PROSPECTO

COMPAÑÍA GENERAL DECOMBUSTIBLES S.A.

PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO CONVERTIBLES EN ACCIONES) POR UN VALOR NOMINAL DE HASTA US$250.000.000

(O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS)

El presente prospecto contiene y actualiza la información del prospecto de fecha 14 de abril de 2015 (el “Prospecto”) y corresponde al programa de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) por un valor nominal de hasta US$250.000.000 (o su equivalente en otras monedas) creado por Compañía General de Combustibles S.A. (la “Compañía”) para la emisión y re-emisión de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) a corto, mediano o largo plazo, con o sin garantías, con o sin recurso limitado, subordinadas o no (el “Programa” y las obligaciones negociables emitidas bajo el mismo, las “Obligaciones Negociables”).

Las Obligaciones Negociables emitidas en el marco del Programa serán emitidas en clases (cada una, una “Clase”) y cada Clase podrá comprender una o más series (cada una, una “Serie”). El monto y denominación, moneda, precio de emisión, fechas de amortización y vencimiento e intereses, junto con los demás términos y condiciones de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, se detallarán en un suplemento de precio correspondiente a cada Clase y/o Serie (cada uno, un “Suplemento de Precio”) el cual complementará los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables descriptos en el presente en las Secciones “Datos estadísticos y programa previsto para la oferta” y “De la Oferta y la Negociación”.

Oferta Pública autorizada por Resolución Nº 17.570 de fecha 10 de diciembre de 2014 de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”). Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto es exclusiva responsabilidad del directorio y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Compañía y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros que se acompañan y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley Nº 26.831 (la “Ley de Mercado de Capitales”). El directorio de la Compañía manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene a la fecha de su publicación, información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la Compañía y de toda aquélla que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes.

Las Obligaciones Negociables constituirán, una vez emitidas, obligaciones negociables simples no convertibles en acciones emitidas conforme a la Ley Nº 23.576 (junto con sus modificatorias, la “Ley de Obligaciones Negociables”), y se emitirán y colocarán de acuerdo con dicha ley, la Ley de Mercado de Capitales (junto con sus modificatorias y reglamentarias incluyendo, sin limitación, el Decreto N° 1023/2013) las normas de la CNV texto según la Resolución General N° 622/2013 y sus eventuales modificatorias y complementarias (las “Normas de la CNV”), y cualquier otra ley y/o reglamentación aplicable, y gozarán de los beneficios establecidos en dichas normas, y estarán sujetas a los requisitos de procedimiento establecidos en las mismas.

A menos que las Obligaciones Negociables se encuentren registradas bajo la ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de 1933 (la “Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos”), las Obligaciones

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Negociables solo serán ofrecidas en transacciones exceptuadas de registro bajo la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos y las leyes de valores negociables de otras jurisdicciones. Consecuentemente, las Obligaciones Negociables solo serán ofrecidas y vendidas bajo la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos o en transacciones exceptuadas de registración bajo la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos a “compradores institucionales calificados” o qualified institutional buyers según los define la Rule 144A bajo la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos, o fuera de los Estados Unidos bajo la Regulation S de la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos.

El Programa tiene una duración de cinco años contados a partir de la fecha de la Resolución N° 17.570 de la CNV de fecha 10 de diciembre de 2014 o el plazo máximo que pueda ser fijado por las futuras regulaciones que resulten aplicables, en cuyo caso el directorio de la Compañía podrá decidir la extensión del plazo de vigencia.

La creación y términos y condiciones del Programa ha sido autorizada por la asamblea general extraordinaria de accionistas de la Compañía de fecha 2 de octubre de 2014, y por reunión de directorio de la Compañía de la misma fecha. El proyecto de Prospecto fue autorizado por acta de directorio de fecha 2 de octubre de 2017. La versión definitiva del Prospecto fue autorizada por acta de subdelegados de fecha 2 de noviembre de 2017.

El Programa no cuenta con calificación de riesgo. La Compañía podrá calificar una o más Clases y/o Series de Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa, con una o dos calificaciones, conforme lo determine en cada oportunidad el directorio de la Compañía y se indique en el respectivo Suplemento de Precio. Ver la Sección “Datos estadísticos y Programa previsto para la oferta” - “Calificación de Riesgo”.

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en este Prospecto y en los Suplementos de Precio correspondientes (incluyendo sin limitación lo expuesto en la Sección “Información clave sobre la Compañía” - “Factores de Riesgo” de este Prospecto).

La Compañía podrá solicitar el listado de las Obligaciones Negociables en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (“BYMA”) a través de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires S.A. (la “BCBA”) y/o su negociación en el Mercado Abierto Electrónico S.A. y/o el listado en cualquier bolsa de comercio o mercado de valores local o del exterior.

Podrán solicitarse copias del Prospecto, de su versión resumida y de los estados financieros de la Compañía referidos en el Prospecto, así como, eventualmente, los Suplementos de Precio, en la sede social de la Compañía sita en Bonpland 1745, Ciudad de Buenos Aires, en días hábiles en el horario de 10 a 18 hs, teléfono/fax (5411) 4849-6100. Asimismo, el Prospecto definitivo y su versión resumida estarán disponibles en la página web de la CNV (http://www.cnv.gob.ar), en el ítem Información Financiera y en el sitio web institucional de la Compañía http://www.cgc.com.ar.

La fecha del Prospecto es 7 de noviembre de 2017

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CONTENIDO

NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES 4PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA Y OTRAS CUESTIONES 6RESUMEN DE LA INFORMACIÓN SOBRE LA COMPAÑÍA Y OTRA INFORMACIÓN CONTENIDA EN ESTE PROSPECTO 12DATOS SOBRE DIRECTORES, GErentes, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN 23DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA 33INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA COMPAÑÍA 38INFORMACIÓN SOBRE LA COMPAÑÍA86reSEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA compañía 176DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA Y EMPLEADOS 205ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS 207INFORMACIÓN CONTABLE 210DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN 211INFORMACIÓN ADICIONAL 219

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NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

Antes de tomar una decisión de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en este Prospecto y en el Suplemento de Precio correspondiente (complementados y/o modificados, en su caso, por los avisos, actualizaciones y demás documentos correspondientes).

Al tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá basarse en su propio análisis de la Compañía, de los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, y de los beneficios y riesgos involucrados. El contenido de este Prospecto y/o del Suplemento de Precio correspondiente no debe ser interpretado como asesoramiento legal, comercial, financiero, impositivo y/o de otro tipo. El público inversor deberá consultar con sus propios asesores respecto de los aspectos legales, comerciales, financieros, impositivos y/o de otro tipo relacionados con su inversión en las Obligaciones Negociables.

No se ha autorizado a ningún organizador, agente colocador y/u otra persona a brindar información y/o efectuar declaraciones respecto de la Compañía y/o de las Obligaciones Negociables que no estén contenidas en el presente Prospecto y/o en el Suplemento de Precio correspondiente, y si se brindara y/o efectuara, dicha información y/o declaraciones no podrán ser consideradas autorizadas y/o consentidas por la Compañía, y/o los correspondientes organizadores o agentes colocadores.

Ni este Prospecto ni el Suplemento de Precio correspondiente constituirán una oferta de venta y/o una invitación a formular ofertas de compra, de las Obligaciones Negociables en aquellas jurisdicciones en que la realización de dicha oferta y/o invitación no fuera permitida por las normas vigentes. El público inversor deberá cumplir con todas las normas vigentes en cualquier jurisdicción en que comprara, ofreciera y/o vendiera las Obligaciones Negociables y/o en la que poseyera y/o distribuyera este Prospecto y/o el Suplemento de Precio correspondiente y deberá obtener los consentimientos, las aprobaciones y/o los permisos para la compra, oferta y/o venta de las Obligaciones Negociables requeridos por las normas vigentes en cualquier jurisdicción a la que se encontraran sujetos y/o en la que realizaran dichas compras, ofertas y/o ventas. Ni la Compañía ni los correspondientes organizadores y/o agentes colocadores tendrán responsabilidad alguna por incumplimientos a dichas normas vigentes.

Ni la entrega de este Prospecto y/o del Suplemento de Precio correspondiente, ni la oferta y/o venta de Obligaciones Negociables en virtud de los mismos, en ninguna circunstancia, significará que la información contenida en este Prospecto es correcta en cualquier fecha posterior a la fecha de este Prospecto.

En caso de distribuirse versiones preliminares del Prospecto (con la leyenda correspondiente), conforme lo previsto en el Artículo 8, Sección II, del Capítulo IX, del Título II de las Normas de la CNV, el mismo será confeccionado por la Compañía únicamente para ser utilizado en relación con la colocación de las Obligaciones Negociables descriptas en ese documento. La recepción de dicho documento preliminar es personal para cada destinatario de la oferta y no constituye una oferta a ninguna otra persona o al público en general para que suscriban o de otro modo adquieran las Obligaciones Negociables. La distribución de dicho documento preliminar a cualquier persona distinta de dicho destinatario de la oferta y de las personas, en su caso, contratadas para asesorar a dicho destinatario de la oferta en relación con los títulos no está autorizada, y cualquier manifestación de cualquier parte de su contenido, sin el previo consentimiento por escrito de la

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Compañía, está prohibida. Cada destinatario de la oferta preliminar, al aceptar recibir dichos documentos preliminares, acuerda lo manifestado en este párrafo y a no distribuir ningún documento allí mencionado.

LOS AGENTES COLOCADORES QUE PARTICIPEN EN LA COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES POR CUENTA PROPIA O POR CUENTA DE LA COMPAÑÍA PODRÁN REALIZAR OPERACIONES DESTINADAS A ESTABILIZAR EL PRECIO DE MERCADO DE DICHAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, UNA VEZ QUE ÉSTAS INGRESARON EN LA NEGOCIACIÓN SECUNDARIA, CONFORME CON EL ARTÍCULO 12 DE LA SECCIÓN III DEL CAPÍTULO IV DEL TÍTULO VI DE LAS NORMAS DE LA CNV Y DEMÁS NORMAS VIGENTES (LAS CUALES PODRÁN SER SUSPENDIDAS Y/O INTERRUMPIDAS EN CUALQUIER MOMENTO). DICHAS OPERACIONES DEBERÁN AJUSTARSE A LAS SIGUIENTES CONDICIONES: (I) EL PROSPECTO CORRESPONDIENTE A LA OFERTA PÚBLICA EN CUESTIÓN DEBERÁ HABER INCLUIDO UNA ADVERTENCIA DIRIGIDA A LOS INVERSORES RESPECTO DE LA POSIBILIDAD DE REALIZACIÓN DE ESTAS OPERACIONES, SU DURACIÓN Y CONDICIONES; (II) LAS OPERACIONES PODRÁN SER REALIZADAS POR AGENTES QUE HAYAN PARTICIPADO EN LA ORGANIZACIÓN Y COORDINACIÓN DE LA COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LA EMISIÓN; (III) LAS OPERACIONES NO PODRÁN EXTENDERSE MÁS ALLÁ DE LOS PRIMEROS TREINTA (30) DÍAS CORRIDOS DESDE EL PRIMER DÍA EN EL CUAL SE HAYA INICIADO LA NEGOCIACIÓN SECUNDARIA DEL VALOR NEGOCIABLE EN EL MERCADO; (IV) PODRÁN REALIZARSE OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN DESTINADAS A EVITAR O MODERAR ALTERACIONES BRUSCAS EN EL PRECIO AL CUAL SE NEGOCIEN LOS VALORES NEGOCIABLES QUE HAN SIDO OBJETO DE COLOCACIÓN PRIMARIA POR MEDIO DEL SISTEMA DE FORMACIÓN DE LIBRO O POR SUBASTA O LICITACIÓN PÚBLICA; (V) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN QUE SE REALICE EN EL PERÍODO AUTORIZADO PODRÁ EFECTUARSE A PRECIOS SUPERIORES A AQUELLOS A LOS QUE SE HAYA NEGOCIADO EL VALOR EN CUESTIÓN EN LOS MERCADOS AUTORIZADOS, EN OPERACIONES ENTRE PARTES NO VINCULADAS CON LAS ACTIVIDADES DE ORGANIZACIÓN, COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN; Y (VI) LOS AGENTES QUE REALICEN OPERACIONES EN LOS TÉRMINOS ANTES INDICADOS, DEBERÁN INFORMAR A LOS MERCADOS LA INDIVIDUALIZACIÓN DE LAS MISMAS. LOS MERCADOS DEBERÁN HACER PÚBLICAS LAS OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN, YA FUERE EN CADA OPERACIÓN INDIVIDUAL O AL CIERRE DIARIO DE LAS OPERACIONES.

En caso que la Compañía se encontrara sujeta a procesos judiciales de quiebra, concurso, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación, las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, estarán sujetos a las disposiciones previstas por las leyes de quiebra, concursos, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares y/o demás normas vigentes que sean aplicables.

La información contenida en este Prospecto con respecto a la situación política, legal y económica de Argentina ha sido obtenida de fuentes gubernamentales y otras fuentes públicas y la Compañía no es responsable de su veracidad. No podrá considerarse que la información contenida en el presente Prospecto constituya una promesa o garantía de dicha veracidad, ya sea con respecto al pasado o al futuro. El Prospecto contiene resúmenes, que la Compañía considera precisos, de ciertos documentos de la Compañía. Copias de dichos documentos serán puestas a disposición del inversor que las solicitara, para completar la información resumida en el presente. Los resúmenes contenidos en el presente Prospecto se encuentran condicionados en su totalidad a dichas referencias.

En caso que las Obligaciones Negociables sean ofrecidas fuera de la Argentina, la Compañía podrá preparar versiones en inglés del presente Prospecto y/o de los Suplementos de Precio correspondientes a los fines de su distribución fuera de la Argentina. Dichas versiones en inglés

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contendrán solamente información contenida en el presente Prospecto y/o en los Suplementos de Precio correspondientes (complementados y/o modificados, en su caso, por los avisos, actualizaciones y/o demás documentos correspondientes).

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PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA Y OTRAS CUESTIONES

Estados financieros

La Compañía ha preparado sus estados financieros consolidados en pesos argentinos de conformidad con lo establecido por las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”), emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board, en adelante “IASB”). Este Prospecto incluye (i) los estados financieros anuales consolidados de la Compañía para cada uno de los tres ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016, que exponen la situación financiera consolidada de la Compañía al 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y el estado consolidado de resultados integral y de flujos de efectivo para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016, y (ii) los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes a los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, que exponen la situación financiera consolidada de la Compañía al 30 de junio de 2016 y 2017 y el estado de resultados consolidado integral y de flujos de efectivo para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017. Los estados financieros anuales consolidados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 incluidos en este Prospecto han sido auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L., auditores independientes (“PwC”), tal como lo indica su informe de auditoría.

Los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes a los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017 deben ser leídos conjuntamente con los estados financieros anuales consolidados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016.Con respecto a los estados financieros consolidados correspondientes a los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, fueron objeto de revisión por PwC y, por lo tanto, PwC no expresó ninguna opinión de auditoría sobre dichos estados financieros.Las fluctuaciones de la moneda y la inflación en la Argentina han tenido y continuarán teniendo un impacto significativo en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

De acuerdo con las NIIF, las transacciones realizadas en monedas diferentes al peso argentino han sido convertidas, en los estados financieros consolidados de la Compañía mencionados en este Prospecto, a pesos argentinos al tipo de cambio aplicable a la fecha de la transacción o de la valuación en caso de ítems medibles. Las diferencias de tipo de cambio resultantes de conversiones a pesos argentinos de estas transacciones o mediciones al cierre de los activos o pasivos valuados en moneda extranjera, son registradas en el estado de resultados de la Compañía como ganancia o pérdida, según corresponda. El peso argentino se ha depreciado respecto del dólar estadounidenses un 31,2% en 2014, 52% en 2015 y 22,2% en 2016, de acuerdo al tipo de cambio de referencia publicado por el BCRA. Para más información, véase la nota 3.2.4 de los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y la sección “Información clave sobre la Compañía – Factores de Riesgo – La fluctuación significativa del valor del peso podría afectar adversamente la economía argentina, así como la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto.

De conformidad con lo previsto en las NIIF, los estados financieros consolidados de la Compañía referidos en este Prospecto no han sido ajustados por inflación. En virtud de ello, la inflación puede afectar la posibilidad de comparación de la información de los períodos incluidos es este Prospecto. Para más información, véase la nota 3.2.4.1 de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y la sección “Información clave sobre la Compañía – Factores de Riesgo – La persistente elevada inflación podría tener un impacto sobre la economía argentina y afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto. La inflación durante 2014 y para el período de

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diez meses finalizado el 31 de diciembre de 2015, medida de acuerdo con el Índice de Precios al Consumidor (“IPC”) elaborado por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (el “INDEC”) ha sido del 23,9% y 11,9%, respectivamente. A la fecha de este Prospecto, el INDEC no ha publicado información actualizada a 2015 del IPC. Tras implementar ciertas reformas metodológicas y ajustar ciertas estadísticas macroeconómicas en función de dichas reformas, en junio de 2016, el INDEC volvió a publicar el IPC. Según el INDEC, el IPC en Argentina correspondiente a mayo, junio, julio, agosto, septiembre, octubre, noviembre y diciembre de 2016 fue del 4,2%, 3,1%, 2%, 0,2%, 1,1%, 2,4%, 1,6% y 1,2% respectivamente. Por último, el IPC en Argentina correspondiente a enero, febrero, marzo, abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre de 2017 fue del 1,3%, 2,5%, 2,4%, 2,6%, 1,2%, 1,7%, 1,4% y 1,6%, respectivamente. La veracidad del índice de inflación provisto por el INDEC ha sido cuestionada durante la administración anterior, y la inflación real pudo haber sido significativamente mayor a la indicada por el INDEC. Para más información, véase “Información clave sobre la Compañía – Factores de Riesgo – La credibilidad de varios índices económicos argentinos ha sido cuestionada, lo que puede derivar en una falta de confianza en la economía argentina y puede a su vez limitar la capacidad de la Compañía de acceder al crédito y a los mercados de capitales” en este Prospecto.

Adquisición del negocio de Petrobras Argentina S.A. en la cuenca Austral

Con efectos al 1º de abril de 2015, se perfeccionó la adquisición por la Compañía del negocio de Petrobras Argentina S.A. (“Petrobras Argentina”) en la cuenca Austral por un valor total desembolsado por la Compañía de $728,4 millones, neto de impuestos. La adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral incluyó la adquisición de una participación directa o indirecta en 26 concesiones de explotación en varias áreas de la Argentina, incluyendo un 71% y 50% en las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste, respectivamente, así como el 100% de la participación en las áreas Santa Cruz II, Glencross y Estancia Chiripá, todas ubicadas en la cuenca Austral. Como parte de esta transacción, la Compañía también adquirió participación en concesiones de transporte de gas y petróleo, así como en ciertas instalaciones y plantas de tratamiento y almacenaje para las operaciones de la Compañía en la cuenca Austral. Además, la Compañía adquirió una participación del 29% en el Puerto Punta Loyola, ubicado cerca de la cuenca Austral. Adicionalmente, como resultado del perfeccionamiento del negocio de Petrobras Argentina, la Compañía adquirió el carácter de operadora de todas sus áreas en la cuenca Austral. La adquisición fue financiada con una porción de los fondos obtenidos de un préstamo sindicado otorgado el 30 de marzo de 2015 por Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. (“ICBC”) como agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas, por $825 millones (que con fecha 20 de abril de 2015 fue ampliado por $250 millones adicionales) y que, a la fecha de este Prospecto se encuentra cancelado en su totalidad; y fue registrada en los estados financieros anuales consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 como combinación de negocios. Para mayor información ver la nota 28 d) de los estados financieros anuales consolidados de la Compañía correspondientes a los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016.

La adquisición por la Compañía del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral incrementó notablemente su tamaño y alcance. Este Prospecto no incluye estados financieros históricos para los activos adquiridos. Para más información, véase la sección “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo - Riesgos relacionados con Compañía – Si bien la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral aumentó significativamente el tamaño y alcance de la Compañía, este Prospecto no incluye estados financieros históricos para el negocio adquirido”. Los efectos de la adquisición de estos activos se encuentran reflejados en el estado de situación financiera consolidado de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 y al 30 de junio de 2017 y, desde la fecha en que fueron adquiridos, se encuentran reflejados en el estado de resultados integrales consolidado de la Compañía correspondiente al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

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Con anterioridad a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, la Compañía era titular de una participación del 29% y del 50% en las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste, respectivamente que, con motivo de la adquisición, se incrementó al 100% en ambas áreas. Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste representan el 85% de los ingresos netos (del cual el 14% representa los subsidios de gas del Estado Nacional) y el 87% de la producción durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. La Compañía no cuenta con información financiera de los períodos previos a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en las áreas Santa Cruz II, Glencross y Estancia Chiripá, en las cuales la Compañía no tenía participación con anterioridad a su adquisición. Conforme es de conocimiento de la Compañía, Petrobras Argentina no preparó información financiera de estas áreas en forma separada. Estas áreas representan en conjunto el 10% de los ingresos netos y el 9% de la producción durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.Información Financiera No Conforme a las NIIF

En este Prospecto, “EBITDA Ajustado” significa la ganancia neta incrementada o no incrementada (sin duplicación), según corresponda, por los siguientes ítems:

(i) resultados financieros, que incluye ganancias y pérdidas por diferencias de tipo de cambio;

(ii) depreciaciones, amortizaciones y deterioro de propiedad, planta y equipo;

(iii) impuesto a las ganancias más impuesto a los créditos y débitos bancarios;

(iv) gastos de exploración;

(v) otros ingresos y egresos operativos;

(vi) ganancias y pérdidas valuadas de acuerdo al método de participación; y

(vii) sólo respecto del EBITDA Ajustado para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015, la ganancia no dineraria derivada de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.

Para una conciliación del EBITDA Ajustado de la Compañía, ver “Información clave sobre la Compañía” en este Prospecto. El EBITDA Ajustado es una medición financiera adicional no auditada y cuya presentación no es requerida de acuerdo a las NIIF. El EBITDA Ajustado se incluye en este Prospecto ya que la Compañía considera que puede ser útil para los inversores, como una medición adicional sobre el desempeño financiero de la Compañía y de la capacidad de pagar sus deudas y financiar sus inversiones en bienes de capital. El EBITDA Ajustado no es ni debe ser considerado como una medición sustituta de los resultados netos de la Compañía, ni del flujo de efectivo, ni de otras mediciones de rendimiento financiero o de liquidez bajo las NIIF.

Dado que el EBITDA Ajustado no es una medición financiera conforme a las NIIF y no todas las compañías calculan el EBITDA Ajustado utilizando la misma metodología, la presentación del EBITDA Ajustado efectuada en este Prospecto puede no ser comparable con otras mediciones del EBITDA Ajustado efectuadas por otras compañías.

