

Abr-2018: Vista adquiere activosde Pampa y Pluspetrol

Jul-2018: Vista inicia desarrollo masivo en Bajada del Palo Oeste

Ago-2018: Vista y Shell anuncian el intercambio de activos

Nov-2018: Vista obtiene CENCH para Bajada del Palo Este y Oeste

Jun-2018: Exxon firma acuerdo con Qatar Petroleum

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

10

◼ Acres netos: 21,128 (90% WI)

◼ Plazo de concesión: 2054

◼ Operador: Vista

◼ Compromiso: Gastos de capital por $32MM hasta

noviembre de 2021

11

Acreage de Vista en Vaca MuertaCuatro bloques en el epicentro de desarrollos destacados

Águila Mora

Bajada del Palo Este

◼ Acres netos: 48,853 (100% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

◼ Operador: Vista

◼ Compromiso: Gastos de capital por $52MM hasta

diciembre de 2021

Bajada del Palo Oeste

◼ Acres netos: 62,641 (100% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

◼ Plan 2019: 12 pozos nuevos en producción (8 pozos ya

produciendo)

◼ Operador: Vista

◼ Compromiso: Gastos de capital por $106MM hasta junio

de 2020 (se desembolsaron $107MM hasta el 1T19)

◼ La producción alcanzó los 4,823 boe/d con 4 pozos en

2T19

Coirón Amargo Sur Oeste

◼ Acres netos: 1,644 (10% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

◼ Plan 2019: 3 pozos nuevos en producción (completados

en el 1T19)

◼ Operador: Shell

◼ Cuatro pozos actualmente en producción que validan la

curva tipo de Vista

Áreas de bajo riesgo adyacentes a campos desarrollados de jugadores globales de petróleo y gas, incluyendo ExxonMobil, Chevron, Shell y YPF, entre otros

Áreas productivas Piloto / Delineación

Los números de las líneas de contorno indican grados API

LaCocina

Orgánico

CarbonatoInferior

CarbonatoMedio

CarbonatoSuperior

Desarrollo de Vista en Vaca MuertaAcreage en Bajada del Palo Oeste

Múltiples horizontes de navegación potenciales

Potenciales propiedades geológicas de primer nivel(1)

Permian (Wolfcamp)

Eagle FordBajada del Palo Oeste

COT (%) 3 3 - 54.2

Espesor (m) 200 - 300 30 - 100250

Presión (psi/ft) 0.6 0.5 – 0.90.9

(1) Estimaciones de la Compañía, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía y EIA.

12

Mboe/d

Incremento en la producción no convencional

Desarrollo de cubos programado para minimizar el efecto “padre-hijo”

800 – 900ft / 250 – 300m longitud lateral

Plan base

Inventario de perforación

+400 pozos

PotencialPlan base

▪ Resultados sólidos y consistentes en los 8 pozos de los primeros

dos pads

▪ Se finalizó la perforación del tercer pad de 4 pozos con mejoras en

eficiencia

Ubicación de los primeros padsde Vista

Desarrollo de cubos conceptual

~250m

Petróleo Gas

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

1-mar.-19 7-abr.-19 14-may.-19 20-jun.-19 27-jul.-19 2-sep.-19 9-oct.-19

228 days

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7

Desarrollo de Vista en Vaca MuertaBajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría

BAJADA DEL PALO OESTE

Desarrollo Fast track

Plan de desarrollo fast track respaldado por el novedoso enfoque One-Team

Desarrollo del bloque en modo factoríaRamp-up

Desarrollo del bloque en modo factoría

Fase piloto 1Fase de delineaciónDesarrollo típico

Etapa actual

Locación lista

Set de fractura completando el 1er pad

Guías e Intermedias ya perforadas

por un spudder rig

Walking rig perforando secciones horizontales en el

segundo pad

13Perforación Completación

22 Km de manguera flexible para transportar agua a los tanques en la locación

• 100% de disponibilidad de agua garantizada durante la actividad de fractura

• Reducción de costos

• Mínimo impacto ambiental

• 7,500 viajes de camiones evitados

Desarrollo de Vista en Vaca MuertaBajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría

14

100% de la completación utilizando sand boxes

• Exposición mínima al polvillo de arena

• Mejora de logística y reducción de costos de transporte

• Mejora en la productividad al incrementar la disponibilidad de arena en la locación

15

Desarrollo de Vista en Vaca MuertaBajada del Palo Oeste: fast track hacia el desarrollo masivo en modo factoría

