Presentacióna Inversores

2

Disclaimer

El Suplemento de Prospecto y las Obligaciones Negociables a ser emitidas en virtud del mismo no han sido

ni serán previamente revisados ni conformados por la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) en virtud de

lo establecido por el artículo 51 del Título II del Capítulo V de las normas de la CNV (T.O. Resolución General

N°622/2013 y sus modificaciones) (las “Normas de la CNV”). De acuerdo con el procedimiento establecido

por dichas normas, dentro de los cinco Días Hábiles de suscriptas las Obligaciones Negociables el Emisor

deberá presentar la documentación definitiva relativa a las mismas ante la CNV.

La presente ha sido preparada con información extraída de los borradores de prospecto correspondiente al programa

de emisión de obligaciones negociables simples no convertibles en acciones a corto, mediano y largo plazo, con o

sin garantías, subordinadas o no, por hasta un monto máximo en circulación en cualquier momento de hasta USD

800.000.000 (o su equivalente en otras monedas) (el “Programa”) y del suplemento de prospecto correspondiente a

las obligaciones negociables Clase I a ser emitidas a tasa fija (las “Obligaciones Negociables”). La autorización del

Programa ha sido solicitada a la CNV y hasta el momento no ha sido otorgada. Esta presentación no podrá ser

divulgada ni mencionada a ningún tercero, como tampoco se la podrá distribuir, reproducir ni utilizar con ningún otro

fin. El presente documento está sujeto a modificaciones sin obligación de previa notificación a los receptores del

mismo. La información contenida en este documento está sujeta a cambios y modificaciones y no puede ser

considerada definitiva por aquellas personas que tomen conocimiento de ella. Cualquier persona interesada en

analizar y, en su caso, adquirir las Obligaciones Negociables, deberá consultar la totalidad de la información

contenida en el Prospecto del Programa y en el Suplemento de Prospecto preliminar.

3

Términos y Condiciones

Obligación Negociable Clase I

Emisor: Vista Oil & Gas Argentina S.A.U.

Títulos Ofrecidos: Obligaciones Negociables Simples

Rating: A+, Perspectiva Positiva (Fix)

Monto: USD 50 millones (ampliable a USD 100mn)

Vencimiento: 24 meses

Tasa de Interés: Tasa Fija a Licitar

Precio: 100% del valor nominal

Amortización: Bullet

Pago de Intereses: Trimestrales

Moneda de Integración: USD

Moneda de Pago de Servicios: USD

Uso de Fondos: Capex

Listado y Negociación: BYMA y MAE / Euroclear y/o Clearstream

Ley Aplicable: Argentina

Organizadores y Colocadores:

Método de Colocación: Subasta vía SIOPEL

Fechas Relevantes:

- Período de Marketing: 23 de Julio al 25 de Julio - Período de Licitación Pública: 26 de Julio(10:00hrs , hasta 16:00hrs)

- Fecha de Liquidación: 31 de Julio (T + 3)

Representantes de Vista Oil & Gas S.A.B. de C.VEquipo de Administración de primera categoría a nivel mundial con sólido historial en la industria

Director de

Operaciones

Director de Finanzas

Presidente y CEO

Juan Garoby

Pablo Vera Pinto

Miguel Galuccio

• 25 años de experiencia en el sector energético a lo largo de cinco continentes

• Ex-Presidente y Director General de YPF y Presidente de Schlumberger

• 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

• 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

• Ex-Miembro de los consejos de administración de Profertil (Agrium-YPF), Central Dock Sud S.A. (Enel-YPF) y de

Metrogas S.A.

• McKinsey & Company en Europa y banca de inversión en Credit Suisse en Nueva York

• MBA INSEAD y Economista de la Universidad Torcuato Di Tella de Buenos Aires

• 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

Gerente General de

Argentina

Gastón Remy• Más de 15 años de experiencia en la industria energética

• Anteriormente, fue Presidente de Dow Argentina y sur de Latinoamérica (Argentina, Bolivia, Chile, Paraguay y

Uruguay)

• Presidente del Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA) (2019)

• Abogado de la Universidad de Buenos Aires, y Master of Law (LLM) de la Universidad de Columbia, Nueva York

Director de Relación

con Inversionistas y

Planeamiento Estratégico

Alejandro Cherñacov

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

portafolio y relación con inversionistas

• Ex-Director de Finanzas de una compañía de exploración y producción de pequeña capitalización listada en Canadá

• Ex-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

4

Descripción de la CompañíaSomos el sexto mayor productor de petróleo de Argentina con un posicionamiento único en Vaca Muerta

5

1. Información del Grupo publicada en un Evento Relevante por Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V. (https://www.bmv.com.mx/docs-pub/visor/visorXbrl.html?docins=../eventemi/eventemi_937620_1.zip#/visorXbrl).

