VISTA

OPERACIONES

PRINCIPALES GENERADORES DE VALOR DE VISTA

Amplio inventario de pozos, de ciclo corto, listo para perforar

• Inventario de hasta ~1,160 locaciones listas para perforar en Vaca Muerta, y 311 pozos ya perforados (171 perforados como operador y 140 con nuestra participación en La Amarga Chica) a final del 2T-25

• Productividad de pozos shale oil entre las mejores de la cuenca

• 375.2 MMboe de reservas probadas (86% petróleo, 518.5 MMboe pro forma)⁽¹⁾ al FA 2024

• Plantas de tratamiento de crudo con capacidad para procesar 103 Mbbl/d en nuestros bloques operados (con upside adicional en La Amarga Chica)

Rendimiento operativo líder

• Producción total alcanzó 118.0 Mboe/d en 2T-25

• Se exportó el 61% de los volúmenes de venta de petróleo durante 2T-25, con 100% de los volúmenes del trimestre vendidos a paridad de exportación

• 4.7 $/boe de lifting cost en 2T-25, 66% debajo de 2018 ⁽²⁾

• Organización plana y ágil, liderada por un equipo ejecutivo experimentado en oil & gas

Sólido balance y rendimientos financieros

• Balance sólido con 154 $MM de caja, y un ratio de apalancamiento neto de 1.38x en base pro forma⁽¹⁾ al 2T-25

• EBITDA Ajustado de 1,263 $MM en LTM (1,766 $MM pro forma)⁽¹⁾⁽³⁾

• Margen de EBITDA Ajustado de 66% en 2T-25 con un precio realizado de crudo de 62.2 $/bbl ⁽⁴⁾

Cultura enfocada en la sustentabilidad

• Nuestro objetivo es reducir nuestra intensidad de emisiones de GEI a 7 kgCO2e/boe⁽⁴⁾ y generar suficientes créditos de carbono para igualar el tamaño de nuestra huella de carbono residual para 2026, a través del desarrollo de nuestra propia cartera de proyectos de soluciones basadas en la naturaleza

⁽¹⁾ Valores pro forma calculados como si Petronas E&P Argentina S.A. hubiera sido adquirida el 1 de enero de 2024
⁽²⁾ Lifting cost incluye la producción, el transporte, el tratamiento y los servicios de apoyo al campo; excluye las fluctuaciones de crudo, la depreciación, el agotamiento y la amortización, regalías y otros, los gastos de venta, los gastos de exploración, los gastos generales y administrativos, Otros ingresos operativos, Otros gastos operativos y Otros costos no erogables relacionados con la cesión de activos convencionales
⁽³⁾ EBITDA ajustado = (Pérdida) / Utilidad neta + Impuesto sobre la renta + Resultados financieros netos + Resultado de inversión en asociadas + Depreciaciones, agotamiento y amortizaciones + Gastos de reestructuración + Deterioro de activos de larga duración + Otros costos no erogables en efectivo relacionados con la cesión de activos convencionales + Ganancia por combinación de negocios
⁽⁴⁾ Margen de EBITDA ajustado = EBITDA ajustado / (Ingresos Totales + Ganancias del Programa de Incremento de las Exportaciones)
⁽⁵⁾ Emisiones de alcance 1 y 2 de nuestros activos operados en Argentina al 100% de participación

ARGENTINA

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

ACTIVOS EN ARGENTINA

Reservas P1 a fines del año 2024: 365.5 MMboe (99% operada, 86% petróleo) (508.8 MMboe pro forma) ⁽¹⁾

Producción 2T-25: 117.6 Mboe/d (63% operada, 87% petróleo)

• ~229,000 acres netos en la formación Vaca Muerta

• Hasta 1,473 locaciones de pozos identificadas, de las cuales 550 se encuentran en Bajada del Palo Oeste, 150 en Aguada Federal, 150 en Bajada del Palo Este, 150 en Bandurria Norte, 100 en Águila Mora, 50 en Coirón Amargo Norte y 323 en La Amarga Chica

• Potencial adicional al de-riskear niveles de navegación adicionales

• Plantas de tratamiento de crudo con capacidad para tratar 103 Mbbl/d en nuestros bloques operados (con upside adicional en La Amarga Chica)

• Concesiones no convencionales que vencen en 2050+

⁽¹⁾ Valores pro forma calculados como si Petronas E&P Argentina S.A. hubiera sido adquirida el 1 de enero de 2024

Águila Mora

• Acres netos: 21,128 (90% WI)

• Plazo de concesión: 2054

• Operador: Vista

• Compromiso: Inversiones por 32 $MM

Bajada del Palo Este

• Acres netos: 48,853 (100% WI)

• Plazo de concesión: 2053

• Operador: Vista

• Compromiso: Inversiones por 52 $MM

• Inventario: Se identificaron hasta 150 locaciones

• Producción: 3.0 Mboe/d en el 1T-23

Bajada del Palo Oeste

• Acres netos: 62,641 (100% WI)

• Plazo de concesión: 2053

• Operador: Vista

• Inventario: Se identificaron hasta 550 locaciones habiendo comprobado 3 niveles de navegación

• Producción: 33.2 Mboe/d en el 1T-23

Bandurria Norte

• Acres netos: 26,404 (100% WI)

• Plazo de concesión: 2050

• Operador: Vista

• Inventario: Se identificaron hasta 150 locaciones

Aguada Federal

• Acres netos: 24,058 (100% WI)

• Plazo de concesión: 2050

• Operador: Vista

• Inventario: Se identificaron hasta 150 locaciones

• Producción: 5.3 Mboe/d en el 1T-23

MÉXICO

Activos en México

Reservas P1 a fines del año 2024: 9.8 MMboe
Producción 2T-25: 0.4 Mboe/d

cs-01

• Mantenemos el 100% de interés operativo en el contrato para el bloque CS-01 en la cuenca Macuspana

• Producción incremental a través de actividades de 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 desarrollos, actualizaciones de infraestructura y exploración de formaciones más profundas no probadas