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Presentación a Inversores

2

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

Objetivo de esta presentación: El contenido de la presentación muestra información general de Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V. (BMV: VISTA) a la fecha de esta presentación, no es ilustrativa de ninguna transacción yse distribuye solo con fines informativos. La información contenida en este documento es pública, proviene de fuentes públicas o es de naturaleza informativa. Toda la información importante relacionada con Vista hasido divulgada a través de la Bolsa Mexicana de Valores y está disponible en www.bmv.com.mx o ha sido guardada por la Compañía de acuerdo con la ley aplicable. Proporcionamos esta presentación solo con finesinformativos. Esta presentación no constituye ni forma parte de una oferta de suscripción y pago de valores ni de una solicitud de oferta de compra de valores ni es una recomendación de compra de valores.Específicamente, esta presentación no constituye un prospecto de colocación o cualquier documento equivalente.

Información Privada: Esta presentación contiene información de propiedad exclusiva. No puede ser copiada, reproducida, resumida, revelada o distribuida, total o parcialmente, a cualquier otra persona o entidad.Toda persona que reciba esta presentación, por el mero hecho de recibirla, reconocen y convienen que tienen prohibido copiar, revelar, resumir, reproducir o distribuir la presente.Otros asuntos: Ni esta presentación ni su contenido constituyen un contrato de cualquier naturaleza. Los receptores de esta presentación no deberán interpretar el contenido de la misma como asesoría legal, fiscal, orecomendación de compra o de inversión o de cualquier otra naturaleza, por lo que deberán consultar a sus propios asesores para tal efecto. Esta presentación no está dirigida o destinada a ser distribuida o usadapor cualquier persona o entidad ciudadana o residente de cualquier estado, país u otra jurisdicción en la que su uso o distribución estén prohibidos por la ley o donde se requiera cualquier registro o licencia adicional.Ni la Comisión Nacional Bancaria y de Valores ni ninguna otra autoridad han aprobado o rechazado la información aquí presente, así como tampoco su exactitud o suficiencia.

Estimaciones Futuras: Este documento contiene estimaciones futuras, incluyendo proyecciones, estimados, objetivos y metas, información relacionada con resultados de operación potenciales y descripciones deestrategias de negocios, intenciones y planes. Dichas estimaciones futuras se identifican por el uso de palabras tales como “anticipamos”, “creemos”, “continuamos”, “puede”, “estimamos”, “esperamos”, “planeamos”,“pretendemos”, “podría”, “podrá”, “debe”, “debería”, “deberá”, “se proyecta”, “predecimos”, “futuro”, “potencial”, “sugerido”, “objetivo”, “pronóstico”, “continuo”, y otras expresiones similares. Las estimaciones a futurono 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 naturalezason 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 administraciónconsidera que existe un sustento razonable para los mismos. Sin embargo, las expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones del equipo de administración, si bien son basadas en buena fe, son inciertas y seencuentran fuera de nuestro control. Las declaraciones a futuro que cubren múltiples periodos futuros, por su naturaleza, son más inciertas y están sujetas a riesgos e incertidumbres que podrían provocar que eldesempeño o resultado materialmente difieran de los reales. Las estimaciones futuras se limitan a la fecha en las que se pronuncian. No asumimos obligación alguna de actualizar estimaciones futuras para reflejarresultados reales, acontecimientos o circunstancias subsecuentes u otros cambios que afecten la información expresada en estimaciones futuras.

Estimaciones futuras en esta presentación podrían incluir, por ejemplo, nuestro desempeño financiero, cambios en nuestras reservas, resultados operacionales, nuestras oportunidades y planes de expansión.Algunos de los factores que pudieran originar resultados diferentes a los esperados incluyen: (i) que ocurra cualquier evento, cambio o circunstancia que pudiera atrasar la combinación inicial de negocios; (ii) elresultado de cualquier procedimiento legal; (iii) la competencia y nuestra capacidad de crecer y administrar el crecimiento de manera rentable; (iv) cambios en la ley y la regulación aplicable; (v) la posibilidad de queVista se vea afectada de forma adversa por factores económicos, comerciales y/o en materia de competencia; y (vi) otros riesgos e incertidumbres adicionales, incluyendo los factores de riesgo que hemos hechopúblicos a través de la Comisión Nacional Bancaria y de Valores y la Bolsa Mexicana de Valores, S.A.B. de C.V. Le instamos a que lea dichas publicaciones.

Nada contendido en esta presentación, y en particular, ninguna proyección u otra declaración a futuro debe interpretarse como una garantía de resultados futuros, ni como una predicción de resultados reales. Losresultados reales pueden diferir sustancialmente de las predicciones u otras declaraciones a futuro contenidas en esta prestación. Debido a su naturaleza intrínsecamente incierta, se le advierte no descansar enninguna de dichas proyecciones o declaraciones a futuro. Nosotros, nuestras filiales y nuestros asesores, agentes y otros representantes, no tenemos ni tendremos ninguna responsabilidad para con usted enconexión con cualquier en decisión que se base en la información contenida en esta presentación y, en particular, con respecto a cualquier proyección u otra declaración a futuro

Ingresos 2018E (1)

EBITDA 2018E (1)

Producción 3T 2018

Reservas 1P (2)

Acreage Core de Shale Oil

$445 MM

$190 MM

24,2 kboe/d

55,7 MMBoe

~54.000 acres

Métricas de la Compañía

Listada en la Bolsa Mexicana de Valores: VISTA y VTW408AAcciones totales en circulación: 70,4 MM3)

5th productor de petróleo en Argentina(4)

Descripción de VistaBase de activos considerable y operada por Vista

Concentrada en la principal cuenca argentina

Bloques en la Cuenca neuquina(5)

OTHERS

1. Basado en estimaciones de la Compañía2. Reservas a Diciembre, 2016, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía..3. 70.409.315 acciones Clase A y 2 acciones Clase C. 4. Producción promedio 2017, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía.5. No se exponen los dos bloques no operados en las cuencas Noroeste y Golfo San Jorge.

3

• Activos con base de producción convencional, infraestructura instalada y acreage de alto nivel en Vaca Muerta, propicio para desarrollo a escala

• Operación en seis bloques y participación en un bloque no operado en la cuenca Neuquina.

• Dos bloques no operados en cuencas del Noroeste y del Golfo San Jorge

Plataforma lista para crecerActivos de primera línea con alto fit con el Equipo de Administración de Vista

Objetivoa 5 años

PRODUCCIÓN: +65 Kboe/d ~30% CAGR (7)

EBITDA:+$900 MM ~50% CAGR (7)

MARGEN EBITDA:+60% >20 p.p.(7)

Plan de desarrollo de gran crecimiento, basado en la actual

base de activos premium

4

• Reservas probadas convencionales de alta calidad y bajo costo – 55,7 MMboede reservas 1P (65% petróleo) con un precio de equilibrio de USD 30 por barril(1)

• Base de producción convencional con alto margen – 24,2 Kboed (60% petróleo) con un margen de EBITDA de 45%(2)

• Acres core de shale oil en Vaca Muerta – aproximadamente 54,000 acres netos altamente prospectivos, contiguos a bloques en etapa de desarrollo o con proyectos pilotos terminados(3)

• Cluster operativo – la proximidad entre los bloques y la superposición del desarrollo futuro de Vaca Muerta con las operaciones convencionales actuales, son claves para aumentar la eficiencia y facilitar un desarrollo acelerado

Activos de primera línea en

la cuenca Neuquina

• Activos convencionales que generaran un flujo de caja significativo y de bajo riesgo – EBITDA 2018E de USD 190 millones(2)

• Balance sólido – ratio Deuda neta/EBITDA de 0.8x(4)

Sólida posición financiera

• Plataforma operativa completamente funcional – ~190 empleados y un sólido trackrecord en términos de métricas de HSE(5)

• Planes con cronograma de desarrollo discrecional y flexible – activos operados, la mayoría 100% propiedad de Vista, con compromisos mínimos de capital

• Infraestructura operada existente – fase de desarrollo inicial cubierta con la capacidad ociosa existente en infraestructura de tratamiento y transporte

• Inventario extenso y altamente rentable de locaciones de perforación en Vaca Muerta – incluye 413 locaciones en el plan base, con un potencial de más de 1,100 locaciones(6)

Plan de crecimiento accionable y rentable

• Credenciales y organización apalancables para expansión regional – ya sea mediante adquisiciones, asociaciones o futuras licitaciones de bloques

• Acceso a flujo de oportunidades accionables que podrían generar retornos ajustados por riesgo atractivos – enfoque inmediato en desarrollar una plataforma inicial en México y transacciones complementarias en Argentina

Plataforma óptima para la

expansión regional

1. Basado en una valoración PV-10 a nivel de proyecto de flujo de caja descontado suponiendo USD 30/bbl constante en términos reales y un precio de realización del gas de USD 4,6/mmbtu constante en términos reales.

