PRESENTACIÓN A INVERSIONISTAS

AGOSTO 2019

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

2

Este documento ha sido preparado por Vista Oil & Gas S.A.B. de C.V. (“Vista” o la “Compañía”) y no puede ser reproducido o distribuida a cualquier otra persona. Esta presentación ni sucontenido constituyen el sustento de un contrato o de un compromiso vinculante de cualquier naturaleza. Los receptores de este documento no deberán interpretar el contenido del mismocomo asesoría legal, fiscal o recomendación de compra o de inversión, por lo que deberán consultar a sus propios asesores para tal efecto. Este documento contiene estimaciones yanálisis subjetivos, así como aseveraciones. Cierta información contenida en el presente deriva de fuentes preparadas por terceros. Si bien se considera que dicha información es confiablepara efectos del presente, no nos pronunciamos sobre, ni garantizamos o asumimos obligación expresa o implícita alguna con respecto a la suficiencia, precisión o fiabilidad de dichainformación, ni de las aseveraciones, estimaciones y proyecciones contenidas en el mismo; por otro lado, nada de lo contenido en este documento deberá ser considerado como unaexpectativa, promesa o pronunciamiento respecto de un desempeño pasado, presente o futuro. Ni Vista, sus respectivos consejeros, funcionarios, empleados, miembros, socios,accionistas, agentes o asesores se pronuncian sobre o garantizan la precisión de dicha información. Este documento contiene, y en las pláticas relacionadas con las mismas se podránmencionar, “estimaciones futuras”. Las estimaciones futuras pueden consistir en información relacionada con resultados de operación potenciales o proyectados, así como una descripciónde nuestros planes y estrategias de negocio. Dichas estimaciones futuras se identifican por el uso de palabras tales como “puede”, “podría”, “podrá”, “debe”, “debería”, “deberá”,“esperamos”, “planeamos”, “anticipamos”, “creemos”, “estimamos”, “se proyecta”, “predecimos”, “pretendemos”, “futuro”, “potencial”, “sugerido”, “objetivo”, “pronóstico”, “continuo”, y otrasexpresiones similares. Las estimaciones a futuro no son hechos históricos, y se basan en las expectativas, creencias, estimaciones, proyecciones actuales, así como en variassuposiciones del equipo de administración, mismos que inherentemente por su naturaleza son inciertos y están fuera de nuestro control. Dichas expectativas, creencias, estimaciones yproyecciones se expresan sobre una base de buena fe y en el entendimiento de que el equipo de administración considera que existe un sustento razonable para los mismos. Sinembargo, no podemos asegurar que las expectativas, creencias, estimaciones y proyecciones del equipo de administración se realizarán, por lo que los resultados reales podrían diferirmaterialmente de lo que se expresa o se indica a manera de estimaciones futuras. Las declaraciones a futuro están sujetas a riesgos e incertidumbres que podrían provocar que eldesempeño o resultado reales difieran materialmente de aquellos que se expresan a manera de estimaciones futuras. Las estimaciones futuras se limitan a la fecha en las que sepronuncian. Vista no asume obligación alguna de actualizar estimaciones futuras para reflejar resultados reales, acontecimientos o circunstancias subsecuentes u otros cambios queafecten la información expresada en estimaciones futuras, salvo que y en la medida en que dicha actualización sea requerida en términos de la regulación aplicable. Cierta información deeste documento se basa en pronósticos del equipo de administración y refleja las condiciones de mercado prevalecientes, así como la visión de las mismas del equipo de administración ala fecha, todo lo cual se encuentra sujeto a cambios. Las estimaciones futuras en esta presentación podrán incluir, por ejemplo, declaraciones hipotéticas sobre: nuestra capacidad paracompletar cualquier operación comercial, los beneficios de dicha operación, nuestro desempeño financiero con posterioridad a dicha operación, cambios en las reservas y resultadosoperativos de Vista, y planes de expansión y oportunidades.Ningún pronunciamiento respecto a tendencias o actividades pasadas deberá considerarse como una declaración de que dichas tendencias o actividades continuarán aconteciendo en elfuturo. En consecuencia, no se debe confiar en dichas tendencias o declaraciones a futuro. Ni Vista o sus respectivas Afiliadas, asesores o representantes, serán responsables (pornegligencia o por cualquier otro motivo) en caso de pérdida o daños que se presenten con motivo del uso de este documento o su contenido, o que de cualquier otra manera se relacionecon el mismo. Cualquier receptor de este documento, al momento de su recepción, reconoce que el contenido del mismo es meramente informativo y que no abarca ni pretende abarcartodo lo necesario para evaluar una inversión, y que no se basará en dicha información para comprar o vender valores, llevar a cabo una inversión, tomar una decisión de inversión orecomendar una inversión a un tercero, por lo que dichas personas renuncian a cualquier derecho al que pudieran ser titulares que derive de o se relacione con la información contenida enesta presentación. Esta presentación no está dirigida a, o está destinada a distribuirse o usarse por, cualquier persona o entidad que sea ciudadano o residente en cualquier localidad,estado, país u otra jurisdicción donde dicha distribución o uso sean contrarios a la ley o donde se requiera de algún registro o licencia. Ni la CNBV, ni cualquier otra autoridad han aprobadoo desaprobado la información contenida en esta presentación, así como su veracidad y suficiencia.

