PRESENTACIÓN A INVERSIONISTAS

AGOSTO 2020

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.

Principales generadores de valor de Vista

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

Acreage premium en Vaca Muerta bajo desarrollo

◼ 400+ locaciones bajo desarrollo en Bajada del Palo Oeste

◼ Productividad de pozos petrolíferos shale entre las mejores

de la cuenca

◼ Nuevo diseño de pozos y mejoras continuas en la perforación

y completación, reduciendo costo de desarrollo a 8.4 $/boe

Apalancado por una base sólida

◼ Activos convencionales con sólida generación de caja

◼ Infraestructura instalada, con ~40 Mbbl/d de capacidad total

para tratar y evacuar producción incremental

◼ ~9 $/boe de costo operativo

◼ 101.8 MMBOE de reservas probadas (68% petróleo)

◼ Balance sólido con 221 $MM en caja

Impulsado por un equipo de alto rendimiento

◼ Organización plana y ágil

◼ Liderado por un management team experimentado en

petróleo & gas

◼ Alineación con proveedores clave a través del modelo de

contratación One-Team

134,000 acres de shale oil y activos convencionales

Concesiones con acres de shale oil

Activos convencionales(1)

Reservas P1: 48.9 MMboeProducción 2T 2020: 18.3 Mboe/d

Águila Mora21k acres netos

Bajada del Palo Este

Coirón Amargo Sur Oeste

Concesiones con producción convencional y acres de shale oil

(1) Incluye información de las concesiones Acambuco y Sur Río Deseado Este, no mostradas en el mapaNota: Activos en México con 0.3 MMBOE de Rservas P1 y 0.3 Mboe/d de producción 2T20 no mostrados

Concesiones convencionales

NEUQUÉN RÍO NEGRO

Activos Vaca MuertaReservas P1: 52.6 MMboeProducción 2T 2020: 5.2 Mboe/d

Bajada del Palo Oeste

Aspectos destacados de VistaImportantes hitos logrados en los primeros 2 años de operación

4

24.529.1 32.2

2018 2019 Jun-20

ProducciónMboe/d

+31%

57.6

101.8

Dic 2018 Dic 2019

Reservas probadasMMboe +76%

13.910.8

8.6

2018 2019 2T 2020

Costo operativo unitario$/boe

(38)%

Métricas financieras

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

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

Restructuración de

las operaciones

durante la adquisición,

seguida de

consistentes iniciativas

de reducción de costos

Se logró un

crecimiento anual del

19% de producción

en 2019, impulsado

por los volúmenes de

Vaca Muerta

Se logró un índice

de reemplazo de

reservas de +500% en

2019, impulsado por

adiciones en el

proyecto de Bajada del

Palo Oeste

1

3

2

(1)

(1)

2018 2019 LTM

EBITDA Ajustado(2) ($MM) 195 171 118

Precio realizado de crudo ($/bbl) 67.0 53.0 41.9

CAPEX ($MM) 130 224 174

Deuda Neta ($MM) 224 212 282

Caja al final de período ($MM) 81 240 221

La financiación a través del dual-listing en NYSE y

la emisión de bonos argentinos proporcionan un

balance sólido para crecer

4

Nuestro enfoque ante el escenario actualPreservando la seguridad y salud de nuestra gente con foco en la solidez de nuestro balance y la protección de valor