Toda la operación de Vaca Muerta está controlada por Vista Argentina

2. Incluye líquidos del gas natural (NGL) y excluye gas venteado, reinyectado, inyectado y consumido en las operaciones

3. EBITDA Ajustado = Utilidad de la operación + Depreciación de activos fijos + Depreciación de otros activos + Gastos extraordinarios (Ingresos)

4. No se muestran en el mapa los dos bloques no operados en las cuencas Noroeste y Golfo San Jorge

Bloques de Vista con potencial no convencional Bloques convencionales de Vista

Concentrada en la Principal Cuenca Argentina

► Vista Argentina, dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos y a la

comercialización de petróleo, gas natural y GNL, es el sexto productor más

grande de petróleo del país

► 13 bloques de hidrocarburos, siendo operadores de 10 de estos bloques

► 525.000 acres netos en Argentina, operando el 96% de dicha superficie

► Reservas probadas equivalentes a 57,6 MMboe (94% ubicadas en

yacimientos convencionales, de las cuales ~ 60% consisten de petróleo)

► Subsidiaria de Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V, compañía petrolera latinoamericana

con operaciones en Argentina y México

► La mayor parte de la producción, ingresos, actividades de perforación y

reacondicionamiento de pozos, reservas probadas estimadas y activos se

encuentran en Argentina

► Activos de producción convencionales de alta calidad, bajo costo de operación y

altos márgenes

► Formaciones de shale altamente prospectivas en ~134.000 acres netos en Vaca

Muerta

Solido desempeño operativo y financiero(1)

Producción fin de trimestre ~ 29.000k

boe/d

Alcanzados +6.500 boe/d de

producción en Vaca Muerta

Producción Diaria(2) 25,3k boe/d

Ingresos 1T19LTM USD 425 MM

EBITDA Ajustado

1T19LTM (3) USD 184 MM

Efectivo y Equivalentes USD 88 MM

Deuda Neta USD 248 MM

Apalancamiento Neto 1,3x

Bloques en la Cuenca Neuquina(4)

Anticipo de Resultados

2T 2019 (1) Producción Diaria: 29,1k boe/d (Argentina 28,7k boe/d)

Costo operativo unitario: 11,8 – 12,6 USD / boe

Ingresos: USD 116 – 123 MM

EBITDA: USD 49,5 – 52,5 MM

Mejoría en todos los

indicadores operativos y

financieros

Plataforma Preparada para el CrecimientoPoseemos un plan de desarrollo de alto crecimiento basado en activos de primer nivel

2017

22 de marzo

Incorpora

ción de la

empresa

2017

10 de agosto

VISTA

concluye su

Oferta

Pública Inicial

en la bolsa

Mexicana por

USD650mn

2018

4 de abril

VISTA inicia

las

operaciones

en

Argentina

2018

19 de febrero

2018

22 de marzo

Combinación

Inicial de

Negocios

(transacción

en Argentina

por

USD800mn)

Los

accionistas

aprueban la

Combinación

Inicial de

Negocios

Historia de Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V

Vista Oil & Gas

Holding II S.A. de C.V.

Vista Oil & Gas

Argentina S.A.U.

99,9%

0,1%

0,1%

99,9%

100%

Vista Oil & Gas, S.A.B.

de C.V.

Vista Oil & Gas

Holding I S.A. de C.V.

Estructura Accionaria

6

BloqueAcres

NetosPartic. Operador

Reservas

Probadas

Netas(1)

(MM boe)

Prod. Neta

Prom. (2)

(M boe/d)

Vto. de

la Conc.

