PRESENTACIÓN A INVERSIONISTAS

ABRIL 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.

Producción 4T1930.0

Mboe/d

Reservas 1P 2019(4) 101.8

MMboe

Costo operativo

unitario 4T199.3 $/boe

Acreage neto en

Vaca Muerta

~134,000

acres netos

Ingresos LTM(1) $416MM

EBITDA ajustado

LTM(1)(2) $171MM

Deuda neta $212MM

Apalancamiento

neto(3) 1.2x

3

Descripción de la compañía

(1) LTM: Últimos doce meses.(2) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + depreciaciones + otros

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

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

Concentrada en la principal cuenca argentinaSólido desempeño operativo y financiero

Bloques en la cuenca Neuquina(5)

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

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

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

◼ Mejoras continuas en la eficiencia de perforación y completación

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

Base rentable de activos operados con potencial de crecimiento

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

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

Bloques de Vista con potencial no convencional Bloques convencionales de Vista

Coirón Amargo Sur

OesteCoirón Amargo Norte

25 de Mayo

Medanito

Águila Mora

Se alcanzó un crecimiento interanual en la producción de 19% (petróleo 24%)

Producción diaria

EBITDA ajustado(2)

Margen de EBITDA ajustado

Costo operativo

Capex

Plataforma preparada para el crecimientoCumplimos con las proyecciones de 2018

Hitos operacionales LTM

Producción no convencional de Bajada del Palo Oeste totalizó 6,687 boe/d en 4T19 con 8 pozos produciendo

Se redujo el costo operativo unitario interanual promedio en 22% a 10.8 $/boe

Se aumentaron las reservas probadas de 57.6 MMboe a 101.8 MMboe - Índice de reemplazo de reservas probadas implícito de 516%

4

(1) Tal como se presentó en la Junta General de Accionistas del 2 de marzo de 2018.(2) EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros

netos + depreciaciones + otros ajustes.

(3) Refiere a la producción diaria promedio al cerrar el año(4) Capex en perforación y completación, por sus siglas en inglés correspondientes a drilling &

completion

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

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

2019Real

29,112 boe/d

171 $MM

41%

10.8 $/boe

224 $MM

2018Real(1)

24,470 boe/d

195 $MM

45%

13.9 $/boe

130 $MM

%

+19%

(12)%

(4) p.p.

(22)%

+72%

2020Proyectado

Exit Rate(1)

36-38 Mboe/d

200-220 $MM

-

~10.0 $/boe

D&C260 $MM

29,112

65,000

2019 Real 2022 Objetivo

Target production growth

boe/d

Aspectos destacados de la inversión

5

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

Operación estable y de bajo costo operativo

Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo

y con resultados sólidos

Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento

significativo

Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de

gestión en petróleo y gas

16.9

14.1

11.8 12.6 12.0 12.3

9.8 9.3

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

27.224.6 24.4 24.2 24.7 25.7

29.031.6

30.0

2017 1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19

Convencional Shale

Producción total

(Mboe/d)

6

Operación estable y de bajo costo operativoHitos operativos

Costo operativo unitario

($/boe)

Se revirtió el declino de la producción convencional

24.1Se redujeron los costos operativos

Pro forma Real

Pro forma Real

+22%

(45%)

7

Reservas probadas totales (1)

Fuerte productividad de Vaca Muerta impulsa gran aumento de reservas y producción

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

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

Bloque W.I. (%)

Reservas

netas

2019 1P

(MMboe)

Acreage

neto

Producción

4T 2019

(Mboe/d)

Plazo de

concesión Operador

Entre Lomas (EL) 100% 18.9 183,014 7.6 2026 Si

Bajada del Palo Oeste

(BPO)100% 62.7 62,641 12.2 2053 Si

Bajada del Palo Este

(BPE)100% 2.9 48,853 1.3 2053 Si

Agua Amarga 100% 0.9 95,580 0.6 2034/2040 Si

25 de Mayo Medanito 100% 6.7 32,247 3.2 2026 Si

Jaguel de los Machos 100% 6.7 48,359 4.0 2025 Si

Coirón Amargo Norte

(CAN)55% 0.4 14,629 0.2 2037 Si

Aguila Mora 90% – 21,128 0.1 2054 Si

Coirón Amargo Sur Oeste

(CASO)10% 1.6 1,644 0.2 2053 Si

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

No

roeste

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

Su

reste

CS-01 50% 0.3 11,758 0.2 2047 Si

A-10 50% – 42,915 0.2 2047 Si

TM-01 50% – 8,944 0.0 2047 No

Total 101.8 588,925 30.0

Arg

en

tin

a

Neu

qu

ina

Go

lfo

San

Jo

rge

Me

xic

o

Tam

pic

o -

Mis

an

tla

8

Operación estable y de bajo costo operativoClúster productivo de alta calidad con foco en petróleo crudo