Producción 2T1929.0

Mboe/d

Reservas 1P 2018(4) 57.6

MMboe

Costo operativo

unitario 1T19$12.3/boe

Acreage neto en

Vaca Muerta

~134,000

acres netos

Ingresos LTM(1) $435MM

EBITDA ajustado

LTM(1)(2) $186MM

Deuda neta $292MM

Apalancamiento

bruto / neto(3) 2.0x / 1.6x

3

Descripción de la compañía

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

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

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

Concentrada en la principal cuenca argentina

◼ Plataforma operativa en Argentina adquirida en abril de 2018

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

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

◼ Profesionales de primer nivel en posiciones claves con experiencia comprobada en el desarrollo de la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta

◼ Plan de crecimiento rentable que consta de casi 100% de activos operados y más de 400 pozos nuevos a perforar en ubicaciones ya identificadas de Vaca Muerta

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

Sólido desempeño operativo y financiero

Bloques en la cuenca Neuquina(5)

Base rentable de activos operados con potencial de crecimiento

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

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

Bloques de Vista con potencial no convencional Bloques convencionales de Vista

Coirón Amargo Sur

OesteCoirón Amargo Norte

25 de Mayo

Medanito

Águila Mora

Se alcanzó un crecimiento en la producción de 18% desde que se comenzó a operar

2018Real(2)

24,500 boe/d

$195MM

45%

$13.9/boe

$130MM

Producción diaria

EBITDA ajustado(3)

Margen de EBITDA ajustado

Costo operativo

Capex

2019Proyectado

2018Proyectado(1)

24,100 boe/d

$190MM

43%

$17.3/boe

$143MM

29,900 boe/d

$225MM

47%

∼$13/boe

$300MM

Plataforma preparada para el crecimientoCumplimos con las proyecciones de 2018 y confirmamos los objetivos de 2022

%

1.7%

2.6%

2 p.p.

(19.7)%

(9.1)%

Hitos operacionales LTM 2T19

Primer pad de 4 pozos en Bajada del Palo Oeste en producción con 4,283 boe/d en 2Q19

Se redujo el costo operativo unitario promedio de $16.9/boe a $12.3/boe(5)

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

4

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

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

netos + depreciaciones + otros ajustes.

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

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

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

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

24,500

65,000

2018 Real 2022 Objetivo

Crecimiento de producción objetivo

boe/d

Aspectos destacados de la inversión

5

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

Operación convencional estable y de bajo costo operativo

Locaciones altamente prospectivas ya en desarrollo en Vaca Muerta

con resultados sólidos

Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento

significativo

Organización plana y ágil liderada por un experimentado equipo de

gestión en petróleo y gas

Operación convencional estable y de bajo costo operativo

32.6 34.2

19.6

14.323.4(8.9)

2017 Producción Adiciones 2018

7

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

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

57.1Costo operativo unitario

($/boe)

Se revirtió el declino de la producción convencional

24.1

Producción total

(Mboe/d)

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

Reservas probadas

(MMboe)

(1)

52.257.6(2)

Petróleo Gas

(3)(4)

27.2

24.6 24.4 24.224.7

25.7

29.0

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

Conventional Unconventional

Pro forma Real

+18%

16.9

14.1

11.8 12.6 12.0 12.3

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

Pro forma Real

(27%)