5

▪ Reducción de Capex de

∼50% para 2020

▪ Se redujeron los costos

operativos a 8.6 $/boe en

2T 2020, con ahorros en

opex compensando la

caída de producción

▪ Se refinanciaron

vencimientos de deuda

por 75 $MM para 2020 y

2021, y se emitió un bono

por 30 $MM en el

mercado argentino

▪ 75% del personal

trabajando desde sus

hogares

▪ Se estableció un

protocolo de salud por

Covid-19 y líneas de

servicio de ayuda

▪ Se mantuvieron las

operaciones esenciales

de campo bajo

estrictas políticas de

salud y seguridad

▪ Renegociación exitosa de

20+ contratos de operación

de campo permitieron

redimensionar la estructura

de costos

▪ Nuevo diseño de pozos en

Vaca Muerta, esperando

reducir el costo de

desarrollo a 8.4 $/boe, lo

que nos permitirá generar

retornos sólidos incluso a

bajos precios

Nuestra

gente

Protección

de valor

Preservación

de caja

Vista está

preparada

✓ Ciclos cortos de Capexcon contratos flexibles

✓ Bajos compromisos de inversión

✓ Costos operativos y de desarrollo de un dígito

✓ Balance sólido

6

Operación estable y de bajo costo operativoHitos operativos

24.6 24.6

29.126.5

23.8

19.5 19.9

32.2

1T 2018 2018 2019 1T 2020 2T 2020 abr-20 may-20 jun-20

Convencional Shale

16.9

14.1

11.8 12.6 12.0 12.3

9.8 9.3 9.9

8.6

1T 2018 2T 2018 3T 2018 4T 2018 1T 2019 2T 2019 3T 2019 4T 2019 1T 2020 2T 2020

24.1

Costo operativo unitario

($/boe)

Crecimiento en la producción impulsada por el shale oil

24.1

Producción total

(Mboe/d)

Reducción de costos unitarios

Pro forma Actual

+31%

(49%)

Cierre de

pozos shale

desde el 20 de

marzo al 26 de

mayo

(1)

(1) Incluye resultados pro forma del Q1 2020 agregando producción y costos de activos adquiridos el 4 de abril de 2018

Pro forma Actual

Ejecución sólida deriva en una organización más resilienteReducciones estructurales de costos habilitan a Vista a crecer en un contexto de bajos precios de crudo

7

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

Implementamos medidas para eficientizar costos, bajando el costo operativo unitario a 8.6 $/boe, incluso considerando menores niveles de producción

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

Nuevo diseño de pozos en Vaca Muerta, capturando potencial de productividad y eficiencia de costos, esperando reducir el costo de desarrollo a 8.4 $/boe, lo que nos permitirá generar retornos sólidos incluso a bajos precios

Nueva estructura de costos e incremento de la productividad en Vaca Muerta nos hacen más aptos para el futuro

RESERVAS P1: 0.3 MMboe

PRODUCCIÓN 2019: 0.4 Mboe/d

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

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

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

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

PRODUCCIÓN 2019: 5.1 Mboe/d (97% operadas, 90% petróleo)

TOTAL 134k acres

▪ 400+ Locaciones identificadas en Bajada del Palo Oeste

▪ Potencial adicional al de-riskear niveles de navegación adicionales,

Bajada del Palo Este y Águila Mora

▪ Infraestructura instalada para tratar ~40 Mbbl/d de crudo

▪ Concesiones de 35 años vencen en 2053-4

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

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

PRODUCCIÓN 2019: 23.6 Mboe/d (99% operadas, 57% petróleo)

▪ Concesiones vencen en 2025-2026, con derechos exclusivos para negociar una extensión de 10 años con las provincias

▪ Bajo costo operativo, activos con generación de caja

Resumen del portafolio de Vista

9

Reservas probadas totalesFuerte productividad de Vaca Muerta impulsa aumento de reservas y producción

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

MMboe (1)

Reconciliación de reservas probadas de 2019 Índice de reemplazo de reservas(2)

Total

516%

Gas

294%

Petróleo

633%

68.3%

1.5%

30.2%

Oil NGL Natural gas

%

Apertura de reservas

Petróleo Gas Natural GNL

(3)

MMboe

Evolución reservas petróleo

34.2

71.0

2018 2019

+108%MMboe

Evolución reservas gas

23.430.8

2018 2019

+31%

52%48%

Shale Convencional

%

Apertura por tipo

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: Inversiones por $32MM antes de

noviembre de 2021

11

Acreage 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: Inversiones por $52MM antes de

diciembre de 2021

Bajada del Palo Oeste

◼ Acres netos: 62,641 (100% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

◼ Operador: Vista

◼ Compromiso: Inversiones por $106MM antes de junio de

2020 – ya completados

◼ Se identificaron +400 locaciones habiendo testeado 2

niveles de navegación

◼ Producción alcanzó 13,900 boe/d en junio 2020

Coirón Amargo Sur Oeste

◼ Acres netos: 1,644 (10% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

◼ Operador: Shell

◼ Cuatro pozos actualmente en producción

Áreas productivas Piloto / Delineación

Los números de las líneas de contorno indican grados API

Upside potencialPlan base de 400+ pozos

✓ Testeado en BdPO

✓ Testeado en BdPO

LaCocina

Organico

CarbonatoBajo

CarbonatoMedio

800 – 900ft / 250 –300m

lateral spacing

GammaRay

ResistivityNeutron –Density

MineralogyPorosityfraction

Organiccontent

TVD

CarbonatoSuperior

Desarrollo en Vaca MuertaAcreage premium en Bajada del Palo Oeste

Múltiples horizontes de navegación potenciales

Potenciales propiedades geológicas de primer nivel(1)