El EBITDA Ajustado expuesto en este Prospecto no es, necesariamente, consistente con la definición prevista en los compromisos asumidos por la Compañía bajo las Obligaciones Negociables, de acuerdo con lo previsto en la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables” en el Suplemento de Precio correspondiente a las Obligaciones Negociables Clase “A” de fecha 18 de octubre de 2016, conforme fuera modificado por las adendas de fecha 19 y 25 de octubre de 2016. Por ejemplo, los gastos de exploración se encuentran incluidos en el cálculo

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del EBITDA Ajustado, pero no se encuentran incluidos en la definición prevista en los compromisos asumidos por la Compañía bajo las Obligaciones Negociables Clase “A”.

Moneda

Salvo indicación en contrario, todas las referencias en este Prospecto a “pesos” o “$” se refieren a pesos argentinos y todas las referencias a “dólares” o “US$” se refieren a dólares estadounidenses.

Redondeo

Ciertas cifras incluidas en este Prospecto (incluyendo porcentajes) y en los estados financieros consolidados mencionados en este Prospecto, han sido sujetos a ajustes por redondeo para facilitar su presentación. Concordantemente, las cifran incluidas para las mismas categorías e incluidas en diferentes tablas o partes de este Prospecto y en los estados financieros consolidados mencionados, pueden presentar variaciones menores y las cifras totales incluidas en ciertas tablas o cuadros podrían no ser el total aritmético de todas las cifras que la preceden.

Reservas

Este Prospecto incluye estimaciones para las reservas probadas, probables y posibles de la Compañía preparadas de acuerdo con las reglas de estimaciones de reservas de petróleo y gas, definiciones y pautas de Petroleum Resources Management System (“PRMS”) (Sistema de Gestión de Recursos Petroleros) aprobadas por Society of Petroleum Engineers (Asociación de Ingenieros en Petróleo) y otras instituciones internacionales.

Las estimaciones de reservas de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 para las áreas de la cuenca Austral en la Argentina fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las estimaciones de reservas de dichas áreas al 31 de diciembre de 2015 fueron auditadas por Gaffney, Cline & Associates.

Las estimaciones de reservas de gas y petróleo para las áreas El Sauce, Aguaragüe, Palmar Largo y Angostura en Argentina, fueron preparadas internamente por ingenieros de la Compañía especializados en reservas, basándose en información provista por los socios de la Compañía en las uniones transitorias de empresas que operan dichas áreas. Estas áreas representaron el 4% del total de las reservas netas probadas, probables y posibles al 31 de diciembre de 2016.

Asimismo, este Prospecto incluye estimaciones de reservas de estas áreas al 30 de junio de 2014, que fueron conjuntamente evaluadas por los ingenieros internos de la Compañía y por Gaffney, Cline & Associates, pero no auditadas por Gaffney, Cline & Associates.

Este Prospecto no incluye información respecto de las estimaciones de reservas para el área Sarmiento en Argentina, dado que la Compañía, a través de su subsidiaria Unitec Energy S.A. (“UENE”), opera dicha área a través de un contrato de operación y servicios con YPF S.A. (“YPF”) (titular la concesión) y para el área de la Compañía en Venezuela, ya que la Compañía no ha recibido información actual del operador de dicha área. Para más información, véase la sección “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con las actividades de la Compañía en Venezuela”.

Las estimaciones de reservas de petróleo de la Compañía efectuadas en este Prospecto, incluyen petróleo crudo, condensado, GLP y gasolina.

Las estimaciones de reservas netas incluidas en este Prospecto, reflejan solamente la participación de la Compañía en las reservas brutas correspondientes. Todas las estimaciones de reservas de petróleo y gas de la Compañía reflejan la deducción del consumo interno, sin descontar las regalías que deben abonarse al Estado Nacional o a las provincias, según corresponda, que se reflejan en los estados financieros consolidados de la Compañía como un costo. Además, las estimaciones de reservas de gas incluidas en este Prospecto reflejan los volúmenes de gas ajustados proporcionalmente al poder calórico de 9.300 kcal/m3. Las normas PRMS no reconocen como reservas a los volúmenes de gas ajustados por su poder calórico, por lo tanto, ninguno de los volúmenes reportados en este Prospecto deberán ser interpretados como reservas auditadas por DeGolyer and MacNaughton o Gaffney, Cline & Associates. Sin perjuicio de ello, la Compañía

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requirió a DeGolyer and MacNaughton y a Gaffney, Cline & Associates que incluyera en su reporte los volúmenes de gas modificados proporcionalmente según su poder calórico a 9.300 kcal/m3, a los fines de compatibilizar la forma en que la Compañía expone sus volúmenes de producción.

Las estimaciones de reservas se basan en información, expectativas y asunciones que podrían ser inapropiadas. La precisión de una estimación sobre reservas deriva de los datos disponibles, la ingeniería y la interpretación y determinación geológica de las reservas y la ingeniería de los reservorios. Como resultado de ello, diferentes ingenieros frecuentemente obtienen distintas estimaciones. Estas estimaciones también reflejan asunciones de información, incluyendo ratios proyectados de producción futura, tiempos e importes destinados a inversiones en desarrollo y precios del petróleo y del gas, muchas de las cuales están fuera del control de la Compañía y podrían no ser correctas con el transcurso del tiempo. Además, los resultados de las perforaciones, pruebas y producción posteriores a la fecha de una estimación pueden justificar la revisión de dicha estimación, de modo que las estimaciones de reservas realizadas en un momento específico son frecuentemente diferentes de las cantidades de petróleo y gas finalmente recuperadas. Por ende, las estimaciones de reservas suelen ser materialmente diferentes en relación con las cantidades de petróleo y gas finalmente recuperadas. Por lo tanto, el público inversor no debe depositar una confianza indebida en las estimaciones de reservas de la Compañía.

Para consultar la definición de reservas “probadas”, “probables” y posibles” y la información respecto del procedimiento empleado por la Compañía para la estimación de sus reservas, ver “Información sobre la Compañía – Reservas” en este Prospecto. Para mayor información sobre los riesgos relativos a las estimaciones de reservas de la Compañía, ver también “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo – Riegos relacionados con la industria del petróleo y del gas – La incertidumbre sobre las estimaciones de reservas de petróleo y de gas pueden afectar en forma adversa la situación financiera de la Compañía” en este Prospecto.

Información de producción

A menos que se indique lo contrario, toda la información sobre producción de petróleo crudo, GLP y gas se refiere a la producción en el punto de entrega, sin incluir la deducción de las regalías que deben abonarse al Estado Nacional o a las provincias, según corresponda, que se reflejan en los estados financieros consolidados de la Compañía como un costo. Salvo indicación en contrario, la información sobre producción de petróleo incluye petróleo crudo, condensado, GLP y gasolina. La información sobre superficie y producción neta incluida en este Prospecto, representa solo la participación de la Compañía respecto de la producción y superficie bruta, respectivamente. Asimismo, no se incluye en este Prospecto información sobre producción en el área en Venezuela respecto de la cual la Compañía posee participación.

Información económica, de la industria y del mercado

La información económica, de la industria y del mercado y cualquier otra información estadística utilizada a lo largo de este Prospecto está basada en información publicada por organismos gubernamentales, tales como el Ministerio de Energía y Minería, el INDEC, el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”), el BCRA y otras fuentes independientes, tales como el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (“IAPG”). Cierta información se encuentra basada en estimaciones de la Compañía que derivan de la revisión de estudios internos así como de fuentes independientes. Aunque la Compañía considera que dichas fuentes son confiables, no ha verificado independientemente dicha información y no puede garantizar su precisión y completitud.

Abreviaturas

Salvo que se indique lo contrato en este Prospecto, las siguientes unidades de medida tendrán los significados que a continuación se indican:

“acre” 4.047 m2, aproximadamente.

“bbl” Un barril equivalente a 0,15898761 m3.

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“boe” Barriles de petróleo equivalentes, que equivalen a 158,98731 m3 de gas natural, determinados utilizando el ratio de 5.614,6 pies cúbicos de gas natural por barril de crudo.

“Btu” Unidad de medida británica para medir la energía necesaria para elevar a un grado Fahrenheit la temperatura de una libra de agua, equivalente a 0,00095755 pies cúbicos con un poder calórico de 9.300 Kcal/m3.

“/d” Por día.

“hp” Caballos de potencia (Horsepower).

“km” Un kilómetro.

“km2” Un kilómetro cuadrado.

“m3” Un metro cúbico.

“mbgl” Un metro bajo el nivel del suelo.

"Mbbl" Miles de bbl.

“Mboe” Miles de boe.

“MBtu” Miles de Btu.

“Mm3” Miles de m3.

"MMbbl" Millones de bbl.

“MMboe” Millones de boe.

“MMBtu” Millones de Btu.

“MMm3” Millones de m3.

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RESUMEN DE LA INFORMACIÓN SOBRE LA COMPAÑÍA Y OTRA INFORMACIÓN CONTENIDA EN ESTE PROSPECTO

Este resumen destaca cierta información contenida en este Prospecto. El mismo no incluye toda la información que debe ser evaluada por el público inversor antes de invertir en Obligaciones Negociables. Para un mejor conocimiento de la actividad de la Compañía, debe leerse la información más detallada que aparece en otras partes de este Prospecto, incluyendo la información presentada en las secciones “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía”, así como en los estados financieros consolidados de la Compañía.

Panorama General

La Compañía es una compañía de energía independiente, líder en el sector, que opera en Argentina y que se dedica al upstream, es decir, a la exploración, desarrollo y explotación de gas, petróleo y, en menor medida, GLP. La Compañía cuenta con una atractiva cartera de áreas de exploración y explotación de gas y petróleo en Argentina, estando su actividad sustancialmente enfocada en la exploración y producción de hidrocarburos en la cuenca Austral, ubicada en la Provincia de Santa Cruz, en la parte sur del país.

Durante el período comprendido entre agosto de 2016 y julio de 2017, la Compañía fue el noveno productor de petróleo y gas de Argentina, en términos de producción en boca de pozo, de acuerdo con información publicada por el IAPG. La Compañía posee participaciones directas y opera aproximadamente 23 yacimientos de petróleo y gas en ocho áreas en la cuenca Austral. Además, la Compañía posee participaciones directas e indirectas en aproximadamente 17 yacimientos de petróleo y gas en cinco áreas ubicadas en las cuencas Neuquina, Noroeste y del Golfo de San Jorge en Argentina, así como en un área de la cuenca Oriente, en Venezuela. Las áreas de la Compañía cubren un total de 7,84 millones de acres brutos y 6,85 millones de acres netos. Las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste de la cuenca Austral representan casi la totalidad de la producción y reservas de la Compañía, y constituyen las áreas clave de la Compañía en las cuales concentrará sus actividades. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, estas áreas representaron, en conjunto, aproximadamente el 87% de la producción neta de petróleo y el 87% de la producción neta de gas natural en Argentina, así como el 85% de los ingresos netos de la Compañía (de las cuales el 14% representa los subsidios de gas del Estado Nacional para dichas áreas).

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio neta de la Compañía en Argentina fue de aproximadamente 5.619 bbl/d de petróleo crudo, 2.492 Mm³/d, o 15.674 boe/d, de gas natural, y 257 bbl/d de GLP, o 21.551 boe/d en total, representando 26%, 73% y 1% del total de producción de la Compañía. Durante el mismo período, los principales productos de la Compañía en Argentina consistieron en (i) petróleo crudo (incluyendo gasolina), que representó el 52,9% de los ingresos netos de la Compañía, (ii) gas natural, que representó el 43,7% de los ingresos netos de la Compañía (incluyendo un 13,1% que representa los subsidios de gas del Estado Nacional); y (iii) GLP, que representó el 0,1% de los ingresos netos de la Compañía. Las áreas de la Compañía en Argentina tienen un estimado de 52.237 Mboe en reservas netas probadas, de los cuales 31.207 Mboe son desarrolladas y 21.030 Mboe son no desarrolladas, 24.911 Mboe en reservas netas probables y 19.381 Mboe en reservas netas posibles, al 31 de diciembre de 2016. En base a la producción para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 y considerando las reservas de la Compañía al 31 de diciembre de 2016, las reservas netas probadas estimadas de la Compañía representaron aproximadamente una vida promedio de 5,5 años para petróleo y 7,1 años para gas, o una vida promedio de la combinación de las reservas netas probadas de aproximadamente 6,6 años, mientras que la suma de las reservas netas probadas y probables de la Compañía representaron una vida promedio de aproximadamente 7,7 años para petróleo y 10,6 años para gas, o una vida promedio de la combinación de la suma de las reservas netas probadas y probables de aproximadamente 9,8 años.

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Con efectos al 1º de abril de 2015, la Compañía adquirió el negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral. La adquisición de estos activos aumentó notablemente el tamaño y alcance de la Compañía. La Compañía adquirió el 71% de participación en el área Santa Cruz I y el 50% de participación en el área Santa Cruz I Oeste –áreas muy familiares para la Compañía ya que era titular de la participación residual en dichas áreas con anterioridad a la adquisición-, como también participaciones en otras áreas ubicadas en la cuenca Austral. La adquisición fue financiada con los fondos obtenidos del préstamo sindicado otorgado el 30 de marzo de 2015 por ICBC como agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas, por $825 millones (que con fecha 20 de abril de 2015 fue ampliado por $250 millones adicionales) y que, a la fecha de este Prospecto se encuentra cancelado en su totalidad. Como resultado del perfeccionamiento de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, la Compañía adquirió el carácter de operadora de todas sus áreas en la cuenca Austral. Estas áreas han sido operadas marginalmente por Petrobras Argentina y la Compañía cree que, debido a la concentración de sus actividades en la cuenca Austral, podrá optimizar la operación de estas áreas incrementando su producción y mejorando sus márgenes de ganancia. Además, la Compañía cree que estas áreas ofrecen oportunidades de exploración a riesgo relativamente bajo.

Para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016, la Compañía registró ingresos netos por $3.475,1 millones y pérdidas netas por $232,2 millones. El EBITDA Ajustado fue de $1.351,2 millones para dicho ejercicio. Para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, la Compañía registró ingresos netos por $1.857,9 millones y $2.142,8 millones y pérdidas netas por $62,2 millones y $363,4 millones, respectivamente. El EBITDA Ajustado fue de $762,0 millones y $300,8 millones, respectivamente. Al 30 de junio de 2017, el activo total y el patrimonio neto de la Compañía ascendieron a $8.798,7 millones y $790,2 millones, respectivamente.

En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación de las actividades de producción y exploración de petróleo y gas de la Compañía:

Offices Production Exploration Basin

NOROESTE BASIN

NEUQUINA BASIN

GOLFO SAN JORGE BASIN

AUSTRAL BASIN

En el cuadro que sigue a continuación se indican las reservas netas probadas, probables y posibles en Argentina al 31 de diciembre de 2016. Para mayor información sobre la estimación de las reservas de la Compañía, ver “Presentación de la información financiera y otras cuestiones – Reservas” e “Información sobre la Compañía – Reservas” en este Prospecto.

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OficinasProducciónExploraciónCuenca

CUENCA NOROESTE

CUENCA NEUQUINA

CUENCA GOLFO SAN JORGE

CUENCA AUSTRAL

Petróleo(1) (Mbbls) Gas (Mboe)(2) Total (Mboe)

RESERVASProbadas Desarrolladas 7.469 23.737 31.207 No desarrolladas 4.253 16.777 21.030Total 11.723 40.514 52.237Probables 4.855 20.056 24.911Posibles 4.864 14.517 19.381Total 21.441 75.087 96.528____________(1) Comprende petróleo crudo, condensado, LPG y gasolina.(2) Los volúmenes de gas se reflejan luego de ajustar las reservas por su contenido calórico y la deducción del consumo interno. Las estimaciones de reservas en m3 fueron convertidas a boe a 158,98731 m3 de gas natural por boe, calculado utilizando el ratio de 5.614,6 pies cúbicos de gas natural por un barril de petróleo.

En el siguiente cuadro se indica la producción diaria promedio neta en Argentina de petróleo, gas y GLP de la Compañía para los períodos indicados. Estos cuadros no incluyen información relativa a las operaciones de la Compañía en Venezuela.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

Período de seis meses finalizado el 30 de

junio de2014 2015(2) 2016 2016 2017

PRODUCCIÓN(1)

Petróleo (bbl/d) 2. 6.155 6.486 7.0535.619Santa Cruz I 1.005 3.136 4.220 4.687 3.579Santa Cruz I Oeste 1.368 2.043 1.449 1.4981.338Otras áreas 470 976 817 868 702

Gas (Mm3/d) (3) 879 2.035 2.510 2.6272.492Santa Cruz I 593 1.493 1876 1.9591.857Santa Cruz I Oeste 169 335 337 371 304Otras áreas 117 206 297 297 331

GLP (bbl/d) 660 592 269 257 257Santa Cruz I 554 423 210 204 170Santa Cruz I Oeste 102 123 36 42 23Otras áreas 4 46 23 11 64

Total (boe/d) 9.031 19.547 22.545 23.833 21.551

(1) Para más información, ver “Información sobre la Compañía — Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.(2) El primer trimestre de 2015 no incluye los resultados atribuibles a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.(3) En boe/d, la producción de gas de la Compañía fue 5.527, 12.800 y 15.790 para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y 16.522 y 15.674 para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, respectivamente.

Además del negocio de upstream, la Compañía tiene una participación significativa en una red de gasoductos en la zona norte y centro de Argentina, a través de participaciones en los sistemas de gasoductos de Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”), Gasoducto GasAndes (“GasAndes”) y Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (“TGM”). El sistema de gasoductos de TGN – el segundo sistema de gasoductos de gas natural más grande de Argentina en términos de capacidad de acuerdo con información publicada por el ENARGAS – se encuentra ubicado en las áreas norte y centro del país y tiene una extensión total de aproximadamente 6.501 km y una capacidad de entrega de aproximadamente 67,6 MMm³/d. El gasoducto de GasAndes, que conecta el centro de Argentina con el centro de Chile, tiene una extensión de aproximadamente 533 km y una capacidad de entrega de aproximadamente 10,8 MMm³/d. El gasoducto de TGM, que conecta el norte de Argentina con el sur de Brasil, tiene una extensión de aproximadamente 437 km y una capacidad de entrega de aproximadamente 15,0 MMm³/d; no obstante, el gasoducto de TGM está fuera de servicio desde 2008 debido a las restricciones argentinas a la exportación de gas. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, las actividades de upstream de la Compañía representaron sustancialmente la totalidad de su EBITDA Ajustado. Por otra parte, con motivo del cambio de ciertas políticas regulatorias, para el período finalizado el 30 de junio de 2017, las subsidiarias Gasoducto GasAndes (Argentina) S.A. (“GasAndes Argentina”) y Gasoducto GasAndes S.A. (“GasAndes Chile”) distribuyeron dividendos por $64,2 millones. La

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intención de la Compañía es enfocarse en las actividades de upstream y, adicionalmente, se encuentra actualmente en el proceso de búsqueda de potenciales adquirentes de sus participaciones en compañías de transporte de gas.

Áreas de exploración y producción de la Compañía

La Compañía tiene participaciones en aproximadamente 40 yacimientos de petróleo y gas a lo largo de ocho áreas en la cuenca Austral –donde se localizan sustancialmente las operaciones de la Compañía–, dos áreas en la cuenca Neuquina, dos áreas en la cuenca Noroeste y un área en la cuenca del Golfo de San Jorge en Argentina, así como un área de la cuenca Oriente en Venezuela. Las actividades de producción y desarrollo de la Compañía en Argentina son llevadas a cabo mediante 38 concesiones de explotación y 3 permisos de exploración otorgados por el Estado Nacional y los gobiernos provinciales de Argentina, 29 de los cuales se encuentran en la cuenca Austral. La Compañía lleva a cabo estas actividades por sí misma o a través de contratos de unión transitoria de empresas (“UTE”). La Compañía opera todos sus yacimientos de petróleo y gas en la cuenca Austral y los yacimientos de petróleo y gas del área Angostura en la cuenca Neuquina. La Compañía, a través de su subsidiaria UENE, opera asimismo el área Sarmiento en la cuenca del Golfo de San Jorge conforme a un contrato de operación y servicios con YPF. Los yacimientos de petróleo y gas de la Compañía de las áreas Aguaragüe y Palmar Largo en la cuenca Noroeste son operados por los socios de la Compañía conforme a contratos de UTE.

Las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste en la cuenca Austral comprenden la mayoría sustancial de la producción y reservas de la Compañía y constituyen sus áreas clave en las que continuará focalizando sus actividades. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste en la cuenca Austral representaron, en forma conjunta, aproximadamente el 87% de la producción neta de petróleo de la Compañía y el 87% de su producción neta de gas natural en Argentina. Durante el mismo período, el área Santa Cruz II, también ubicada en la cuenca Austral, representó, adicionalmente, el 7% de la producción neta de petróleo de la Compañía y el 9% de su producción neta de gas natural en Argentina. En total, la cuenca Austral representa el 96% de la producción neta total de petróleo y gas.

La Compañía es titular de 14 permisos de exploración y concesiones de explotación (excluyendo dos concesiones en proceso de reversión) en el área Santa Cruz I, cuatro de los cuales vencían en noviembre de 2017 y los diez restantes, entre 2028 y 2035. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, dichas concesiones representaron el 75% de la producción de la Compañía en la cuenca Austral.

Además, la Compañía, es también titular de cuatro permisos de exploración y concesiones de explotación en el área Santa Cruz I Oeste, uno de los cuales vence en 2034, venciendo los tres restantes en 2037. Asimismo, la Compañía es titular de seis concesiones de explotación en el área Santa Cruz II, dos de las cuales vencían en 2017. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, dichas concesiones representaron el 25% de la producción de la Compañía.

Respecto a las concesiones cuyo plazo vencía en abril de 2016 y noviembre de 2017, con fecha 27 de junio de 2016, la Compañía suscribió con el Instituto de Energía de Santa Cruz un acuerdo en virtud del cual se establecieron los términos y las condiciones de las prórrogas de los plazos de las concesiones sobre estas áreas y el área Laguna de los Capones (el “Acuerdo de Prórroga”). El Acuerdo de Prórroga fue ratificado por el Decreto Nº 1.274 de fecha 5 de julio de 2016, dictado por el Poder Ejecutivo de la Provincia de Santa Cruz (el “Decreto de Prórroga”). Con fecha 22 de noviembre de 2016, se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley Nº 3500, en virtud de la cual la legislatura de la Provincia de Santa Cruz ratificó el Acuerdo de Prórroga y el Decreto de Prórroga. Bajo el Acuerdo de Prórroga se establecieron compromisos de inversión en desarrollo de aproximadamente US$86,8 millones adicionales. Asimismo, se estableció el pago de una suma de US$6.5 millones en concepto de bono de prórroga, pagadera en dos cuotas iguales, anuales y consecutivas, en pesos al tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina del

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día inmediato anterior al del efectivo pago. La Compañía efectuó el pago de la primera cuota por la suma de US$3.25 millones en diciembre de 2016. A la fecha de este Prospecto, el pago de la segunda cuota se encuentra pendiente de cancelación. Para mayor información sobre los compromisos asumidos por la Compañía bajo el Acuerdo de Prórroga, ver la sección “Información sobre la Compañía –Descripción del negocio – Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.