Bloque W.I. (%)

Reservas

netas

2018 1P

(MMboe)

Acreage

neto

Producción

2T 2019

(Mboe/d)

Plazo de

concesión Operador

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

Bajada del Palo Oeste

(BPO)100% 15.9 62,641 8.9 2053 Si

Bajada del Palo Este

(BPE)100% 3.1 48,853 1.4 2053 Si

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

25 de Mayo Medanito 100% 8.6 32,247 3.7 2026 Si

Jaguel de los Machos 100% 7.0 48,359 4.6 2025 Si

Coirón Amargo Norte

(CAN)55% 0.6 14,629 0.3 2037 Si

Aguila Mora 90% – 21,128 – 2019 Si

Coirón Amargo Sur Oeste

(CASO)10% 1.3 1,644 0.3 2053 Si

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

No

roeste

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

Su

reste

CS-01 50.0% – 11,758 0.2 2047 Si

A-10 50.0% – 42,915 0.1 2047 Si

TM-01 50.0% – 8,944 – 2047 No

Total 57.6 588,925 29.0

Arg

en

tin

a

Neu

qu

ina

Go

lfo

San

Jo

rge

Me

xic

o

Tam

pic

o -

Mis

an

tla

59% 41%

Petróleo Gas

8

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

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

producción no convencional en Coirón Amargo Sur Oeste.

Producción total (2T19)

65%

33%

3%

Petróleo Gas GNL

29.0 Mboe/d

Reservas 1P(1)

(2018)

57.6 MMboe

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

◼ Recuperación primaria y secundaria mostrando rendimientos atractivos

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

◼ Producción de gas vendida a clientes industriales (74%), distribuidores & GNC (20%) y a los segmentos de generación y comercializadoras del mercado spot (6%)(4)

◼ Infraestructura de tratamiento y evacuación instalada con capacidad ociosa

(1) (5)

(8)

Perfil de activos

(9)

(9)

(2)

(7)

(6) Incluye Entre Lomas Neuquén y Entre Lomas Río Negro.(7) Incluye Jarilla Quemada y Charco del Palenque.(8) Una solicitud de concesión no convencional por 35 años se presentó ante la Provincia de Neuquén

el 11 de junio de 2019. El decreto provincial que autoriza dicha solicitud se espera para agosto.(9) Vista operará el campo una vez aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos "CNH".

~1,100 pozos productores

activos

Producción de crudo tipo

Medanito con API >30

+200 pozos de inyecciónÍndice de reemplazo de

reservas 2018 161%

(6)

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

0

50

100

150

200

250

300

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Repaso de la historia de Vaca MuertaDesarrollo en aceleración

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

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

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

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

Oct-2014: Congreso sanciona Nueva Ley de Hidrocarburos

Dic-2014: YPF firma acuerdo con Petronas

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

Mar-2017: Tecpetrolcomienza el desarrollo masivo en Fortín de Piedra

Abr-2017: YPF firma acuerdo con Schlumberger

May-2017: YPF firma acuerdo con Shell

Ago-2017: YPF firma acuerdo con Equinor

May-2013: Primer EPF

no convencional en

Loma La Lata Norte

Jun-2013: La EIA

indica que Vaca

Muerta es el segundo

mayor yacimiento de

gas shale y el cuarto

mayor de petróleo

shale en el mundo

Jul-2013: Nueva

concesión de Loma

Campana aprobada

(35 años)

Ago-2013: YPF firma

el acuerdo con

Chevron

Sep-2013: YPF firma

acuerdo con Dow

(Mboe/d)

Mar-2014: YPFintroduce walking rigsen Vaca Muerta

Abr-2014: YPF inicia desarrollo masivo en Loma Campana

Abr-2018: Vista adquiere activosde Pampa y Pluspetrol

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

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

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

Jun-2018: Exxon firma acuerdo con Qatar Petroleum

Dic-2018: YPF inicia desarrollo masivo en La Amarga Chica

Dic-2018: YPF firma acuerdo con Petronas

Feb-2019: Vista completa el primer pad en Bajada del Palo Oeste

10

◼ Acres netos: 21,128 (90% WI)