Cuenca Neuquina

Entre Lomas Neuquén 99.665 100% Vista 3,4 1,4 2026

Entre Lomas Río Negro 83.349 100% Vista 15,5 7,4 2026

Bajada del Palo Oeste 62.641 100% Vista 15,9 5,4 2053

Bajada del Palo Este 48.853 100% Vista 3,1 1,4 2053

Jarilla Quemada 47.617 100% Vista 0,4 0,7 2040

Charco del Palenque 47.963 100% Vista 1,4 - 2034

25 de Mayo-Medanito 32.247 100% Vista 8,6 3,9 2026

Jagüel de los Machos 48.359 100% Vista 7,0 4,5 2025

Coirón Amargo Norte 14.629 55% Vista 0,6 0,3 2037

Águila Mora 21.128 90% Vista 0,0 0,0 2019

Coirón Amargo

Suroeste1.644 10% Shell 1,3 0,1 2053

Cuenca Golfo San Jorge

Sur Río Deseado Este 12.807 16,9%Alianza

Petrolera0,0 0,0 2021

Cuenca Noroeste

Acambuco 4.406 1,5% PAE 0,5 0,2 2036/2040

► 13 bloques concentrados en la Cuenca Neuquina

1. Al 31 de diciembre de 2018

2. Al 31 de marzo de 2019

Áreas de Explotación

Ventajas Competitivas de Vista ArgentinaVista Argentina posee una combinación de características que lo convierten en una de las compañías argentinas

con mayor potencial

7

Equipo de Administración y personal experto con vasta experiencia

Activos convencionales de alto margen

Extenso inventario de locaciones de perforación apoya un

crecimiento sostenible

Acreage de shale altamente prospectivo en Vaca Muerta

Producción con gran potencial de crecimiento

Solida posición financiera

1

2

3

4

5

6

8

32,6 34,2

19,6

14,3

23,4

FA 2017 FA 2018

(8,9)

AdicionesProducción

52,2

57,6

(1)

Producción ConvencionalVista Argentina es propietaria de activos de producción convencionales de alta calidad, bajocosto de operación y altos márgenes

+200 pozos de inyección

Petróleo Gas

(2)

(2)

Reservas Probadas (MM boe)

1. FA es fin de año, La información 2017 incluye una estimación de las reservas probadas, basado en la información provista por los operadores anteriores de los bloques adquiridos por Vista

2. Incluye aproximadamente 2 MMboe de reservas no convencionales

3. Representa petróleo crudo, condensado, gasolina y GNL

► Producción convencional diaria promedio de 24.700 bbl/d (1Q19): 59%

petróleo, 39% gas natural y 2% GNL

► ~1.100 pozos productivos activos y más de 200 pozos inyectores en las

provincias de Neuquén, Río Negro y Salta

► Disminución en el costo de operación promedio de USD 16,9 a USD 12

► Cartera de clientes diversificada para la venta de gas: clientes industriales

(58%), distribuidoras y GNC (30%) y ventas spot a generadoras y

comercializadores (12%)

► La generación de flujos de caja de bajo riesgo y alto margen de la

producción convencional, permite financiar parcialmente el desarrollo de los

activos de shale en la formación Vaca Muerta con recursos propios

► 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%

► La alta proporción de actividad operada nos proporciona flexibilidad y lleva a

maximizar los retornos

59% 41%

Petróleo Gas

Production total (1T19)

59% 39%

2%

Petróleo Gas GNL

Reservas 1P(2) (2018)

(3)

~1.100 pozos productivos

Índice de Reemplazo de

Reservas 161%

Producción de crudo tipo

Medanito con API >30

Se contuvo el declive de la producción, se logró un crecimiento trimestral de la producción de 2,2% y se redujo el costo operativo unitario promedio

Se aumentaron las reservas probadas de 52,2 MMboe a 57,6 MMboe

Locaciones Óptimas en Vaca Muerta

9

Aspiramos a convertirnos en un operador líder en la formación no convencional Vaca Muerta alcanzando los niveles de costos de desarrollo y operación más bajos

Aguila Mora

Bajada de Palo

Oeste

Coirón Amargo

Sur Oeste

Bajada de Palo

Este

Bajada del Palo Oeste Bajada del Palo Este Coirón Amargo Sur OesteÁguila Mora

• 20.700 acres netos (90% WI)

• El 11 de junio se hizo el pedido

de CENCH, la cual se espera

obtener antes de fines de julio

• Operado por Vista

► ~134.000 acres netos divididos en 4 bloques en la formación de

shale Vaca Muerta

► Operadores de 3 bloques: Águila Mora, Bajada del Palo

Oeste y Bajada del Palo Este (representan 99% de los acres

netos de shale)