(1) Basado en estimaciones de la compañía, Ministerio de Hacienda, Secretaría de Energía y de US Energy Information Administration

(2) Consolidada, incluyendo los activos convencionales

12

Desarrollo de campo de Bajada del Palo Oeste

▪ Inventario de 400+ pozos en el plan base

▪ Sólidas productividades en los 12 pozos de los primeros 3 pads, con

nuestro pozo promedio dentro del primer decil de Vaca Muerta

▪ Tercer pad fue perforado y completado con mejoras en la eficiencia,

generando un 15% de reducción del costo de perforación y

completación con respecto al primer pad

▪ Perforamos 3 pozos en el pad 4 y 1 pozo en el pad 5, previo a las

restricciones por Covid-19

▪ Nuevo diseño para pozos de Vaca Muerta, capturando potencial de

productividad y eficiencia de costos, esperando llevar el costo de

desarrollo a 8.4 $/boe, permitiendo generar retornos sólidos incluso

en escenarios de precios bajos

▪ Infraestructura instalada con capacidad para tratar ~40 Mbbl/d de

crudo(2)

▪ Alineación con proveedores clave a través del novedoso modelo de

contratación One-Team

2 Número de pad

14

2

3

5

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

A ser testeadopor pad 4

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

13

Locación lista

Set de fractura completando el primer pad

Guías e Intermedias ya perforadas

por un spudder rig en el cuarto pad

Walking rig perforando secciones horizontales en el

segundo pad

Perforación de pad en modo factoría

13.812.6

11.7

Primerpad

Segundopad

Tercerpad

Costo D&C por pozo(2)

$MM(15)%

Costo de Completación

$M/etapa

220200

189

Primerpad

Segundopad

Tercerpad

(14%)

753 796

601

Primerpad

Segundopad

Tercerpad

Desarrollo en Vaca MuertaMejoras significativas en la perforación y completación del primer al tercer pad

14

Velocidad de perforación Costo por pie lateral

Récord establecido por pozos del tercer pad

Mejoras de eficiencia en perforación y completación

477

726741

Primerpad

Segundopad

Tercerpad

pies/día $/pie+55% (20)%

Resumen del desarrollo de pozos

(1) Promedio de los 4 pozos del pad

(2) Normalizado a un pozo promedio de 2,500 metros de rama lateral y 34 etapas de fractura

(3) Fuente: Capítulo IV, Secretaría de Energía Argentina; Producción medida como producción de

petróleo diaria por mes calendario; total de 386 pozos laterales de crudo

Nombre del

pozo

Primer

pad(1)

Segundo

pad(1)

Tercer pad

2061 2062 2063 2064

Longitud lateral

(metros)2,550 2,117 2,723 2,624 3,025 1,427

Espaciamiento

entre fracturas

(metros)

75 60 60 60 60 40

Etapas de

fractura (#)34 36 46 44 51 36

Niveles de

navegación2 La Cocina

2 Orgánico

2 La Cocina

2 Orgánico

La

CocinaOrgánico

La

CocinaOrgánico

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

MDM2063

MDM2061

MDM2030

Otros operadores

Top 10 pozos de petróleo en Vaca Muerta(3)

Bbl/d

Tercerpad

Segundo pad

Tercerpad

Desarrollo en Vaca MuertaCurva tipo de Vista para el nuevo diseño de pozos

(1) Promedio por pad de producción acumulada normalizada a 47 etapas de fractura; mostrando únicamente los días efectivos. Los porcentajes muestran la performance contra el nuevo diseño de pozos 15

Nuevo diseño

de pozo

0

50

100

150

200

250

300

0 30 60 90 120 150 180

Curva tipo actualizada de Bajada del Palo Oeste(1)

Mboe

▪ 2,800 metros de longitud lateral

▪ 60 metros de espaciamiento entre fracturas, resultando en

47 etapas totales

Curva tipo Petróleo Gas Total

EUR (Mboe) 1,345 175 1,520

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

180-días acumulada (Mbbl) 198 25 223

Nuevo diseño de pozos

Días

Curva tipo EURMboe

1,079

1,520

Diseño de pozo anterior Nuevo diseño de pozo

+41%

Primer pad

+9%

Segundo pad

+24%

Tercer pad

+29%

Diseño de pozo

anterior

Desarrollo en Vaca MuertaMejoras de productividad y costos reducen el costo de desarrollo