◼ Plazo de concesión: Solicitud de concesión no

convencional presentada el 11 de junio - se espera

autorización mediante Decreto Provincial en agosto

◼ Operador: Vista

11

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

Águila Mora

Bajada del Palo Este

◼ Acres netos: 48,853 (100% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

◼ Operador: Vista

◼ Compromiso: Gastos de capital por $52MM hasta

diciembre de 2021

Bajada del Palo Oeste

◼ Acres netos: 62,641 (100% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

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

produciendo)

◼ Operador: Vista

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

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

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

2T19

Coirón Amargo Sur Oeste

◼ Acres netos: 1,644 (10% WI)

◼ Plazo de concesión: 2053

◼ Plan 2019: 3 pozos nuevos en producción (completados

en el 1T19)

◼ Operador: Shell

◼ Cuatro pozos actualmente en producción que validan la

curva tipo de Vista

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

Áreas productivas Piloto / Delineación

Los números de las líneas de contorno indican grados API

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

1-Mar-19 21-Mar-19 10-Apr-19 30-Apr-19 20-May-19 9-Jun-19 29-Jun-19 19-Jul-19

153 díasLaCocina

Orgánico

CarbonatoInferior

CarbonatoMedio

CarbonatoSuperior

Desarrollo de Vista en Vaca MuertaAcreage en Bajada del Palo Oeste

Múltiples horizontes de navegación potenciales

Potenciales propiedades geológicas de primer nivel(1)

Permian (Wolfcamp)

Eagle FordBajada del Palo Oeste

COT (%) 3 3 - 54.2

Espesor (m) 200 - 300 30 - 100250

Presión (psi/ft) 0.6 0.5 – 0.90.9

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

12

Mboe/d

Incremento en la producción no convencional

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

800 – 900ft / 250 – 300m longitud lateral

Plan base

Inventario de perforación

+400 pozos

PotencialPlan base

▪ Resultados sólidos y consistentes en los 4 pozos en el primer pad

▪ Se finalizó la perforación y completación del segundo pad de 4

pozos con mejoras en eficiencia

Ubicación de los primeros padsde Vista

Desarrollo de cubos conceptual

~250m

Petróleo Gas

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

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

BAJADA DEL PALO OESTE

Desarrollo Fast track

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

Desarrollo del bloque en modo factoríaRamp-up

Desarrollo del bloque en modo factoría

Fase piloto 1Fase de delineaciónDesarrollo típico

Etapa actual

Locación lista

Set de fractura completando el 1er pad

Guías e Intermedias ya perforadas

por un spudder rig

Walking rig perforando secciones horizontales en el

segundo pad

13Perforación Completación

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

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

• Reducción de costos

• Mínimo impacto ambiental

• 7,500 viajes de camiones evitados

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

14

100% de la completación utilizando sand boxes

• Exposición mínima al polvillo de arena

• Mejora de logística y reducción de costos de transporte

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

15

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

Tecnología de vanguardia

16

Costos de perforación y terminación dentro del presupuesto

Métrica Promedio por pozo

Primer pad Segundo pad

Longitud lateral

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

Etapas (#) 34 36

Espaciamiento de

fracturas

(metros/pies)

75 / 246 60 / 197

Hitos del primer pad

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

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

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

◼ 10 clusters por etapa

Hitos del segundo pad

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

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

◼ Reducción de espaciamiento de fractura de 75 a 60 metros

Reducción significativa de costos en segundo pad

13.8

12.6

Primer pad Segundo pad

Costo de perforación y terminación por pozo

Costo de completación

$MM $/etapa

0.220.20

Primer pad Segundo pad

Mejoras de eficiencia en el segundo pad

477

726

Primer pad Segundo pad

pies/día

5.0

7.6

Primer pad Segundo pad

etapas/día

Desarrollo en Vaca Muerta (1/2)Mejoras significativas en la perforación y completación del primer al segundo pad

Velocidad de perforación Velocidad de completación

+52% +52%

(9%) (9%)

Perforación:

◼ Perforación de secciones superficiales 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

Formación Primer pad Segundo pad

Carbonato Superior A ser testeado por Vista

Carbonato Medio A ser testeado por Vista

Carbonato Inferior A ser testeado por Vista

Orgánico

La Cocina

MdM-2013h MdM-2015h

MdM-2016hMdM-2014h

MdM-2029h MdM-2032h

MdM-2030h

(1) Curva tipo definida en 2018 sin reflejar los datos adquiridos en el primer pad de Bajada del Palo Oeste.17