2. Cifras 2018 basadas en estimaciones de la Compañía.3. Operadores vecinos en la zona inmediata, incluyendo YPF en asociación con Chevron y Petronas, Shell y Wintershall.

4. Considera préstamo existente de $300 MM y saldo de caja de $123 MM, ambos al 30 de septiembre de 2018. EBITDA Ajustado 2018E, basado en resultados trimestrales 2T y 3T multiplicados por 2 para anualizarlos.

5. Certificaciones ISO 14001 y OSHAS 18001.6. Resultante de horizontes de navegación adicionales. 7. Comparado con 2018E.

Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.

1. La UTE Coirón Amargo Norte es operada por la subsidiaria APCO

5

1

2

3

4

5

Contener el declino de la producción convencional

Enfocarse en la eficiencia de las operaciones convencionales

Integrar las entidades y activos adquiridos

Lanzar el desarrollo de Vaca Muerta

Implementar el plan de expansión regional

▪ Staffed top-notch unconventional team▪ Drilled surface and intermediate sections of first 4-well pad in Bajada del Palo with

conventional rig▪ Skidding rig already drilling; fit-for-purpose rig arriving in August▪ Expected tie-in of first pad in early Q1 2019.

▪ Equipos operativos integrados y equipo de gestión reorganizado▪ Estándares de seguridad reforzados▪ Estructura de gestión redefinida en una organización plana y centrada en los proyectos▪ En proceso de implementación de un sistema ERP y de supervisión de las operaciones

en tiempo real.

▪ Nuevos pozos identificados, con alto retorno y bajo riesgo, apalancando las instalaciones existentes

▪ Equipo contratado, actualmente perforando objetivos convencionales▪ Equipo de workover dedicado a completaciones y workovers▪ Plan implementado para descomprimir instalaciones▪ Estudio de superficies lanzado para redefinir la base de proyectos

▪ Operación consolidada de todos los activos en una única compañía operadora, Vista Oil & Gas Argentina S.A.(1)

▪ Revisión de gastos de los activos▪ Programa de reducción de costos en marcha

▪ Primer paso regional en México: 3 bloques al 50%de participación en asociación con Jaguar Exploration & Productions (se espera el cierre del Acuerdo antes de finales de 2018; cuando Vista se convertirá en el operador de dos de dichos bloques)

▪ Acrtualmente evaluando otras posibles atractivas oportunidades de crecimiento

▪ Equipo de trabajo del no convencional de primera clase▪ Superficie e secciones intermedias perforadas de la primera plataforma para 4 pozos en

Bajada del Palo con un equipo convencional▪ Spudder rig perforando; un equipo fit-for-purpose arribando a las instalaciones▪ Se espera iniciar la producción en el primer trimestre o inicio de segundo trimestre de 2019.

Hitos inicialesPlan inmediato de creación de valor


ÁREAS OPERADAS ÁREAS NO OPERADAS

1. Basado en información de la Compañía y en la Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda. Producción 3T 3018 promedio diaria.2. Considera sólo el acreage del bloque Coirón Amargo Sur Oeste3. Nueva concesión no convencional de 35 años disponible bajo la Ley Federal de Hidrocarburos (con regalías del 12% constantes).4. Basado en certificación de reservas a Diciembre 2016. Sur Río Deseado Este (UTE no operada por Vista) no fue incluida

Descripción de los activos convencionalesProducción de petróleo de alta calidad

Descripción de activos(1)

• Cluster en la cuenca Neuquina que cubre ~538k acres en las provincias de Neuquén y Río Negro

• Mayoría de producción de petróleo y gas a través de recuperación primaria y secundaria en reservorios bien conocidos; ~680 pozos productivos activos y más de 190 pozos inyectores

• Múltiples proyectos identificados para la optimización de inyección de agua, y la perforación selectiva de pozos infill; el factor de recuperación actual es menor a 15% (vs. 30% en operaciones similares)

• Producción de crudo liviano (Medanito tipo API >31°); vendido localmente con un adicional por calidad de aproximadamente 1 USD/bbl

• Producción de gas vendida a clientes industriales (88%) y generadoras (12%), a un precio promedio de mercado de aproximadamente USD 4,8/Mmbtu

• Infraestructura existente de tratamiento y transporte con capacidad ociosa

• Potencial de exploración en yacimientos de tight gas en las formaciones Cuyo, Lotena y Los Molles

Producción24,2 Kboe/d

Reservas 1P55,7 MMboe

Reservas 3P82,6 MMboe

Perfil de los activos(4)

Petróleo Gas

P2P1 P3

Métricas netas por Activo

Entre LomasAgua Amarga

Jagüel de los MachosMedanito

Bajada del PaloCoirón Amargo Norte

Acambuco - Coirón Amargo Sur Oeste

TOTAL

W.I. (%) 100% 100% 100%BP - 55%CAN 1.5%ACAM - 45%CASO -

Reservas 1P(1) (MMBoe) 23,0 17,0 14,5 . 55,7

Acreage 275.887 79.072 175.629 7.398(2) 537.986

Producción 3T 2018 Prom. diario (boe/d)

9.036 8.113 6.601 442 24.200

Fin de concesión2026 EL

2034 /2040 AA2025 JDM2026 MDN

2038 CAN2026 BDP

2018 CASO(3) -

6

8%8%

Oportunidad de shale oil en Vaca Muerta (1/2)Combinación favorable de factores generadores de valor

PERMIAN (WOLFCAMP) EAGLE FORDBAJADA DEL

PALO CORE

TOC (%) 5,5 4,54,2

Espesor (m) 172 41250

Presión (psi/pie) 0,48 0,800,90

• Los proyectos pilotos terminados y los actuales desarrollos en bloques adyacentes, mitigan significativamente el riesgo

• El rendimiento de la producción en bloques vecinos valida el pozo tipo de Vista(2)

• Infraestructura operada existente con capacidad ociosa para la fase inicial de desarrollo no convencional

• Total discreción y flexibilidad en cuanto al cronograma de desarrollo de Bajada del Palo (90% del acreage neto)

• Socio operador de primer nivel en Coirón Amargo Sur Oeste (Shell), con extensa experiencia en Vaca Muerta (10% del acreage neto)

Con el equipo más experimentado en el desarrollo de Vaca Muerta

• 500 pozos perforados en la formación (~60% de la actividad en Vaca Muerta hasta la fecha)

• Redujeron el costo de los pozos horizontales en 47%• Alcanzaron 50.000 boe/d, partiendo de cero(2)

• Alto conocimiento técnico

Y acceso a la experiencia de Riverstone en no convencional en Norteamérica

• Presencia activa en todas las principales cuencas no convencionales• ~3,1 millones de acres y ~300.000 boe/d(3)

• Principales directores generales de la industria de E&P incluyendo a Mark Papa y Jim Hackett

TIR por pozo de > 75%(4)

y precio de equilibrio (5) de USD 35/bbl

Ready for Full Scale Development

7

+ 50.000 acres netos altamente prospectivos

Caracteristicas únicas de recursos potenciales(1)

Core Location in Shale Oil Window

Area Prospectiva

Bajada de PaloOeste

Coirón Amargo Sur Oeste

1. Basado en estimaciones de la Compañía y Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda y el EIA US.2. Basado en el análisis externo independiente, realizado por WDVG - Petroleum Engineering Laboratories.3. Posición total, incluidas las inversiones actuales y pasadas.4. Precio del Brent asumiendo una curva strip para 2018 y 2019 al 22/1/18 y USD 60/bbl constante (en términos reales a 2018) a partir de 2020; un precio de realización del gas de USD 4,6/mmbtu constante en términos reales.5. Basado en una valuacion de flujos de caja descontados asumiendo USD 35/bbl constante en términos reales y un precio de realización del gas de USD 4,6/mmbtu constante en términos reales y una tasa de descuento del 10%.Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.