(1) En 2T19 Vista exportó su primer cargo de petróleo(2) LTM 4T19.(3) Incluye Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro.

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

◼ Recuperación primaria y secundaria mostrando rendimientos atractivos

◼ Producción de crudo ligero vendido mayormente a clientes domésticos(1)

◼ Producción de gas vendida a clientes industriales (55%), distribuidores & GNC (37%) y a los segmentos de generación y comercializadoras del mercado spot (8%)(2)

◼ Infraestructura de tratamiento y evacuación instalada con capacidad ociosa

(1) (5)

Perfil de activos

(5)

(5)

(4)

(4) Incluye Jarilla Quemada y Charco del Palenque. (5) Vista operará el campo una vez aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos "CNH".(6) Consolida las reservas de CS-01, A-10 and TM-01

~1,100 pozos productores activos

Producción de crudo tipo Medanito con API >30

+200 pozos de inyecciónÍndice de reemplazo de

reservas 2019 161%

(3)

Producción Total(4T 2019)

62% 35%

2%

Petróleo Gas GNL

30.0 Mboe/d

(6)

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

9

◼ Acres netos: 21,128 (90% WI)

◼ Plazo de concesión: 2054

◼ Operador: Vista

◼ Compromiso: Gastos de capital por $32MM hasta

noviembre de 2021

10

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

Águila Mora

Bajada del Palo Este

◼ Acres netos: 48,853 (100% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

◼ Operador: Vista

◼ Compromiso: Gastos de capital por $52MM hasta

diciembre de 2021

Bajada del Palo Oeste

◼ Acres netos: 62,641 (100% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

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

produciendo)

◼ Operador: Vista

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

de 2020 – ya completados

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

2T19

Coirón Amargo Sur Oeste

◼ Acres netos: 1,644 (10% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

◼ Plan 2019: 3 pozos nuevos en producción (completados

en el 1T19)

◼ Operador: Shell

◼ Cuatro pozos actualmente en producción

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

Áreas productivas Piloto / Delineación

Los números de las líneas de contorno indican grados API

LaCocina

Orgánico

CarbonatoInferior

CarbonatoMedio

CarbonatoSuperior

Desarrollo de Vista en Vaca MuertaAcreage en Bajada del Palo Oeste

Múltiples horizontes de navegación potenciales

Potenciales propiedades geológicas de primer nivel(1)

Permian (Wolfcamp)

Eagle FordBajada del Palo Oeste

COT (%) 3 3 - 54.2

Espesor (m) 200 - 300 30 - 100250

Presión (psi/ft) 0.6 0.5 – 0.90.9

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

11

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

800 – 900ft / 250 – 300m longitud lateral

Plan base

Inventario de perforación

+400 pozos

PotencialPlan base

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

dos pads

▪ Se completaron y conectaron los 4 pozos del tercer pad con

mejoras en eficiencia

Ubicación de los primeros padsde Vista

Desarrollo de cubos conceptual

~250m

Actualización de la actividad en 1T 2020

• Completamos y conectamos el pad #3 con un total de

177 etapas de fractura

• Actualmente estamos perforando el pad #4 (primer

pozo de Vista en nuevo nivel de navegación, Carbonato

Inferior)

• Comenzamos a perforar con un segundo rig (pad #5)

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

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

BAJADA DEL PALO OESTE

Desarrollo Fast track

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

Desarrollo del bloque en modo factoríaRamp-up

Desarrollo del bloque en modo factoría

Fase piloto 1Fase de delineaciónDesarrollo típico

Etapa actual

Locación lista

Set de fractura completando el 1er pad

Guías e Intermedias ya perforadas

por un spudder rig

Walking rig perforando secciones horizontales en el

segundo pad

12Perforación Completación

Costo de completación

$M/etapa

220200

189

Primerpad

Segundopad

Tercerpad

(14%)