Rendimiento sobresaliente de producción por encima de la curva tipo de Vista

Desarrollo en Vaca Muerta (2/2)Resultados sólidos del primer pad de 4 pozos en Bajada del Palo Oeste conectado en el 1T19

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170

MdM-2013h MdM-2014h MdM-2015h MdM-2016h Vista's type curve (1.1 Mmboe)

En promedio, la

producción acumulada de

los 4 pozos está 22% por

encima de la curva tipo

Dos zonas de aterrizaje probadas con éxito

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

180.1

177.6

138.1

133.3

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 90 100 110 120 130 140 150 160 170

MdM-2013h MdM-2014h MdM-2015h MdM-2016h Vista's type curve (1.1 Mmboe)

Mboe/d

Días

MdM-2033h

(1)

Petróleo EUR (Mboe) 972 Gas EUR (Bcf) 0.6 Total EUR (Mboe) 1,079

Pico IP 30 (boe/d) 1,017Gas seco Pico IP 30

(MMcf/d)0.6 Pico IP 30 (boe/d) 1,119

Acum 180 días (Mboe) 147 Acum 180 días (Bcf) 0.09Acum 180 días

(Mboe)163

Curva tipo de Vaca

Muerta(1)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

1 2 3 2 4 3 4 5 3

Vis

ta 6 4 7 1 3 4 7 7

Vis

ta 2 1 7 4 2 7 2 8 7 6 7 4

Vis

ta 7 6 7 1 1

Vis

ta 7 3 7 3 4 9 8

10 4 8 7 2

10

11

11 1 7

12 4 8 8 8 8

10

13 3 8

11

11 8 8

10 4 7 3 8

14 8 4 7 3 5

13

10

15 8

10 4 2 8 4 2

10 8

13

16

10 5 9

11 9 5 4

15

10 8

18

Primer pad de 4 pozos rindiendo en línea con el mejor cuartil de pozos en la cuenca(1)…

….y comparando favorablemente con los 100 mejores pozos de Permian(2)

(1) Capítulo IV - Secretaría de Energía de Argentina; Información preliminar del 5to mes de Vista; 90 pozos más productivos de la cuenca Neuquina.

(2) Basado en curvas IP30. Los pozos se normalizaron a la longitud horizontal promedio de Vista de 8,366 pies. Solo incluye los pozos de Permian cargados con petróleo con longitudes horizontales de más

de 7,500 pies perforados por operadores públicos desde octubre de 2018. De 129 pozos, se muestran 100 pozos del Permian con una producción ajustada por longitud horizontal superior a 500 boe/d.

Mboe/d

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

Month 1 Month 2 Month 3 Month 4 Month 5Mes 1 Mes 5Mes 4Mes 3Mes 2

Mboe/d

Desarrollo de Vista en Vaca MuertaResultados sólidos del primer pad de 4 pozos en Bajada del Palo Oeste conectado en el 1T19

Compañías

CU

ST

OM

LA

YO

UT

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

Robusta generación de flujo de caja con potencial de crecimiento significativo

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

20

Caso de negocio

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

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

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

Resumen de la transacción

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

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

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

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

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

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

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

21

Vista Argentina recaudó $50 millones una emission de

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

emisión subsecuente de un bono local a 36 meses

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

36-month class, respectively

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

• Quarterly interest payments

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

acciones en NYSE y BMV y comenzó a cotizar en NYSE

• Fondos brutos totalizaron aproximadamente $ 101 millones

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

acciones en circulación

• Las acciones fueron emitidas a 9.25 $/acción

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

en NYSE

Flujo de fondos consolidado de Vista del 2T 2019

$MM

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

(2) La deuda corriente es de 85.9 $MM mientras que la deuda no corriente totaliza $MM 280.3

(3) Excluye pago de impuestos; Incluye propiedades, plantas y equipos pendientes de ser pagados al

30 de junio de 2019

(4) Pago del impuesto a las ganancias del año fiscal 2018

(5) Reversión de propiedades, plantas y equipos pendientes de ser pagados al 30 de junio de 2019

(6) Pro forma a la emission de capital de $100 millones; fondos netos estimados de $93.24 millones