1. Basado en un informe independiente a junio 2018.

Oportunidad de shale oil en Vaca Muerta (2/2) La actividad en marcha mitiga significativamente el riesgo de Bajada del Palo Oeste

Mapa de operaciones no convencionales en la Ventana de shale oil

LA AMARGA CHICA

COIRÓN AMARGO SUR OESTE

SIERRAS BLANCAS/ CRUZ DE LORENA

BANDURRIA SUR

82. Basado en Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda.

• Segundo piloto de petróleo no convencional en Argentina• Comenzó la tercera fase en 2018(2)

• Producción actual: 8,1kboe/d(2)

• Primer pozo no convencional de petróleo CASO.x-1 completado y en producción desde Marzo 2018, con rendimiento por encima de la curva tipo.

• Inversión total de18,7 MM$, con 2.000 mt (6.560 pies) de longitud lateral y 3.650 mt de profundidad vertical, con 27 fracs.

• Landing zone en Upper La Cocina.• Los primeros seis meses de producción acumularon 137,5 kboe

vs la curva tipo estimada del pozo de 126 kboe.

• 18 pozos perforados(2)

• SB-1005 es uno de los pozos más productivos en la cuenca, con producción inicial de 1kbbl/d + 600 MMscfd(2)

• Producción actual: 3,5kboe/d(2)

• Acuerdo de asociación firmado en 2017 con ~$390 MM comprometidos(3)

• Fase piloto: dos etapas(4)

• Seis pozos perforados (4 horizontales)(2)

• Dos pozos exploratorios verticales• Cuatro pozos horizontales perforados(2)

AGUADA FEDERAL

A

C

D

E

F

LOMA CAMPANA

• Primer proyecto piloto de petróleo no convencional en Argentina• En fase de desarrollo• ~559 pozos perforados, de los cuales ~148 fueron horizontales con una

longitud lateral de hasta 10.500 pies (3.200 m)(1)

• Producción actual: 45kboe/d(2)

B

Bajada de PaloOeste


B

C

A

D

E

F

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2/13

5/13

8/13

11/1

3

2/14

5/14

8/14

11/1

4

2/15

5/15

8/15

11/1

5

2/16

5/16

8/16

11/1

6

2/17

5/17

8/17

11/1

7

2/18

5/18

8/18

Mejoras en la productividad de pozos horizontales(2)

0

20

40

60

80

100

120

140

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360

2015

2016

2017

2018+14%

2,77 2,77

2,312,03

1,881,73 1,73 1,62

4T 2015 1T 2016 2T 2016 3T 2016 4T 2016 1T 2017 2T 2017 3T 2017

Petróleo

Gas

9

Días

300 Díasde Producción

acumulada

+9%

4.920 4.264 4.920 4.920 4.920 5.248 4.920 6.078

1617 17 17 17

1918

27

4T 2015 1T 2016 2T 2016 3T 2016 4T 2016 1T 2017 2T 2017 3T 2017

+100%

+18%

150 Díasde Producción

acumulada

Aumento en la producción(3)

(kboe/d)(kbbl)Producción acumulada

Aumento en la longitud lateral -pozos horizontales(1) El CAPEX por pozo ha disminuido(1)

(Longitud lateral – pies) (Etapas de fractura promedio– N°) (miles de $ / pie lateral)7.216 pies (2.200m)

pozo horizontal costo de $11,7 MM

4.920 pies (1,500m) pozo horizontal

costo de $8,2 MM

Progreso de Vaca Muerta hasta la fechaEl riesgo de la formación se ha mitigado sustancialmente durante los últimos cinco años

1. Basado en la información de Loma Campana, tomada de la presentación para inversionistas del 3T17 de YPF.2. Basado en la información de la Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda, sobre una muestra.3. Basado en estimaciones de la Compañía y en Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda.

Mes/Año

EUR petróleo (kbbl) 873

P.I. 30(bbl/d) 734

180-días acum (kbbl) 125

Potencial para retornos superioresImpulsado por la productividad de los pozos y la reducción en sus costos

Curva tipo de Vista en Vaca Muerta(1)

OPERATED FIELDS

• Curva tipo creada en base al modelo de simulación de Bajada del Palo y la producción histórica que tienen como objetivo los intervalos Orgánico y La Cocina, y longitudes laterales horizontales de > 3,280 pies (1,000 m)

150

50

100

0

200

100 300 500 (Days)

P50

(bbl/d por 4.920 pies

(1.500m)

Producción diaria

Producción acumulada

1,000

100

0

P50

(MMbbl por 4.920 pies

(1.500m)

Reducción del costo pozo impulsa las TIR’s(2)

Brent $/bbl

$9,5 MM

(TIR %)

NPV10 después de impuestos

($MM)6.560 pies (2.000m) costo pozo horizontal:

10

EUR gas (Bcf) 0,6 EUR total (kboe) 983

Gas seco P.I. 30(MMcf/d) 0,5 P.I. 30 (boe/d) 826

180-dás acum (Bcf) 0,1 180-días acum (kboe) 141

1. Basado en el análisis externo de asesor independiente, realizado por WDVG - Petroleum Engineering Laboratories.2. No incluye los gastos de capital de las facilidades.Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.

2.500 3.622

800

1.696

2012 2017

Vaca Muerta

Permian

Momentum en Vaca MuertaMomento favorable para entrar en el Play

“Super Majors”(1) con foco en Permian y Vaca Muerta(Acres netos en ‘000s)

El descuento de múltiplos frente a Permian está disminuyendo(2)

(Adquisiciones precedentes en Vaca Muerta y comparables en Permian de empresas cotizadas a un valor promedio ajustado en USD/acres netos)

Vaca Muerta en posición para seguir la trayectoria de crecimiento del Permian

$1,5000

11

+112%

+45%

$3.905 $3.277 $1.000$7.255

$36.461 $35.725$42.868

$48.864

2014 2015 2016 2017

Vaca Muerta Acquisition Multiple US Permian Pure Play Trading Multilple

0

100

200

300

400

500

600

0

40

80

120

160

200

2012 20182013 2014 2015 2016 2017

Vaca Muerta producción 2012 : ~4 Mboepd

Permian año 0 (2008): producción 0 Mboepd

(Mboepd)

($ MM) $1.500 $5.300Inversiones en Vaca Muerta $250$550 $450

Permian VM Permian año 5 (2014): +556 Mboepd

VM producción Q3 2018E : ~200 Mboepd

(3)

Fuente: Wall Street Research, presentaciones de compañías, artículos de prensa, Texas Railroad Commission y el Ministerio de Energía y Minería (Presidencia de la Nación).1. Las "Super Majors" incluyen Exxon (y su subsidiaria XTO), Shell, BP (a través de su subsidiaria en Argentina, Pan American Energy) y Chevron.2. Presentaciones públicas y comunicados de prensa. Permian se adaptó al valor de producción de USD 35.000 / boe/d. 3. Las compañías Permian Pure Play incluyen Concho, Diamondback, Parsley Energy y RSP Permian; el múltiplo de mercado representa el Valor de la compañía anual promedio dividido por los acres netos anuales de Permian.4. Inversiones anunciadas en los medios de comunicación.Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.