(1) D&C significa perforación y completación (drilling and completion, por sus siglas en inglés)

(2) Incluye costo de infraestructura (∼10%)16

Normalizado a 2,800mts / 47

fracturas

▪ Reducción de tarifas de perforación

▪ Reducción de costo de tubulares

▪ Optimización del diseño de fluidos de fractura,

aprovechando lo aprendido en pads anteriores

▪ Reducción en tarifas de completación

▪ Bajo costo de arena debido al exceso en la oferta

del mercado local

Costo de D&C esperado por pozo(1)

$MM

17.415.9

14.3

11.713.8

12.6 11.79.3

Primer pad Segundo pad Tercer pad Nuevo costo deD&C

(18)%

Factores de reducción de costos

Costo de desarrollo esperado(2)

$/boe

11.9

8.4

Diseño de pozo anterior2,500 mts34 fracs75 mts

Nuevo diseño de pozo2,800 mts47 fracs60 mts

Normalizado a 2,500mts / 34 fracturas

Longitud lateral

Fracturas

▪ 2,800 metros de longitud lateral

▪ 60 metros de espaciamiento entre fracturas,

resultando en 47 etapas

Nuevo diseño de pozos

Se espera que el nuevo diseño de pozos

logre sólidas tasas de retorno en el contexto

de precios actual

Espaciamiento

(29)%

17

Desarrollo en Vaca MuertaProductividad de los pozos de Vista en el primer decil de Permian y Vaca Muerta

(1) Fuente: Enverus – Drilling Info; Pozos laterales (de 1,900 a 3,000 metros) petrolíferos. Compañías incluidas: CPE, CXO, FANG, HK, LPI, MTDR, PE, PDCE, PXD, SM, WPX, XEC, EOG y CDEV; Solo incluye

pozos perforados en las cuencas Delaweare, Central Platform y Midland, con foco en la formación Wolfcamp

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

(3) Calculado como el promedio del petróleo acumulado de los 8 pozos

Pozos Vaca Muerta – producción acumulada 180 días(2)

Pozos de Permian – producción de petróleo acumulada 180 días (vintage 2017, 2018 y 2019)(1)

Mboe/pozo – normalizado a 2,500 metros de longitud lateral

Mboe/pozo

0

50

100

150

200

250

300

350

400

P25P75 P50 P10

Pozos Vista Pozos de otras compañías

0

50

100

150

200

250

300

P75 P50 P25 P10

Bloque W.I. (%)

Reservas netas

2019 1P

(MMboe)

Acreage

neto

Producción

2T 2020

(Mboe/d)

Plazo de

concesión Operador

Entre Lomas (EL) 100% 18.9 183,014 6.3 2026 Si

Bajada del Palo Oeste

(BPO)100% 11.7 62,641 3.7 2053 Si

Bajada del Palo Este

(BPE)100% 2.9 48,853 1.0 2053 Si

Agua Amarga 100% 0.9 95,580 0.5 2034/2040 Si

25 de Mayo Medanito 100% 6.7 32,247 2.9 2026 Si

Jaguel de los Machos 100% 6.7 48,359 3.5 2025 Si

Coirón Amargo Norte

(CAN)55% 0.4 14,629 0.3 2037 Si

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

No

ro

este

Acambuco 1.5% 0.6 4,406 0.2 2036/2040 No

Total 48.9 502,536 18.3

Go

lfo

San

Jo

rg

e

Neu

qu

ina

Arg

en

tin

a

Perfil de activos

18

Activos convencionales en Argentina Cluster de producción de crudo de alta calidad

(1) Incluye Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro.(2) Incluye solo pozos en bloques convencionales de Bajada del Palo Oeste

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

▪ Producción de petróleo y gas de reservorios bien conocidos

▪ Producción primaria y secundaria mostrando retornos atractivos

▪ Infraestructura instalada con capacidad ociosa de tratamiento y evacuación

▪ ~1,100 pozos activos

▪ +200 pozos inyectores en proyectos de recuperación secundaria

▪ Crudo tipo Medanito con API de ~30 grados

(1)

63%

37%

Petróleo Gas natural

Total 18.3 Mboed

Producción 2T 2020(4)

54%46%

Petróleo Gas natural

Total 48.9 MMBOE

Reservas P1 2019

(3)