Fuera de Argentina, la Compañía tiene una participación en el área Campo Onado en la cuenca Oriente, en Venezuela. Las actividades de producción y desarrollo de la Compañía en Venezuela son llevadas a cabo a través de su afiliada, Petronado S.A. (“Petronado”), respecto de la cual la Compañía es titular de una participación del 26%. La Compañía no ha efectuado inversiones en bienes de capital ni planea efectuar actividades de exploración; tampoco ha recibido de Petronado ningún pago de dividendos, ni se le requirió efectuar aportes en Petronado desde 2008 y no puede asegurar que sus inversiones en Venezuela generarán flujos de fondos o no requerirán de aportes de la Compañía durante el plazo de vencimiento de las Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa.

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En el cuadro que sigue a continuación se resume cierta información acerca de las áreas de la Compañía:

Al 31 de diciembre de

2016Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2017

Ubicación Área Plazo(1)

Partici-pación de la

Compa-ñía

Acresbrutos

Reservas netas probadas de

petróleo y gas

Producción diaria promedio

neta de petróleo

crudo

Producción diaria promedio

neta de gas

natural

Producción diaria

promedio neta de GLP

Producción diaria

promedio neta total

(%) (MMacres)

(Mboe) (bbl/d) (Mm3/d) (bbl/d) (boe/d)

Argentina:Cuenca Austral(2)

Santa Cruz I(3)(4)

2027(5)-2035

100 2,78 50.337,3(6) 5.292,7 2.389,9 257,2 20.581,8

Santa Cruz I Oeste

2034-2037

Santa Cruz II(3)

2027(5)-2028

Laguna de los Capones(4)

2026(7)

Tapí Aike(4)

(8)…….. N/A(9) 100 1,3 N/A N/A N/A N/A N/A

Cuenca Neuquina Angostura N/A(10) 100 0,09 — 25,7 5,9 — 62,6

El Sauce(11) 2025 50(11) 0,08 35,9 56,3 0,1 — 56,9Cuenca Noroeste

Aguaragüe(12)

2023-2027 5 0,65 1.541,9 96,3 96,2 — 701,2

Palmar Largo(13) 2017(14) 18 0,35 321,9 148,3 — — 148,3

Golfo de San Jorge Sarmiento(15) N/A N/A 0,12 N/A N/A N/A N/A N/A

TOTAL 7,84(16) 52.236,9 5.619,4 2.492,0 257,2 21.550,8

Venezuela:(17)

Oriente Campo Onado 2026 26 0,05 N/A N/A N/A N/A N/A

___________________(1) Se refiere a los permisos de exploración y/o concesiones de explotación. Los plazos para un área pueden variar ya que la Compañía y sus socios en las UTE poseen varios permisos de exploración y/o concesiones de explotación con diferentes plazos en relación con diferentes yacimientos de petróleo y gas, pero en la misma área.(2) Excluye las concesiones de las áreas Laguna Grande, Lago Cardiel y Guanaco Muerto que se encuentran en proceso de reversión.(3) Excluye las concesiones de Estancia Librún y La Menor, así como ciertas secciones de las Fracciones A, B, C y D del área Santa Cruz I y las fracciones A y B del área Santa Cruz II, las cuales se encuentran en proceso de reversión. La Compañía había solicitado a la Provincia de Santa Cruz el desistimiento de la reversión solicitada por Petrobras Argentina (que fue presentada ante la Provincia de Santa Cruz con anterioridad a la adquisición por la Compañía de estos activos) respecto de una sección de la Fracción B del área Santa Cruz I y cuatro secciones de la Fracción A en el área Santa Cruz II, que en su conjunto cubren una superficie de aproximadamente 550.000 acres. Dicha solicitud ha sido aprobada por el Acuerdo de Prórroga, venciendo el plazo de las concesiones sobre dichas áreas en noviembre de 2027.(4) Con fecha 31 de octubre de 2017, la Compañía suscribió con Echo Energy Plc. (“Echo Energy”) dos acuerdos de inversión conjunta para la exploración de cuatro bloques en la cuenca Austral de la provincia de Santa Cruz: (i) acuerdo de farmout para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, y (ii) acuerdo de farmout para el área Tapí Aike. En función del acuerdo para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, que se encuentra sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados de las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 100% de los costos e inversiones del plan de trabajos por hasta un monto máximo de US$70 millones, más IVA. Adicionalmente, Echo Energy abonará a la Compañía hasta US$10 millones en tres pagos, sujeto al cumplimiento de determinados hitos. La Compañía será la operadora de las áreas, mientras que Echo Energy, en forma concurrente, tendrá a su cargo la realización de las propuestas técnicas de las actividades que integran el programa de trabajos comprometidos bajo el acuerdo. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en las áreas. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas. Conforme al acuerdo para el área Tapí Aike, sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados del permiso de exploración sobre el área Tapí Aike y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 65% de costos e inversiones del plan de exploración básico para el primer período exploratorio. La Compañía será la operadora del área. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en el área. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas. El permiso de exploración de Tapí Aike fue otorgado a la Compañía mediante el Decreto Nº 775, en el marco de la licitación del Instituto de Energía de Santa Cruz N° 01/17.(5) En 2010, Petrobras Argentina solicitó a la Provincia de Santa Cruz la prórroga del plazo de la totalidad de sus concesiones en la provincia, incluyendo las seis concesiones de las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz II que vencían en noviembre de 2017. La Compañía, en su carácter de cesionaria de estas áreas con motivo de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, continuó este trámite. El alcance de la solicitud de prórroga se limitó exclusivamente a las concesiones cuyo término expiraba en 2017. El 27 de junio de 2016, la Compañía suscribió el Acuerdo de Prórroga, bajo el cual el plazo de las concesiones sobre estas áreas fue

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extendido hasta noviembre de 2027. Dicho acuerdo fue ratificado por el Decreto de Prórroga. El 22 de noviembre de 2016 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley Nº 3500, en virtud de la cual la legislatura de la Provincia de Santa Cruz ratificó el Acuerdo de Prórroga y el Decreto de Prórroga. Para mayor información sobre los compromisos asumidos por la Compañía bajo el Acuerdo de Prórroga, ver la sección “Información sobre la Compañía –Descripción del negocio – Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.(6) Las estimaciones de reservas fueron extraídas sin que se efectuara un ajuste material por DeGolyer and MacNaughtons en su reporte.(7) El plazo de esta concesión vencía originalmente el 18 de abril de 2016. En 2010, la Compañía solicitó a la Provincia de Santa Cruz la prórroga de la concesión por diez años adicionales. La Compañía continuó operando el área Laguna de los Capones, dado que con fecha 16 de junio de 2016, la Provincia de Santa Cruz aprobó la suspensión de los efectos del vencimiento del plazo, de conformidad con la solicitud oportunamente presentada por la Compañía ante dicha provincia. El 27 de junio de 2016, la Compañía suscribió el Acuerdo de Prórroga, bajo el cual el plazo de la concesión sobre esta área fue extendido hasta abril de 2026. Dicho acuerdo fue ratificado por el Decreto de Prórroga. El 22 de noviembre de 2016 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley Nº 3500, en virtud de la cual la legislatura de la Provincia de Santa Cruz ratificó el Acuerdo de Prórroga y el Decreto de Prórroga. Para mayor información sobre los compromisos asumidos por la Compañía bajo el Acuerdo de Prórroga, ver la sección “ Información sobre la Compañía –Descripción del negocio – Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.(8) Con fecha 7 de septiembre de 2017 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 775/2017 dictado por el Poder Ejecutivo de la Provincia de Santa Cruz, en virtud del cual, en el marco de la licitación IESC N° 1/17, se adjudicó a la Compañía la exploración y eventual explotación del área “Tapí Aike”. Con motivo de ello, el 25 de septiembre de 2017, la Compañía suscribió con la Provincia de Santa Cruz el contrato que regula las condiciones bajo las cuales se llevarán a cabo las tareas de exploración en el área. Dicho contrato se encuentra sujeto a la ratificación del Poder Ejecutivo de la Provincia de Santa Cruz que, a la fecha de este Prospecto, no ha sido emitida. (9) El plazo de vigencia del permiso de exploración constará de dos períodos de tres años cada uno. Al término de cada período, la Compañía podrá solicitar una prórroga por un plazo adicional de un año, en el caso de primer período, y de cuatro años como máximo, en el segundo período.(10) Para información sobre el plazo del permiso de exploración de esta área, ver “Información sobre la Compañía – Actividades de Exploración y Producción – Las Áreas de la Compañía – Cuenca Neuquina” en el Prospecto.(11) La Compañía mantenía su participación a través de una UTE con la sucursal argentina de Central International Corporation. Conforme al contrato de UTE, la sucursal argentina de Central International Corporation llevaba a cabo todas las operaciones en el área. Sin embargo, con fecha 21 de abril de 2017, la Compañía celebró con Energía Compañía Petrolera S.A. un acuerdo bajo el cual la Compañía se comprometió a ceder a Energía Compañía Petrolera S.A. el 100% de los derechos y obligaciones emergentes de la concesión sobre el área, siempre y cuando dentro de un plazo de 18 meses la Compañía adquiriera el 50% de titularidad de la sucursal argentina de Central International Corporation. Con fecha 1° de abril de 2017, la sucursal argentina de Central International Corporation cedió a la Compañía la totalidad de sus derechos y obligaciones sobre el área y, por ende, con fecha 20 de julio de 2017 el comité operativo resolvió la disolución y liquidación de la UTE, que fue inscripta en la Inspección General de Justicia el día 28 de septiembre de 2017. Por otra parte, el 20 de julio de 2017 se presentó ante la Secretaría de Energía de la provincia de Neuquén la solicitud de autorización de dicha cesión. Con fecha 4 de agosto de 2017, la Compañía notificó a Energía Compañía Petrolera S.A. que se cumplió la condición precedente prevista en el acuerdo celebrado el 21 de abril de 2017 y que, por lo tanto, cedía a Energía Compañía Petrolera S.A.el 100% de los derechos y obligaciones sobre el área (en las condiciones en que se encuentra), con efectos a partir del 1° de septiembre de 2017. El 15 de agosto de 2017, la Compañía, conjuntamente con Energía Compañía Petrolera S.A., solicitó a la Secretaría de Energía de la Provincia de Neuquén la autorización de dicha cesión. A la fecha, las autorizaciones de ambas cesiones en los términos previstos en el artículo 72 de la Ley de Hidrocarburos se encuentran pendientes de otorgamiento. Energía Compañía Petrolera S.A. asumió el riesgo en caso de que no se otorgarse la autorización de la cesión y, por lo tanto, se obligó a llevar a cabo todos los actos que fueran necesarios para adecuarse a fin de obtener la autorización de la cesión o transferir a un tercero la participación cedida, a fin de que éste obtenga dicha autorización. (12) La Compañía mantiene su participación a través de una UTE con YPF, Tecpetrol S.A., Petrobras Argentina y Ledesma S.A. Conforme al contrato de UTE, Tecpetrol S.A. lleva a cabo todas las operaciones en el área. (13) La Compañía mantiene su participación a través de una UTE con YPF, High Luck Group Ltd. y Madalena Energy Argentina S.R.L. Conforme al contrato de UTE, High Luck Group Ltd. lleva a cabo todas las operaciones en el área . Con fecha 1° de mayo de 2016, YPF cedió la concesión sobre el área a High Luck Group Ltd. A la fecha de este Prospecto, la aprobación de la cesión por la Provincia de Formosa se encuentra pendiente. (14) El plazo de la concesión sobre esta área vence en noviembre de 2017. De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos (modificada por la Ley N° 27.007), el período para solicitar la prórroga de estas concesiones vencía en noviembre de 2016. YPF, socio de la Compañía en la UTE mediante la cual se explota el área, que era titular de la concesión, solicitó la prórroga de estas concesiones antes de noviembre de 2016. A la fecha de este Prospecto, High Luck Group Ltd., en su carácter de cesionaria de la concesión, continúa con los trámites ante la Provincia de Formosa para obtener la prórroga de la concesión, que aún no ha sido otorgada. (15) La Compañía mantiene su participación a través de UENE, la que opera el área conforme a un contrato de operación y servicios celebrado con YPF (titular de la concesión). De acuerdo con dicho contrato, la Compañía, en base a una fórmula, recibe el pago de una compensación (en efectivo) por la prestación de los servicios de operación equivalente a aproximadamente el 85% de las ventas de petróleo y gas en el área, netas de regalías. Por consiguiente, la producción y las reservas no son contabilizadas por la Compañía , dado que, además, representan sumas insignificantes en relación con el total consolidado de producción y reservas de la Compañía.(16) Los acres totales incluyen los acres brutos en áreas al inicio de las etapas de exploración, sin registro de producción ni de reservas, pero excluyen las áreas en proceso de reversión.(17) La Compañía no cuenta con información actualizada acerca de las actividades en el área en Venezuela. Para mayor información, ver “Información clave sobre la Compañía – Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con las operaciones en Venezuela de la Compañía” en el Prospecto.

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Historia

La Compañía comenzó a operar en Argentina en 1920, inicialmente como empresa de transporte y comercialización de fuel oil y diesel. En los años ’80, la Compañía adquirió participaciones en áreas de exploración y producción de petróleo y gas en Argentina y centró sus esfuerzos en la exploración y producción de petróleo crudo, gas natural y sus derivados. Durante los años ’90, si bien se concentraba en los sectores de exploración y producción (upstream), la Compañía adquirió participaciones en empresas de transporte de gas (midstream) líderes en Argentina y en los países vecinos.

Avanzada la década del ’90, modificando la estrategia de negocios, la Compañía se desprendió de los activos vinculados a las actividades de refinería (downstream) y comenzó a enfocarse exclusivamente en las actividades de upstream de petróleo y gas, manteniendo sus participaciones en empresas de midstream. Hacia finales de los años ’90, la Compañía debió enfrentar severas dificultades financieras que la llevaron a solicitar la apertura de su concurso preventivo en septiembre de 2000, principalmente debido a los pasivos de su accionista controlante a quién la Compañía había otorgado una garantía en cumplimiento de ciertas obligaciones. La Compañía superó la crisis financiera en 2012.

En abril de 2013, Southern Cone Foundation, una fundación privada con inversiones en diez países en los sectores de aeropuertos, energía, infraestructura, servicios y tecnología, adquirió una participación controlante indirecta en la Compañía con la intención de posicionarla como una de las empresas líderes de petróleo y gas en Argentina. A la fecha de este Prospecto, Southern Cone Foundation es titular indirectamente del 70% de la Compañía.

Para mayor información sobre la estructura del grupo económico de la Compañía ver “Información sobre la Compañía – Estructura y organización de la Compañía y su grupo económico” y “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas – Información de los principales accionistas” en este Prospecto.

En línea con esta estrategia, con efectos al 1° de abril de 2015, la Compañía adquirió el negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral en Argentina, que incluían una participación del 71% y 50% en las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste, respectivamente, las dos áreas más importantes de la Compañía en términos de producción y reservas, lo que aumentó significativamente el tamaño y alcance de la Compañía.

Fortalezas Competitivas

La Compañía considera que sus principales fortalezas competitivas son las siguientes:

Posicionamiento de liderazgo en la Cuenca Austral, caracterizada por ser una cuenca mayormente gasífera, donde la Compañía cuenta con un portafolio diversificado con activos de calidad, capacidad de desarrollo y gran potencial de exploración. Los orígenes de la Compañía se remontan al año 1920, con más de 90 años de experiencia en la industria del petróleo y gas en Argentina. En la actualidad, la Compañía es el noveno productor de petróleo y gas en Argentina en términos de producción en boca de pozo. Con la llegada del nuevo accionista controlante en 2013, a pesar de las condiciones adversas para la industria en Argentina, la Compañía ha logrado expandir su negocio de petróleo y principalmente de gas, tanto orgánicamente como mediante adquisiciones. El 1° de abril de 2015, la Compañía realizó una adquisición clave, de gran valor estratégico, comprando los activos de Petrobras Argentina en la cuenca Austral. A partir de esta adquisición, la Compañía comenzó a operar estas áreas, concentrando tanto sus actividades de producción como de exploración y transformándose en el principal operador on-shore de la cuenca Austral. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio neta de la Compañía fue de aproximadamente 5.619 bbl/d de petróleo crudo, 2.492

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Mm³/d o 15.674 Mboe/d de gas natural y 257 bbl/d de GLP, o 21.551 boe/d en total. Además, el programa de perforación de la Compañía desde la adquisición del negocio de Petrobras Argentina ha incluido la perforación de 12 pozos exploratorios, de desarrollo y de evaluación, con una tasa promedio de éxito del 92%.

Atractiva base de reservas de petróleo y gas, con yacimientos convencionales y no convencionales, con reservas probadas y probables certificadas al 31 de diciembre de 2016 de 77 MMboe (78% gas /22% petróleo), con una vida promedio de más de 9 años. La producción y las reservas de la Compañía se encuentran sustancialmente en la cuenca Austral, considerada por la Compañía considera de un significativo potencial exploratorio y de desarrollo, con un total estimado de reservas de gas y petróleo de 1.866 Mmboe, de acuerdo a información publicada por el Ministerio de Energía y Minería. La Compañía cree que puede mantener un nivel de riesgo balanceado, entre actividades de explotación y exploración, en base a la geografía de la cuenca, sus formaciones geológicas (con gas convencional poco profundo, gas no convencional de baja permeabilidad y capas propensas a tener petróleo), la existencia de varias capas productivas. Es importante destacar que las áreas de la Compañía en la cuenca Austral, así como sus restantes permisos y concesiones, tienen una importante superficie que no ha sido explorada, incluyendo importantes superficies adyacentes a los yacimientos actualmente en producción que presentan características geológicas similares, que para la Compañía representan oportunidades de exploración a relativamente bajo riesgo.

Infraestructura instalada con capacidad para absorber un significativo crecimiento de la producción. La Compañía cuenta con una importante infraestructura instalada en la cuenca Austral, incluyendo plantas de tratamiento, gasoductos, oleoductos y capacidad de almacenamiento y despacho de hidrocarburos que le permite aumentar significativamente la producción sin incurrir en grandes inversiones de capital adicionales. Esta infraestructura que está distribuida a lo largo de muchos de los yacimientos de petróleo y gas que la Compañía ya opera en la cuenca Austral, le permite producir rentablemente petróleo y gas en los nuevos descubrimientos, y captar rápidamente su valor económico. Asimismo, dada la composición de la base de recursos de la Compañía y de la capacidad del personal que integra su equipo de producción, la misma puede modificar eficientemente la proporción de su producción de petróleo y gas en un lapso de tiempo relativamente corto, lo que le permite adaptarse exitosamente a las condiciones cambiantes en los mercados del petróleo y gas locales y priorizar e incrementar la producción del producto más rentable en ese momento. Al 30 de junio de 2017, la producción neta diaria promedio de la Compañía fue del 27% en el caso del petróleo y 73% en el caso del gas.

Equipo gerencial experimentado y un fuerte accionista controlante. Los gerentes a cargo de las áreas de geología, geociencia y operaciones tienen un promedio de más de 20 años de experiencia en el sector. Esto le ha permitido a la Compañía alcanzar resultados operativos positivos, aún durante tiempos de condiciones adversas para la industria en Argentina. La Compañía ha desarrollado sólidas relaciones con los diferentes participantes de la industria, proveedores, clientes y reguladores, lo que a su vez ha permitido a la Compañía aumentar su participación en el sector del petróleo y gas.

El accionista controlante de la Compañía, Latin Exploration S.L.U., cuyo beneficiario final es Southern Cone Foundation, que también controla el grupo empresario “Corporación América”, tiene inversiones de envergadura en aeropuertos, agronegocios, energía, infraestructura, servicios y tecnología en diez países. La Compañía considera que el respaldo permanente de su accionista controlante constituye una fortaleza competitiva para sus actividades.

Estrategia

La Compañía planea utilizar sus fortalezas competitivas para incrementar su producción de petróleo y gas y las reservas mediante el desarrollo de sus áreas existentes, focalizándose en proyectos de ciclo corto y bajo riesgo. La Compañía también planea aumentar su producción de

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petróleo y gas y reservas mediante la celebración de acuerdos de farm-out o acuerdos similares para la ejecución de inversiones estratégicas de ciclo largo, que le permitirían a la Compañía alcanzar oportunidades de crecimiento, reduciendo gastos en inversiones de capital y, por lo tanto, evitando incrementar significativamente su apalancamiento financiero. La intención de la Compañía es focalizarse en el negocio de upstream, o perforación y exploración de petróleo y gas. Los principales componentes de la estrategia de la Compañía son:

Expandir la producción desarrollando aún más las actuales áreas de la Compañía enfocándose principalmente en proyectos de ciclo corto y de bajo riesgo, también como en acuerdos de farm-out o acuerdos similares, manteniendo niveles sustentables de reservas. La Compañía está comprometida con el crecimiento sostenible de sus actividades a través de la permanente exploración y desarrollo de las áreas en las que opera, muchas de ellas significativamente sub-explotadas. La Compañía concentrará sus actividades principalmente en sus áreas clave “Santa Cruz I” y “Santa Cruz I Oeste”. La Compañía continuará priorizando –como lo ha estado haciendo desde que su accionista controlante la adquirió en abril de 2013—proyectos de producción y exploración de ciclo corto. La Compañía también planea evaluar proyectos de largo plazo que le permitan sacar ventaja del potencial de sus áreas. El plan de perforación de la Compañía incluye inversiones por aproximadamente US$350 millones a lo largo de los próximos tres años, destinándose aproximadamente entre el 85% y el 90% de esas inversiones al desarrollo de reservas y entre el 15% y el 10% a proyectos exploratorios. Asimismo, la Compañía planea aumentar su producción y reservas en las áreas que actualmente opera, sin incrementar significativamente su apalancamiento financiero.

También la Compañía se encuentra actualmente evaluando celebrar acuerdos de farm-out o acuerdos similares para la ejecución de inversiones estratégicas de ciclo largo. La Compañía considera que su éxito a largo plazo se basará en su capacidad de aumentar su productividad y activos mediante proyectos de inversión rentables, lo que resultará una base de reservas balanceada en cuanto a productos.

Mantener y mejorar la eficiencia operativa. La Compañía adquirió y se encuentra en proceso de optimizar yacimientos de petróleo y gas sub-explotados considerados marginales por su operador anterior, realizando mejoras, implementando reducciones de costo, y aumentando los márgenes mediante la dilución de costos fijos de operaciones sobre mayores volúmenes de producción. Dada la estructura operativa flexible y los recursos de la Compañía, que le permiten centrarse en la producción de petróleo y gas, la Compañía planea modificar la proporción de su producción de petróleo y gas en función de las condiciones cambiantes de los mercados locales para aumentar y priorizar la producción del producto más rentable en ese momento. Concentrándose en la eficiencia, la Compañía ha establecido procesos administrativos para fijar y supervisar metas, asegurando que las metas sean alcanzadas de manera rentable y segura. La Compañía también continuará aplicando soluciones tecnológicas y de costos operativos avanzadas para aumentar su producción y reservas.