29,8

27,1

24,1

29,9

2016 2017E 2018E 2019E119

68

143

366

2016 2017E 2018E 2019E

13 14

23

36

2016 2017E 2018E 2019E

CAPEX histórico y objetivo(1)

Perspectiva (1/2)La meta es ofrecer resultados superiores basados en la estrategia de crecimiento

Perforación de pozos históricos y objetivo(1)

(#)

Producción histórica y objetivo(1)

($ MM)

(kboe/d)

+57%

+156%

+24%

12

No convencionalConvencional

1. Basado en información y estimaciones de la Compañía. Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.

199

169152

165

2016 2017proforma

2018E 2019E

240

182 190

288

42% 41% 43%49%

-90%

-70%

-50%

-30%

-10%

10%

30%

50%

70%

90%

(50)

-

50

100

150

200

250

300

2016 2017proforma

2018E 2019E

575

439 445

583

2016 2017proforma

2018E 2019E

111 108

($ MM) ($ MM)

2016 2018-2021acumulado

2022-2025acumulado

2017E

~1,100

-12%

+52%

13

~(300)

+31%

18.316.8

17.315.1

Perspectiva (2/2)La meta es ofrecer resultados superiores basados en la estrategia de crecimiento

Ingresos históricos y objetivo(1) EBITDA histórico y objetivo(1) Margen EBITDA (%)

OPEX históricos y objetivo(1) Lifting CostFlujo de caja libre histórico y objetivo(1)(2)

($/bbl)

($ MM)

No convencionalConvencional Consolidado

($ MM)

1. Basado en información y estimaciones de la Compañía esto asume un precio Brent en función del strip para 2018 y 2019 al 22/1/18 y USD 60/bbl constante (en términos reales a 2018) a partir de 2020, como así también un precio de realización del gas de USD 4,6/mmbtu constante en términos reales.

2. No incluye el flujo de caja de las actividades de financiación.Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.

14

Aspectos destacados de la compañíaFactores clave de la diferenciación

Equipo de Administración de clase mundial

Posición core en Vaca Muerta lista para el desarrollo

Plan de desarollo con alto potencial de crecimiento

Plataforma única para expansión regional

Base de activos con generación de flujo de caja

Apéndices

Descripción de los activos 01

Resultados 3T 2018 02

Equipo de Administración 03

15

Iniciativas del plan empresarialImpulsar la generación de flujo de caja y crecer rentablemente

Convencional

Enfoque operativo personalizado Iniciativas clave Metas

• Modelo operativo ágil• Rápida toma de decisiones, cerca

del frente de trabajo• Mejoras continuas de costo y

eficiencia operativa

• Desarrollo - perforación de infill y optimización de inyección de agua

• Subsuelo – revisar modelos• Operaciones – revisar modelos de

contratación• Pulling & Work Over – contrato

consistente con la base de activos• Servicio de campo– eficiencias en mano

de obra

� Reducir declino en la producción convencional

� Optimizar la producción� Encontrar y desarrollar

nuevas estructuras� Control de costos y

reducción de OPEX (gastos operativos)

No convencional

• Obtener posiciones atractivas al inicio del ciclo de vida de la cuenca

• Estrecha integración entre el subsuelo, facilidades, D&C(1) y la producción

• Operación de D&C(1) con foco en la eficiencia a gran escala

• Unidad independiente no convencional de primera clase

• Perforación por lotes• Pozos horizontales más largos• Diseños de fracturación customizados• Suministros clave de origen estratégico

(arena de fracturación, agua y fluidos de perforación)

� Crecimiento rápido� Curva de aprendizaje

acelerada� Desarrollo a TIR’s elevadas � Desarrollo eficiente en modo

factoría� Rendimiento optimizado de

pozo

Corporativo

• Organización centrada en activos• Gestión cerca del frente de trabajo• Estándares y procedimientos

operativos hechos a medida para mejorar el costo y la eficiencia

• Estrecha colaboración con los proveedores de servicios

• Contratar y capacitar a los mejores especialistas en cuencas locales

• Integrar y optimizar los activos y entidades adquiridas

• Centrarse en la eficiencia y modernizar la cultura corporativa

• Interacción proactiva con partes interesadas

� Sinergias en costos� Responsabilidad de P&L� Respaldo de las partes

interesadas claves

161. Perforación y completación.

Formación Quintuco/Vaca Muerta

• Formación no convencional de primera clase en producción desde 2010

• TOC oscila entre 2 y 10%

• Espesor de 25 a más de 500 metros

• Roca madre de la cuenca Neuquina

Formación Mulichinco/Lajas/Lotena

• Formaciones de tight gas con resultados sólidos en toda la cuenca

• Arenas y conglomerados con baja permeabilidad que requieren estimulación hidráulica para mejorar productividad

• La profundidad de productividad oscila entre 2.000 y 4.000 metros

Tordillo/Sierras Blancas /PuntaRosada

• Formaciones convencionales con más de 40 años de historia productiva

• Crudo liviano con API por encima de 32˚

• La mayoría de estas formaciones se encuentra bajo recuperación secundaria

Estratigrafía de la cuenca NeuquinaLas múltiples formaciones mejoran el potencial de crecimiento

Columna estratigráfica sintética

17

A

B

C

A

B

C

Cuenca Neuquina – ConvencionalActivos convencionales rentables con potencial de mayor crecimiento

Descripción de los activos

• 6 concesiones operadas y 1 no operada, con plazos de concesión hasta el 2025/2026/2040 (con prórrogas de 10 años disponibles bajo la Ley Federal de Hidrocarburos, y tras pago de un bono según una fórmula

• Producción de petróleo y gas en reservorios bien conocidos con producción primaria y secundaria

• 3 concesiones contiguas en Río Negro y la provincia de Neuquén que abarcan ~398 mil acres en la cuenca Neuquina más otros ~140 mil acres cercanos (a menos de 50 km de distancia)

• Producción de petróleo de alta calidad con potencial crecimiento a través de pozos infill y la optimización de inyección de agua

Datos clave(1)

• Reservas 1P de 55,7 MMboe y reservas 2P de 74,7 MMboe(2)

• Producción diaria promedio 3T 2018 de 24,2 kboe/d (60% petróleo)• Horizonte de reservas de 7,5 años• ~538.000 acres en nuestras concesiones

Valor agregado de Vista

• Operación consolidada en todos los activos en una única operadora• Eficiencia en toda la cadena y programa de reducción de costos• Reversión del declino de la producción convencional base,

apalancados en las instalaciones existentes, un equipo de workoverdedicado a completaciones y workovers, y plan implementado para mejora de instalaciones.

Mapa de operaciones convencionales(1)

18

1. Basado en información de la Compañía y Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda.2. Reservas al 31 de diciembre de 2016. Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.

Operado por VistaNo Operado por VistaNo convencional

Cuenca Neuquina – No convencionalGran potencial en zona altamente prospectiva de Vaca Muerta


• Una concesión operada de 48.000 acres netos y una concesión no operada de 6.000 acres netos en una zona altamente prospectiva en la ventana de petróleo de Vaca Muerta

• Acreage core listo para su desarrollo a escala

• Bajada del Palo y Coirón Amargo Sur Oeste están en la misma ventana prospectiva que La Amarga Chicha (YPF-Petronas), Loma Campana (YPF-Chevron), Sierras Blancas y Cruz de Lorena (Shell) y Aguada Federal (Wintershall), con proyectos piloto terminados y/o ya en fase de desarrollo

• Un avance considerable en la reducción de costos ha mejorado la economía del desarrollo en los últimos años

Datos clave(1)

• ~ 137.000 acres, con 54.000 acres en una zona altamente prospectiva de Vaca Muerta

• EUR (P50): 311 MMBoe• Inventario de 413 locaciones a perforar en nuestro plan base, de un

potencial de más de 1,100 locaciones posibles

• Equipo de administración con experiencia considerable en Vaca Muerta

• Respaldo de Riverstone, uno de los principales inversionistas de capital privado en no convencional en Norteamérica (tecnología, red, etc.)

Mapa de operaciones no convencionales

19

Bajada del PaloOeste


Locaciones de primeras

plataformas(4 pozos hz)

Valor agregado de Vista


Bajada del Palo, ubicación y zonas potenciales de navegaciónMúltiples zonas generan un extenso inventario de locaciones de perforaciones

Mapa de ubicación del core

Mapa de sobrepresión

Lado oeste del bloque de entre 40 y 32 API°

API°:

0 50 100

150

200

250

300

350

Overpressure (kg/cm2):

Área prospectiva

20 25 30 35 40 45 50 55 60

Lado oeste del bloque de más de 250 kg/cm2

(4,600 psi

Zonas productivas de apilamiento múltiple~5 pozos por sección(1)

2.800

2.850

2.900

CA

RB

ON

AT

OO

RG

ÁN

ICO

LA

CO

CIN

A

Hasta cinco zonas diferentes de navegación puestas a prueba en los bloques adyacentes

Testeado

20

PotencialPlan base413 pozos +1.100 pozos(2)

Fuente: WDVG – Petroleum Engineering Laboratories.1. Una sección equivale a 1,6 km (1,0 milla).2. Incluye 413 pozos en el plan base.