Resumen financieroSólida posición financiera

22

Apalancamiento bruto

Apalancamiento neto

2.0 x

1.6 x

Ratios de apalancamiento al 30 de junio de 2019(1)Desglose de la deuda financiera Al 30 de junio de 2019

Préstamo no garantizado a plazo de 5 años

Deuda local en Argentina (denominada en US$)

Deuda financiera total(2)

(-) Efectivo, y equivalentes de efectivo

305.6

60.6

366.2

74.5

Deuda neta $291.8

Apalancamiento neto pro forma(6) 1.1 x

(3)

Flujo de actividades operativas Flujo de actividades de inversión

(4) (5)

23

Panorama positivo para crecimiento futuroPlan de crecimiento impulsado por Vaca Muerta soportado por la operación convencional

24

34

2018A 2019E

130

300

2018A 2019E

ProducciónPozos perforados

(1) Las proyecciones de 2019 asumen un precio promedio de venta de petróleo de $60/boe y gas natural de $3.7/MMboe.Nota importante: Las proyecciones se basan en supuestos que están inherentemente sujetos a incertidumbres y contingencias significativas, muchas de las cuales están fuera de nuestro control. Habrá diferencias entre los resultados reales y proyectados, y los resultados reales pueden ser materialmente mayores o significativamente menores que las proyecciones.

(#) ($MM) (Mboe/d)

No convencionalConvencional

24.529.9

2018A 2019E

Capex

EBITDA ajustado(1)Costo operativo unitario

13.9 ~13.0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2018A 2019E

195225

45% 47%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

0

50

100

150

200

250

2018A 2019E

Margen EBITDA ajustado (%)

($/boe) ($MM)

Ventas(1)

($MM)

436480

2018A 2019E

+42%

(6%)

+131%+22%

+10% +15%

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

Susan L. Segal – Independiente

Miembro de Board of Americas Society / Council of the Americas, the Tinker Foundation, Scotiabank y MercadoLibre, así como Presidente del consejo de Scotiabank USA

▪ Sarah Lawrence University y MBA de la Universidad de Columbia

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

25(1) Schlumberger Production Management y Schlumberger Integrated Project Management, segmentos de negocio de Schlumberger Ltd.

Juan Garoby – Director de Operaciones

+20 años de experiencia en exploración y producción y servicios petroleros

▪ Fue Vicepresidente Interino del área de Exploración y Producción, Director del área de Perforación y Completación y Director de no convencional en YPF y Presidente de YPF Servicios Petroleros (empresa de servicios petroleros de YPF)

▪ Experiencia previa en Baker Hughes y Schlumberger

▪ Ingeniero en Petróleo del lnstituto Tecnológico de Buenos Aires

Alejandro Cherñacov – Director de Planificación Estratégica y Relación con Inversionistas+13 años de experiencia en la estrategia de E&P y relación con inversionistas

▪ Fue Director de Finanzas de una compañía de E&P small-cap listada en Canadá

▪ Fue Gerente de Relación con Inversionistas en YPF

▪ Maestría en Finanzas por la Universidad Di Tella; Certificado profesional de Planificación Estratégica y Administración de Riesgos de la Universidad de Stanford; Licenciado en Economía de la Universidad de Buenos Aires

Pablo Vera Pinto – Director de Finanzas

+15 años de experiencia en el desarrollo de negocios internacionales, consultoría y banca de inversión

▪ Anteriormente fue Director de Desarrollo de Negocios en YPF ; miembro de los consejos de administración de Profertil (Agrium-YPF), Dock Sud (Enel-YPF) y de Metrogas (YPF)

▪ Experiencia previa en McKinsey y Credit Suisse

▪ MBA INSEAD; Economista de la Universidad Di Tella

Presidente del consejo y CEO

Miguel Galuccio▪ +25 años de experiencia en el sector energético a lo largo de cinco continentes (petróleo y gas y servicios petroleros)

▪ Consejero independiente del consejo de administración de Schlumberger

▪ Ex Presidente y Director General de YPF y Ex Presidente de Schlumberger SPM/IPM(1)

▪ Ingeniero en Petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires

Gastón Remy – Director General Vista Argentina

+15 años de experiencia en la industria energética

▪ Anteriormente, Presidente de Dow Argentina y sur de Latinoamérica

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

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

Kenneth Ryan –No independiente

Socio, Director de Desarrollo Corporativo, Estrategias de Capital y Relaciones con Inversores en Riverstone en Nueva York