Tecnología de vanguardia

16

Costos de perforación y terminación dentro del presupuesto

Métrica Promedio por pozo

Primer pad Segundo pad

Longitud lateral

(metros/pies)2,550 / 8,366 2,117 / 6,946

Etapas (#) 34 36

Espaciamiento de

fracturas

(metros/pies)

75 / 246 60 / 197

Hitos del primer pad

◼ Promedio de 5 etapas diarias de fractura (136 etapas en 27 días)

◼ 19.3 horas de tiempo de bombeo y 8 etapas de fractura en 24 horas

◼ Líquidos y arena alcanzaron 12,697 m3 / 42,856 sxs

◼ 10 clusters por etapa

Hitos del segundo pad

◼ Promedio de 7.6 etapas diarias (143 etapas en 18.8 días)

◼ 22.0 horas de tiempo de bombeo y 11 etapas de fractura en 24 horas

◼ Reducción de espaciamiento de fractura de 75 a 60 metros

Reducción significativa de costos en segundo pad

13.8

12.6

Primer pad Segundo pad

Costo de perforación y terminación por pozo

Costo de completación

$MM $/etapa

0.220.20

Primer pad Segundo pad

Mejoras de eficiencia en el segundo pad

pies/día etapas/día

Desarrollo en Vaca Muerta (1/3)Mejoras significativas en la perforación y completación del primer al segundo pad

Velocidad de perforación Velocidad de completación

(9%) (9%)

Perforación:

◼ Perforación de secciones guías e intermedias con equipo de perforación de menor tamaño

◼ Sistema giratorio dirigible durante la sección direccional

Completación:

◼ Silobolsas para almacenar apuntalante cerca de la locacíón del pad

◼ Sistema monoline frac-manifold para conectar los 4 pozos

◼ Conexión inalámbrica rig-lock y engrasado remoto de válvulas de fractura

477

726 741

Primerpad

Segundopad

Tercerpad

5.0

7.6

Primer pad Segundo pad

+52%

(1)

+55%

(1) Rama lateral promedio de 2,808 metros

(1) Curva tipo definida en 2018 sin reflejar los datos adquiridos en el primer pad de Bajada del Palo Oeste. (2) Promedio de los 4 pozos luego de +215 días; (3) Promedio de los 4 pozos luego de 95 días

17

Desarrollo en Vaca Muerta (2/3)Primeros dos pads produciendo por encima de las expectativas

(1)

0

30

60

90

120

150

180

210

240

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240

Vista's type curve (1.1 Mmboe) MdM-2013h

MdM-2014h MdM-2015h

MdM-2016h MdM-2029h

MdM-2030h MdM-2032h

MdM-2033h

Producción acumulada por pozo

Producción del primer pad

20%(2) por encima de la curva

tipo y producción del segundo

pad 34% (3) por encima de la

curva tipo

Producción diaria por pozo

Pico IP-30

1,310

1,884

1,392

1,670

1,368

2,013

1,443

1,824Promedio

1,564

Promedio1,662

MDM2013

MDM2014

MDM2015

MDM2016

MDM2029

MDM2030

MDM2032

MDM2033

boe/d

MDM2030

MDM2029

MDM2032

MDM2033

Primer pad Segundo padDías

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240Vista's type curve (1.1 Mmboe) MdM-2013h MdM-2014h

MdM-2015h MdM-2016h MdM-2029h

MdM-2030h MdM-2032h MdM-2033h

(1)Días

Mboe

Formación Primer pad Segundo pad

Orgánico

La Cocina

MdM-2013h MdM-2015h

MdM-2016hMdM-2014h

MdM-2029h MdM-2032h

MdM-2030h MdM-2033h

Curva tipoVaca Muerta(1)

Petróleo Gas Total

EUR 972 Mbbl 0.6 Bcf 1,079 Mboe

Pico IP-30 1,017 bbl/d 0.6 MMcf/d 1,119 boe/d

180 días acumulada 147 Mbbl 0.09 Bcf 163 Mboe

0

20

40

60

80

100

120

(1) Fuente: Noventa días efectivos de producción de petróleo acumulada, basado en los pozos declarados como horizontales y petrolíferos en el Capítulo IV de la Secretaría de Energía de Argentina;

Información disponible al 14 de noviembre de 2019

Producción de petróleo acumulada en 90 días de los 150 mejores pozos de Vaca Muerta (1)

Mbbl

Productividad sobresaliente de los 8 pozos, tanto de los aterrizados en La Cocina como en Orgánico