Mantener una política de exploración conservadora. La Compañía planea mantener una política conservadora respecto de las inversiones en exploración. La intención de la Compañía es únicamente asignar fondos a proyectos de exploración en la medida en que tenga superávit suficiente y considere que dichos proyectos de exploración no afectan adversamente su situación financiera. La Compañía planea reponer sus reservas con una cartera equilibrada, enfocándose en el desarrollo y realizando inversiones en exploración cuando ello sea financieramente prudente o a través el uso de acuerdos de farm-out o acuerdos similares. En relación con las inversiones asignadas a actividades de exploración, la Compañía continuará utilizando un criterio conservador y analizando oportunidades específicas.

Mantener un perfil financiero sólido para asegurar el crecimiento sostenible de sus actividades. La Compañía planea mantener niveles de endeudamiento adecuados y una estructura de capital en línea con los requerimientos del negocio. El crecimiento reciente de la Compañía ha sido

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acompañado por el exitoso acceso a diversas fuentes de financiamiento, desarrollando relaciones con varios de los principales bancos locales e internacionales operando en la Argentina. En noviembre de 2016, la Compañía colocó en el mercado local e internacional las obligaciones negociables clase “A” por un valor nominal de US$300 millones, bajo el Programa de Obligaciones Negociables simples (no convertibles en acciones), aprobado por la CNV con fecha 21 de abril de 2016 (el “Programa Internacional”). En esta operación participaron una gran cantidad de inversores institucionales locales e internacionales. La Compañía se encuentra trabajando para desarrollar otras fuentes de financiamiento. La Compañía cree que un buen manejo de las relaciones con inversores y entidad bancarias, del apalancamiento financiero y de los niveles de liquidez, son esenciales para proveerle suficiente flexibilidad para obtener financiamiento de diversas fuentes y encontrarse bien posicionada para efectuar inversiones en activos físicos, así como en otras iniciativas estratégicas. La Compañía planea utilizar los fondos obtenidos de la colocación de obligaciones negociables bajo este Programa en inversiones de capital para el desarrollo y explotación de sus áreas en el negocio de upstream.

Compromiso con la salud, la seguridad, el medio ambiente y responsabilidad social. La Compañía se encuentra comprometida con la protección del ambiente y de la seguridad y salud de sus empleados, contratistas y las comunidades de las áreas en las que opera. La Compañía está convencida de que la mejor manera de honrar su compromiso es contar con un personal capacitado y comprometido y adherir a las prácticas internacionales que aseguran el desarrollo de operaciones responsables. La Compañía sigue las normas específicas de la industria, como las normas de la American Society for Testing Materials, el American Petroleum Institute, la National Fire Protection Association y el Instituto Argentino de Normalización y Certificación. La Compañía aplica soluciones tecnológicas avanzadas para proteger el medio ambiente y ha desarrollado e implementado procesos gerenciales para mejorar permanentemente su desempeño en lo que hace a la salud, la seguridad y el medio ambiente. La Compañía ha desarrollado asimismo una sólida relación positiva con las comunidades locales en las áreas en las que opera.

Información Societaria

La Compañía es una sociedad anónima constituida de conformidad con las leyes de Argentina. Su sede central se encuentra ubicada en Bonpland 1745, C1414CMU, Buenos Aires, Argentina, y su número telefónico es +54 (11) 4849 6100. Su página web es http://www.cgc.com.ar. La información incluida en la página web o que puede obtenerse a través de ella no forma parte de este Prospecto y no se encuentra incorporada en el presente por referencia.

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DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN

Directores y administradores titulares y suplentes, y gerentes

Directores Titulares y Suplentes

Actualmente, el directorio de la Compañía está compuesto por ocho directores titulares y seis directores suplentes. De acuerdo con el estatuto de la Compañía, el directorio está compuesto por el número de directores que decida la asamblea especial de clases de accionistas, el cual no deberá ser menor a cinco ni mayor a once, en el caso de los directores titulares, ni mayor a seis, en el caso de los directores suplentes. Cada director es elegido por mayoría dentro de la clase de accionistas que lo designa por términos de dos años, pudiendo ser reelegidos.

El directorio, en su primera reunión, designa un presidente y un vicepresidente.

Los actuales miembros titulares y suplentes del directorio de la Compañía fueron designados por dos ejercicios por la asamblea general ordinaria y especial de accionistas clase A y B Nº 175 de fecha 21 de abril de 2017. Los cargos del directorio fueron distribuidos en la reunión de directorio de fecha 27 de abril de 2017. Todos los mandatos finalizarán en la asamblea de accionistas que considere los estados financieros anuales consolidados correspondientes al ejercicio que finalizará el 31 de diciembre de 2018.

En el cuadro que sigue a continuación, se detalla la composición actual del directorio de la Compañía, la clase de accionistas que los propuso y si revisten el carácter de “independiente” o “no independiente” conforme con los criterios establecidos en la normativa vigente de la CNV.

Nombre y apellido Cargo

Designaciónoriginal en el

cargo

Vencimiento del mandato

Clase proponente Carácter

Eduardo Hugo Antranik

EurnekianPresidente 22/04/2013 31/12/2018 A No

independiente

Daniel Guillermo Simonutti

Vicepresidente 22/04/2013 31/12/2018 A No independiente

Daniel Kokogian Director titular 19/12/2013 31/12/2018 A

No independiente

Juan Pablo Freijo Director titular 21/04/2017 31/12/2018 A

No independiente

Jorge Alberto Del Aguila Director titular 19/12/2013 31/12/2018 A

No independiente

Norberto Andrés Lembo Director titular 31/03/2016 31/12/2018 A Independiente

Matías María Brea Director titular 25/04/2001 31/12/2018 B

No independiente

Ignacio Noel Director titular 19/12/2013 31/12/2018 BNo

independiente

Nestor Rubén Raffaeli

Director suplente 21/04/2017 31/12/2018 A

No independiente

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Nombre y apellido Cargo

Designaciónoriginal en el

cargo

Vencimiento del mandato

Clase proponente Carácter

Carlos Daniel Bautista

Director suplente 19/12/2013 31/12/2018 A

No independiente

Pablo Alejandro

Chebli

Director suplente 21/04/2017 31/12/2018 A

No independiente

Fernando Víctor Peláez

Director suplente 21/04/2017 31/12/2018 A

No independiente

Pablo Arnaude Director suplente 21/04/2017 31/12/2018 B

No independiente

Pablo Javier González

Director suplente 17/04/2015 31/12/2018 B

No independiente

El Sr. Eduardo Hugo Antranik Eurnekian es tío de Jorge Alberto del Aguila.

Antecedentes profesionales de los directores

A continuación se incluye un resumen de la experiencia profesional de los actuales directores de la Compañía.

Eduardo Hugo Antranik Eurnekian – Presidente

Nacido el 7 de noviembre de 1982 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 29.906.892 y del C.U.I.T. Nº 20-29906892-8, con domicilio especial en la calle Honduras Nº 5663, CP (1414) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido director de la Compañía y presidente desde abril de 2013. Actualmente es el gerente general, CEO, de la Compañía desde junio de 2013. Antes de incorporarse a la Compañía ocupó varios cargos gerenciales en Corporación América S.A. (“Corporación América").

Daniel Guillermo Simonutti – Vicepresidente

Nacido el 2 de octubre de 1953 en Junín, Provincia de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 10.722.215 y del C.U.I.T. Nº 20-10722215-5, con domicilio especial en la calle Honduras Nº 5663, CP (1414) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido director titular de la Compañía desde abril de 2013. A lo largo de los años ha ocupado cargos ejecutivos como director dentro de Corporación América y actualmente es el gerente financiero. Ha participado en la ejecución y puesta en marcha de sistemas de televisión por cable a través de Cablevisión S.A. Asimismo, participó en la formación y desarrollo de Multimedios América S.A. conformada por “Canal 2”, “América TV”, el diario económico-financiero “El Cronista” y los diales AM 1190 Radio América, AM 1030 Radio Del Plata, FM 102.3 Radio Aspen y FM 95.1 Radio Metropolitana. Es contador público egresado de la Universidad Nacional de Rosario, Provincia de Santa Fe.

Daniel Kokogian – Director titular

Nacido el 8 de julio de 1954 en la Provincia de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 11.176.077 y del C.U.I.T. Nº 20-11176077-3, con domicilio especial en la calle Bonpland Nº 1745, CP (1414) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido director titular de la Compañía desde diciembre de 2013. Actualmente es asesor en exploración y producción y director de YPF. El Sr. Kokogian comenzó su desarrollo profesional como geólogo de exploración en YPF, como senior geologist y exploration & development manager en Occidental Petroleoum Corporation,

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como vicepresidente de exploration & development y de nuevos negocios en Pioneer Natural Resources S.A. y como country manager en Petroandina Resources Argentina S.A. Ocupó el cargo de presidente de la comisión de exploración y desarrollo del IAPG. Es licenciado en ciencias geológicas egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Juan Pablo Freijo – Director titular

Nacido el 25 de diciembre de 1983 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. N° 30.655.054 y del CUIT N° 20-30655054-4, con domicilio especial en la calle Bonpland Nº 1745, CP (1414) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se unió a la Compañía en 2016. Actualmente, es el gerente de desarrollo de nuevos negocios de la Compañía, es profesor del Instituto Tecnológico de Buenos Aires del curso “Proyectos de Inversión”. Previamente ha trabajado en Columbus Merchant Banking, donde ha participado en procesos de mergers & acquisitions, estructuración de deuda, y asesoramiento en transacciones financieras en numerosas industrias. Es ingeniero industrial egresado del Instituto Tecnológico de Buenos Aires y posee un master en finanzas en la Universidad Torcuato Di Tella.

Jorge Alberto Del Aguila – Director titular

Nacido el 9 de agosto de 1987 en Del Viso, Pilar, Provincia de Buenos Aires, Argentina. Titular del DNI Nº 33.196.322 y del CUIT Nº 30-33196322-5, con domicilio especial en la calle Honduras Nº 5663, CP (1414) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido director titular de la Compañía desde diciembre de 2013. Actualmente, se desempeña como responsable del área de desarrollo de inversiones en el sector financiero de Corporación América en Argentina y en el exterior. Es licenciado en ciencias políticas egresado de la Universidad del CEMA.

Norberto Andrés Lembo – Director titular

Nacido el 29 de octubre de 1950 en Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 8.479.982, y del CUIT Nº 20-08479982-4, con domicilio especial en la calle Av. Pte. Roque Sáenz Peña 628, piso 5º, departamento “J” de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido director titular de la Compañía desde marzo de 2016. Actualmente, se desempeña como presidente de I.E.C.A Economía y Negocios S.A. Asimismo, se desempeñó como gerente general económico y financiero de YPF y como vicepresidente de Nucleoeléctrica Argentina S.A. Centrales Nucleares. Se ha desempeñado en cargos directivos en empresas del sector energético, petróleo, gas, electricidad y consultoría en general. Fue asesor del Ministerio de Economía (actualmente, el Ministerio de Finanzas y el Ministerio de Hacienda) y consultor en proyectos financiados por el Banco Mundial, el Banco Interamericano de Desarrollo y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo. Ha sido profesor de su especialidad en la Universidad de Buenos Aires y en la Universidad de Morón, dictando, además, cursos de posgrado. Es autor de los libros Economía y Salud Volumen I (2001) y Volumen ll (2003), Economía y Salud (2006) conjuntamente con el Dr. Jorge Califano. También de los libros Mobbing (2008) conjuntamente con el Dr. Mauricio Abadi y Acoso Laboral (2010) escrito conjuntamente con el Dr. Mauricio Abadi y la Dra. Marina Parés Soliva. Es contador público nacional egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Matías María Brea – Director titular

Nacido el 19 de agosto de 1961 en Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 14.455.983 y del C.U.I.T. Nº 20-14455983-6, con domicilio especial en la calle Reconquista Nº 1088, piso 9, CP (1003), de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido director titular de la Compañía desde abril de 2001. Es socio fundador de Estudio Brea Solans & Asociados S.C., donde desempeñó tareas hasta julio de 2016. Actualmente, integra los directorios de Sociedad Comercial del Plata S.A., Ferro Expreso Pampeano S.A.I.F., Compañía Inversora Ferroviaria S.A., Parque de la Costa S.A., CPS Comunicaciones S.A., Delta del Plata S.A., Endesa Costanera S.A y Celulosa Argentina S.A. Es síndico de diversas sociedades, entre otras, Transportadoras de Gas del Mercosur S.A. y

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Arcos Dorados S.A. Asimismo es miembro de los consejos consultivos de Fundación Vida Silvestre Argentina y de Fundación Junior Achievement Argentina y es vicepresidente del Olivos Golf Club S.A. Es contador público egresado de la Universidad Católica Argentina de Buenos Aires, obtuvo un Master in Business Administration en la George Washington University, Washington DC, Estados Unidos y el título de Certified Public Accountant en el Distrito de Columbia, de dicho país.

Ignacio Noel – Director titular

Nacido el 14 de junio de 1957 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Titular del DNI Nº 13.417.535 y del CUIT Nº 20-13417535-5, con domicilio especial en la calle Reconquista Nº 1088, piso 10, CP (1003) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido director titular de la Compañía desde diciembre de 2013. Actualmente, es presidente, también, de Sociedad Comercial del Plata S.A., Parque de la Costa S.A., Metrotel, Morixe Hermanos SA, Sierras de Mazan S.A. y Alimentos Modernos S.A. Asimismo, es miembro de Consejo Directivo de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y del Mozarteum Argentino. Se ha desempeñado como presidente de Petroken Petroquímica Ensenada S.A., como director de Indupa S.A.I.C., Noel & Cía. S.A. e Indelpro S.A. (México). Es ingeniero industrial egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Nestor Rubén Raffaeli – Director suplente

Nacido el 19 de diciembre de 1959 en la ciudad de Córdoba, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 13.683.522 y del C.U.I.T. Nº 20-13683522-0, con domicilio especial en Bonpland 1745, CP (C1414CMU), Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se unió a la Compañía en enero de 2006, desempeñándose desde entonces como gerente (actualmente director) de administración y finanzas de la Compañía. Anteriormente, se desempeñó durante 20 años en Compañía Naviera Pérez Companc S.A. y en su continuadora, Petrobras Energía S.A., trabajando en diferentes posiciones gerenciales en el país y en el exterior, como gerente administrativo y financiero de Empresa Petrolera Andina S.A. (JV PeCom, YPF y Pluspetrol) en Bolivia, gerente contable de PeCom en Buenos Aires y como gerente de planeamiento estratégico corporativo en PeCom y Petrobras Energía S.A. Es contador público egresado de la Universidad Nacional de Córdoba.

Carlos Daniel Bautista – Director suplente

Nacido el 22 de mayo de 1951 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. N° 8.573.395 y del C.U.I.T. N° 20-08573395-9, con domicilio especial en la calle Bonpland Nº 1745, CP (1414) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido director suplente de la Compañía desde diciembre de 2013. También ha ocupado el cargo de director de nuevos negocios de Corporación América. Actualmente se desempeña como director de relaciones laborales y recursos humanos de la Compañía. Se ha desempeñado como jefe de producto de Alpargatas S.A.I.C., gerente regional del noreste argentino de Austral Líneas Aéreas, gerente de productos en Uzal S.A., gerente de negocios de Grafa S.A., gerente de marketing de Editorial Atlántida S.A., gerente comercial de Playfull S.A. y gerente general de Dexter. Asimismo, se desempeñó como director general en la radiofrecuencia AM 910 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, gerente general en Radio Municipal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y director nacional de planificación del Comité Federal de Radiodifusión. Se desempeñó además como asesor de directorio en la Auditoría General de la Nación y como asesor de presidencia en comunicaciones en la Honorable Cámara de Diputados de la Nación. Es ingeniero industrial egresado de la Universidad de Buenos Aires y ha realizado una maestría en administración de negocios en el Instituto Nacional de Desarrollo Empresarial Argentino y un posgrado en derecho en comunicaciones en la Universidad de Buenos Aires.

Pablo Alejandro Chebli – Director suplente

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Nacido el 20 de febrero de 1969 en Godoy Cruz, Mendoza. Titular del D.N.I. N° 20.335.911 y del C.U.I.T. N° 20-20335911-0, con domicilio especial en la calle Bonpland Nº 1745, CP (1414) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se unió a la Compañía en junio de 2016 como director ejecutivo. Trabajó más de 23 años en la industria petrolera en Argentina, Brasil, Perú, Colombia, México, Canadá y Estados Unidos. Anteriormente fue gerente general de compañías como Golden Oil Corporation y Central Resources Inc. Asimismo, desempeñó cargos ejecutivos en Repsol e YPF. Es Licenciado en ciencias geológicas, egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Fernando Víctor Peláez – Director suplente

Nacido el 4 de junio de 1959 en Buenos Aires. Titular del D.N.I. Nº 13.380.763 y del C.U.I.T. Nº 20-13380763-3, con domicilio especial en Bonpland 1745, CP (C1414CMU), Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se unió a la Compañía en 2015 y hasta octubre de 2017 se desempeñó como gerente de operaciones. El Sr. Pelaez se ha desempeñado como chief executive officer de Aeropuertos Argentina 2000 S.A., Unitec Bio S.A., Puerta del Sur S.A. y Aeropuertos de Neuquén. Es ingeniero civil egresado de la Universidad de Buenos Aires

Pablo Arnaude – Director suplente

Nacido el 13 de agosto de 1974 en Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 24.069.415 y del C.U.I.T. Nº 20-24069415-9, con domicilio especial en la calle Reconquista Nº 1088, piso 9, CP (1003), de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es director suplente de la Compañía desde abril de 2017. Actualmente es CFO y director de Sociedad Comercial del Plata S.A. y miembro del directorio en CPS Comunicaciones S.A. y Canteras Cerro Negro S.A. Anteriormente ocupó distintos puestos gerenciales y ejecutivos en los grupos Perez Companc y Adecoagro. Es Licenciado en Administracion de Empresas, egresado de la Universidad Católica Argentina de Buenos Aires. Obtuvo un master en dirección ejecutiva en el Instituto de Altos Estudios Empresariales de la Universidad Austral y realizó estudios de maestría en Finanzas en la Escuela Superior de Economía y Administración de Empresas.

Pablo Javier González – Director suplente

Nacido el 22 de mayo de 1968 en Campo de Mayo, Provincia de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 20.050.097 y del C.U.I.T. Nº 20 – 20050097 - 1, con domicilio especial en Reconquista Nº 1088, piso 10, CP (1003) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido director suplente de la Compañía desde abril de 2015. Actualmente se desempeña como director suplente de CPS Comunicaciones S.A., como síndico titular en Delta del Plata S.A., síndico suplente en Ferroexpreso Pampeano S.A. y como síndico suplente en Compañía Inversora Ferroviaria S.A. Se ha desempeñado como director suplente de Trilenium S.A. Es contador público graduado de la Universidad de Buenos Aires.

Contratos de trabajo con directores

La Compañía no ha celebrado contrato de trabajo ni de locación de servicios con ninguno de sus directores.

Gerentes de Primera Línea

La gerencia de primera línea de la Compañía tiene a su cargo la ejecución e implementación de las estrategias de la Compañía y reporta al gerente general. En el siguiente cuadro se detallan los gerentes de primera línea de la Compañía a la fecha de emisión del presente Prospecto, sus respectivos cargos y el año de su designación:

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Nombre y Apellido CargoDesignación original en

el cargoEduardo Hugo Antranik

Eurnekian CEO 01/06/2013

Adrián Jorge Meszaros CFO – Director Financiero 12/12/2016Pablo Alejandro Chebli COO – Director de Operaciones 01/06/2016

Emilio Nadra Director Comercial 13/03/2017Luis Santos Director de Midstream 06/10/2015

Nestor Rubén Raffaeli Director de Administración 06/01/2006Juan Pablo Freijo Director de Nuevos Negocios 07/10/2016

Emilio José Daneri Conte-Grand Director de Legales 17/04/2015

Carlos Daniel Bautista Director de Relaciones Laborales y Recursos Humanos 06/10/2017

Antecedentes profesionales de los gerentes de primera línea.

A continuación se incluye un resumen de la experiencia profesional de los actuales gerentes de la Compañía.

Eduardo Hugo Antranik Eurnekian – CEO

Véase “Antecedentes profesionales de los directores – Directores titulares y suplentes” en este capítulo de este Prospecto.

Adrián Jorge Meszaros – CFO – Director Financiero

Nacido el 28 de octubre de 1965 en Buenos Aires. Titular del D.N.I. N° 17.606.526 y del C.U.I.T. N° 20-17606526-6, con domicilio especial en Bonpland 1745, CP (C1414CMU), Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se unió a la compañía en 2016 como director financiero. Experto en finanzas y mercado de capitales, cuenta con más de 25 años de experiencia como ejecutivo en compañías en Latinoamérica. Se ha desempeñado en diversas industrias, tales como medios de comunicación, retail, telecomunicaciones y banca, y como consultor independiente en Méjico, Perú y Argentina. El Sr. Meszaros estuvo a cargo de una de las restructuraciones de deuda corporativa más grandes de la historia argentina, que se extendió por más de tres años e involucró tribunales de quiebra de los Estados Unidos. En los mercados de capitales organizó transacciones de financiamiento por más de US$3.000 millones. El Sr. Meszaros es licenciado en administración graduado de la Universidad Católica Argentina.

Pablo Alejandro Chebli – COO – Director de Operaciones

Véase “Antecedentes profesionales de los directores – Directores titulares y suplentes” en este capítulo de este Prospecto.

Emilio Nadra – Director Comercial

Nacido el 18 de julio de 1972 en Buenos Aires. Titular del D.N.I. N° 22847784 y del C.U.I.T. N° 20-22847784-3, con domicilio especial en la calle Bonpland Nº 1745, CP (1414) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se unió a la Compañía en 2017 como director comercial, luego de haber trabajado más de 16 años en la industria energética. Anteriormente fue gerente de ventas de gas en Wintershall Energía y ocupó cargos gerenciales en compañías como Pan American Energy y ENARGAS. Es Licenciado en Economía, egresado de la Universidad Torcuato Di Tella y ha realizado una maestría en administración y políticas públicas en la Universidad de San Andrés.

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Luis Santos – Director de Midstream

Nacido el 17 de diciembre de 1955 en Buenos Aires. Titular del D.N.I. N° 11849295 y del C.U.I.T. N° 20-11849295-2, con domicilio especial en la calle Reconquista Nº 1088, piso 9, CP (1003) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se unió a la Compañía en 2015 como director de midstream, habiendo trabajado 35 años en la industria energética. Anteriormente ocupó diversos cargos en YPF y Gas del Estado, entre otros, fue gerente de transporte de gas. Es docente de termodinámica y autor de diversos trabajos respecto de Fluido Dinámica del Transporte del Gas Natural en Régimen Transitorio. Es ingeniero mecánico de la Universidad Tecnológica Nacional e ingeniero en petróleo con especialidad en gas natural de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires.

Nestor Rubén Raffaeli – Director de Administración

Véase “Antecedentes profesionales de los directores – Directores titulares y suplentes” en este capítulo de este Prospecto.