Múltiplos de Transacciones Precedentes SelectasTransacciones precedentes en Vaca Muerta

Múltiplos de transacciones precedentes

($/acre)

Vendedor

Comprador

Acres

Area

Fecha

27.667

Bandurria Sur

Abr-17

27.500

Bajada de Añelo

Feb-17

23.095

La AmargaChica

Mar-15

49.970

La Escalonada

Abr-14

14.374

Aguada Federal

Ene-14

48.500

Loma Campana

Jul-13

5.050

El Orejano

Sep-13

Bajo del Toro

19.390

Jun-17

Medanito $/bbl(1) 55,1 56,4 57,8 75,6 79,5 72,4 74,6 74,9

No No Yes No Yes No NoNoInterés operadordel comprador

21

$8.500$7.200 $7.000

$8.600

$6.000$7.300

$8.800

$14.000

Fuente: Comunicados de prensa y cobertura de medios de comunicación.1. Basado en Secretaría de Energía, Ministerio de Hacienda.

Desarrollo fast track a gran escala (1/2)Desarrollo de Bajada del Palo versus un cronograma típico

DESARROLLOTÍPICO

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

DESARROLLOFAST TRACK

BAJADA DEL PALO Desarrollo a gran escalaRamp-up

Fase piloto 1 Desarrollo de campo en modo factoría

Fase de delineación

Adquisición e interpretación de sísmica 3D• Definición del área prospectiva perforable

Recopilación de datos en pozos verticales:• Adquisición de testigo corona para todo el

intervalo de Vaca Muerta• Conjunto completo de registros (sonido e

imagen)• Confirmación de madurez térmicaAnálisis petrofísico para determinar las zonas de navegaciónPozos horizontales para confirmar la productividad de la zona de navegación

Fase piloto 1

Inputs para el plan de desarrollo• Definición de configuración de plataformas

Cantidad de pozos por plataforma• Perforación y optimización por lotes• Optimización de diseño de terminaciónElaboración del plan de desarrollo de camposConstrucción de facilidadesOptimización de logística relacionada con arenas y aguaNegociación de contratos a escala

Desarrollo a gran escala

Ramp-up en la actividadEstandarización de las operacionesOptimización de la producción• Política de administración de válvulas de cierre• Optimización de extracción artificial• Aseguramiento de flujo• Telemetría y automatización (monitoreo remoto

desde sala de control)• Política preventiva de disminución de orificio para

evitar interferenciasMejoramiento continuo en la construcción de pozos• Optimización en tiempo real (centro remoto de

operaciones)• Procedimiento para el sometimiento a prueba de

nuevas tecnologías

22

Fase de delineación

Ya terminados para el bloque de Bajada del PaloEntendimento avanzado para el bloque de Bajada del Palo


4 instalaciones de producción temprana y nueva planta de tratamiento de petróleo crudo

Desarrollo fast track a gran escala (2/2)La capacidad de las facilidades permiten el startup de la fase de desarrollo inicial

Bajada del PaloTratamiento y transporte

de petróleo

Bajada del PaloTratamiento y transporte

de petróleo

GasoductoCentro Oeste

GasoductoAguada del ChanarUSP-14 LC - YPF

GasoductoAguada del ArenaBorde Montuoso

Gasoducto Borde Montuoso NEUBA II

EC-8

EC-9

6km 4km 27km

OTP-Pipeline PH-PR

EC-8

EC-9

1

2

3

4

EPFPlanta de tratamiento de crudo

OTP

Entre Lomas

Bajada del Palo

1BMo2BMo

1BP

N1

Gasoducto a construir

Bateria

Cañería existente

Cañería a construir

Bajada del Palo

EC-8 EC-9

LPG-HRUPlants

Gasoducto Aguada la ArenaBorde Montuoso

Área prospectiva

Gasoductos existentes con capacidad ociosa en las proximidades del bloque

6.000m de cañerías desde Entre Lomas a cañería existente

23

OTP


Facilidades para la fase de desarrollo inicial Facilidades para desarrollo a gran escala

24


Resultados 3T 2018

Equipo de Administración

01

02

03

Apéndices

Producción diaria(1)

Ingresos

EBITDA Ajustado(2)

Caja al cierre del periodo

Deuda Financiera

Indicador de Endeudamiento Neto(3)

24.200 boe/d

116,9 $MM

57,1 $MM

123,3 $MM

300 $MM

0.8x

Vista Oil & Gas Aspectos destacados del 3er trimestre

Margen EBITDA

49%

Actividad no convencional

2 equipos activos

1. Incluye líquidos del gas natural (NGL) y excluye gas venteado, reinyectado, inyectado y consumido en las operaciones.2. EBITDA Ajustado = Resultado Bruto + Depreciación de activos fijos + Depreciación de otros activos + Gastos extraordinarios (Ingresos).3. EBITDA ajustado anualizado calculado al multiplicar por 2 el EBITDA Ajustado de los trimestres 2T y 3T 2018.

Producción operada

Reversión del declino

+ 0,4%

en Bajada del Palo

25

kboed

3T 2018

Producción diaria total operada

Producción total operadaDeclino revertido en la producción operada (el 98% de la producción total)

2T 2018

� 1 equipo de perforación activo; se perforaron 13 pozos nuevos en 2T/3T

� 1 equipo de workover rig realizó 13 completaciones y 14 workovers

� Todos los pozos fueron al objetivo de petróleo

Actividad convencional 3T 2018

Conteniendo el declino de la producción convencional base

1T 20184T 2017

24.1

23,7 23,825,4 24,3

Pozos nuevosperforados

9Pozos nuevos completados

10Workovers

10

3T 20182T 20181T 2018

-1,2%

0,4%

-4,2%

Crecimiento trimestral de la producción

26

Producción diaria

Producción de petróleo

Producción total por encima del guidance(1), impulsado por la producción de petróleo

14,8

kbbldProducción de gas natural Producción de NGL

1,38

Mm3d

744 730

bbld

(1) El Guidance es el plan inicial de Vista (presentado a inversores) con base año completo 2018, ajustado por los días del tercer trimestre 2018.

14.6 14,7 1,42 744

0,0%

-1,9%

Producción Total

24,2

kboed

+0,4%

3T 2018

24,1

2T 2018

3T Guidance(1)

24,4

+1,4%

14,6 1,38

744

27

3T 20182T 2018 3T 20182T 2018 3T 20182T 2018

EBITDA Ajustado

+19.2%

EBITDA Ajustado(2)

El margen significativamente por encima del guidance

$MM

57,1

47,9

49,5

+6 p.p.

49%

43%

45%

Margen de EBITDA Ajustado%

3T 20182T 2018 Q3 2018Q2 2018

Expansión del margen derivado de la reducción de

costos.3T Guidance (1)

28(1) El Guidance es el plan inicial de Vista (presentado a inversores) con base año completo 2018, ajustado por los días del tercer trimestre 2018.(2) EBITDA Ajustado = Resultado Bruto + Depreciación de activos fijos + Depreciación de otros activos + Gastos extraordinarios (Ingresos).

Precio promedio del petróleo

6.0

$/Bbl

Ingresos y precios de ventaPrecios de venta por encima del guidance

Precio promedio del Gas Natural$/MMBTU

67,0

3T 2018

67,5

3T 2018

5,1

1. El Guidance es el plan inicial de Vista (presentado a inversores) con base año completo 2018, ajustado por los días del tercer trimestre 2018.2. Los ingresos 2T 2018 no incluyen las ventas de la primer semana de dicho trimestre de la producción de Medanito y Jagüel de los Machos. Dicha producción fue vendida por Pampa Energía S.A e incluído

en otros activos corrientes.

4,7

2T 2018

68,0

2T 2018

4,8

+0,7%+7,4%

Los principales clientes fueron: Trafigura, Shell e YPF.