Tecnología de vanguardia

13

Mejoras de eficiencia en el segundo y tercer pad

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

Perforación:

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

◼ Sistema giratorio dirigible durante la sección direccional

Completación:

◼ Silobolsas para almacenar apuntalante cerca de la locacíón del pad

◼ Sistema monoline frac-manifold para conectar los 4 pozos

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

◼ Manguera plana para abastecer, reduciendo costos y mejorando la logística

(1) Un piloto con un espaciamiento entre fracturas de mayor densidad de 40 metros / 131 pies

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

Costo de perforación y completación según lo presupuestado

Métrica Promedio por pozo

Primer pad Segundo pad Tercer pad

Longitud lateral

(metros/pies)2,550 / 8,366 2,117 / 6,946 2,808 / 9213

Etapas (#) 34 36 44

Espaciamiento

de fracturas

(metros/pies)

75 / 246 60 / 197 60 / 197(1)

13.812.6

11.7

Primerpad

Segundopad

Tercerpad

Costo D&C por pozo(2)

$MM(15)%

753 796

601

Primerpad

Segundopad

Tercerpad

Velocidad de perforación Costo por pie lateral

477

726741

Primerpad

Segundopad

Tercerpad

pies/día $/pie+55% (20)%

14

Desarrollo en Vaca MuertaPrimeros dos pads produciendo por encima de las expectativas

Producción acumulada por pozo Producción diaria por pozo

Pico IP-30

1,310

1,884

1,392

1,670

1,368

2,013

1,443

1,824Promedio

1,564

Promedio1,662

MDM2013

MDM2014

MDM2015

MDM2016

MDM2029

MDM2030

MDM2032

MDM2033

boe/d

MDM2030

MDM2029

MDM2032

MDM2033

Primer pad Segundo padDías

Días

Mboe/d

Formación Primer pad Segundo pad

Orgánico

La Cocina

MdM-2013h MdM-2015h

MdM-2016hMdM-2014h

MdM-2029h MdM-2032h

MdM-2030h MdM-2033h

Curva tipoVaca Muerta(1)

Petróleo Gas Total

EUR 972 Mbbl 0.6 Bcf 1,079 Mboe

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

180 días acumulada 147 Mbbl 0.09 Bcf 163 Mboe

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390

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

MdM-2014h MdM-2015h

MdM-2016h MdM-2029h

MdM-2030h MdM-2032h

MdM-2033h

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390

Vista's type curve (1.1 Mmboe) MdM-2013h MdM-2014hMdM-2015h MdM-2016h MdM-2029hMdM-2030h MdM-2032h MdM-2033h

(1)

En promedio, la producción

de nuestros primeros 8 pozos

está 28% por encima de la

curva tipo luego de 180 días

15

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 incluídas: 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

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0

50

100

150

200

250

300

P25P75 P50 P10

Pozos Vista

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 longitude lateral

Mboe/pozo

Pozos otras compañías

P75 P50 P25 P10

Pozo promedioVista(3)

16

Resumen financieroSólida posición financiera

(1) Calculado con el EBITDA ajustado de Vista de los últimos 12 meses de 170.9 $MM

(2) Excluye 20 $MM de efectivo y equivalentes de efectivo de Aleph Midstream S.A

✓ Emisión exitosa de capital por 100 millones de dólares

en un doble listado en la Bolsa de Nueva York (julio

2019)

✓ Emisión de 100 $MM en 2 bonos en Argentina en 3T

2019 (bullet a 2 y 3 años)

✓ Estrategia de conservación de caja desde agosto 2019 –

optimización de capital de trabajo y menores inversiones

generaron un sólido flujo de operaciones en el 4T 2019

✓ El 19 de febrero de 2019, se emitió 50$MM en un bono

bullet a 4 años en Argentina

Cash flow año 2019

$MM

Deuda financiera 451.4 $MM

(-) Efectivo y equivalentes de efectivo (239.5) $MM

Deuda neta 211.9 $MM

Apalancamiento neto(2) 1.2x

Apalancamiento trimestral al 31 de diciembre, 2019(1)