Juan Pablo Freijo – Director de Nuevos Negocios

Véase “Antecedentes profesionales de los directores – Directores titulares y suplentes” en este capítulo de este Prospecto.

Emilio José Daneri Conte-Grand – Director de Legales

Nacido el 28 de enero de 1973 en la Ciudad de San Juan, Provincia de San Juan. Titular del D.N.I. N° 22.958.732 y del CUIT N° 20-22958732-4, con domicilio especial en Bonpland 1745, CP (C1414CMU), Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se unió a la Compañía en 2015 y desde esa fecha se desempeña como director de legales. Desde el año 2004 trabaja en empresas del grupo Corporación América, desempeñándose actualmente en el departamento de asuntos legales del área de infraestructura y energía de Corporación América. Antes de unirse a Corporación América, ha trabajado en el estudio M. & M. Bomchil en el área de derecho administrativo y regulatorio. Es abogado egresado de la Universidad Católica de Cuyo y realizó una maestría en derecho administrativo en la Universidad Austral, como también el programa de alta dirección en el Instituto de Altos Estudios de dicha universidad.

Carlos Daniel Bautista – Director de Relaciones Laborales y RR.HH.

Véase “Antecedentes profesionales de los directores – Directores titulares y suplentes” en este capítulo de este Prospecto.

Contratos de trabajo con gerentes

Todos los gerentes mencionados se encuentran en relación de dependencia sujeta a la Ley de Contrato de Trabajo Nº 20.744. Adicionalmente, el Sr. Eduardo Hugo Antranik Eurnekian percibe honorarios por su desempeño como presidente del directorio de la Compañía.

Órgano de fiscalización

Mediante asamblea ordinaria y especial de accionistas clase A y B Nº 175 de fecha 21 de abril de 2017 se fijó en tres el número de miembros titulares y en tres el número de miembros suplentes de la comisión fiscalizadora de la Compañía y fueron designados por un ejercicio.

El siguiente cuadro incluye cierta información sobre los miembros de la comisión fiscalizadora de la Compañía:

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Nombre y apellido Cargo Designación

original en el cargoVencimiento del

mandato

Clase proponent

eCarácter

Carlos Oscar Fernando Bianchi

Síndico titular 23/04/2014 31/12/2017 A Independient

e

Carlos Fernando Bianchi

Síndico titular 23/04/2014 31/12/2017 A Independient

e

Mariano de Apellaniz Síndico

titular 21/04/2017 31/12/2017 B Independiente

Juan Pablo Bianchi

Síndico suplent

e23/04/2014 31/12/2017 A Independient

e

Héctor Oscar José Romero

Síndico suplent

e23/04/2014 31/12/2017 A Independient

e

JoséMaría

Aranguren

Síndico suplent

e23/04/2014 31/12/2017 B Independient

e

Carlos Oscar Fernando Bianchi es padre de los hermanos Carlos Fernando Bianchi y Juan Pablo Bianchi, y primo de Héctor Oscar José Romero. No hay otra relación familiar entre los miembros de la comisión fiscalizadora.

Antecedentes profesionales de los miembros de la comisión fiscalizadora

El siguiente es un resumen de la experiencia profesional de los miembros de la comisión fiscalizadora:

Carlos Oscar Fernando Bianchi – Síndico titular

Nacido el 10 de enero de 1945 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 4.449.577 y del C.U.I.T. Nº 20-04449577-6, con domicilio en la calle Juncal 922, piso 8 “A”, CP (1062), de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido síndico titular de la Compañía dese abril de 2014. Actualmente, es socio del estudio jurídico Bianchi, Fernández Moores & Méndez Tronge y profesor adjunto de la asignatura historia del derecho de la Universidad de Buenos Aires, coadministrador judicial de Papel Prensa S.A. y síndico de Autovía del Mar S.A. El Sr. Bianchi ha sido decano de la Facultad de Sociología de la Universidad de Buenos Aires, Juez Federal de Departamento Judicial Campana, asesor del Ministerio de Justicia, de Citicorp Capital Investors y de Carboquímica Sociedad mixta del Estado e inspector de Canal 2. Es abogado egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Carlos Fernando Bianchi – Síndico titular

Nacido el 11 de junio de 1979 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 27.382.331 y del C.U.I.T. Nº 20-27382331-0, con domicilio en la calle Juncal 922, piso 8 “A”, CP (1062), de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido síndico titular de la Compañía desde abril de 2014. Actualmente se desempeña como socio de Fernández Moores & Méndez Trongé y como síndico suplente en Autovía del Mar S.A. Ha trabajado en Aeropuertos Argentina 2000 S.A. y en los estudios jurídicos Rossi Camilion & Armando, Bianchi y Bianchi,

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Ferreiro Pella & Touceda. Es abogado egresado de la Universidad de Buenos Aires y realizó una especialización en derecho empresarial en la Universidad del Museo Social.

Mariano de Apellaniz – Síndico titular

Nacido el 29 de agosto de 1955 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. N° 11.478.640 y del C.U.I.T. N° 20-11478640-4, con domicilio especial en la avenida Callao Nº 1211, piso 9, CP (1023) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido síndico titular de la Compañía desde abril de 2017. Actualmente se desempeña como abogado en el estudio jurídico Alegría, Buey Fernández, Fissore & Montemerlo. Anteriormente, trabajó en el estudio jurídico Montes de Oca & Benegas, y en los departamentos de legales de Danone Argentina S.A., Sevel Argentina S.A./Peugeot Citröen (jefe del departamento) y Cervecería y Maltería Quilmes S.A.I.C.A. y G. (gerente de legales). Es abogado egresado de la Universidad Católica Argentina y se desempeña como profesor auxiliar de Derecho Civil IV (Derechos Reales) en la Universidad del Salvador.

Juan Pablo Bianchi – Síndico suplente

Nacido el 11 de junio de 1982 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 29.582.970 y del C.U.I.T. Nº 20-29582970-3, con domicilio en la calle Montevideo 604, piso 5, CP (1019) de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ha sido síndico suplente de la Compañía desde abril de 2014. Actualmente, trabaja en el estudio jurídico Bianchi, Fernández Moores & Méndez Tronge. Anteriormente, trabajó en el estudio jurídico Bazan, Cambré & Orts. Es abogado egresado de la Universidad Católica de Buenos Aires y se especializó en asesoramiento jurídico de empresas en la Universidad de Buenos Aires.

Héctor Oscar José Romero – Síndico suplente

Nacido el 20 de junio de 1950 en la Provincia de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 8.290.382 y del C.U.I.T. Nº 20-08290382-9, con domicilio en la calle A. Argentina 293, CP (1629), Pilar, Provincia de Buenos Aires. Ha sido síndico suplente de la Compañía desde abril de 2014. Desde 1980 se dedica al ejercicio del profesión libre especializándose en la asesoría contable y auditorías y confección de balances. Es contador público egresado de la Universidad de Belgrano.

José María Aranguren – Síndico suplente

Nacido el 10 de marzo de 1983 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Titular del D.N.I. Nº 30.276.961 y del C.U.I.T. Nº 20-30276961-4, con domicilio en la calle Ramos Mejía 2459, CP (1609) Boulogne, Provincia de Buenos Aires. Ha sido síndico suplente de la Compañía desde abril de 2014. Actualmente trabaja en el estudio jurídico Aranguren Abogados especializándose en derecho comercial y societario. Anteriormente, trabajó en el Juzgado Federal en lo Criminal y Correccional Nº 2 de San Isidro y en el estudio jurídico Cainzos, Fernández & Premrou. Es abogado egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Asesores Legales

El asesor legal para la preparación del presente Prospecto es el estudio M. & M. Bomchil, con domicilio en Suipacha 268, piso 12, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

Auditores Externos Independientes

Los estados financieros consolidados correspondientes a (i) los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, y (ii) el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016, preparados por la Compañía de acuerdo con las NIIF, fueron auditados por PwC, cuyo socio a

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cargo fue el contador Dr. Alejandro P. Frechou, quien se encuentra matriculado en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, bajo el Tomo 156 – Folio 85, con domicilio profesional en Bouchard 557, piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El informe de auditoría de PwC sobre los estados financieros consolidados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 fue emitido con fecha 10 de marzo de 2016.

El informe de auditoría de PwC sobre los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 presentado en forma comparativa con el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015 fue emitido con fecha 9 de marzo de 2017.

Los estados financieros consolidados condensados intermedios correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 presentados en forma comparativa con saldos y otra información correspondiente al ejercicio 2016 y a sus períodos intermedios, preparados por la Compañía de acuerdo con NIIF, fueron sujetos a revisión por PwC, domiciliado en Bouchard Nº 557, piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, cuyo socio a cargo fue el contador Dr. Alejandro P. Frechou, quien se encuentra matriculado en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, bajo el Tomo 156 – Folio 85.

El informe de revisión de PwC sobre los estados financieros consolidados condensados intermedios correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 presentados en forma comparativa con saldos y otra información correspondiente al ejercicio 2016 y a sus períodos intermedios fue emitido el 9 de agosto de 2017. PwC en una de las firmas miembro de la red global de PricewaterhouseCoopers International Limited, una compañía privada del Reino Unido limitada por garantía, y su red de firmas miembros, cada una como una entidad única e independiente y legalmente separada. Una descripción detallada de la estructura legal de PricewaterhouseCoopers International Limited y sus firmas miembros puede verse en el sitio web http://www.pwc.com/structure.

Responsable de Relaciones con el Mercado

El responsable titular de Relaciones con el Mercado de la Compañía es el señor Nestor Rubén Raffaeli y el responsable suplente de Relaciones con el Mercado de la Compañía es el señor Emilio José Daneri Conte-Grand, designados en sus cargos por los directorios de fecha 1° de agosto de 2016 y 9 de agosto de 2016 respectivamente.

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DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

El siguiente es un resumen de los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables. Para mayor información, véase la Sección “De la Oferta y la Negociación” en este Prospecto.

Emisora Compañía General de Combustibles S.A.

Monto del Programa Las Obligaciones Negociables de todas las Series y/o Clases en todo momento en circulación en virtud de este Programa están limitadas a un monto de capital total de US$250.000.000 (o su equivalente en pesos u otras monedas). Sujeto a la previa aprobación de la CNV, y sin el consentimiento de los tenedores de Obligaciones Negociables, la Compañía podrá modificar en cualquier momento el monto del Programa para aumentar el capital total de Obligaciones Negociables que pueden ser emitidas en el marco del mismo.

Vigencia del Programa Cinco años a partir de la autorización de oferta pública de las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa por parte de la CNV y sus renovaciones o el plazo máximo que pueda ser fijado por las futuras regulaciones que resulten aplicables, en cuyo caso el directorio de la Compañía podrá decidir la extensión del plazo de vigencia.

Forma y Denominación Las Obligaciones Negociables podrán emitirse bajo la forma de títulos globales nominativos, títulos cartulares nominativos con o sin cupones de intereses, en forma escritural, u otra forma que eventualmente autoricen las normas aplicables. De conformidad con lo dispuesto por la Ley N° 24.587 y el Decreto Nº 259/1996, las sociedades argentinas no pueden emitir títulos valores al portador o en forma nominativa endosable. Conforme a ello, y en la medida en que dicha legislación esté vigente, la Compañía sólo emitirá Obligaciones Negociables nominativas no endosables. De tal manera, podrá emitir Obligaciones Negociables representadas en certificados globales o parciales inscriptos o depositados en regímenes de depósito colectivo nacionales o extranjeros, como ser Depository Trust Company (“DTC”), Euroclear, SA/NV (“Euroclear”), Clearstream Banking, Société Anonyme (“Clearstream”) o Caja de Valores S.A., entre otros. Las liquidaciones, negociaciones y transferencias dentro de aquellas entidades se realizarán de acuerdo con las normas y procedimientos operativos habituales del sistema pertinente. La forma en la cual se emita cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, como también las denominaciones mínimas, entre otras características, se determinarán en el Suplemento de Precio correspondiente, sujeto a la legislación aplicable.

Precio de Emisión Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a la par, con descuento o con una prima sobre su valor nominal, o estar sujetas a cualquier otra condición y modalidad, conforme se determine en el Suplemento de Precio correspondiente.

Amortización La forma de pago del capital bajo las Obligaciones Negociables se realizará conforme se determine en cada Suplemento de Precio y sujeto a las leyes y reglamentaciones aplicables.

Intereses Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses o no.

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Los intereses (si fuera el caso) podrán devengarse a una tasa fija o variable, o a una tasa ajustable en función de la evolución de activos financieros, acciones, opciones de cualquier tipo y naturaleza u otros activos, inversiones e índices, sujeto a lo que las normas aplicables permitan, conforme se determine para cada Clase y/o Serie en el correspondiente Suplemento de Precio.

Vencimientos Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a corto, mediano o largo plazo. Se emitirán con vencimientos como mínimo de siete días desde la fecha de emisión o dentro del plazo mínimo o máximo que pueda ser fijado por las reglamentaciones aplicables, según se determine en el correspondiente Suplemento de Precio.

Destino de los Fondos Los fondos netos provenientes de la emisión de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables serán aplicados por la Compañía a uno o más de los siguientes fines, siempre de conformidad con lo requerido por el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables: (i) capital de trabajo en Argentina, (ii) inversiones en activos físicos ubicados en Argentina, (iii) refinanciación de su deuda o (iv) aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas, siempre que tales sociedades empleen los fondos de tales aportes conforme a una o más de las formas previstas en las cláusulas (i), (ii) o (iii) precedentes; de conformidad con lo que se describa en el correspondiente Suplemento de Precio. Véase “Información Clave sobre la Compañía –Razones para la Oferta y Destino de los Fondos” de este Prospecto.

Moneda de Emisión. Moneda y forma de integración y Pago

Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en cualquier moneda, según se determine en el correspondiente Suplemento de Precio.

Conforme se determine en el Suplemento de Precio correspondiente, la integración de las Obligaciones Negociables podrá ser realizada en cualquier moneda y/o en especie (incluyendo, sin que implique limitación, la integración con cualquier valor negociable) sujeto a lo que las normas aplicables permitan. Asimismo, la Compañía podrá emitir Obligaciones Negociables cuyo capital e intereses sean pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que dichas Obligaciones Negociables se denominen y/o en especie (incluyendo, sin que implique limitación, la integración con cualquier valor negociable), con el alcance permitido por la legislación aplicable.

Método de Emisión Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas periódicamente en una o más Clases compuestas por una o más Series para lo cual no será necesario el consentimiento de los tenedores de Obligaciones Negociables de las Clases y/o Series en circulación. Los términos y condiciones de cada Clase y/o Serie podrán variar con respecto a los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables de las Clases y/o Series en circulación. La Compañía establecerá los términos específicos de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables en el respectivo Suplemento de Precio.

Rango Salvo indicación en contrario en el Suplemento de Precio

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correspondiente, las Obligaciones Negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales y no subordinadas, no garantizadas, y tendrán en todo momento por lo menos igual prioridad de pago que todas las demás deudas no garantizadas y no subordinadas, presentes y futuras de la Compañía (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por la legislación aplicable).

De así establecerlo el Suplemento de Precio correspondiente, la Compañía podrá emitir Obligaciones Negociables garantizadas, con o sin recurso limitado, las que tendrán prioridad de pago, con el alcance de dicha garantía, sobre toda otra deuda no garantizada, presente y futura de la Compañía (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por la legislación aplicable).

Si así lo especificara el respectivo Suplemento de Precio, la Compañía podrá emitir Obligaciones Negociables subordinadas, que estarán en todo momento en inferior prioridad de pago al de la deuda garantizada y no subordinada (así como de las obligaciones que gocen de preferencia por la legislación aplicable).

Rescate Optativo A menos que se especifique lo contrario en el Suplemento de Precio correspondiente, la Compañía podrá reservarse el derecho de rescatar y pagar antes del vencimiento la totalidad o cualquier parte de las Obligaciones Negociables de cualquier Clase y/o Serie, al precio y conforme lo indicado en el Suplemento de Precio correspondiente, asegurándose el trato igualitario a todos los tenedores de una misma Clase y/o Serie.

Rescate Optativo por Razones Impositivas

A menos que se especifique lo contrario en el Suplemento de Precio correspondiente, la Compañía podrá rescatar las Obligaciones Negociables de cualquier Clase y/o Serie en su totalidad o en parte en caso de ocurrir ciertos supuestos fiscales en la Argentina, conforme se determine en el Suplemento de Precio correspondiente.

Listado y Negociación Para su negocación, las Obligaciones Negociables deberán ser listadas o negociadas en uno o varios mercados del país y/o en bolsas o mercados de valores del exterior. Sin embargo, la Compañía no puede asegurar que las solicitudes correspondientes sean aceptadas. Asimismo, podrán emitirse Obligaciones Negociables que no estén listadas o no se negocien en ningún mercado, en cuyo caso no tendrán los beneficios impositivos descriptos en la Sección “Información Adicional – Carga Tributaria” de este Prospecto. La Compañía determinará en el Suplemento de Precio aplicable a cada una de las Clases y/o Series si las Obligaciones Negociables serán listadas o se negociarán y, en todo caso, en qué mercado lo harán.

Calificación de Riesgo El Programa no cuenta con calificación de riesgo. Según la Compañía establezca en el correspondiente Suplemento de Precio, las Obligaciones Negociables que se emitan en el marco del Programa podrán o no estar calificadas. Si una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables en el marco de este Programa recibiera calificación, la Compañía proporcionará la calificación de riesgo y la información relativa a ella en el Suplemento de Precio correspondiente.

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Legislación Aplicable En el Suplemento de Precio correspondiente a cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables se establecerá la legislación aplicable a las Obligaciones Negociables. En este sentido, si así se estableciera en el Suplemento de Precio correspondiente de la Clase y/o Serie respectiva, las Obligaciones Negociables se podrán regir y podrán ser interpretadas de acuerdo con una legislación distinta a la legislación argentina.

Sin embargo, los siguientes aspectos serán regidos por la ley argentina: (i) la calificación de las Obligaciones Negociables como obligaciones negociables bajo la Ley de Obligaciones Negociables; (ii) la capacidad y autoridad societaria de la Compañía para crear el Programa y ofrecer las Obligaciones Negociables en Argentina; y (iii) ciertos aspectos relativos a la validez de la asamblea de tenedores de las Obligaciones Negociables, incluyendo quórum, mayoría y requisitos para su convocatoria.

Jurisdicción A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos de Precio correspondientes, toda controversia que se suscite entre la Compañía y/o los tenedores de las Obligaciones Negociables en relación con las Obligaciones Negociables se resolverá por el Tribunal de Arbitraje de la BCBA. No obstante, conforme lo establecido por el artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales, los inversores tendrán el derecho de optar por acudir a los tribunales judiciales competentes. Asimismo, en los casos en que las normas vigentes establezcan la acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante un solo tribunal, la acumulación se efectuará ante el tribunal judicial.

Acción Ejecutiva El artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que en caso de incumplimiento por parte de la Compañía en el pago de cualquier monto adeudado bajo una Obligación Negociable, el tenedor tendrá derecho a accionar por vía ejecutiva para obtener su cobro. Los artículos 129 y 131 de la Ley de Mercado de Capitales establecen que se podrán expedir comprobantes de saldo de cuenta de las Obligaciones Negociables o comprobantes de las Obligaciones Negociables representadas en certificados globales a favor de las personas que tengan una participación en las mismas a los efectos de legitimar al titular para reclamar judicialmente o ante jurisdicción arbitral en su caso, incluso mediante acción ejecutiva, para lo cual será suficiente título dichos comprobantes, sin necesidad de autenticación u otro requisito.

Colocación Cuando la colocación por oferta pública y la distribución de las Obligaciones Negociables a ser emitidas en el marco de este Programa sean efectuadas en la Argentina, será de acuerdo con la Ley de Mercado de Capitales y las Normas de la CNV. La creación del Programa ha sido autorizada por el directorio de la CNV mediante la Resolución N° 17.570 de fecha 10 de diciembre de 2014. Conforme se determine en el Suplemento de Precio de cada Clase y/o Serie en particular, las Obligaciones Negociables podrán ser ofrecidas fuera de la Argentina, lo cual será realizado únicamente de acuerdo con las leyes de las jurisdicciones aplicables y, cuando corresponda, valiéndose de exenciones a la oferta pública que establezcan las leyes de tales jurisdicciones. Los Suplementos de Precio correspondientes detallarán los esfuerzos de colocación que se realizarán en

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virtud de la Ley de Mercado de Capitales y las Normas de la CNV.

Colocadores La Compañía podrá ofrecer y vender las Obligaciones Negociables periódicamente en forma directa o a través de uno o más colocadores que se designen oportunamente para cada Clase y/o Serie en el Suplemento de Precio aplicable.

Agente de Registro, Agente de Transferencia, Agente de Cálculo y Agente de Pago

Según se establezca en el Suplemento de Precio correspondiente, la Compañía podrá designar para cada una de las Clases y/o Series de Obligaciones Negociables una o más personas para que actúen como Agente de Registro, Agente de Transferencia, Agente de Cálculo y/o Agente de Pago.

Sistemas de Compensación La Compañía podrá solicitar la admisión de las Obligaciones Negociables para su compensación en Caja de Valores S.A. y podrá solicitarse, según se establezca en el Suplemento de Precio correspondiente, la admisión de las Obligaciones Negociables para su compensación en DTC, Euroclear, Clearstream, u otro sistema de compensación que allí se determine.

Factores de Riesgo Véase “Información Clave sobre la Compañía – Factores de Riesgo” en este Prospecto y el Suplemento de Precio correspondiente para obtener una descripción de los principales riesgos que implica realizar una inversión en las Obligaciones Negociables.

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INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA COMPAÑÍA

La información financiera incluida en esta sección respecto a los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, ha sido extraída de los estados financieros consolidados a dichas fechas. Esta información debe leerse juntamente con los referidos estados financieros consolidados de la Compañía, sus anexos y notas, y con las secciones “Presentación de la información financiera y otras cuestiones”, “Factores de Riesgo” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía” de este Prospecto.

Información contable y financiera

Los estados financieros consolidados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2016, el 31 de diciembre de 2015, el 31 de diciembre de 2014 y el 31 de diciembre de 2013, preparados por la Compañía de acuerdo con las NIIF, fueron auditados por PwC, domiciliado en Bouchard Nº 557, piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, cuyo socio a cargo fue el contador Dr. Alejandro P. Frechou, quien se encuentra matriculado en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, bajo el Tomo 156 – Folio 85, con domicilio profesional en Bouchard 557, piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La información contable y financiera incluida en este Prospecto correspondiente a los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2014, el 31 de diciembre de 2015 y el 31 de diciembre de 2016 ha sido obtenida de los estados financieros correspondientes a (i) los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, y (ii) el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 (presentados en forma comparativa), disponibles en el sitio de Internet de la CNV (http://www.cnv.gob.ar) en el ítem “Información Financiera”, bajo los ID N° 4-527890-D y 4-463721-D.