El efecto estacional explica un nivel de precios superior al guidance. El volumen de ventas al segmento

industrial fue del 94%, el 6% restante fueron ventas spot (generación,

comercializadores). 3T Guidance (1)

$MM

Ingresos

3T 2018

116,9

2T 2018 (2)

110,3

+4,2%

112,2

Ingresos por ventas por encima del guidance en todos los productos.

29

Gastos OperativosMenores gastos como resultado de iniciativas de reducción de costos y por la devaluacíón del peso.

Gastos operativos (OPEX)$MM

OPEX por barril$/boe

39,3

3T 2018

26,3

17,3

3T 2018

11,8

1. El Guidance es el plan inicial de Vista (presentado a inversores) con base año completo 2018, ajustado por los días del tercer trimestre 2018..

2T 2018

31,3

2T 2018

14,1

-33,1%

Aspectos destacados del OPEX� Contratos de servicios renegociados:

� Ajuste de servicios de proveedores

� Formulas, tarifas y moneda base

� Rediseño de turnos eficientemente

� Reducción de camiones

� Costos denominados en Peso reducidos por efecto de la devaluación

3T Guidance(1)

-31,8%

“One Team” actividad de Pulling� Reducción a 1 proveedor

� Objetivos operativos acordados por contrato, con intereses alineados

� Restructuración de los contratos de pulling, desde tarifas horarias hacia tarifas por tarea

� Reducción de los equipos desde 5 hasta 4unidades

30

5,4

23,7

3,6

13,4

2,0

2,5

Conventional

Unconventional

Facilities and others

Detalle del Capex$MM

InversionesSe redujo significativamente el costo de perforación de pozos convencionales

Actividad convencional:• 9 pozos perforados y completados y 1 pozo

completado del 2T en los bloques Medanitoy Jagüel de los Machos, más 10 workover.

• En octubre comenzó la perforación del primer pozo a la formación Lotena (gas natural) como objetivo.

• Plan de descompresión de infraestructura en ejecución.

Aspectos destacados delas inversiones (Capex) 3T

39,6

11,0

3T 20182T 2018

Evolución del desempeñoen perforación convencional

3T 20182017

1,42,4

-41,7%

Días promedio de perforación

12

7,4

Costo promedio por pozo ($MM/pozo)(1)

1. Cost per vertical well of 1,600 to 1,800 meters of vertical depth.

Actividad no convencional:• Perforación de aislamiento, 2

superficies y secciones intermedias de la primer plataforma de 4-pozos en Bajada del Palo

• Registración de inversión ya desembolsada por 4,7 $MM en el pozo CASO.x-1 de Coirón Amargo Sur Oeste

31

Instalaciones y otros

No Convencional

Convencional

Pozo CASO.x-1Producción promedio mensual en kbbld

Desarrolo de Vaca MuertaEn marcha para completar los primeros pozos en 1T 2019

El pozo CASO.x-1 fue cerrado en el mes de septiembre


El primer pozo continua mostrando el buen desempeño en el área.

Tyoe curveActuals

Bajada del Palo

Bloque Bajada del Palo(Vista 100%)

Locaciones de la primer plataforma(4 pozos horizontales)

Bloque CASO(Operada por Shell)

• Plan en marcha para completar la primer plataforma de 4 pozos en 1T 2019

• 2 equipos de perforación activos (1 equipo “walking” y uno de menor tamaño “spudder”)

• Comenzó la construcción de las instalaciones de producción temprana (EPF) para el primer set de plataformas.

• En negociación con las autoridades provinciales de Neuquén para la concesión no convencional por 35 años y regalías del 12%

RealesCurva tipo

• El uso de un equipo de menor tamaño (spudder) para la perforación de secciones de superficie e intermedias genera eficiencia de costos.

• Completación de la última milla con sand boxes.

Prueba de concepto: Estrategia de perforación y completación

32

33

Vista incrementó su acreage operado en Vaca Muerta Incorporó 15.000 acres netos a partir del intercambio de activos con Shell

Tipo de concesión Permiso exploratorio hasta Sep-19

Area (acres totales) 23.000

Socios 90% Vista; 10% GyP

Pozos perforados (#) 4

• Adquirió el 90% de participación operada en Águila Mora ("AM") de Shell más 10 $MM, a cambio del 35% de la participación no operada de Vista en Coirón Amargo Sur Oeste ("CASO").

• Se retuvo el 10% de participación no operada en CASO.• El monto de 10 $MM Shell lo destinará a mejorar la infraestructura

existente de abastecimiento de agua que contribuirá al desarrollo de yacimientos de Vista

• Pendiente aprobación provincial para la modificación del contrato de UTE de AM.

Aspectos de Aguila Mora

Adquirido Vendido Adquisición neta

20.700 5.708

CASOAM Net Acreage to Vista

~15.000 +10 $MMen infraestructura hídrica

Acuerdo de intercambio cruzado de derechosMapa de las áreas

Acreage neto intercambiado en Vaca Muerta

Acreage altamente prospectivo en la zona norte de la ventana de petróleo volátil de Vaca Muerta, agregará un importante inventario perforatorio operado. No tiene compromisos pendientes, los nuevos compromisos se negociarán con la nueva concesión a 35 años (se espera que el programa piloto se lance en 2020).

Bloque Coirón Amargo Sur Oeste

Bloque Águila Mora

Bloque Águila Mora

Posición financieraSólida posición financiera y fuerte generación de efectivo de las operaciones

34Nota importante: las proyecciones, las estimaciones, los objetivos y las metas son declaraciones a futuro y no constituyen garantías de resultados futuros. Ver “Aviso importante con respecto a las proyecciones y otras declaraciones a futuro”.

1.4 xEndeudamiento Bruto 1.5 x

Endeudamiento Neto 1.0 x

Indicadores financieros(1)(2) Q2 Q3

0.8 x

$MM

3T 2018

44,0

2T 2018

31,6

Flujo de efectivo de las operaciones$MM

+39,2%

1. El EBITA ajustado para los indicadores financieros 2T 2018, fue el Estimado por la Compañía de190 $MM.2. Los indicadores 3T 2018 se calcularon el base a : (i) EBITDA ajustado anualizado calculado multiplicando por 2 la suma de EBITDA ajustados 2T y 3T. (ii) Deuda financiera de Vista al 31 de septiembre de 2018, y (iii) Saldo de

caja al cierre al 30 de septiembre de 2018.

74,8

44,0

40,4

-35,9

123,3

Al inicio del período Actividades operativas Actividades definanciamiento

Actividades de inversión Al cierre del período

Flujo de Efectivo 3T 2018

• Declino de la producción operada revertido

• Mayor reducción de gastos operativos a 11,8 $/boe

• Costo de perforación convencional 42% por debajo de 2017

Comentarios finales

Sólidos resultados operativos

Progreso en Vaca Muerta

Generación de efectivo

• Margen EBITDA de 49%, 6 p.p. por encima del guidance

• Manejo del capital de trabajo mejorado

• Incremento en la posición de efectivo a 123 MM$

• Indicadores financieros continúan saludables

35

• El plan de desarrollo de Bajada del Palo en marcha con 2 equipos

• Estrategia de perforación implementada para reducir costos con eficiencia

• Se ejecutó un acuerdo de intercambio de activos para incrementar el acreage

neto en ~15.000; bloque AM

Los resultados 3T 2018 están en línea para el lograr el guidance 2018

Balance ConsolidadoAl 30 de

septiembre de 2018Al 30 de junio de

2018Efectivo y equivalentes de efectivo 123,3 74,8Cuentas por cobrar, neto 78,6 64,2Impuestos a recuperar 0,1 0,3Inventarios 1,6 2,5Otros activos corrientes 3,0 25,1Total activo corriente 206,6 166,9Gastos pagados por anticipado - 1,8Propiedades, plantas y equipos 782,3 634,3Crédito mercantil 12,6 118,3Otros activos no corrientes 12,0 16,7Inversiones en asociadas 2,6 2,6Total activo no corriente 809,5 773,7Total activo 1.016,1 940,6Cuentas por pagar 43,6 44,5Acreedores diversos - 1,0Préstamos 4,5 252,6Intereses por pagar - 2,1Impuesto sobre la renta 17,1 16,1Otros impuestos por pagar 8,1 8,6Salarios y contribuciones 4,1 -Provisiones 3,2 1,1Total pasivo corriente 80,6 326,0Pasivo por impuesto diferido 158,0 101,0Obligaciones laborales 3,7 3,6Préstamos 294,4 -Provisiones 18,6 28,7Total pasivo no corriente 474,7 133,3Total pasivo 555,3 459,3Total patrimonio 460,8 481,3Total pasivo y patrimonio 1.016,1 940,6

Balance Consolidado(Montos en $MM)

36

1. EBITDA Ajustado= Margen operativo + depreciaciones + gastos de exploración + gastos extraordinarios2. El Guidance es el objetivo planteado en el plan inicial de Vista (presentado a inversores) sobre una base anual, ajustado por la cantidad de días del 3T 2018..