▪ Facultad de Derecho de la Universidad de Dublín, Trinity College

Mauricio Doehner Cobián – Independiente

Vicepresidente Ejecutivo de Asuntos Corporativos y Gestión de Riesgos en Cemex desde 2014

▪ Bachiller en Economía del Tecnológico de Monterrey, MBA del IESE/IPADE y un Certificado Profesional en Inteligencia Competitiva otorgado por la FULD Academy of CompetitiveIntelligence en Boston, Massachusetts

Pierre-Jean Sivignon – Independiente Asesor del presidente y CEO de Carrefour Group en París hasta diciembre de 2018, donde anteriormente ocupó el cargo de CEO adjunto, Director financiero y miembro del consejo

▪ Bachiller francés con honores y MBA de la ESSEC (Ecole Superieure des SciencesEconomiques et Commerciales)

Mark Bly – Independiente

+30 años de experiencia en la industria de petróleo y gas

▪ Ocupó varios cargos ejecutivos internacionales en BP

▪ Maestría en Ingeniería Estructural de la Universidad de California y una licenciatura en Ingeniería Civil de la Universidad de California

Consejo de administración con profesionales de clase mundialEquipo ejecutivo de alto rendimiento

Comentarios finales

26

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

Operación convencional estable y de bajo costo operativo

Locaciones altamente prospectivas ya en desarrollo en Vaca Muerta

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

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YO

UT

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

Apéndice

Ingresos y preciosCrecimiento en ingresos impulsado por mayor producción

28

68.056.7 59.8

2T 2018 1T 2019 2T 2019

4.83.7 3.8

2T 2018 1T 2019 2T 2019

110.393.7

120.4

2T 2018 1T 2019 2T 2019

Precio promedio de crudo$/bbl

Precio promedio gas natural$/MMBtu$MM

Ventas

▪ Impulsado por mayores

volúmenes vendidos,

parcialmente compensado por

menores precios realizados

▪ Ventas principalmente a Trafigura

and Shell

▪ Precios de venta impactados por

un precio de promedio de Brent

más bajo y formula basada en

paridad de exportación

▪ Ventas más suaves

principalmente debido a un

mercado doméstico de gas

natural con exceso de oferta

+9% (12)%

(21)%

(1) Incluye fluctuación del inventario del crudo por $MM 0.4

Costo operativoFuerte caída interanual del lifting cost

29

31.327.8

32.5

2T 2018 1T 2019 2T 2019

Costo operativo$MM

Costo operativo unitario$/boe

14.1

12.0 12.3

2T 2018 1T 2019 2T 2019

+4%(13)%

(1) (1)

▪ Continuación del foco en control de costos bajo nuevo modelo de contratación; caída en el lifting cost

respecto al 2T 2018 impulsado por el crecimiento en la producción shale con costos incrementales mínimos

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

EBITDA ajustadoCrecimiento interanual impulsado por el crecimiento de la producción shale

30

49.1

37.1

51.5

2T 2018 1T 2019 2T 2019

EBITDA ajustado(1)