La información financiera por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y el 30 de junio de 2017 fue obtenida de los estados financieros consolidados condensados intermedios sujetos a revisión correspondientes a dichos períodos, disponibles en el sitio de Internet de la CNV (http://www.cnv.gob.ar) en el ítem “Información Financiera”, bajo el ID N° 4-510725-D. Los resultados del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 no son necesariamente indicativos de los resultados que se esperan para el ejercicio que finalizará el 31 de diciembre de 2017. PwC manifestó en su informe de fecha 9 de agosto de 2017, que no auditó y, por lo tanto, no expresó una opinión sobre la información financiera correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, presentados en forma comparativa con saldos y otra información correspondiente al ejercicio 2016 y a sus períodos intermedios. En consecuencia, el grado de confianza en su informe sobre dicha información financiera debería limitarse a la luz de la naturaleza limitada de los procedimientos de revisión aplicados.

Las fluctuaciones de la moneda y la inflación en la Argentina han tenido y continuarán teniendo un impacto significativo en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía. Para mayor información, ver “Presentación de la información financiera y otras cuestiones – Información financiera”, “Información adicional – Tipos de cambio y Control de cambios”] e “Información clave de la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con la Argentina” en este Prospecto.

Con efectos al 1° de abril de 2015, la Compañía adquirió el negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, con una porción de los fondos del préstamo sindicado otorgado el 30 de marzo de 2015 por ICBC, como agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas, por $825 millones, que con fecha 20 de abril de 2015, fue ampliado por un importe de $250 millones adicionales (que a la fecha de este Prospecto se encuentra cancelado en su totalidad), lo que aumentó significativamente el tamaño de la Compañía. Como resultado de ello, los resultados de las operaciones de la Compañía para los períodos presentados en los cuadros que siguen a

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continuación no son completamente comparables. Este Prospecto no incluye información financiera histórica para el negocio adquirido, ni estados de resultados consolidados proforma. Para más información, véanse las secciones “Presentación de la información financiera y otras cuestiones – Adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral” e “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con la Compañía – Si bien la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral aumentó significativamente el tamaño y alcance de la Compañía, este Prospecto no incluye estados financieros históricos del negocio adquirido, ni estados de resultados proforma” del Prospecto. Ver también las notas 28 d) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016.

Síntesis de resultados consolidados

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de Período de seis meses (no auditado) finalizado el 30 de junio de

2014 2015(1) 2016 2016 2017

(en millones de pesos)

$ $ $ $ $Ingresos netos(2) 942,1 2.526,8 3.475,1 1.857,9 2.142,8

Costo de ventas (655,9) (1.975,6) (2.631,6) (1.306,3) (2.157,4)

Resultado bruto 286,2 551,2 843,5 551,6 (14,6)Gastos de comercialización (27,9) (59,8) (70,7) (38,8) (48,0)Gastos de administración (85,2) (200,3) (236,2) (118,2) (141,6)Gastos de exploración (6,8) (56,0) — — —Otros ingresos y egresos operativos(3) 26,3 411,6 (100,4) (88,7) (12,0)

Resultado operativo 192,7 646,8 436,2 305,9 (216,2)Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación

(19,2) (145,5) 21,3 (3,8) 90,5

Resultado financiero neto(4) 6,1 (583,1) (811,6) (394,4) (472,5)Resultado por combinación de negocio(5) __ 195,4 __ __ __

Resultado antes de impuestos 179,5 113,6 (354,0) (92,3) (598,3)

Impuesto a las ganancias (66,5) (56,1) 121,8 30,1 234,8Resultado del período 113,0 57,5 (232,2) (62,2) (363,4)

(1) El primer trimestre de 2015 no refleja los resultados atribuibles a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.(2) Para los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016 y los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, incluye $368,2, $801,2, $389,4 y $280,6 millones, respectivamente, en subsidios del Estado Nacional. Para mayor información, ver la sección “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía - Factores clave que afectan el negocio y los resultados operativos de la Compañía - Ganancias y costos” e “Información clave de la Compañía – Factores de riesgo – Riesgo relacionado con la industria del petróleo y del gas – Cambios en la determinación de los precios de los hidrocarburos en Argentina podrían afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto. Ver también la nota 24 a) de los estados financieros consolidados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016 y 20 a) de los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes a los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017.(3) Para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015, incluye ingresos por $462,1 millones correspondientes a la re-valuación a valor razonable de las participaciones que la Compañía tenía con anterioridad sobre los activos de la cuenca Austral. Ver nota 28 d) de los estados financieros consolidados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016. (4) Para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016, incluye $303,9 millones de pérdidas netas (comparadas con ganancias por $2,8 millones para el 2014 y $368,3 millones de pérdida para 2015) por diferencia de tipo de cambio por la re-valuación de los activos y pasivos de la Compañía denominados en moneda extranjera. Ver nota 24 h) de los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, incluye $198,0 millones de pérdidas netas, comparadas con pérdidas por $179,4 millones para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016, por diferencia de tipo de cambio por la re-valuación de los activos y pasivos de la Compañía denominados en moneda extranjera. Ver nota 20 g) de los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.(5) Para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015, incluye $195,4 millones de ganancia derivada de la valuación a valor razonable de los principales activos y pasivos adquiridos con motivo de la compra del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, como resultado del efecto de la combinación de negocios. Ver nota 28 d) de los estados financieros consolidados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016.

Síntesis de situación patrimonial consolidada

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Al 31 de diciembre de Al 30 de junio de (no auditado)

2014 2015 2016 2017

(en millones de pesos)

ACTIVO $ $ $ $Activo nocorrientePropiedad planta yequipo 825,6 3.153,6 3.813,1 4.438,6

Inversiones ensociedades 377,7 268,8 390,8 398,3

Otras inversiones 4,7 7,7 10,0 10,8Activo porimpuesto diferido 109,3 53,7 138,3 373,8

Otros créditos 52,8 109,6 190,4 198,4Cuentas comercialespor cobrar(1)

- - 63,8 51,2

Total del activo nocorriente 1.370,0 3.593,4 4.606,4 5.471,2

Activo corriente

Inventarios 63,7 140,1 675,3 346,5

Otros créditos(2) 139,2 531,7 910,6 864,5Cuentas comercialespor cobrar

105,7 791,1 480,8 558,4

Otras inversiones 62,2 171,4 926,2 1.175,0Efectivo y otrosactivos líquidosequivalentes

55,7 112,4 1.261,8 383,0

Total del activocorriente 426,5 1.746,7 4.254,7 3.327,4

Total del activo 1.796,5 5.340,1 8.861,1 8.798,7

PATRIMONIO

Capital social 70,0 399,1 399,1 399,1Aportesirrevocables 98,0 - - -

Reservas 791,3 771,5 841,4 610,3Resultadosno asignados 123,9 69,8 (231,1) (363,1)

Otros resultadosintegrales 75,1 107,8 129,7 137,9

Total delpatrimonio atribuible a lospropietarios

1.158,3 1.348,2 1.139,1 784,2

Participaciones nocontrolantes - 7,5 6,3 6,0

Total delpatrimonio 1.158,3 1.355,7 1.145,4 790,2

PASIVOPasivo nocorrientePrevisiones 12,9 14,6 11,0 11,4

Provisiones 204,4 528,6 658,7 713,2

Otras deudas 0,6 0,2 - -

Deudas fiscales 72,6 63,4 52,6 46,5Pasivo porimpuesto diferido - 37,3 - -

Deudas financieras 31,8 2.356,2 4.910,7 5.644,8Deudas comerciales(3)

- - 79,5 49,9

Total del pasivo no corriente 322,3 3.000,3 5.712,4 6.465,8

Pasivo corrientePrevisiones(4) - - 31,3 26,9Provisiones 9,1 11,3 10,4 11,8Otras deudas(5) 11,0 35,8 97,1 100,2Deudas fiscales 74,9 21,1 36,7 45,5Remuneraciones ycargas sociales 8,3 20,2 34,6 36,7

Deudas financieras 75,7 325,7 1.199,7 537,6Deudas comerciales 136,9 570,0 593,4 784,0Total del pasivocorriente 315,9 984,2 2.003,3 1.542,7

TOTAL DEL 638,2 3.984,4 7.715,7 8.008,5

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Al 31 de diciembre de Al 30 de junio de (no auditado)

2014 2015 2016 2017

(en millones de pesos)PASIVOTOTAL DELPASIVO Y DEL PATRIMONIO NETO

1.796,5 5.340,1 8.861,1 8.798,7

(1) Al 31 de diciembre de 2016 y al 30 de junio de 2017, refleja el incidente de verificación de crédito presentado en el concurso preventivo de Oil Combustibles. En octubre de 2017, dicho crédito ha sido verificado por el juzgado correspondiente, ascendiendo a la suma de US$3,9 millones y $14,3 millones. Ver “Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Compañía - La Compañía obtiene una porción significativa de sus ingresos de un número limitado de clientes y las pérdidas registradas por un cliente importante pueden tener un efecto adverso significativo sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía ” en este Prospecto. Ver también la nota 12 de los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y la nota 10 de los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.(2) Al 31 de diciembre de 2015, 31 de diciembre de 2016 y al 30 de junio de 2017, incluye $383,7, $612,8 y $431,1 millones, respectivamente, correspondientes a créditos contra el Estado Nacional por subsidios. Ver nota 10 de los estados financieros consolidados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016 y la nota 8 de los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.(3) Al 31 de diciembre de 2016 y al 30 de junio de 2017, la Compañía registró una deuda comercial pendiente de cancelación por la adquisición de una planta de compresión de gas. Ver nota 23 de los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y nota 19 de los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.(4) Al 31 de diciembre de 2016 y al 30 de junio de 2017, se ha reconocido una previsión en relación con los Bonos de la Nación Argentina en dólares estadounidenses 8% 2020 (Bonar 2020 US$) recibidos en pago de los subsidios de gas. Ver la sección “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía - Tendencias relacionadas con el negocio del transporte y del gas – Precios del gas” en este Prospecto, la nota 18 de los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y la nota 14 de los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.(5) Incluye $62,4 y $64,9 millones al 31 de diciembre de 2016 y 30 de junio de 2017, respectivamente, por saldo a cancelar correspondiente al Acuerdo de Prórroga. Ver nota 22 de los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y nota 18 de los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. Para mayor información ver “Información sobre la Compañía – Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.

Otra Información financiera

Indicadores

En el siguiente cuadro se indican los principales índices de la Compañía para los períodos allí indicados.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

Período de seis meses finalizado el 30 de junio de (no auditado)

2014 2015(1) 2016 2016 2017COEFICIENTES FINANCIEROS

SELECCIONADOSLiquidez(2) 1,35 1,77 2,12 0,95 2,16Solvencia(3) 1,82 0,34 0,15 0,29 0,10Rentabilidad(4) 0,10 0,05 N/A N/A N/AInmovilización del capital(5) 0,76 0,67 0,52 0,69 0,62

(1) El primer trimestre de 2015 no refleja los resultados atribuibles a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral. (2) Calculado como activo corriente dividido por pasivo corriente.(3) Calculado como patrimonio neto dividido pasivo total.(4) El índice de rentabilidad se incluye solamente para los estados financieros anuales.

(5) Calculado como activo no corriente dividido activo total.

Capitalización y Endeudamiento

En el siguiente cuadro se exponen la capitalización y el endeudamiento financiero y no financiero de la Compañía al 30 de junio de 2017.

La siguiente tabla debe ser leída con las secciones “Información clave sobre la Compañía” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía” de este Prospecto, como también con los estados financieros consolidados de la Compañía.

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Al 30 de junio de 2017 (no auditado)

(en millones de pesos)Efectivo y equivalentes de efectivo 1.287,9Deuda de corto plazo (incluyendo la porción a corto plazo del endeudamiento a largo plazo de la Compañía) 537,6

Deuda a largo plazoEndeudamiento bancario 716,5Endeudamiento no bancario -

Obligaciones negociables 4.928,3Total 5.644,8

Total del endeudamiento 6.182,4Capital social

Capital 399,1Reservas 610,3Resultados no asignados (363,1)Otros resultados integrales 137,9

Total del capital 784,2Total capitalización 6.966,6

Endeudamiento financiero bancario y no bancario

Al 30 de junio de 2017, el total del endeudamiento financiero de la Compañía fue de $6.182,4 millones. El siguiente cuadro presenta el endeudamiento financiero bancario y no bancario de la Compañía al 30 de junio de 2017.

Pendiente al 30 de junio de 2017 (en millones de pesos)

Tasa de interés Moneda Fecha de inicio/emisión Fecha de vencimiento

Banco

ICBC (como organizador, agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas)

1.192,4 6,25% nominal anual

Dólares estadounidenses 21 de febrero de 2017 21 de febrero de

2019

Adelantos en cuenta corriente 0,9 Variable(1) Peso - -

Intereses devengados

7,8

Subtotal 1.201,1

Obligaciones negociablesObligaciones Negociables Clase “A”

4.910,3 9,5% nominal anual

Dólares estadounidenses

7 de noviembre de 2016 7 de noviembre de 2021

Intereses devengados 71,1

Subtotal 4.981,4

Total 6.182,4

(1) La tasa de interés aplicable a los giros en descubierto es determinada por el banco caso por caso con anterioridad a la toma de los fondos.

El siguiente cuadro refleja el perfil de los vencimientos de capital del endeudamiento de la Compañía al 30 de junio de 2017 (sin considerar deuda incurrida y amortizaciones anticipadas ocurridas con posterioridad a dicha fecha):

Total Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 o posteriores

(en millones de dólares estadounidenses)

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Endeudamiento total 6.182,4 537,6 698,4 (18,1) (18,1) 4.982,6 -

Endeudamiento bancario garantizado

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no ha tomado endeudamiento bancario garantizado.

Endeudamiento no bancario garantizado

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no ha contraído endeudamiento no bancario garantizado.

Endeudamiento bancario no garantizado

Contrato de préstamo sindicado en dólares estadounidenses

Con fecha 20 de febrero de 2017, la Compañía, suscribió un contrato de préstamo sindicado en dólares estadounidenses, con ICBC, como organizador, prestamista y agente administrativo, la Sucursal de Citibank N.A. establecida en la República Argentina, Banco Hipotecario S.A. y BACS Banco de Crédito y Securitización S.A. como prestamistas y organizadores, por un importe de hasta US$72 millones. Con fecha 21 de febrero de 2017, se efectuó el primer desembolso, por un valor de US$64 millones y, con fecha 15 de marzo de 2017, se efectuó el segundo desembolso, por un valor de US$8 millones. La Compañía utilizó los fondos provenientes del préstamo para capital de trabajo e inversiones de capital.

El préstamo sindicado en dólares devenga intereses a una tasa de interés fija del 6,25% anual. El interés será cancelado en forma trimestral venciendo la primera cuota de interés con fecha 21 de mayo de 2017. El capital será cancelado en cinco cuotas trimestrales iguales y consecutivas venciendo la primera de ellas el 21 de febrero de 2018 y la última el 21 de febrero de 2019.

El contrato de préstamo sindicado contiene ciertas restricciones respecto al pago de dividendos y el nivel de endeudamiento en el que la Compañía puede incurrir, entre otras restricciones. Dichas restricciones son idénticas a las previstas en los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables Clase “A”, que a continuación se detallarán sintéticamente.

Endeudamiento no bancario no garantizado

A la fecha de este Prospecto, la Compañía emitió las Obligaciones Negociables Clase “A” bajo el Programa Internacional. A continuación se describen los principales términos y condiciones de las Obligaciones Negociables Clase “A”.

Obligaciones Negociables Clase “A”

Bajo el Programa Internacional, con fecha 7 de noviembre de 2016, la Compañía emitió y colocó en Argentina y en el mercado internacional sus Obligaciones Negociables Clase “A”, por un valor nominal de US$300 millones, a tasa fija del 9,5% nominal anual. La amortización del capital será en un solo pago a los cinco años contados desde la emisión, es decir con fecha 7 de noviembre de 2021. Los intereses se pagarán en forma semestral, con fecha 7 de mayo y 7 de noviembre.

Los fondos provenientes de la colocación de las Obligaciones Negociables Clase “A” fueron afectados a: (i) la cancelación total del préstamo sindicado en dólares de la Compañía otorgado por ICBC, como agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas, y desembolsado el 5 de octubre de 2016; y (ii) la cancelación total de las cinco clases de obligaciones negociables emitidas en el mercado local bajo este Programa. El remanente de los fondos fue destinado a (i) inversiones

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en activos fijos, particularmente, para la exploración y explotación de hidrocarburos en la cuenca Austral y (ii) capital de trabajo.

De acuerdo con los términos y condiciones establecidos en la emisión de las Obligaciones Negociables Clase “A”, la Compañía deberá cumplir con ciertas restricciones vinculadas a endeudamiento, pagos restringidos (incluyendo dividendos), constitución de gravámenes, entre otras. Para mayor información ver “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía – Políticas de distribución”.

La capacidad de la Compañía de cumplir con ciertos coeficientes financieros establecidos en los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables Clase “A” y otros instrumentos de deuda dependerá de su capacidad de generar flujos de fondos suficientes para alcanzar dichos coeficientes y pagar su deuda. Si la Compañía no genera flujos de fondos suficientes, puede que no pueda alcanzar los coeficientes financieros requeridos y que no cumpla con el pago de su deuda.

Endeudamiento con partes relacionadas

Al 30 de junio de 2017 no hay contratos de préstamo vigentes con partes relacionadas.

Información No Requerida por las NIIF

En el siguiente cuadro se indica una conciliación del EBITDA Ajustado con los resultados de la Compañía conforme a las NIIF para los períodos indicados:

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de Período de seis meses finalizado el 30 de junio de (no auditado)

2014 2015 2016 2016 2017(en millones de pesos)

Resultados netos 113,0 57,5 (232,2) (62,2) (363,4)Ingresos financieros (costos) (6,1) 583,0 811,6 394,4 472,5Depreciaciones y

amortizaciones………… 130,6 406,0 783,4 383,0 405,9

Impuesto a las ganancias 66,5 56,1 (121,8) (30,1) (234,8)Impuesto a los créditos y débitos

bancarios(2) 16,4 40,2 44,4 22,0 24,2

Gastos de exploración - 55,8 - - -Deterioro de propiedad, planta y

equipo…. - 28,4 29,0 5,6 (5,3)

Otros ingresos y egresos operativos 7,3 (467,7) 58,1 45,6 27,9

Ganancias y pérdidas de inversiones valuadas de acuerdo al método de la participación

19,2 145,5 (21,3) 3,8 (90,5)

Resultado por combinación de negocio….. - (195,4) - - -

EBITDA Ajustado 347,0 709,4 1.351,2 762,0 236,6Dividendos cobrados en el

período... 8,7 7,2 - - 64,2

EBITDA Ajustado con dividendos cobrados…….(3) 355,7 716,6 1.351,2 762,0 300,8

(1) El primer trimestre de 2015 no incluye la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral. (2) Para mayor información sobre el impuesto a los créditos y débitos bancarios, ver la sección “Información adicional – Carga tributaria - Impuestos sobre Créditos y Débitos en Cuentas Corrientes” en este Prospecto.(3) Si bien para el período finalizado el 30 de junio de 2016, las subsidiarias de transporte de gas generaron un EBITDA Ajustado negativo como resultado de las restricciones vigentes a los precios y a la exportación en Argentina, con motivo del cambio de ciertas políticas regulatorias para el período finalizado el 30 de junio de 2017, las subsidiarias GasAndes y GasAndes Chile distribuyeron dividendos por $64,2 millones.

El EBITDA Ajustado es una medición financiera adicional no auditada y cuya presentación no es requerida de acuerdo a las NIIF. El EBITDA Ajustado se incluye en este Prospecto ya que la Compañía considera que puede ser útil para los inversores, como una medición adicional sobre el desempeño financiero de la Compañía y de la capacidad de pagar sus deudas y financiar sus inversiones en bienes de capital. El EBITDA Ajustado no es ni debe ser considerado como una medición sustituta de los resultados netos de la Compañía, ni del flujo de efectivo, ni de otras

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mediciones de rendimiento financiero o de liquidez bajo las NIIF. Dado que el EBITDA Ajustado no es una medición requerida por las NIIF y no todas las compañías calculan el EBITDA Ajustado de la misma manera, la presentación del EBITDA Ajustado efectuada en este Prospecto, podría no ser comparable con el EBITDA Ajustado calculado por otras compañías.

El EBITDA Ajustado expuesto en este Prospecto no es, necesariamente, consistente con la definición prevista en los compromisos asumidos por la Compañía bajo las Obligaciones Negociables, de acuerdo con lo previsto en la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables” en el Suplemento de Precio correspondiente a las Obligaciones Negociables Clase “A” de fecha 18 de octubre de 2016, conforme fuera modificado por las adendas de fecha 19 y 25 de octubre de 2016. Por ejemplo, los gastos de exploración se encuentran incluidos en el cálculo del EBITDA Ajustado, pero no se encuentran incluidos en la definición prevista en los compromisos asumidos por la Compañía bajo las Obligaciones Negociables Clase “A”.

Información operativa

En el siguiente cuadro se indica la producción diaria promedio neta en Argentina de petróleo, gas y GLP de la Compañía para los períodos indicados. Estos cuadros no incluyen información relativa a las operaciones de la Compañía en Venezuela.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

Período de seis meses finalizado el 30 de

junio de2014 2015(2) 2016 2016 2017

PRODUCCIÓN(1)

Petróleo (bbl/d) 2. 6.155 6.486 7.0535.619Santa Cruz I 1.005 3.136 4.220 4.687 3.579Santa Cruz I Oeste 1.368 2.043 1.449 1.4981.338Otras áreas 470 976 817 868 702

Gas (Mm3/d) (3) 879 2.035 2.510 2.6272.492Santa Cruz I 593 1.493 1876 1.9591.857Santa Cruz I Oeste 169 335 337 371 304Otras áreas 117 206 297 297 331

GLP (bbl/d) 660 592 269 257 257Santa Cruz I 554 423 210 204 170Santa Cruz I Oeste 102 123 36 42 23Otras áreas 4 46 23 11 64

Total (boe/d) 9.031 19.547 22.545 23.833 21.551

(1) Para más información, ver “Información sobre la Compañía — Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.(2) El primer trimestre de 2015 no incluye los resultados atribuibles a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.(3) En boe/d, la producción de gas de la Compañía fue 5.527, 12.800 y 15.790 para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y 16.522 y 15.674 para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, respectivamente.

En el siguiente cuadro se indican las estimaciones netas de reservas probadas, probables y posibles de petróleo y gas en Argentina al 31 de diciembre de 2016. Para mayor información sobre la estimación de las reservas de la Compañía, ver “Presentación de la información financiera y otras cuestiones – Reservas” e “Información sobre la Compañía – Reservas” en este Prospecto.