► Bajada del Palo Oeste: primer pad de cuatro pozos

completado en febrero 2019, llevando la producción de no

convencional operada desde 0 hasta 6.500 boe/d a mediados

de abril; segundo pad de 4 pozos completado en julio 2019,

y en producción

► La cercanía de los acres operados generan sinergias al

compartir las instalaciones en superficie, equipos de perforación,

contratos de prestación de servicios, reduciendo los costos de

desarrollo y operación

► 400 locaciones a perforar en la formación Vaca Muerta, que

representan un nivel de inventario de perforación de +11 años

► La experiencia y el conocimiento de nuestro equipo de

profesionales especializado en Vaca Muerta intensificarán nuestra

habilidad de reducir costos de desarrollo y operaciones

• 48.850 acres netos (100% WI)

• Fin de concesión: 2053

• Compromisos: USD 52 MM en 3

años

• Operado por Vista

• 62.640 acres netos (100% WI)

• Fin de concesión: 2053

• Plan 2019: perforar 18 pozos,

fracturas y conectar 12 pozos

• Operado por Vista

• 1.631 acres netos (10% WI)

• Fin de concesión: 2053

• Plan 2019: fracturar y conectar 3

pozos, inversión a WI USD 3 MM

(plan ya completado)

• Operado por Shell

13,8

12,6

Primer pad Segundo pad

0,220,20

Primer pad Segundo pad

Formación Primer pad Segundo pad

Carbonato Superior A ser probado por Vista

Carbonato Medio A ser probado por Vista

Carbonato Inferior A ser probado por Vista

Orgánico

La Cocina

477

726

Primer pad Segundo pad

10

Desarrollo de Vista en Vaca Muerta(1)

Hemos logrado mejoras significativas en la perforación de Vaca Muerta, completando el primer y segundo pad

Dos zonas de aterrizaje probadas con éxito

MdM-2013h MdM-2015h

MdM-2016hMdM-2014h

MdM-2029h MdM-2032h

MdM-2030h

Mejoras de eficiencia en el segundo pad

5,0

7,6

Primer pad Segundo pad

pies/día etapa/día

Costos de perforación y terminación dentro del presupuesto

Métrica Promedio por pozo

Primer pad Segundo pad

Longitud lateral

(metros/pies)2.550 / 8.366 2.117 / 6.946

Etapas (#) 34 36

Espaciamiento entre

etapas (metros/pies)74/246 60/197

Reducción significativa de costos en segundo pad

Hitos del Primer pad

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

19,3 horas de tiempo de bombeo y 8 etapas de fractura en 24 horas

Líquidos y arena alcanzaron 12.697 m3 / 42.856 sxs

Primer pad con 10 clusters por etapa

Hitos del segundo pad

Promedio de 7,6 etapas diarias (143 etapas en 18,8 días)

22,0 horas de tiempo de bombeo y 11 etapas de fractura en 24 horas (nuevo record de la cuenca)

Reducción de espaciamiento de fractura de 75 a 60 metros

MdM-2033h

Costo de perforación y

terminación por pozoCosto de completación

USD MM USD /etapa

1. Información del Grupo publicada en un Evento Relevante por Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V. (https://www.bmv.com.mx/docs-pub/visor/visorXbrl.html?docins=../eventemi/eventemi_937620_1.zip#/visorXbrl).

Toda la operación de Vaca Muerta está controlada por Vista Argentina

11

Desarrollo de Vista en Vaca Muerta (Cont.)(1)

Hemos logrado rendimiento sobresaliente de producción por encima de la curva tipo de Vista

0

3

6

9

12

15

18

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

MdM-2013h MdM-2014hMdM-2015h MdM-2016h

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140

MdM-2013h MdM-2014hMdM-2015h MdM-2016h

1. Información del Grupo publicada en un Evento Relevante por Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V. (https://www.bmv.com.mx/docs-

pub/visor/visorXbrl.html?docins=../eventemi/eventemi_937620_1.zip#/visorXbrl). Toda la operación de Vaca Muerta está controlada por Vista Argentina