Reconciliación de EBITDA Ajustado(1)

El EBITDA Ajustado del 3T 2018 fue de 57,1$MM, un 19,2% porencima del guidance(2) de 47,9$MM. El Margen de EBITDA Ajustadofue 49%, 6 puntos porcentuales por encima del guidance de 43%.

Resultado Neto

Vista registró una pérdida neta de 22,3$MM en el 3T. Esto se originóprincipalmente por resultados no monetarios como: Impuesto a la rentacorriente de 13,2$MM e Impuesto a la renta diferido por 17,8$MM.

Estado de Resultados consolidado(Montos en $MM)

Reconciliación de EBITDA Ajustado trimestral ($MM)

1 de julio a 30 de

septiembre

2018

1 de abril a 30 de

junio 2018

Resultado Operativo 25,0 12,8

Depreciaciones 29,4 27,8

Gastos de restructuración 2,7 6,2

Costos de la combinación inicial de negocios y otros gastos extraordinarios

- 2,7

EBITDA Ajustado(1) 57,1 49,5

Margen de EBITDA Ajustado (%) 49% 45%

Estado de Resultados trimestrales

1 de julio a 30 de

septiembre

2018

1 de abril a 30 de

junio 2018

Ingresos 116,9 110,3

Ingresos por ventas de petróleo crudo 91,8 85,3

Ingresos por ventas de gas natural 23,3 22,7

Ingresos por ventas de líquidos 1,8 2,3

Costo de ventas 72,8 75,9

Gastos operativos 26,3 31,3

Depreciaciones 29,4 27,8

Regalías 17,1 16,8

Margen Bruto 44,1 34,3

Gastos comerciales 7,2 5,0

Gastos administrativos 7,9 7,4

Otros gastos operativos 4,0 9,2

Resultado operativo 25,0 12,8

Ingresos por intereses 1,3 0,5

Gastos por intereses (7,5) (3,7)

Costo amortizado (9,1) (4,2)

Descuento del pasivo por taponamiento (0,5) -

Pérdida cambiaria neta (0,1) (10,4)

Resultado Financiero (15,9) (17,8)

Participación en asociadas (0,4) -

Ganancia (Pérdida) antes de Impuesto 8,7 (4,9)

Impuesto a la renta (diferido y corriente) (31,0) (32,0)

Resultado Neto (22,3) (36,9)

37


Resultados 3T 2018

Equipo de Administración

01

02

03

38

Apéndices

1. Schlumberger Production Management and Schlumberger Integrated Project Management, business segments of Schlumberger Ltd. 39

Equipo de AdministraciónEquipo experimentado con sólido historial trabajando juntos

Juan Garoby • Más de 20 años de experiencia en exploración y producción y servicios petroleros• Fue Vicepresidente Interino de exploración y producción de YPF, Director del área de Perforación y Terminaciones, Director de

no convencional (operaciones shale y tight) en YPF• Ex Presidente de YPF Servicios Petroleros S.A. (empresa contratista de equipos de perforación de YPF)• Experiencia previa con Baker Hughes Inc. (Brasil, Perú y Ecuador) y Schlumberger Ltd. (Europa y África)• Ingeniero en Petróleo del lnstituto Tecnológico de Buenos Aires en Argentina

Director de Operaciones

Alejandro Cherñacov• Más de 10 años de experiencia en la estrategia de exploración y producción en Latinoamérica, administrador de portafolio y

relación con inversionistas• Fue Director de Finanzas de una compañía de exploración y producción de pequeña capitalización listada en Canadá• Fue Gerente de Relación con Inversionistas y encargado del portafolio de proyectos exploración y producción en YPF Argentina• Maestría en Finanzas de la Universidad Torcuato Di Tella, Certificado Profesional de Administración de Riesgos y Planeación

Estratégica de la Universidad de Stanford; Licenciado en Economía de la Universidad de Buenos Aires

Director de Relación con inversionistas

Pablo Vera Pinto• Más de 15 años de experiencia en el desarrollo de negocios internacionales, consultoría y banca de inversión• Anteriormente fue Director de Desarrollo de Negocios en YPF Argentina• Fue miembro de los consejos de administración de Profertil (Agrium-YPF), Central Dock Sud S.A. (Enel-YPF) y de lMetrogas

S.A. (YPF, adquirida por British Gas)• McKinsey & Company en Europa y en banca de inversión en Credit Suisse en Nueva York• MBA INSEAD y Economista de la Universidad Torcuato Di Tella de Buenos Aires

Presidente y CEO

Miguel Galuccio

Director de Finanzas

• 25 años de experiencia en el sector energético a lo largo de cinco continentes (petróleo y gas integrado y servicios)• Consejero independiente del consejo de administración de Schlumberger • Ex Presidente y Director General de YPF y Presidente de Schlumberger SPM/IPM(1)• Anteriormente fue Director General de Geomercado para México y Centroamérica en Schlumberger• Experiencia previa con YPF International y Maxus Energy en Argentina y el sureste Asiático• Ingeniero en Petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires en Argentina

Gastón Remy• Más de 15 años de experiencia en la industria energética• Anteriormente, Presidente de Dow Argentina y sur de Latinoamérica (Argentina, Bolivia, Chile, Paraguay y Uruguay)• Experiencia previa como Director de Legales de Latinoamérica y Director de Proyectos Globales, Fusiones y Adquisiciones del

Departamento Legal de Dow• El señor Remy es Vice-presidente 1°del Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA) y fue Presidente del

53°Coloquio Anual (2017). • Abogado de la Universidad de Buenos Aires, y Master of Laws (LLM) de la Universidad de Columbia, Nueva York.

Gerente general de Argentina

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Experiencia de Miguel Galuccio en SchlumbergerLíder de negocios globales transformacionales y de alto crecimiento

Capacidad de captar talento y generar contactos

Líder de pensamientoestratégico

• Más de 12 años en varias posiciones de liderazgo, incluyendo la presidencia de IPM y SPM, al igual que Director General de Geomercado para México y Centroamérica

• Bajo su liderazgo, la compañía logró conceptualizar e implementar varias iniciativas estratégicas con impactos duraderos

- Lideró la creación de SPM, que actualmente es una parte importante del plan de crecimiento de SLB, con una producción de 235 Mbpe/d a nivel mundial

- Encabezó el negocio de Schlumberger en México, reposicionando la relación de la compañía con Pemex

• Llevó a IPM a convertirse en un estándar de excelencia operacional en el sector de servicio petroleros

- Ejecutó varios proyectos complejos en cinco continentes y bajo condiciones extremadamente complejas (por ejemplo, el re-ingreso a Iraq, operaciones en Rusia y en Argelia)

• Desarrolló nuevos modelos de negocio integrando servicios con rendimientos y riesgos similares a exploración y producción bajo SPM

• Proyectos de Burgos, Chicontepec, Alianza y Mesozoico con Pemex, perforación de más de 2,000 pozos en 8 años

- Proyecto Casabe con Ecopetrol; triplicó la producción en 5 años

- Contrato de Shushufindi con Petroamazonas (Ecuador): operado por SPM, en asociación con la empresa de exploración y producción Tecpetrol (Grupo Techint) y la firma KKR; duplicaron la producción en 4 años

- Proyecto de shale gas de Barnett (Texas) y el proyecto de shale oil de Bakken (North Dakota)