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

17(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

18

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

Operación estable y de bajo costo operativo

Locaciones altamente prospectivas en Vaca Muerta, ya en desarrollo

y con resultados sólidos

Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento

significativo

Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de

gestión en petróleo y gas

CU

ST

OM

LA

YO

UT

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

Apéndice

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

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

• Reducción de costos

• Mínimo impacto ambiental

• 7,500 viajes de camiones evitados

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

20

100% de la completación utilizando sand boxes

• Exposición mínima al polvillo de arena

• Mejora de logística y reducción de costos de transporte

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

21

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

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

22

Vista Argentina recaudó $50 millones en una emisión de bono

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

subsecuente de un bono local a 36 meses

• Tasas de interés anual del 7.88% y 8.50% para las clases de 24 y

36 meses, respectivamente

• Bullet al vencimiento el 31 de julio de 2021 y 7 de agosto de 2022

• Pagos de interés trimestrales

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

en NYSE y BMV y comenzó a cotizar en NYSE

• Fondos brutos totalizaron aproximadamente $ 101 millones

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

acciones en circulación

• Las acciones fueron emitidas a 9.25 $/acción

• Luego de la oferta, las acciones cotizan bajo el símbolo VIST

en NYSE

Vista Argentina recaudó $50 millones en una emission de bono

local a 48 meses

• Tasa de interes annual del 3.5%

• Bullet al vencimiento el 21 de febrero de 2024

• Pagos de interés semestrales

Ingresos y preciosCrecimiento de la producción compensado por menores precios realizados

23

65.5

48.7 48.1

4T 2018 3T 2019 4T 2019

4.03.5

2.2

4T 2018 3T 2019 4T 2019

104.1 105.496.4

4T 2018 3T 2019 4T 2019

Precio promedio crudo$/bbl

Precio promedio gas natural$/MMBtu$MM

Ventas

▪ Crecimiento en producción

compensada por menores precios

realizados

▪ Caída interanual como

consecuencia del Decreto

Presidencial N°566, impactando

los precios realizados durante la

primera mitad del 4T 2019

▪ Precio promedio realizado fue

44.2 $/bbl durante la primera

mitad del 4T 2019, 50.9 $/bbl en

el resto de noviembre y 52.5 $/bbl

en diciembre

▪ Precios realizados cayeron

principalmente por exceso de

oferta en el Mercado local de gas

(27)%(45)%

(7)%

Costo operativoFuerte caída interanual del lifting cost

24

28.6 28.425.7

4T 2018 3T 2019 4T 2019

Costo operativo$MM

Costo operativo unitario$/boe

12.6

9.8 9.3

4T 2018 3T 2019 4T 2019

▪ Caída en el costo operativo unitario como resultado de absorber base de costos con el la producción shale

incremental

(10)%

(26)%

EBITDA ajustadoMenores márgenes impulsados por un ambiente de bajos precios realizados

25

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

40.446.6

35.7

4T 2018 3T 2019 4T 2019

EBITDA ajustado(1)

$MM

Margen de EBITDA ajustado%

39%44%

37%

4T 2018 3T 2019 4T 2019

▪ Principalmente impactado por una caída en los precios realizados; parcialmente compensado por creicimiento

de la producción shale y eficiencias en costos

(12)% (2)p.p.

Balance consolidadoMontos expresados en $MM

26

Balance consolidado Al 31 de diciembre de 2019 Al 31 de diciembre de 2018

Caja, bancos e inversiones corrientes 260.0 80.9

Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 95.0 86.1

Activos disponibles para la venta 0.0 0.0

Inventarios 19.1 18.2

Total activo corriente 374.0 185.1

Propiedad, planta y equipos 917.1 820.7

Crédito mercantil 28.5 28.5

Activos por derecho de uso 16.6 0.0

Otros activos intangibles 34.0 31.6

Otros activos no corrientes 0.0 0.0

Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 14.4 20.2

Total activo no corriente 1011.1 901.0

Total activo 1385.2 1086.1

Pasivos disponibles para la venta 0.0 0.0

Provisiones 3.4 4.1

Deudas financieras 62.3 10.4

Salarios y contribuciones sociales por pagar 13.4 6.3

Impuesto sobre la renta por pagar 3.0 22.4

Pasivos por arrendamientos 7.4 0.0

Otros impuestos y regalías por pagar 6.0 6.5

Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 98.3 84.3

Total pasivo corriente 193.9 134.1

Pasivos por impuestos diferidos 147.7 133.8

Provisiones 21.1 16.2

Leases liabilities 9.4 0.0

Pasivos por arrendamientos 389.1 294.4

Títulos opcionales 16.9 23.7

Beneficios a empleados 4.5 3.3

Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 0.0 1.0

Total pasivo no corriente 589.1 472.4

Total pasivo 782.9 606.5

Total capital contable 602.2 479.7

Total capital contable y pasivo 1385.2 1086.1

Estado de resultados consolidadoMontos expresados en $MM

27(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 2019 fue 171$MM, con un margen de