$MM

Margen de EBITDA ajustado%

45%40%

43%

2T 2018 1T 2019 2T 2019

+5%

▪ Crecimiento en producción supera los menores precios realizados

Balance consolidadoAl 30 de junio de

2019

Al 31 de diciembre de

2018

Efectivo y equivalentes de efectivo 74.5 80.9

Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 109.5 86.1

Inventarios 16.8 18.2

Total activos corrientes 200.8 185.1

Propiedad, planta y equipos 898.1 820.7

Crédito mercantil 28.5 28.5

Derecho de uso de activos 9.8 -

Otros activos intangibles 32.0 31.6

Cuentas por cobrar y otras cuentas por cobrar 18.4 20.2

Total activos no corrientes 986.8 901.0

Total activos 1,187.6 1,086.1

Provisiones 4.7 4.1

Préstamos 85.9 10.4

Salarios y contribuciones sociales por pagar 6.2 6.3

Impuesto a la utilidad por pagar - 22.4

Pasivo por arrendamientos 4.5 -

Otros impuestos y regalías por pagar 7.4 6.5

Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 73.8 84.3

Total pasivos corrientes 182.5 134.1

Pasivos por impuestos diferidos, netos 134.4 133.8

Provisiones 16.0 16.2

Pasivos por arrendamientos 5.5 -

Préstamos 280.3 294.4

Títulos opcionales del promotor 35.7 23.7

Obligación por planes de beneficios definidos,

neta4.5 3.3

Cuentas por pagar y otras cuentas por pagar 0.8 1.0

Total pasivos no corrientes 477.3 472.4

Total pasivos 659.8 606.5

Total capital contable 527.8 479.7

Total pasivos y capital contable 1,187.6 1,086.1

Balance consolidadoMontos expresados en $MM

31

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

Estado de resultados consolidadoMontos expresados en $MM

32

Reconciliación del EBITDA ajustado(1)

El EBITDA ajustado para el 2T19 fue de $51.5MM, con un margen

de EBITDA ajustado del 43%

Reconciliación del EBITDA ajustado ($MM)1 de abril 2019 a

30 de junio 2019

1 de abril 2018 a

30 de junio 2018

Utilidad (pérdida) neta del período 3.7 -40.9

Impuestos sobre la renta – diferido/actual -1.3 31.4

Otros resultados financieros, neto 4.8 19.1

Utilidad de operación (pérdida) 7.2 9.7

Depreciación 44.3 30.9

Gastos de reestructuración 0 6.2

Otros ajustes - 2.4

EBITDA ajustado(1) 51.5 49.1

Margen de EBITDA ajustado (%) 43% 45%

Estado de resultados1 de abril 2019 a

30 de junio 2019

1 de abril 2018 a

30 de junio 2018

Ventas 120.4 110.3

Ventas de crudo 97.5 85.3

Ventas de gas natural 20.2 22.7

Ventas de gas natural licuado 2.7 2.3

Costo de ventas 92.9 79.1

Costos de operación 32.5 30.9

Fluctuación del stock de petróleo crudo -2.0 0.4

Depreciación 44.3 30.9

Regalías 18.2 16.9

Utilidad bruta 27.4 31.2

Gastos de ventas y administrativos 20.0 13.4

Gastos de exploración 0.8 0.3

Otros ingresos / gastos operativos, netos -0.6 7.8

Utilidad de operación (pérdida) 7.2 9.7

Ingresos por intereses 0.2 -0.5

Gastos por intereses -6.5 -2.7

Otros resultados financieros, neto 1.5 -15.9

Resultados financieros netos -4.8 -19.1

Utilidad (pérdida) antes de impuestos 2.4 -9.5

Impuestos sobre la renta – diferido/actual 1.3 -31.4

Utilidad (pérdida) neta del período 3.7 -40.9

33

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

Medanito / Jaguel de los Machos

(MED-JDM)Capacidad

Planta de tratamiento de

petróleo

~19

Mbbl/d

Planta de tratamiento de agua ~70

Mbbl/d

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

Gasoductos TGS/TGN & Oldelval

Instalaciones petroleras

Instalaciones de gas

Planta de tratamiento de crudo (PTC)

Tratamiento de agua

Procesamiento de gas (LPG – HRU)

Batería

Planta de tratamiento de crudo (PTC)

Planta de inyección de agua salada (PIAS)

Batería

Satélites

Arrendamiento automático de la unidad LACT

EL

MED - JDM

Coirón Amargo

Sur Oeste

Bajada del

Palo OesteBajada del

Palo Este

Agua Amarga

Coirón

Amargo

Norte

Entre Lomas

Jaguel de los Machos

25 de Mayo Medanito

PIAS

1BP

2BMo

2EL

1LO

4PB

6PB

7PB8PB

s1BMo

sChdPS

LPG-HRUULACT

4CB

7

PIAS

PTC

s1LO

1EC

6CB

3CB

2CB

4PB

1EL

s2EL

sLPi

s1BoMo2sBP

s1BP

s5CB

5

5

N2N1

Entre Lomas (EL) Capacidad

Planta de

tratamiento de

petróleo

~25

Mbbl/d

Procesamiento de

gas (LPG-HRU)

~45

Mscf/d

Planta de

tratamiento de agua

~80

Mbbl/d

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

34

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 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

◼ 1T19 producción neta: 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 1T19 : 0.2 Mboe/d(1)

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

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

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

B

Operador

Vista

Vista

Jaguar

(1) Vista es dueño del 50%.