18

• Todos los 8 pozos operados están rankeados entre el top 15% en la cuenca

• 2 de los 3 mejores pozos considerando la producción acumulada en 90 días

MDM-2013MDM-2015

MDM-2029MDM-2032

MDM-2016

MDM-2014

MDM-2033

MDM-2030

Desarrollo en Vaca Muerta (3/3)Produciendo en línea con los mejores operadores de la cuenca

CU

ST

OM

LA

YO

UT

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

Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento significativo

Desgloce de la deuda financiera Al 30 de septiembre de 2019

Préstamo no garantizado a plazo de 5 años 300.1

Bonos locales en Argentina (a 2 y 3 años) 100.1

Deuda local en Argentina (en dólares US) 47.9

Deuda financiera total(2) 448.1

(-) Efectivo y equivalentes de efectivo 241.3

Deuda neta 206.9

Flujo de fondos consolidado de Vista del 3T19

$MM

(1) Basado en el EBITDA ajustado LTM de Vista.

(2) La deuda corriente es de 70.0 $MM mientras que la deuda no corriente totaliza $MM 378.2 20

Ratios de apalancamiento al 30 de septiembre de 2019(1)

Apalancamiento bruto 2.6x

Apalancamiento neto 1.2x

Resumen financieroSólida posición financiera

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

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

22(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

Gastón Remy – Director Corporativo

+15 años de experiencia en la industria energética

▪ Anteriormente, Presidente de Dow Argentina y sur de Latinoamérica

▪ Presidente del Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA)

▪ Abogado de la Universidad de Buenos Aires y Master en Derecho (LLM) de la Universidad de Columbia

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 CompetitiveIntelligence 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 SciencesEconomiques 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 mundialEquipo ejecutivo de alto rendimiento

Comentarios finales

23

Única oportunidad de inversión pública “pure-play” en Vaca Muerta

Operación convencional estable y de bajo costo operativo

Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo

y con resultados sólidos

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

CU

ST

OM

LA

YO

UT

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

Apéndice

Financiamiento del joint-venture Aleph MidstreamTransacción estratégica libera capital para inversiones en upstream con mayor retorno

25

Caso de negocio

◼ Aleph Midstream es el primer operador de midstream centrado en brindar servicios de captación, procesamiento y evacuación para la producción de petróleo y gas en la cuenca Neuquina

◼ La historia de los plays no convencionales en los Estados Unidos de América demuestra que el traspaso de los requerimientos de infraestructura a un tercero podría permitir un potencial crecimiento más rápido de la producción

− Aleph Midstream podría facilitar a los operadores de upstream el enfocarse en sus actividades clave de E&P

Resumen de la transacción

◼ Vista, Riverstone y Southern Cross crearon una compañía independiente de midstream para operar en la cuenca Neuquina focalizada en el petróleo shale de Vaca Muerta

◼ Se espera que Vista aporte la mayoría de sus activos de midstream a Aleph a cambio de una participación de al menos 21.6% en la empresa

◼ Nuestros socios esperan contribuir hasta $160MM en total a Aleph Midstream, a cambio de un interés controlante de hasta un 78.4%

◼ Aleph Midstream tendrá un Equipo de Administración independiente y su Comité de Dirección estará presidido por un presidente independiente

◼ Se espera que Aleph Misdstream utilice el capital para construir instalaciones adicionales requeridas por el incremento en producción de petróleo y gas de Vista

◼ Vista espera comprometer y entregar un volumen mínimo de hidrocarburos a Aleph Midstream a una tarifa acordada, más los gastos operativos

Financiamiento: actividad en el mercado de capitalesObtuvo $200 millones a través de un dual listing en la Bolsa de Nueva York y la emisión de dos series de un bono argentino