(2)

Resumen de bloques convencionales

19

Resumen de activos mexicanosPrimeros pasos hacia la regionalización de la plataforma

Datos clave Antecedentes / Estrategia de desarrolloUbicación

TM-01

▪ Estado: Veracruz

▪ Área: 8,944 acres netos(1)

▪ Hidrocarburo: Aceite

▪ Cuenca: Tampico-Misantla

▪ Campos: 3

▪ Pozos perforados: 40

▪ Litología: Caliza de arrecife

▪ Producción neta 1T20 : 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

▪ Cobertura sísmica 3D

C

CS-01

▪ Estado: Tabasco

▪ Área : 11,758 acres netos(1)

▪ Hidrocarburo: Aceite y condensado

▪ Cuenca: Macuspana

▪ Campos: 2

▪ Pozos perforados: 50

▪ Litología: Arenisca

▪ Producción neta 1T20: 0.2 Mboe/d(1)

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

▪ Las futuras ventajas provendrán de re-desarrollos, actualizaciones de infraestructura y exploración de formaciones más profundas no probadas

A

A-10

▪ Estado: Tabasco

▪ Área: 42,915 acres netos(1)

▪ Hidrocarburo: Gas

▪ Cuenca: Macuspana

▪ Campos: 4

▪ Pozos perforados: 19

▪ Litología: Arenas de grano grueso

▪ Producción neta 1T20 : 0.2 Mboe/d(1)

▪ 13 pozos han sido perforados, y soportan la evaluación del potencial

▪ Área de exploración con potencial de gas en la formación de Amate

▪ Campo de Tepetitán (Pemex) es usado de forma análoga

B

Operador

Vista

Jaguar

Jaguar

(1) Vista es dueño del 50%.

C

AB

▪ Código de conducta y ética

adoptado y firmado por el 100% del

personal de Vista y los principales

contratistas

▪ Canales dedicados para

denuncias, gestionados por un

tercero de reconocida trayectoria

▪ 67% de los miembros del directorio

son independientes

▪ 100% de los comités del consejo

de administración (Auditoría,

Prácticas Corporativas y

Compensación) son ocupados por

directores independientes

▪ Vista está comprometida con el

desarrollo de la localidad de

Catriel, y aporta a proyectos

relacionados con la salud, los

deportes y la educación

▪ Activamente comprometidos con

Enseña por Argentina, una ONG

dedicada a mejorar la educación

de los niños en los barrios

vulnerables

▪ Patrocinador de Centro PYME, una

red neuquina dedicada al

desarrollo de proveedores locales

▪ En respuesta a la pandemia de

Covid-19, Vista donó productos

alimenticios en Buenos Aires,

como así también camas de

terapia intensiva y equipamiento a

las provincias de Neuquén y Rio

Negro

▪ 99% de la producción de

hidrocarburos es transportada por

ductos, minimizando la huella de

carbono generada por camiones

▪ El proyecto Bajada del Palo Oeste

comenzó en modo desarrollo

masivo con infraestructura

dedicada, evitando así el venteo de

gas y el transporte de agua y crudo

en camiones de

▪ Uso de sand boxes en las

locaciones, reduciendo la cantidad

de polvillo de arena en el aire

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

▪ Reestructuramos completamente

los estándares de seguridad al

tomar la operación en abril de 2018

▪ 68% de reducción en Total

Recordable Incident Rate desde la

adquisición en 2018

▪ 81% de reducción en Lost Time

Incidents Frequency desde la

adquisición en 2018

▪ Implementación en curso del

Sistema de Gestión de

Operaciones en alineación con las

pautas de OGP / IPIECA

Salud & Medio Ambiente Gobernabilidad Seguridad Social

Resumen de ESGUn enfoque sustentable para desarrollar nuestro negocio

Resumen financieroSólida posición financiera

21

Cash flow 2T 2020

$MM

Aspectos destacados

▪ Flujo de actividades operativas positivo en contexto de precios y producción bajos