EBITDA ajustado del 41%

Reconciliación del EBITDA

ajustado ($MM)

Año

terminado el

31 de dic de

2018

Año

terminado el

31 de dic de

2018

Pro-Forma

año 2018

Utilidad (pérdida) de operación 14.8 54.2 72.8

Depreciaciones, agotamiento y

amortizaciones153.0 74.8 106.7

Gastos de reestructuración 3.2 12.0 12.0

Otros ajustes 0.0 5.4 3.5

EBITDA Ajustado(1) 171.0 146.4 195.0

Margen de EBITDA Ajustado (%) 41% 44% 45%

Income StatementAño terminado el

31 de dic de 2019

Año terminado el

31 de dic de 2018

Revenues 416.0 331.3

Ingresos por ventas de petróleo 338.3 260.1

Ingresos por ventas de gas natural 71.5 65.2

Ingresos por ventas de líquidos del gas 6.2 6.1

Costo de ventas (328.1) (212.5)

Costos de operación (114.4) (86.2)

Fluctuación del inventario de crudo 0.3 (1.2)

Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones (153.0) (74.8)

Regalías (61.0) (50.3)

Utilidad bruta 87.8 118.8

Gastos de ventas y de administración (69.5) (48.5)

Gastos de exploración (0.7) (0.6)

Otros ingresos/gastos operativos, neto (3.0) (15.5)

Utilidad (pérdida) de operación 14.6 54.2

Resultado por inversiones 0.0 0.0

Ingresos por intereses 3.8 2.5

Gastos por intereses (34.2) (15.7)

Otros resultados financieros (0.7) (23.4)

Resultados financieros netos (31.1) (36.6)

Utilidad (pérdida) antes de impuesto (16.5) 17.6

Impuesto sobre la renta (corriente y diferido) (16.2) (47.3)

Utilidad (pérdida) neta del período (32.7) (29.9)

Utilidad neta

Vista registró una pérdida de (32.7) $MM en el año fiscal 2019

28

Resumen de activos mexicanosPrimeros pasos hacia la regionalización de la plataforma

C

AB

Datos clave Antecedentes / Estrategia de desarrolloUbicación

TM-01

◼ Estado: Veracruz

◼ Área: 8,944 acres netos(1)

◼ Hidrocarburo: Aceite

◼ Campos: 3

◼ Cobertura sísmica 3D

◼ Pozos perforados: 40

◼ Litología: Caliza de arrecife

◼ Producción neta 4T19 : 0.0 Mboe/d(1)

◼ Producción rápida con reparaciones en pozos existentes y nuevas perforaciones en las formaciones Abra, Tamabra y San Andrés

◼ Potencial de exploración en yacimientos de arenisca poco profundos y sub-explotados

◼ Potencial a través de la implementación EOR y mejoras en las instalaciones

C

CS-01

◼ Estado: Tabasco

◼ Área : 11,758 acres netos(1)

◼ Hidrocarburo: Aceite y condensado

◼ Campos: 2

◼ Pozos perforados: 50

◼ Litología: Arenisca

◼ Producción neta 4T19: 0.2 Mboe/d(1)

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

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

A

A-10

◼ Estado: Tabasco

◼ Área: 42,915 acres netos(1)

◼ Hidrocarburo: Gas

◼ Campos: 4

◼ Pozos perforados: 19

◼ Litología: Arenas de grano grueso

◼ Producción neta 4T19 : 0.2 Mboe/d(1)

◼ 13 pozos han sido perforados con el soporte de la evaluación del potencial

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

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

B

Operador

Vista(2)

Vista (2)

Jaguar

(1) Vista es dueño del 50%.(2) Vista operará el campo una vez aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos "CNH".