2. Curva tipo definida en 2018 sin reflejar los datos adquiridos en el primer pad de Bajada del Palo Oeste.

Petróleo EUR

(Mboe)972 Gas EUR (Bcf) 0,6

Total EUR

(Mboe)1.079

IP 30 (boe/d) 662Gas seco IP 30

(MMcf/d)0,4 IP 30 (boe/d) 736

Acum 180 días

(Mboe)147

Acum 180 días

(Bcf)0,09

Acum 180 días

(Mboe)163

Curva tipo de Vaca

Muerta(2)

psi milímetros

Días

Mboe

Días

Pico IP-30 (boe/d)

MdM-2013h 1.310

MdM-2014h 1.884

MdM-2015h 1.392

MdM-2016h 1.670

Promedio 1.564

Mboe/d

0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140

MdM-2013h MdM-2014hMdM-2015h MdM-2016h

110,3

150,4

145,8

117,2

Días

En promedio, la producción

acumulada de los 4 pozos está

21% por encima de la curva tipo

Presión de fondo del pozo estable

► Estricta política de gestión de presión para preservar la integridad de las

fracturas y la estabilidad del fondo del pozo

► Presiones de fondo de pozo superiores a 4.500 psi, fluyendo naturalmente

a través de un orificio de 7 mm de diámetro (18/64 pulgadas)

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0,3

0,6

0,9

1,2

1,5

1,8

2,1

2,4

16,8 16,9

14,1

11,812,6 12,0 11,8 – 12,6

2017 1T 2018 2T 2018 3T 2018 4T 2018 1T 2019 2T 2019E

27,2 24,6 24,0 24,0 24,7 24,7 24,0

0,4 0,2 0,1 0,75,1

2017 1T 2018 2T 2018 3T 2018 4T 2018 1T 2019 2T 2019

Convencional No Convencional

Evolución de la Producción y Costo Operativo(1)

Crecimiento en la producción total, impulsado tanto por petróleo como gas natural, y reducción del costo operativo unitario

Evolución de Producción Total (k boe/d)(2)

PRO FORMA ACTUAL

24,4 24,2 25,324,824,627,2

Costo operativo unitario (USD / boe)(2)

Se revirtió el declino de la producción convencional

12

1. Datos correspondientes a Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V.

2. La información de producción para 2017 y el período de tres meses terminado el 31 de marzo de 2018 corresponde a la información de producción de todos los activos adquiridos en la Combinación Inicial de

Negocios

PRO FORMA ACTUAL

29,1

E

150

88

35 30

90 90 90

Flujos decaja

generadospor las

actividadesoperativas

LTM

Efectivo yEquivalentes

2019 2020 2021 2022 2023

445 435

110 117 104 94116 - 123

2017 2018 2T 2018 3T 2018 4T 2018 1T 2019 2T 2019

182195

49 5740 37

50 - 53

2017 2018 2T 2018 3T 2018 4T 2018 1T 2019 2T 2019

Sólida Posición Financiera(1)

Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento significativo

Solido Flujo de Caja (USD MM)

Ingresos por Ventas (USD MM)

13

EBITDA Ajustado (USD MM)

1. Datos correspondientes a Vista Oil & Gas, S.A.B. de C.V.2. Los estimados de 2019 asumen un precio promedio de venta de petróleo de USD 60/boe y gas natural de USD 3,7 MM/boe. Dichas proyecciones se basan en supuestos sujetos a incertidumbres y contingencias

significativas, muchas de las cuales están fuera de control de la compañía. Por lo tanto podrán surgir diferencias entre los resultados reales y proyectados3. Solo considera las amortizaciones de capital4. Los préstamos actuales equivalen a USD 55,4MM, mientras que los préstamos no corrientes totalizan USD 279,9MM5. Calculado sobre el EBITDA Ajustado LTM de Vista S.A.B. – Consolidado a nivel grupo

EBITDA 2019E(2): USD 225MM

Margen EBITDA

Ajustado

45% 48% 39% 40%

Deuda Financiera (USD MM)

Desglose de la deuda financiera Al 31/03/19

Préstamo a plazo no garantizado de 5 años

Deuda local en Argentina (USD-equivalente)

Deuda financiera total(4)

(-) Efectivo, y equivalentes de efectivo

300,2

35,0

335,2

87,5

Deuda neta 247,7

Apalancamiento Bruto(5)

Apalancamiento Neto(5)

1,8 x

1,3 x

45%41% 42%

E E

Vencimientos Deuda Financiera (3)