- Otros proyectos en China, Rumania y Malasia

• Administró organizaciones globales de rápido crecimiento con más de 6,300 empleados en 55 proyectos en seis regiones

- Creó soluciones creativas con impacto financiero significativo motivando equipos y fomentando una actitud proactiva en los ingenieros y geólogos de la compañía

• Desarrolló una amplia red global en la industria del petróleo y gas

- Relaciones sólidas con Directores Generales de empresas globales, independientes y compañías nacionales de petróleo

Ejecución enfocada y orientada a resultados

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Equipo de Administración con comprobada experienciaEl Sr. Galuccio dirigió una notable transformación de YPF en un escenario complejo

Liderazgo estratégico con un impacto visible

• Contribuyó activamente en el diseño e implementación de las reformas estructurales del mercado energético argentino incluyendo el desarrollo y la implementación de un esquema de incentivos de precios de gas, precios de soporte para el crudo doméstico, la enmienda de la Ley Federal de Hidrocarburos y el incremento de la producción y reservas

• Estableció las bases para el desarrollo económico de Vaca Muerta :

- Perforación de más de 500 pozos (90% de la actividad de Vaca Muerta)

- Reducción de los costos de perforación horizontal de más de 47% a USD 8mm por pozo horizontal

- Alcanzó una producción de 50,000 bpe/d (mayor desarrollo económico de shale fuera de Norteamérica)

Fuerte desempeño financiero y operacional

• Triplicó el precio de la acción en los primeros 24 meses

• Aumentó la producción de YPF en más de 100 Mboed para llegar a 580 Mboed

• Logró un crecimiento en el EBITDA de 45% para llegar a más de USD 5 mil millones

• Aumentó la actividad de perforación de 25 a 74 equipos de perforación activos manteniendo índices de seguridad de clase mundial

• Logró un crecimiento de reservas de 25% alcanzando más de 1,200 MMboe

Esfuerzo exitoso en desarrollo de negocio, fusiones y

adquisiciones y mercados de capitales

Habilidad para atraer talento y originar transacciones

• Cerró más de 20 transacciones con un valor total de más de USD 4 mil millones incluyendo la adquisición de Apache Argentina (USD 800mm) y los acuerdos de asociación (JVs) de shale Vaca Muerta con Chevron (USD 1,400mm), Petronas(USD 550mm), y Dow Chemical (USD 180mm)

• Recaudó más de USD 8 mil millones de mercados internacionales y locales con más de 30 emisiones de nuevos bonos entre 2012 y 2016 (con rendimientos menores al comparable soberano de Argentina). Esto representó más del 90% de todas las emisiones internacionales de Argentina durante el periodo

• Más de 20 analistas bursátiles de prestigio cubrieron la acción de YPF: el equipo de Relaciones con Inversionistas de YPF fue seleccionado como el número 2 de relación con inversionistas del sector Latinoamericano de petróleo y gas por Institutional Investor

Décadas de experiencia en posiciones de liderazgo dentro del sector de petróleo y gas entregando consistentemente resultados notables

• Dirigió una organización compleja e integrada con más de 20,000 trabajadores directos

• Promovió el reclutamiento de directivos de la más alta calidad para posiciones clave e implementó iniciativas de administración de talento de talla global

• El Sr. Galuccio fue elegido como el Mejor CEO de Argentina en el 2014 según una encuesta realizada por PWC, y CEO del Año de Latinoamérica en el 2014 en los premios BRAVO Latin Trade

Consejo de Administración compuesto por profesionales de calidad mundialSólido gobierno corporativo, mayoría de Consejeros Independientes

Miguel GaluccioPresidente del Consejo

Kenneth Ryan

Consejero por parte de Riverstone

Susan L. Segal

Consejero independiente

Mauricio Doehner Cobián


Pierre-Jean Sivignon

Mark BlyConsejero independiente


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� Socio de Riverstone basado en la oficina de Nueva York y responsable del desarrollo de negocios, de las estrategias de capital, y de la relación con inversionistas dentro de la firma

� Previo a unirse a Riverstone en 2011, el señor Ryan trabajaba para Gleacher & Company y Gleacher Partners en Londres y Nueva York, más recientemente como Managing Director y Co-Head de Banca de Inversión

� Actualmente se desempeña como miembro del comité de inversión de Riverstone Credit Partners y como Consejero en Riverstone Energy Limited, HES International y Trailstone

� El señor Ryan se graduó en la Facultad de Derecho de la Universidad de Dublin, Trinity College

� La señora Segal fue elegida Presidente y Directora General de Americas Society / Council of the Americas en 2003, después de haber trabajado en el sector privado en Latinoamérica y otros mercados emergentes durante más de 30 años

� Antes de la designación en su puesto actual, fue socia de Chase Capital Partners / JPMorgan Partners con foco en private equity en Latinoamérica y pionera en inversiones de venture capital en la región

� La señora Segal es miembro del Consejo de Americas Society / Council of the Americas, la Fundación Tinker, Scotiabank y Mercado Libre y Presidente del Consejo de Scotiabank USA

� Se graduó en la Universidad Sarah Lawrence y recibió un MBA en la Universidad de Columbia, en los Estados Unidos

� El señor Sivignon es Asesor del Presidente y el CEO del Carrefour Group en Paris, donde previamente ocupó el cargo de CEO adjunto, CFO y Miembro del Comité de Dirección. Previo a dicha experiencia, ocupó el cargo de CFO, Vice Presidente ejecutivo, y miembro del Comité de Dirección en Royal Philips Electronics en Amsterdam.

� Anteriormente a su experiencia en Carrefour y Royal Phillips, ocupó varias posiciones financieras de alto nivel en Faurecia en Paris y en Schlumberger Limited en Nueva York y Paris.

� Mr. Sivignon cuenta con una vasta experiencia internacional luego de múltiples asignaciones en los EEUU, RU, Países bajos y Francia. Con experiencia en países emergentes, con un sólido track record en adquisiciones, financiamiento y listing de compañías (China y Brasil ).

� Mr. Sivignon se graduó con honores en Francia y obtuvo su MBA en ESSEC (Ecole Superieure des Sciences Economiques et Commerciales) también en Francia.

� El señor Bly tiene más de 30 años de experiencia en la industria de petróleo y gas y ha ocupado varias posiciones ejecutivas en BP. Su último rol dentro de la compañía fue el de Vicepresidente Ejecutivo de Seguridad y Riesgo Operacional

� Formó parte del Equipo Ejecutivo de E&P de BP, a cargo de monitorear un portafolio internacional con unidades en Angola, Trinidad, Egipto, Algeria y el Golfo de México� El señor Bly lidero la investigación interna del incidente de Deep Water Horizon en 2010, y ha sido el autor del “Bly Report” que definió el entendimiento de este evento por

parte de la industria y represento la fundación del nuevo programa de organización y prácticas de perforación global dentro de BP� El señor Bly recibió su master en Ingeniería Estructural en la Universidad de California, Berkeley, y una carrera en Ingeniería Civil en la universidad de California, Davis

� Consulte la página 33 para obtener información biográfica del Sr. Galuccio

� Vicepresidente Ejecutivo de Asuntos Corporativos y Administración de Riesgos Empresariales de CEMEX desde Mayo 2014� El señor Doehner ingresó a CEMEX en 1996 y ha ocupado diversos cargos ejecutivos en áreas como Planeación Estratégica, Relaciones y Comunicados

Institucionales y Administración de Riesgos Empresariales para Europa, Asia, Medio Oriente, Sudamérica y México� Además, trabajo en la Presidencia de la República de México encabezando relaciones con el público mexicano, incluyendo temas diversos como reformas

gubernamentales y el presupuesto nacional� Es Licenciado en Economía, egresado del Tecnológico de Monterrey, con Maestría en Administración de Empresas del IESE / IPADE, y tiene un Certificado

Profesional en Inteligencia Competitiva por la FULD Academy of Competitive Intelligence en Boston, Massachusetts

1. Schlumberger Production Management y Schlumberger Integrated Project Management, divisiones de negocio de Schlumberger Ltd.

presentación a inversores · 2 aviso importante con respecto a las proyecciones y otras...

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