▪ Las actividades de inversión reflejan pagos de capex correspondientes al 1T 2020,

previo a la detención de la perforación y completación

▪ Deuda neta de 281.6 $MM

▪ En julio refinanciamos 75 $MM de vencimientos correspondientes a 2020 y 2021

✓ 45 $MM del term loan extendidos por 18 meses

✓ 30 $MM de préstamos bancarios a corto plazo extendidos por 12-18 meses

▪ En agosto emitimos 30 $MM de bonos en el mercado argentino

✓ 20 $MM dólar-linked con vencimiento en 36 meses

✓ 10 $MM en pesos con vencimiento en 18 meses

4.9

21.026.6

2T 2019 1T 2020 2T 2020

Flujo de actividades operativas$MM

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

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

Proyecto en Vaca Muerta ya en desarrollo, con sólidos resultados

que confirman la calidad del acreage

Reducciones estructurales de opex y capex nos preparan para crecer

en un contexto de bajos precios de petróleo

Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento

significativo

Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de

gestión en petróleo y gas

CU

ST

OM

LA

YO

UT

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

Apéndice

Financiamiento: actividad en el mercado de capitalesObtuvimos $280 millones a través de un dual listing en la Bolsa de Nueva York y la emisión de cinco series de bonos argentinos

25

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

acciones en NYSE y BMV y comenzó a cotizar en NYSE

▪ Fondos brutos totalizaron aproximadamente 101 $MM

▪ Luego del cierre de la transacción, Vista posee 86,835,259

acciones en circulación

▪ Las acciones fueron emitidas a 9.25 $/acción

▪ Luego de la oferta, las acciones cotizan bajo el símbolo

VIST en NYSE

SerieFecha de

emisiónMoneda Plazo Principal(1) Intereses

I31 julio

2019USD

24

meses50 $MM

7.88% pagaderos

trimestralmente

II7 agosto

2019USD

36

meses50 $MM

8.50% pagaderos

trimestralmente

III21 febrero

2020USD

48

meses50 $MM

3.50% pagaderos

semestralmente

IV7 agosto

2020Pesos

18

pesos10 $MM

BADLAR + 1.37%

trimestralmente

V7 agosto

2020

USD-

linked

36

pesos20 $MM 0%

(1) Todas las series amortizadas en modo bullet al vencimiento

Vista emitió 180 $MM en el Mercado Argentino

Ingresos y preciosVentas reorientadas al mercado de exportación

26

Precio promedio crudo$/bbl

Precio promedio gas natural$/MMBtu$MM

Ventas

59.8

43.0

26.5

2T 2019 1T 2020 2T 2020

3.8

2.2 2.2

2T 2019 1T 2020 2T 2020

120.4

73.351.2

2T 2019 1T 2020 2T 2020

(56)%(42)%

(57)%

▪ Precios realizados golpeados por los

bajos precios internacionales del Brent,

que promedió 33.5 $/bbl en el trimestre

▪ El precio promedio realizado fue de

19.7 $/bbl en abril, 24.4 $/bbl en mayo

y 31.1 $/bbl en junio, con descuentos al

Brent mejorando a medida que la

demanda se fue recuperando

▪ Menores precios realizados,

principalmente en el segmento

industrial, generado por (a) una

sobre oferta de gas en Vaca

Muerta y (b) una demanda débil

debido a la reducción de

actividad industrial en medio de

las restricciones generadas por

el Covid-19

▪ Ventas de crudo reorientadas al

mercado de exportación (70% del

2T) debido a la recuperación de la

demanda internacional

▪ Venta exitosa del 100% de la

producción y almacenamiento del

2T, capturando mayores precios

realizados en mayo y junio

▪ Reabrimos el 100% de los pozos

cerrados

Costo operativoIniciativas de reducción de costos compensan la caída de producción

27

Costo operativo$MM

Costo operativo unitario$/boe

▪ Negociaciones exitosas en contratos de compresión de gas, tratamiento de producción,

mantenimiento de campo, y logística nos permiten adaptarnos al nuevo escenario

▪ Reducción de actividad a niveles mínimos necesarios

32.5

23.8

18.6

2T 2019 1T 2020 2T 2020

12.3

9.98.6

2T 2019 1T 2020 2T 2020

(43)%

(30)%

EBITDA ajustadoFoco en la reducción de costos fue clave para lograr un EBITDA ajustado positivo

28(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes

51.5

25.3

10.2

2T 2019 1T 2020 2T 2020

EBITDA ajustado(1)