26

Vista Argentina recaudó $50 millones una emission de

bono local a 24 meses y obtuvo $50 millones en una

emisión subsecuente de un bono local a 36 meses

• 7.88% and 8.50% annual interest rate for the 24-month and

36-month class, respectively

• Bullet at maturity on July 31, 2021 and August 7, 2022

• Quarterly interest payments

Vista cerró y liquid una oferta global de 10,906,257

acciones en NYSE y BMV y comenzó a cotizar en NYSE

• Fondos brutos totalizaron aproximadamente $ 101 millones

• 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

Ingresos y preciosCrecimiento en ingresos impulsado por mayor producción

27

Precio promedio de crudo$/bbl

Precio promedio gas natural$/MMBtu$MM

Ventas

▪ Principalmente impulsado por

menores precios realizados▪ Durante la primera mitad del

trimestre los precios realizados

fueron 55.5 $/bbl, impactados por

un menor precio del Brent y la

fórmula basada en paridad de

exportación

▪ Durante la segunda mitad del

trimestre los precios realizados

fueron 42.5 $/bbl como

consecuencia del Decreto

Presidencial N°566

▪ Los precios realizados cayeron

principalmente por un mercado

de gas doméstico sobre ofertado

y una reducción en los precios del

segmento de distribución

67.559.8

48.7

3T 2018 2T 2019 3T 2019

5.13.8 3.5

3T 2018 2T 2019 3T 2019

116.9 120.4105.4

3T 2018 2T 2019 3T 2019

(28)%

(31)%

(10)%

(1) Incluye fluctuación del inventario del crudo por $MM 0.3

Costo operativoFuerte caída interanual del lifting cost

28

Costo operativo$MM

Costo operativo unitario$/boe

▪ Caída en el lifting cost contra el 3T 2018 principalmente impulsada por el crecimiento en la producción shale

con costos incrementales mínimos

▪ Impacto de la devaluación del peso argentino

26.3

32.528.4

Q3 2018 Q2 2019 Q3 2019

11.8 12.2

9.8

Q3 2018 Q2 2019 Q3 2019

+8%(17)%

(1) (1)

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

EBITDA ajustadoMargen estable entre trimestres con menores precios realizados

29

EBITDA ajustado(1)

$MM

Margen de EBITDA ajustado%

▪ Eficiencias de costos hicieron mantener el margen entre trimestres, el cual cayó 10% contra una caída en

el EBITDA ajustado de 18%

56.951.5

46.6

3T 2018 2T 2019 3T 2019

49%43% 44%

3T 2018 2T 2019 3T 2019

(18)%(10)%

Balance consolidadoMontos expresados en $MM

30

Balance consolidado Al 30 de septiembre de 2019 Al 31 de diciembre de 2019

Propiedad, planta y equipos 903.0 820.7

Crédito mercantil 28.5 28.5

Otros activos intangibles 33.4 31.6

Activos por derecho de uso 9.8 -

Inversiones en subsidiarias 0.1 -

Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 15.9 20.2

Total activo no corriente 990.7 901.0

Activos disponibles para la venta 7.1 -

Inventarios 16.7 18.2

Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 102.6 86.1

Caja, bancos e inversiones corrientes 241.3 80.9

Total current assets 367.6 185.1

Total assets 1,358.3 1,086.1

Pasivos por impuestos diferidos 132.1 133.8

Pasivos por arrendamientos 5.3 -

Provisiones 14.7 16.2

Deudas financieras 378.2 294.4

Títulos opcionales 2.6 23.7

Beneficios a empleados 3.4 3.3

Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 0.6 1.0

Total Pasivo No Corriente 536.9 472.4

Pasivos disponibles para la venta 1.6 -

Provisiones 2.2 4.1

Pasivos por arrendamientos 4.2 -

Deudas financieras 70.0 10.4

Salarios y contribuciones sociales por pagar 6.8 6.3

Impuesto sobre la renta por pagar - 22.4

Otros impuestos y regalías por pagar 5.3 6.5

Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 85.7 84.3

Total Pasivo Corriente 175.8 134.1

Total Pasivo 712.7 606.5

Total Capital Contable 645.6 479.7

Total Capital Contable y Pasivo 1,358.3 1,086.0

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

Estado de resultados consolidadoMontos expresados en $MM

31

Reconciliación del EBITDA ajustado(1)

El EBITDA ajustado para el 3T19 fue de $46.6MM, con un margen

de EBITDA ajustado del 44%

Estado de Resultados1 de julio de 2019 a 30 de

septiembre de 2019

1 de julio de 2018 a 30 de

septiembre de 2018

Ingreso por ventas a clientes 105.4 116.9

Ingresos por ventas de petróleo 84.7 91.8

Ingresos por ventas de gas natural 19.2 23.3

Ingresos por ventas de líquidos del gas 1.6 1.8

Costo de ventas (91.4) (75.8)

Costos de operación (28.4) (26.5)

Fluctuación del inventario de crudo (2.4) 0.3

Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones (45.9) (32.4)

Regalías (14.7) (17.1)

Utilidad bruta 14.0 41.1

Gastos de ventas (6.9) (7.2)