Petróleo(1) (Mbbls) Gas (Mboe)(2) Total (Mboe)

RESERVASProbadas Desarrolladas 7.469 23.737 31.207 No desarrolladas 4.253 16.777 21.030Total 11.723 40.514 52.237Probables 4.855 20.056 24.911Posibles 4.864 14.517 19.381Total 21.441 75.087 96.528 (1) Comprende petróleo crudo, condensado, LPG y gasolina.(2) Los volúmenes de gas se reflejan luego de ajustar las reservas por su contenido calórico y la deducción del consumo interno. Las estimaciones de reservas en m3 fueron convertidas a boe a 158,98731 m3 de gas natural por boe, calculado utilizando el ratio de 5.614,6 pies cúbicos de gas natural por un barril de petróleo.

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Razones para la oferta y destino de los fondos

En el Suplemento de Precio correspondiente a la emisión de cada Serie y/o Clase bajo el Programa se especificará el destino que la Compañía dará a los fondos netos que reciba en virtud de la colocación de las Obligaciones Negociables.

Los fondos netos provenientes de la colocación de las Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa, serán aplicados por la Compañía a uno o más de los siguientes destinos: (i) inversiones en activos físicos situados en Argentina; (ii) integración de capital de trabajo en el país; (iii) refinanciación de pasivos; y (iv) aportes de capital a sociedades controladas o vinculadas, siempre que tales sociedades controladas o vinculadas destinen los fondos recibidos tal como se especifica en (i), (ii) o (iii) precedentes, o bien a otro destino que cumpla con el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables conforme eventualmente determine el directorio, delegándose en el directorio de la Compañía con facultad para subdelegar en uno o más miembros del directorio y/o en uno o más gerentes de primera línea de la Compañía, la facultad de decidir específicamente el destino que se dará al producido neto de la colocación de cada Serie y/o Clase en particular emitida bajo el Programa.

Factores de riesgo

Antes de invertir en las Obligaciones Negociables, deben considerarse cuidadosamente los riesgos que se describen a continuación y la demás información incluida en este Prospecto. Puede que la Compañía deba hacer frente a otros riesgos e incertidumbres de los cuales no tiene conocimiento actualmente, o que a la fecha de este Prospecto no sean considerados significativos, los que pueden afectar adversamente sus actividades. Cualquiera de los siguientes riesgos, en caso de ocurrir efectivamente, podría afectar significativa y adversamente las actividades, los resultados de las operaciones, las perspectivas y la situación financiera de la Compañía. En general, las inversiones en valores negociables de emisores de un mercado emergente como la Argentina están expuestas a un grado de riesgo mayor que una inversión en valores negociables de emisores de Estados Unidos y de otros mercados.

Riesgos relacionados con la Argentina

La Compañía depende de las condiciones macroeconómicas de Argentina.

Las actividades y los resultados financieros de la Compañía dependen en forma significativa de las condiciones macroeconómicas, políticas, regulatorias y sociales de Argentina. La Compañía es una sociedad anónima constituida de conformidad con las leyes de Argentina y sustancialmente todas sus operaciones, activos e ingresos se encuentran ubicados o se obtienen en Argentina. La economía argentina ha experimentado una importante volatilidad en las últimas décadas, caracterizadas por períodos de bajo crecimiento o crecimiento negativo, altos niveles de inflación y devaluación monetaria.

Durante 2001 y 2002, la Argentina atravesó un período de grave crisis política, económica y social, que provocó una contracción significativa de la economía y llevó a cambios radicales en las políticas económicas. Entre otras consecuencias, como resultado de la crisis la Argentina incumplió sus obligaciones de deuda soberana en el extranjero, devaluó significativamente el peso con su consiguiente inflación, e introdujo medidas de emergencia que han afectado a diversos sectores de la economía, y al sector energético en particular. Estas medidas de emergencia y otras políticas económicas incluyeron, entre otras, control de cambios, retenciones y restricciones a la exportación, controles de precios, intervención estatal en el sector privado y expropiaciones. Como

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consecuencia de la crisis y la consiguiente respuesta del gobierno, un número importante de deudores del sector privado incumplieron con el pago de sus servicios de deuda.

Si bien Argentina se ha recuperado significativamente de la crisis del 2001-2002, el ritmo del crecimiento se desaceleró, generando incertidumbre acerca si el crecimiento experimentado durante los años 2003 y 2013 era sostenible. El crecimiento económico fue inicialmente provocado por una importante devaluación del peso, la disponibilidad de capacidad ociosa de producción como resultado de largos períodos de recesión y altos precios de los commodities. Sin embargo, durante los años 2008 y 2009 el crecimiento se desaceleró debido a factores internos y externos, incluyendo los efectos de la crisis económica global y la extendida sequía que afectó las actividades de agricultura. A pesar del crecimiento posterior a la crisis del 2001-2002, la economía ha sufrido una gran carencia de inversión de capital. Las condiciones económicas de la Argentina en el período comprendido entre el año 2012 y el año 2015, incluyeron el incremento de las normas de control de cambios (implementadas durante el año 2011), aumento de la inflación, un creciente déficit fiscal y la limitación de la capacidad de la Argentina de cumplir con el pago de su deuda reestructurada debido al litigio con los holdouts. Adicionalmente, hay una creciente necesidad de inversiones en bienes de capital en muchos sectores, en particular en el sector energético, el cual opera cerca de la capacidad plena. Una disminución en la demanda internacional de productos argentinos, la falta de estabilidad y competitividad del peso frente a otras monedas, una diminución de la confianza de los consumidores e inversores nacionales y extranjeros, altas tasas de inflación e incertidumbre sobre las futuras políticas a ser implementadas, entre otros factores, pueden afectar el desarrollo de la economía argentina, la cual puede conllevar una reducción de la demanda de los servicios prestados por la Compañía y afectar, de esta manera, nuestros negocios. Más recientemente la economía ha mostrado signos de desaceleración debido, principalmente, a la caída de los precios globales de los commodities y las condiciones adversas en Brasil, uno de sus principales socios comerciales.

La volatilidad de la economía argentina y las medidas adoptadas por el Estado Nacional han tenido y se prevé que continuarán teniendo un impacto significativo sobre la Compañía. La Compañía no puede garantizar que los acontecimientos futuros de índole económico, social y político en Argentina, sobre los cuales no tiene control, no afectarán sus negocios, situación financiera y resultados de las operaciones.

Los acontecimientos políticos de Argentina podrían afectar adversamente la economía argentina y el sector energético en particular.

Las elecciones presidenciales y legislativas de Argentina tuvieron lugar el 25 de octubre de 2015 y el ballotage entre los dos principales candidatos a presidente tuvo lugar el 22 de noviembre de 2015, como resultado del cual Mauricio Macri fue elegido presidente de Argentina. El nuevo gobierno asumió el 10 de diciembre de 2015.

Desde su asunción, el nuevo gobierno anunció una agenda política con el fin de adoptar medidas que favorezcan al mercado y diseñadas para garantizar un rendimiento macroeconómico a largo plazo, incluida la reducción del déficit fiscal, la eliminación de las restricciones sobre el ingreso de capitales y el acceso al mercado de cambio, la corrección de las tarifas de energía y transporte y la obtención de financiación a través del mercado de capitales.

El nuevo gobierno adoptó las siguientes políticas claves:

Reformas de la normativa de controles de cambio. El nuevo gobierno implementó reformas para otorgar mayor flexibilidad y facilidades para el acceso al Mercado Único y Libre de Cambios (“MULC”). El 19 de mayo de 2017, el BCRA dictó la Comunicación “A” 6244 (que entró en vigencia a partir del 1 de julio de 2017), en virtud de la cual se eliminaron sustancialmente el conjunto de restricciones previstas para el acceso al MULC. Las principales medidas adoptadas a

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la fecha de este se Prospecto encuentran descriptas en “Información adicional - Controles de Cambio”.

Reformas a la normativa sobre comercio exterior. El nuevo gobierno eliminó o redujo, según el caso, las retenciones en diversos productos agrícolas y en casi la totalidad de las exportaciones de productos industriales y mineros. En particular, respecto de las exportaciones de hidrocarburos, con fecha 7 de enero de 2017, concluyó la vigencia del esquema de retenciones a las exportaciones de petróleo y sus derivados, debido a que ante la falta de prórroga de las normas que regulaban esta materia, se extinguieron los derechos aplicables que se encontraban vigentes. Para mayor información, ver “Información sobre la Compañía – Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y de transporte de gas” en este Prospecto.

Emergencia energética y reformas en el sector de energía. En respuesta a la crisis energética, el nuevo gobierno declaró el estado de emergencia energética hasta el 31 de diciembre de 2017. El estado de emergencia permite al gobierno argentino tomar medidas para estabilizar el suministro de electricidad al país y garantizar el suministro de energía. Asimismo, el gobierno nacional anunció la eliminación de ciertos subsidios a la energía actualmente vigentes e implementó importantes ajustes en las tarifas de electricidad para reflejar los costos de generación. Ciertos gobiernos provinciales, municipalidades, hospitales, compañías y residentes, entre otros, han presentado reclamos ante los tribunales competentes contra las nuevas tarifas de electricidad, argumentando, en general, que el aumento de tarifas es arbitrario, ilegal y/o inconstitucional. En algunos casos, los tribunales que entienden en las causas han fallado a favor de los accionantes y ordenaron la suspensión de la aplicación de las nuevas tarifas y la convocatoria a audiencias públicas. En este sentido, el 28 de octubre de 2016, el Ministerio de Energía y Minería y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) llevaron a cabo una audiencia pública no vinculante para presentar propuestas de tarifas presentadas por compañías distribuidoras que cubren el área del Gran Buenos Aires (con aproximadamente 15 millones de habitantes) para el período 2017-2021 en el marco de la revisión tarifaria integral. El 1° de febrero de 2017, el ENRE sancionó varias resoluciones mediante las cuales implementó una reducción de los subsidios a la electricidad para los distribuidores Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. y Empresa Distribuidora Sur S.A., y un aumento de las tarifas de luz para usuarios residenciales de dichas empresas. Además, se impusieron recientes incrementos en las tarifas de la electricidad que se les cobran a los establecimientos comerciales y fábricas. En 2017, el incremento que se le aplicó a las pequeñas y medianas empresas fue del 30% en febrero y del 18% en marzo. El incremento se aplicó en virtud de la Resolución N° 20/2017 del Ministerio de Energía y Minería.

Reformas a los precios del gas. La nueva administración incrementó sustancialmente los precios del gas natural en el mercado regulado, en particular para usuarios residenciales y comerciales, e instruyó al ENARGAS a ajustar las tarifas de transporte y distribución de gas, que también fueron aumentadas sustancialmente, como parte del proceso de transición del ajuste de tarifas. Sin embargo, dichas medidas fueron declaradas nulas por la Cámara Federal de Apelaciones de La Plata, en julio de 2016, decisión que fue confirmada por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en agosto de 2016, argumentando que debió haberse convocado a audiencias públicas para decidir el aumento de las tarifas. Además, fijó para el futuro ciertas reglas para los futuros aumentos de tarifas, incluyendo el "criterio de igualdad” para permitir que los usuarios puedan prever estos aumentos en su planificación económica individual o familiar. A fin de cumplir con el fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, se celebraron audiencias públicas entre el 16 y el 18 de septiembre de 2016. El 7 de octubre de 2016, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería en virtud de la cual se aprobó un incremento en las tarifas del gas, denominados en dólares estadounidenses, aplicable a partir del 1º de octubre de 2016 y ajustable semestralmente hasta alcanzar los precios de mercado en 2019 y, en el caso de Patagonia, Malargüe y la Puna, en 2022. Ver “Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Compañía y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” en esta sección. Además, el Ministerio de Energía y Minería detalló los volúmenes de gas (por cuenca y por distribuidor) que los distribuidores podrán, sujetos a la

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demanda adicional, requerir a los productores de gas para abastecer la demanda prioritaria, que podrá ser suministrada directamente por los productores a través de acuerdos a ser celebrados con los distribuidores. Para mayor información, ver la sección “Información sobre la Compañía – Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y de transporte de gas” en este Prospecto.

Reformas en el INDEC. El 8 de enero de 2016, el nuevo gobierno declaró la emergencia administrativa hasta el 31 de diciembre de 2016 del sistema de estadísticas nacional y del INDEC, basándose en las fallas del INDEC en brindar información confiable, en particular respecto del IPC, el PBI, el índice de pobreza e información sobre la balanza comercial. Como resultado de ello, el INDEC dejó de publicar cierta información estadística clave hasta la reorganización de su estructura técnica y administrativa. En junio de 2016,el INDEC reanudó la publicación del IPC y comenzó a publicar ciertos datos revisados, incluyendo estadísticas relativas al PBI, comercio exterior y la balanza de pagos. El 31 de agosto de 2016, el Comité Ejecutivo del Fondo Monetario Internacional (“FMI”) se reunió para analizar el progreso alcanzado por Argentina en cuanto a la mejora de la calidad de la información oficial sobre PBI e IPC y destacó el importante progreso alcanzado respecto de la exactitud de las estadísticas de Argentina. El 10 de noviembre de 2016, el FMI levantó la censura al país respecto de esta información. Para mayor información véase “Información clave sobre la Compañía – Factores de riesgo – La credibilidad de varios índices económicos argentinos ha sido cuestionada, lo que puede derivar en una falta de confianza en la economía argentina y puede a su vez limitar la capacidad de la Compañía de acceder al crédito y a los mercados de capitales” de este Prospecto.

Política financiera. La nueva administración ha llegado a un acuerdo respecto de la mayoría de los reclamos efectuados por los holdouts y ha emitido bonos del Estado Nacional en el mercado internacional para efectuar los pagos correspondientes a dichos holdouts y asegurar el financiamiento a largo plazo y a tasas nominales bajas. Ver “La capacidad de Argentina de obtener financiamiento de los mercados internacionales continúa limitada, lo que podría afectar su capacidad de implementar reformas y políticas públicas y promover el crecimiento económico y podría impactar en la capacidad de las empresas argentinas de obtener financiamiento” en esta sección.

Proyectos de financiamiento colectivo. El 12 de abril de 2017 se publicó en el Boletín Oficial la Ley de Apoyo al Capital Emprendedor Nº Ley 27.349, la cual introdujo beneficios fiscales a inversores de este tipo de proyectos y creó las sociedades por acciones simplificadas. Asimismo, estableció la implementación del sistema financiero colectivo como régimen especial de promoción para fomentar la industria de capital emprendedor y su financiamiento a través del mercado de capitales. Este sistema permite a emprendedores presentar un proyecto de financiamiento colectivo, a través de una plataforma de financiamiento colectivo debidamente autorizada por la CNV, a los efectos de obtener fondos del público inversor con la finalidad de desarrollar su actividad. Conforme lo establece la Ley N° 27.349, los inversores podrán participar en un proyecto de financiamiento colectivo a través de: (i) la titularidad de acciones; (ii) la adquisición de préstamos convertibles en acciones; o (iii) la participación en un fideicomiso. El 26 de julio de 2017, la CNV publicó la Resolución General N° 700/17, que contiene el proyecto de reglamentación sobre sistemas de financiamiento colectivo en los términos de la Ley 27.349. A la fecha de este Prospecto, la reglamentación todavía no fue aprobada.

Proyecto de Ley de Desarrollo de Mercado de Capitales. El 17 de noviembre de 2016, la nueva administración envió al Congreso Nacional un proyecto de ley para el desarrollo del mercado de capitales. Dicho proyecto propone la reforma de, entre otras legislaciones, la Ley de Mercado de Capitales y la Ley de Obligaciones Negociables. Entre las reformas propuestas se incluye la derogación de la facultad de la CNV para nombrar observadores con poder de veto sobre las decisiones de los órganos de administración de las sociedades admitidas al régimen de oferta pública en determinadas circunstancias y para suspender a dichos órganos por hasta un plazo máximo de 180 días. A la fecha de este Prospecto, dicho proyecto de ley no ha sido tratado por ninguna de las Cámaras del Congreso Nacional.

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A la fecha de este Prospecto, hay incertidumbre respecto del impacto que estas medidas y cualquier otra medida a ser adoptada por el gobierno, tendrán sobre la economía argentina en general y sobre el sector energético en particular. La Compañía considera que el efecto de la liberación de la economía será positivo para su negocio pero no le es posible predecir dicho efecto con certeza y dicha liberación podría ser también perjudicial para la economía y dañar los negocios de la Compañía. En particular, la Compañía no puede predecir qué medidas tomará el gobierno en el futuro en relación con el sector energético. Asimismo, todavía existen interrogantes acerca de las posibles consecuencias en la economía argentina que podrían tener las medidas que pudiera adoptar el gobierno nacional para implementar las reformas políticas y económicas que fueron centrales en la campaña del presidente Macri, como el financiamiento del gasto público, las reformas en los impuestos y los subsidios al transporte público.

Algunas de las medidas implementadas recientemente por el gobierno han generado oposición política y social, lo que puede a su vez impedir al gobierno adoptar nuevas medidas de similar índole. Si bien el gobierno actual tiene mayoría en ambas cámaras del Congreso, carece de quórum propio, por lo que debe buscar el respaldo político de la oposición para lograr el quórum necesario para tratar sus propuestas. Si bien el 22 de octubre de 2017 se llevaron a cabo en Argentina elecciones legislativas, los resultados mantuvieron el panorama descripto, ostentando el partido oficialista mayoría en ambas Cámaras del Congreso Nacional, pero sin alcanzar en ninguna quórum propio. Esto incrementa la incertidumbre respecto de la capacidad del gobierno de aprobar cualquier medida que espere implementar. Esto incrementa la incertidumbre respecto de la capacidad del gobierno de aprobar cualquier medida que espere implementar..

La incertidumbre política de la Argentina respecto de las medidas a ser adoptadas por el gobierno en relación con la economía argentina podrían producir volatilidad en los precios de mercado de los títulos valores de las compañías argentinas, particularmente en los de las compañías del sector energético como la Compañía, en vista del alto grado de supervisión regulatoria y participación en este sector.

La Compañía no puede asegurar que las políticas que implemente el gobierno de Argentina en el futuro o los acontecimientos políticos de Argentina no afectarán adversamente su situación financiera y los resultados de sus operaciones.

La fluctuación significativa del valor del peso podría afectar adversamente la economía argentina, así como la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía.

El peso ha sufrido, y continúa sufriendo, importantes devaluaciones frente al dólar estadounidense durante los meses recientes. A pesar de los efectos positivos de la devaluación del peso sobre la competitividad de algunos sectores de la economía argentina, ésta puede tener también efectos negativos de alto alcance sobre la economía argentina y la situación financiera de empresas y particulares. La devaluación del peso en 2002, por ejemplo, tuvo un impacto negativo sobre la capacidad de las empresas argentinas de hacer frente a su deuda denominada en moneda extranjera, llevó inicialmente a una muy alta inflación, redujo significativamente los salarios reales y por consiguiente tuvo un impacto negativo sobre las empresas que dependen de la demanda del mercado interno, y afectó adversamente la capacidad del gobierno de hacer frente a sus obligaciones de deuda extranjeras.

Con los controles de cambio implementados a fines del 2011, en particular con la introducción de medidas que generaban para las compañías privadas y los particulares limitaciones para adquirir moneda extranjera como, por ejemplo, el requisito de autorización previa de la Administración Federal de Ingresos Públicos (la “AFIP”) para poder adquirir divisa extranjera en el MULC, el tipo de cambio implícito y el reflejado en la cotización de los títulos valores nacionales que se negocian en los mercados del exterior, comparados con las cotizaciones correspondientes en los mercados locales, se incrementaron significativamente por sobre el tipo de cambio oficial. De todas formas, debido al levantamiento de ciertas medidas de controles de cambio en diciembre de

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2015, la brecha sustancial entre el tipo de cambio oficial y el tipo de cambio implícito derivado de las negociaciones de títulos valores decreció sustancialmente. Para más información véase la sección “Información adicional – Control de Cambios en la Argentina” de este Prospecto.

Luego de varios años de moderadas variaciones en el tipo de cambio nominal, el peso se depreció un 14,4% respecto del dólar estadounidense en 2012, un 32,6% en 2013 y un 31,2% en 2014, incluyendo la gran devaluación de enero de 2014 de un 24%, de acuerdo con la información brindada por el BCRA. En 2015, el peso se depreció aproximadamente un 52% luego de la eliminación de ciertas restricciones a la adquisición de moneda extranjera en diciembre de 2015. En 2016, la depreciación de la moneda argentina fue de aproximadamente 22,2%. Desde la devaluación de diciembre de 2015, el BCRA ha permitido la libre flotación del peso con intervención limitada para asegurar el funcionamiento ordenado del mercado cambiario. A junio de 2017, el peso se había depreciado aproximadamente 4,7% en comparación con el tipo de cambio al 31 de diciembre de 2016, que fue impulsado, entre otras razones, por acontecimientos políticos en Brasil. Si el peso continuara devaluándose, todos los efectos negativos sobre la economía argentina derivados de dicha devaluación podrían reaparecer. Además, ello podría resultar en un efecto significativo adverso sobre la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía como resultado de la exposición a compromisos financieros en dólares estadounidenses.

Por otra parte, un aumento significativo en el valor del peso frente al dólar estadounidense también presenta riesgos para la economía argentina. Una apreciación real significativa del peso afectaría adversamente las exportaciones, lo que podría tener un efecto negativo sobre el crecimiento del PBI y el empleo, así como reducir los ingresos del sector público argentino al reducirse la recaudación de impuestos en términos reales, dada su alta dependencia de los impuestos y las exportaciones.

La persistente elevada inflación podría tener un impacto sobre la economía argentina y afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía.

En el pasado la inflación ha perjudicado significativamente la economía argentina y la capacidad del gobierno de arbitrar las condiciones que permitieran un crecimiento estable. En los últimos años, la Argentina ha enfrentado presiones inflacionarias, evidenciadas por precios de los combustibles, energía y alimentos más altos, entre otros factores. De acuerdo con los datos publicados por el INDEC, el índice de inflación medido de acuerdo con el IPC alcanzó el 10,8% en 2012, el 10,9% en 2013, el 23,9% en 2014 y el 11.9% para el período de diez meses finalizado el 31 de octubre de 2015. A partir de junio de 2016, el INDEC volvió a publicar el IPC. Dicho índice correspondiente a mayo, junio, julio, agosto, septiembre, octubre, noviembre y diciembre de 2016 fue del 4,2%, 3,1%, 2%, 0,2%, 1,1%, 2,4%, 1,6% y 1,2% respectivamente. En 2017, el IPC registró para los meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre variaciones del 1,3%, 2,5%, 2,4%, 2,6%, 1,3%, 1,2%, 1,7%, 1,4% y 1,6%, respectivamente.

Un escenario de alta inflación afectaría la competitividad de Argentina a nivel internacional diluyendo los efectos de la devaluación del peso, tendría un impacto negativo sobre el nivel de actividad económica y el empleo y debilitaría la confianza en el sistema bancario argentino, lo que podría limitar aún más la disponibilidad de crédito a nivel nacional e internacional para las empresas. A su vez, una parte de la deuda argentina se ajusta por el Coeficiente de Estabilización de Referencia (“CER”), un índice monetario cuyo cálculo se encuentra sustancialmente ligado a la inflación. Por lo tanto, cualquier aumento significativo en la inflación produciría un aumento en la deuda externa argentina y, en consecuencia, en las obligaciones financieras de Argentina, lo que podría agravar la presión sobre la economía argentina. Un elevado grado de incertidumbre e inestabilidad en términos de inflación podrían llevar a acortar los plazos contractuales y afectar la habilidad de planear y tomar decisiones.