$MM

0

30

60

Jan-20 Feb-20 Mar-20 Apr-20 May-20 Jun-20

Precio realizado YTD$/bbl

▪ Margen de EBITDA ajustado para el trimestre

fue de 20%

▪ Factores clave del negocio comienzan a mostrar

recuperación en junio

0

10

20

30

Jan-20 Feb-20 Mar-20 Apr-20 May-20 Jun-20

Producción YTDMboe/d

0

10

20

30

Jan-20 Feb-20 Mar-20 Apr-20 May-20 Jun-20

Ingresos YTD$MM

0

7

14

Jan-20 Feb-20 Mar-20 Apr-20 May-20 Jun-20

Costo operativo unitario YTD$/boe

Balance consolidadoMontos expresados en $MM

29

Al 31 de junio de 2020 Al 31 de diciembre de 2019

Propiedad, planta y equipos 944,013 917,066

Crédito Mercantil 28,484 28,484

Otros activos intangibles 34,012 34,029

Activos por derecho de uso 12,608 16,624

Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 29,526 15,883

Activos por impuestos diferidos 546 476

Total Activo No Corriente 1,049,189 1,012,562

Inventarios 10,190 19,106

Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 41,567 93,437

Caja, bancos e inversiones corrientes 220,673 260,028

Total Activo Corriente 272,430 372,571

Total Activo 1,321,619 1,385,133

Pasivos por impuestos diferidos 159,635 147,019

Pasivos por arrendamientos 7,216 9,372

Provisiones 22,337 21,146

Préstamos 381,312 389,096

Títulos opcionales 2,020 16,860

Beneficios a empleados 4,442 4,469

Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar - 419

Total Pasivo No Corriente 576,962 588,381

Provisiones 1,425 3,423

Pasivos por arrendamientos 4,812 7,395

Préstamos 120,980 62,317

Salarios y contribuciones sociales 6,609 12,553

Impuesto sobre la renta por pagar 1,265 3,039

Otros impuestos y regalías por pagar 3,947 6,040

Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 59,479 98,269

Total pasivo corriente 198,517 193,036

Total Pasivo 775,479 781,417

Total Capital Contable 546,140 603,716

Total Capital Contable y Pasivo 1,321,619 1,385,133

Estado de resultados consolidadoMontos expresados en $MM

30(1) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros ajustes

Reconciliación del EBITDA ajustado(1)

El EBITDA ajustado de 2T 2020 fue 10.2 $MM, con un margen de

EBITDA ajustado del 20%

Utilidad neta

Vista registró una pérdida de (39.2) $MM en el 2T 2020

Reconciliación de EBITDA Ajustado

($M)

Periodo entre el 1

de abril y el 30 de

junio de 2020

Periodo entre el 1

de abril y el 30 de

junio de 2019

(Pérdida) / Utilidad neta (39,203) 3,702

(+) Impuesto sobre la renta 8,304 (1,305)

(+) Resultados financieros netos 9,211 4,784

(+) Resultados de inversiones - -

Utilidad (pérdida) de Operación (21,688) 7,181

(+) Depreciaciones 30,447 44,274

(+) Gastos de reestructuración 1,430 -

EBITDA Ajustado(1) 10,189 51,455

Margen de EBITDA Ajustado (%) 20% 43%

Periodo entre el 1 de

abril y el 30 de junio

de 2020

Periodo entre el 1 de

abril y el 30 de junio

de 2019

Ingreso por ventas a clientes 51,219 120,361

Ingresos por ventas de petróleo crudo 41,712 97,500

Ingresos por ventas de gas natural 8,640 20,171

Ingresos por ventas de GLP 867 2,690

Costo de ventas (58,623) (92,938)

Costos de operación (18,564) (32,519)

Fluctuación del inventario de crudo (3,481) 2,047

Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones (30,448) (44,274)

Regalías (6,130) (18,192)

Utilidad bruta (7,404) 27,423

Gastos de ventas (6,300) (7,847)

Gastos generales y de administración (8,229) (12,169)

Gastos de exploración (168) (818)

Otros ingresos operativos 1,698 1,123

Otros gastos operativos (1,285) (531)

Utilidad (pérdida) de operación (21,688) 7,181

Inversión en asociadas - -

Ingresos por intereses 142 240

Gastos por intereses (9,569) (6,508)

Otros resultados financieros 215 1,484

Resultados financieros netos (9,212) (4,784)

Utilidad (pérdida) antes de impuesto (30,900) 2,397

(Gasto) Impuesto sobre la renta corriente (271) (398)

(Gasto)/ Beneficio Impuesto sobre la renta

diferido(8,032) 1,703

(Gasto) / Beneficio de impuesto (8,303) 1,305

Utilidad (pérdida) neta del período (39,203) 3,702