Gastos generales y de administración (8.3) (9.3)

Gastos de exploración 0.3 0.1

Otros ingresos/gastos operativos, neto 1.5 (4.7)

Utilidad (pérdida) de operación 0.6 20.0

Resultado por inversiones 0.1 -

Ingresos por intereses 0.4 (1.1)

Gastos por intereses (8.0) (7.2)

Otros resultados financieros 22.4 (11.3)

Resultados financieros netos 14.8 (19.7)

Utilidad (pérdida) antes de impuesto 15.5 0.3

Impuesto sobre la renta corriente 5.1 (13.3)

Impuesto sobre la renta diferido 0.9 (14.9)

Utilidad (pérdida) neta del período 21.5 (27.9)

Reconciliación del EBITDA ajustado

($MM)

1 de julio de 2019 a 30

de septiembre de 2019

1 de julio de 2018 a 30

de septiembre de 2018

(Pérdida) / Utilidad neta 21.5 (27.9)

Impuesto sobre la renta (6.0) 28.2

(Pérdida) / Utilidad antes de impuesto (14.8) 19.7

Resultados de inversiones (0.1) -

Utilidad de Operación 0.6 20.0

Depreciaciones 45.9 32.4

Gastos de reestructuración - 4.5

Otros ajustes - -

EBITDA Ajustado(1) 46.6 56.9

Margen de EBITDA Ajustado (%) 44% 49%

Utilidad neta del período

La utilidad neta de Vista del trimestre terminado el 30 de septiembre de 2019 fue de 21.5 $MM

32

Instalaciones existentes de VistaLa capacidad de las instalaciones existentes permite el inicio de la fase de desarrollo

Medanito / Jaguel de los Machos

(MED-JDM)Capacidad

Planta de tratamiento de

petróleo

~19

Mbbl/d

Planta de tratamiento de agua ~70

Mbbl/d

Vista tiene suficiente capacidad de tratamiento y transporte para aumentar la producción a ~ 32Mboe/d con inversiones mínimas

Gasoductos TGS/TGN & Oldelval

Instalaciones petroleras

Instalaciones de gas

Planta de tratamiento de crudo (PTC)

Tratamiento de agua

Procesamiento de gas (LPG – HRU)

Batería

Planta de tratamiento de crudo (PTC)

Planta de inyección de agua salada (PIAS)

Batería

Satélites

Arrendamiento automático de la unidad LACT

EL

MED - JDM

Coirón Amargo

Sur Oeste

Bajada del

Palo OesteBajada del

Palo Este

Agua Amarga

Coirón

Amargo

Norte

Entre Lomas

Jaguel de los Machos

25 de Mayo Medanito

PIAS

1BP

2BMo

2EL

1LO

4PB

6PB

7PB8PB

s1BMo

sChdPS

LPG-HRUULACT

4CB

7

PIAS

PTC

s1LO

1EC

6CB

3CB

2CB

4PB

1EL

s2EL

sLPi

s1BoMo2sBP

s1BP

s5CB

5

5

N2N1

Entre Lomas (EL) Capacidad

Planta de

tratamiento de

petróleo

~25

Mbbl/d

Procesamiento de

gas (LPG-HRU)

~45

Mscf/d

Planta de

tratamiento de agua

~80

Mbbl/d

Estos activos serán contribuidos a Aleph Midstream a cambio de una participación accionaria en la compañía (ver próxima lámina)

33

Resumen de activos mexicanosPrimeros pasos hacia la regionalización de la plataforma

C

AB

Datos clave Antecedentes / Estrategia de desarrolloUbicación

TM-01

◼ Estado: Veracruz

◼ Área: 8,944 acres netos(1)

◼ Hidrocarburo: Aceite

◼ Campos: 3

◼ Cobertura sísmica 3D

◼ Pozos perforados: 40

◼ Litología: Caliza de arrecife

◼ Producción neta 3T19 : 0.0 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

C

CS-01

◼ Estado: Tabasco

◼ Área : 11,758 acres netos(1)

◼ Hidrocarburo: Aceite y condensado

◼ Campos: 2

◼ Pozos perforados: 50

◼ Litología: Arenisca

◼ Producción neta 3T19: 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

◼ Campos: 4

◼ Pozos perforados: 19

◼ Litología: Arenas de grano grueso

◼ Producción neta 3T19 : 0.2 Mboe/d(1)

◼ 13 pozos han sido perforados con el soporte de 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

Vista

Jaguar

(1) Vista es dueño del 50%.