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Los índices de inflación podrían incrementarse en un futuro y hay incertidumbre respecto de los efectos que podrían tener las medidas adoptadas, o que sean adoptadas en el futuro, por el nuevo gobierno para controlar la inflación. Si la inflación se mantiene alta o continúa aumentando, ello podría tener un impacto negativo sobre la economía argentina y afectar significativamente los resultados de las operaciones de la Compañía.

La credibilidad de varios índices económicos argentinos ha sido cuestionada, lo que puede derivar en una falta de confianza en la economía argentina y puede a su vez limitar la capacidad de la Compañía de acceder al crédito y a los mercados de capitales.

Desde 2007, el INDEC ha experimentado un proceso de reformas institucionales y metodológicas que generaron controversia en relación con la credibilidad de la información que brinda, incluida la inflación, el PBI y las tasas de desempleo. Como resultado de ello, la credibilidad respecto del IPC, así como de otros índices publicados por el INDEC, se ha visto afectada, y se cree que el índice de inflación de Argentina y otros índices calculados por el INDEC podrían ser diferentes que los indicados en los informes oficiales.

Informes publicados por el FMI manifestaron que el personal del FMI utilizaba métodos alternativos de medición de la inflación, incluyendo los índices provistos por consultoras privadas, los cuales han demostrado que los índices de inflación eran considerablemente superiores que aquellos publicados por el INDEC desde el año 2007. El FMI también censuró a la Argentina por haber incumplido su obligación de adoptar sin dilación medidas para corregir la inexactitud de los datos relativos a la inflación y el PBI, conforme lo requerido por el Reglamento del FMI.

En febrero de 2014, el INDEC publicó un nuevo índice de inflación conocido como el Índice de Precios al Consumidor Urbano que mide los precios de los bienes en todo el territorio de la Argentina a diferencia del índice de precios anterior que medía solamente la inflación en el área metropolitana de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. De acuerdo con este nuevo cálculo, el nuevo índice de precios al consumidor fue de 23,9% en 2014. Aunque la nueva metodología acercó a las estadísticas sobre la inflación a las estimaciones de las consultoras privadas, todavía existe una diferencia sustancial entre el índice de inflación oficial y el índice estimado por consultoras privadas.

Sin embargo, durante los meses de diciembre de 2015 y enero de 2016, el nuevo gobierno anunció la implementación de ciertas reformas metodológicas y ajustes de las estadísticas macroeconómicas en base a dichas reformas. Asimismo, el 8 de enero de 2016 se declaró la emergencia estadística nacional. En este sentido, la nueva autoridad máxima del INDEC anunció la decisión de suspender temporalmente la publicación de información oficial sobre precios, índice de pobreza, desempleo y PBI hasta la finalización de una revisión completa de la institución. A la fecha de este Prospecto, el INDEC no ha publicado información actualizada del índice de inflación a diciembre de 2015. No obstante, como resultado de las reformas implementadas en el ámbito del INDEC, dicho organismo ha retomado la publicación del IPC a partir de junio de 2016.

Adicionalmente, con motivo de la readecuación de los índices del INDEC, el directorio ejecutivo del FMI anunció el 9 de noviembre de 2016 el levantamiento de la declaración de censura impuesta a Argentina en 2013.

A la fecha de este Prospecto, no es posible predecir cuál será el impacto de las medidas implementadas y de aquellas que en el futuro adopte el gobierno respecto del INDEC sobre la economía argentina y la percepción que los potenciales inversores tienen sobre el país.

La capacidad de Argentina de obtener financiamiento de los mercados internacionales continúa limitada, lo que podría afectar su capacidad de implementar reformas y políticas públicas y promover el crecimiento económico y podría impactar en la capacidad de las empresas argentinas de obtener financiamiento.

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El default de Argentina en 2001 y su incapacidad de reestructurar totalmente su deuda soberana y negociar con los holdouts ha limitado y puede continuar limitando la capacidad de Argentina de acceder al financiamiento internacional. En 2005, Argentina completó la reestructuración de una porción significativa de su deuda y canceló el total de su deuda con el FMI. Asimismo, en junio de 2010, Argentina completó la reestructuración de una porción significativa de los bonos en situación de incumplimiento que no fueron canjeados en la reestructuración de 2005. Como de resultado de los canjes de deuda de 2005 y 2010, Argentina ha reestructurado aproximadamente el 91% de su deuda en situación de incumplimiento en condiciones de ser reestructurada. Ciertos tenedores de bonos que se negaron a participar en la reestructuración han iniciado numerosos juicios contra Argentina en varios países, incluyendo los Estados Unidos, algunos de los cuales actualmente se encuentran pendientes. Desde fines de 2012, los fallos de los Estados Unidos favorables para los holdouts han acrecentado las dudas de los inversores acerca de invertir en el país.

En noviembre de 2012, la Corte del Distrito Sur de Nueva York ratificó la medida cautelar (“injunction”) decretada el 23 de febrero de 2012, que resolvió que la Argentina incumplió con la cláusula pari passu en relación con los tenedores de bonos soberanos que no participaron de las reestructuraciones de deuda de los años 2005 y 2010 y, consecuentemente, la Argentina fue condenada al pago del 100% de los montos debido a los holdouts en la fecha de pago del próximo cupón que les correspondía a los tenedores de bonos que participaron de las reestructuración de deuda (las “Medidas Cautelares”). En junio de 2014, la Corte Suprema de los Estados Unidos denegó la apelación interpuesta por la Argentina ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito, confirmando el fallo de la Corte de Distrito. Durante el mismo mes, la Corte del Distrito ordenó que la Argentina no debía efectuar ningún pago a los tenedores de bonos que participaron en la reestructuración si no se arribaba a un acuerdo con los holdouts. En junio de 2015 el Segundo Circuito admitió la petición de un grupo de tenedores de bonos (denominados “me too”) planteada mediante 36 demandas diferentes, considerando que, siendo consistente con los pronunciamientos anteriores, la Argentina había violado la cláusula pari passu respecto de los tenedores “me too”.

En febrero de 2016, el nuevo gobierno alcanzó varios acuerdos con algunos de los fondos que representan a los holdouts para arribar a una conciliación respecto del reclamo, que se encontraban sujetos a la aprobación del Congreso Nacional. En marzo de 2016, el Congreso Nacional ratificó estos acuerdos mediante la sanción de la Ley N° 27.249 y derogó las Leyes N° 26.017 (denominada la “Ley Cerrojo”) y 26.984 (denominada la “Ley de Pago Soberano”), que prohibían a la Argentina ofrecer a los holdouts mejores condiciones que las ofrecidas en las reestructuraciones de deuda de 2005 y 2010. El 13 de abril de 2016, la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito levantó las Medidas Cautelares. Con fecha 22 de abril de 2016, el gobierno transfirió a las cuentas de los holdouts que firmaron acuerdos con el gobierno antes del 29 de febrero de 2016, aproximadamente US$9.300 millones de los US$16.500 millones obtenidos a través de la emisión internacional de cuatro series de títulos públicos, emitidos a una tasa promedio del 7,2% anual.

A la fecha de este Prospecto, ciertos litigios iniciados por holdouts que no aceptaron suscribir acuerdos con la Argentina, continúan en distintas jurisdicciones. Si bien la magnitud de los reclamos involucrados disminuyó significativamente, dichos litigios podrían resultar en embargos u órdenes restrictivas o coercitivas de activos pertenecientes o presuntamente pertenecientes a Argentina.

Adicionalmente, accionistas extranjeros de varias empresas argentinas han iniciado reclamos ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (“CIADI”) alegando que las medidas de emergencia adoptadas por el Estado Nacional desde la crisis de 2001 y 2002 se apartan de las normas de tratamiento justo y equitativo establecidas en diversos tratados bilaterales de inversión de los que Argentina es parte.

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Los litigios de los holdouts, así como los reclamos ante el CIADI y otros reclamos contra el Estado Nacional han resultado y pueden resultar en nuevos fallos significativos contra el gobierno, derivar en embargos u órdenes relativas a los activos de Argentina o colocar a Argentina en situación de incumplimiento respecto de sus otras obligaciones, y ello puede continuar impidiendo a Argentina obtener términos o tasas de interés favorables al acceder a los mercados de capitales internacionales o incluso acceder al financiamiento internacional.

Como resultado de ello, el Estado Nacional puede no contar con todos los recursos financieros necesarios para hacer frente a sus obligaciones, implementar reformas y promover el crecimiento, lo que podría tener un efecto adverso sobre la economía del país y, en consecuencia, sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía. Además, la incapacidad de Argentina de obtener crédito en los mercados internacionales podría tener un impacto directo sobre la capacidad de la Compañía de acceder a los mercados de crédito internacionales para financiar sus operaciones y crecimiento.

Si bien recientemente varias empresas argentinas ganaron acceso al mercado de capitales internacional, ello fue debido a que aceptaron términos y condiciones más onerosos que otros competidores en la región. Si bien la anulación de las Medidas Cautelares eliminaron un obstáculo significativo para el acceso a los mercados de capitales por parte del gobierno argentino, las futuras operaciones podrían verse afectadas en la medida que continúen los juicios con los holdouts, lo cual a su vez podría afectar la capacidad del gobierno argentino de implementar ciertas reformas esperadas y fomentar el crecimiento económico, lo cual podría tener un impacto directo sobre nuestra capacidad de acceder a los mercados internacionales de crédito, y afectar nuestra capacidad de financiar nuestras operaciones y nuestro crecimiento.

Las medidas tomadas por la anterior administración para reducir las importaciones podrían afectar adversamente la capacidad de la Compañía de acceder a bienes de capital necesarios para sus operaciones.

En 2012, el gobierno argentino adoptó un procedimiento de importaciones en virtud del cual las autoridades locales debían aprobar todas las importaciones de bienes y servicios a la Argentina como condición previa para otorgar acceso a los importadores al MULC para el pago de tales productos y servicios importados. En 2012, la Unión Europea, Estados Unidos y Japón iniciaron acciones ante la Organización Mundial de Comercio contra Argentina, respecto a los requisitos establecidos para autorizar las operaciones de importación. En enero de 2015, el panel de la OMC advirtió que dichas medidas no se condecían con las obligaciones asumidas por Argentina en su carácter de miembro de dicho organismo, por lo que resolvió su eliminación. El 22 de diciembre de 2015, por medio de la Resolución Nº 3823, la AFIP eliminó el sistema de autorización de importaciones vigente desde 2012, denominado Declaración Jurada Anticipada de Importación y lo reemplazó por el Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones. Las autoridades, entre otros cambios, deben dar respuesta a cualquier requerimiento de aprobación dentro de un plazo de diez días desde la fecha en que se presenta dicho requerimiento.

La Compañía no puede asegurar que el gobierno argentino no modificará las regulaciones actuales sobre importaciones, ni puede predecir el impacto que tales cambios podrían tener sobre los resultados de sus operaciones y su condición financiera.

La intervención del gobierno en la economía argentina podría afectar adversamente la economía y la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Durante los últimos años, el gobierno aumentó su intervención directa en la economía, inclusive mediante la implementación de medidas de expropiación y nacionalización, controles de precios y controles de cambio.

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En 2008, el gobierno nacionalizó el sistema privado de jubilaciones y pensiones (Administradoras de Fondos de Jubilaciones y Pensiones). En abril de 2012, la administración anterior resolvió la nacionalización de YPF e introdujo grandes cambios al sistema bajo el cual operaban las compañías petroleras (ver “Información sobre la Compañía – Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y de transporte de gas”).

Fue repetidamente informado por economistas privados que las expropiaciones, controles de precios y de cambios y otras intervenciones del gobierno argentino en la economía han tenido un impacto negativo en el nivel de inversiones en la Argentina, el acceso de compañías argentinas al mercado de capitales internacional y las relaciones comerciales y diplomáticas con otros países.

Si bien la actual administración no ha adoptado este tipo de medidas de intervención en la economía, la Compañía no puede garantizar que el Estado Nacional no adoptará medidas de intervención en el futuro, incluso adoptadas en respuesta al descontento social, como expropiaciones, nacionalizaciones, la renegociación o modificación forzosa de contratos existentes, nuevas políticas impositivas, fijación de precios, cambios en las leyes, reglamentaciones y políticas que afectan el comercio exterior, las inversiones, etc. La adopción de este tipo de medidas podría ocasionar un efecto adverso significativo sobre la economía argentina y, en consecuencia, afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Los controles cambiarios y las restricciones sobre el ingreso y salida de capitales podrían limitar la disponibilidad de crédito internacional, afectando adversamente la economía argentina y, como resultado, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

En el pasado, el gobierno argentino implementó numerosas medidas con el objeto de controlar el ingreso y egreso de divisas. El número de normas de controles de cambio introducidos en el pasado y, en particular, luego del año 2011 durante el gobierno anterior, originó la aparición de un mercado de negociación de dólares estadounidenses paralelo y el tipo de cambio (peso/dólar estadounidense) difería sustancialmente del tipo de cambio oficial. Adicionalmente, el nivel de las reservas internacionales depositadas en el BCRA decreció significativamente de US$47.400 millones el 1º de noviembre de 2011 a US$25.600 millones el 31 de diciembre de 2015. Recientemente, mediante la Comunicación “A” 6244 (conforme fuera modificada por la Comunicación “A” 6312) el BCRA dejó sin efecto las restricciones cambiarias en materia de ingreso y egreso de fondos, con excepción del régimen de seguimiento del ingreso y liquidación de divisas provenientes de exportaciones de bienes, cuyo plazo se extendió a diez años desde el cumplido de embarque. Asimismo, el nivel de reservas internacionales depositadas en el BCRA ha aumentado en forma significativa, alcanzando los U$S49.300 millones en agosto de 2017.

Si bien las restricciones de los controles de cambio han sido sustancialmente eliminadas, la Compañía no puede garantizar que dichas medidas no serán impuestas nuevamente en el futuro. La reimplementación de dichas medidas o la implementación de otras restricciones podría generar nuevamente tensión política y social y perjudicar las finanzas públicas del Estado Nacional, lo que podría afectar adversamente la economía argentina y las perspectivas de crecimiento económico y ello podría, a su vez, afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía. Para más información, véase la Sección “Información adicional - Control de Cambios en la Argentina” de este Prospecto.

Las medidas del Estado Nacional, así como la presión de los sindicatos, pueden requerir aumentos salariales privado la inclusión de beneficios, lo que podría aumentar los costos operativos de la Compañía.

Las relaciones laborales en la Argentina se rigen por leyes especiales, tales como la ley de contrato de trabajo Nº 20.744 y la ley de convenios colectivos Nº 14.250, la cual, entre otras cuestiones, determina cómo las negociaciones sobre el salario y otras cuestiones laborales deben llevarse a

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cabo. La mayoría de las actividades industriales y comerciales se encuentran reguladas por un convenio colectivo de trabajo específico que agrupa a las empresas de acuerdo con el sector industrial al cual pertenecen y por sindicatos. Mientras que el proceso de negociación es estándar, cada cámara comercial o industrial negocia los incrementos salariales y otros beneficios laborales con los sindicatos relevantes de cada actividad comercial o industrial. La decisión final es vinculante para las partes una vez que dicho acuerdo es homologado por la autoridad laboral competente y deben observar el incremento salarial establecido para todos los empleados que se encuentran representados por el sindicato y a aquellos a quienes les es aplicable el convenio colectivo de trabajo. Adicionalmente, cada compañía tiene la facultad, sin perjuicio de los incrementos salariales obligatorios acordados en las negociaciones, de otorgarle a sus empleados incrementos salariales adicionales por méritos o beneficios bajo un esquema variable de compensaciones.

Los empleadores en Argentina, tanto del sector público como del privado, han experimentado una importante presión por parte de sus empleados y de los sindicatos para incrementar los salarios y proveer beneficios salariales adicionales. Debido a los altos índices de inflación, los empleados y sindicatos se encuentran demandando incrementos salariales significativos. En el pasado, el Estado Nacional ha sancionado leyes, reglamentaciones y decretos obligando a empresas del sector privado a mantener niveles salariales mínimos y a brindar beneficios adicionales específicos a sus empleados. En agosto de 2012, el gobierno argentino estableció un incremento del 25% del salario mínimo mensual de $2.875 con vigencia desde el mes de febrero de 2013. El gobierno argentino incrementó el salario mínimo de $3.300 en agosto de 2013 a $3.600 en enero de 2014, a $4.400 en septiembre de 2014 y a $5.588 a agosto de 2015. Asimismo, en julio de 2015 se decretó un incremento a $6.060 con vigencia desde el mes de enero de 2016. En 2016, un nuevo incremento llevó el salario mínimo a $8.060 con vigencia desde enero de 2017. Finalmente, en junio de 2017 el gobierno ha establecido un salario mínimo de $8.860 que rige desde julio hasta diciembre de 2017, $9.500 desde enero hasta junio de 2018 y $10.000 a partir de julio de 2018.

Es posible que en el futuro el Estado Nacional adopte medidas ordenando aumentos salariales y/o la provisión de beneficios adicionales a los empleados en el futuro. Cualquier medida de ese tipo podría tener un efecto significativo y adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Una continua caída de los precios internacionales de los principales commodities de Argentina podría tener un efecto adverso sobre el crecimiento de la economía argentina.

Los altos precios de los commodities han contribuido significativamente al aumento de las exportaciones argentinas desde 2002, así como en la recaudación del impuesto a las exportaciones. No obstante, esta dependencia de la exportación de determinados commodities, como la soja, ha hecho que la economía argentina sea más vulnerable a las fluctuaciones en sus precios. Desde principios de 2015, el precio internacional para los principales commodities exportados por la Argentina ha decrecido, lo cual ha generado efectos adversos para el crecimiento de la economía argentina. Si los precios internacionales de los commodities continuaran cayendo, podría afectar adversamente la economía argentina. Además, condiciones climáticas adversas pueden afectar la producción de commodities por el sector agrícola, que representan una porción significativa de los ingresos por exportaciones de Argentina.

Estas circunstancias tendrían un impacto negativo sobre los niveles de ingresos públicos, las divisas disponibles y la capacidad del gobierno de pagar su deuda soberana, y podrían generar recesión o presiones inflacionarias, dependiendo de la reacción del gobierno. Cualquiera de estos resultados podría tener un impacto negativo sobre el crecimiento de la economía argentina y, por lo tanto, sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

El alto gasto público podría resultar en consecuencias adversas duraderas para la economía argentina.

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En los últimos años, el Estado Nacional ha aumentado significativamente el gasto público. El gasto del sector público representó un 26,5% del PBI en 2015, y un 26,8% del PBI en 2016. Asimismo, el gobierno informó un déficit fiscal primario del 0,9% del PBI en 2014, 5,4% en 2015 y 4,6% en 2016. Durante los últimos años, el Estado Nacional ha recurrido al BCRA y a la ANSES para hacer frente a parte de su requerimiento de fondos. Además, el equilibrio fiscal primario podría verse negativamente afectado en el futuro si el gasto público continúa aumentando a un ritmo superior al de los ingresos debido a los subsidios, los beneficios sociales, la asistencia financiera a las provincias con problemas financieros, el aumento en el gasto para obras públicas y los subsidios a los sectores de energía y transporte. Un mayor deterioro de las cuentas fiscales podría afectar negativamente la capacidad del gobierno de acceder a los mercados financieros de largo plazo, lo que podría a su vez resultar en un acceso más limitado a dichos mercados por parte de las empresas argentinas.

La economía argentina podría verse adversamente afectada por acontecimientos económicos en otros mercados globales.

La economía argentina es vulnerable a las conmociones externas, que pueden ser causadas por problemas de desarrollo que afectan a los principales socios comerciales de la Argentina. Un declive significativo en el crecimiento de la economía de cualquiera de los principales socios comerciales de Argentina (incluyendo, Brasil, la Unión Europea, China y Estados Unidos) puede impactar adversamente en la balanza comercial de la Argentina y consecuentemente, afectar el crecimiento de la Argentina. En 2016, hubo un incremento en las exportaciones en un 49,7% con Chile, un aumento del 22% con el MERCOSUR (Brasil) y un 17,8% con NAFTA (Estados Unidos y Canadá), en relación con las exportaciones efectuadas a dichos socios comerciales en 2015. La disminución de la demanda de exportaciones argentinas, o una disminución de los precios de tales productos en los mercados internacionales, podría tener efectos adversos en el crecimiento de la economía argentina.

Asimismo, la economía argentina y los mercados financieros y de valores en la Argentina se ven afectados por las condiciones económicas en otros mercados del mundo. Por ejemplo, la crisis económica mundial desatada en el cuarto trimestre de 2008, que motivó el derrumbe de los mercados bursátiles internacionales y la insolvencia de importantes entidades financieras, limitó la capacidad de las empresas argentinas de acceder a los mercados financieros internacionales tal como lo hacían en el pasado, o tornó dicho acceso sensiblemente más costoso. Asimismo, los desafíos que enfrentó la Unión Europea en 2011 y 2012 para estabilizar las economías de algunos de sus estados miembros; más recientemente, los resultados del referéndum del Reino Unido a favor de su salida de la Unión Europea, así como el reciente caso de recesión económica de Brasil, las incertidumbres derivadas de su crisis política actual y la devaluación de su moneda, tuvieron repercusiones internacionales que afectaron la estabilidad de los mercados financieros mundiales, lo que afectó adversamente a las economías de todo el mundo, incluyendo la economía argentina.

Adicionalmente, las elecciones presidenciales que se desarrollaron en Estados Unidos en noviembre de 2016, que resultaron en la elección del Sr. Donald J. Trump como presidente, son también fuente de incertidumbre para los mercados financieros mundiales, especialmente en lo referido a políticas económicas, tratados comerciales, regulaciones gubernamentales y tarifas o aranceles entre Estados Unidos y los otros países. Estos acontecimientos, podrían tener un efecto material adverso sobre las condiciones económicas globales, y la estabilidad de los mercados financieros globales.

Aunque las condiciones económicas varían de un país a otro, la percepción que los inversores tienen de los hechos que suceden en un país puede afectar significativamente los flujos de capitales hacia otros países y la inversión en títulos valores correspondientes a emisores de otros países, entre ellos Argentina. La reacción de los inversores internacionales ante los acontecimientos que suceden en un determinado mercado a veces demuestra la existencia de un efecto “contagio” en virtud del cual la totalidad de una región o una clase de inversión determinada se ve desfavorecida

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por los inversores internacionales. Argentina podría verse afectada adversamente por los acontecimientos económicos o financieros negativos de otros países, lo cual, a su vez, podría tener un impacto adverso sobre la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La Compañía no puede asegurar que los mercados de valores y el sistema financiero en la Argentina no se verán afectados adversamente por hechos que suceden en las economías de los países desarrollados o por hechos que suceden en otros mercados emergentes. Una contracción de la actividad económica en Argentina podría afectar adversamente las actividades, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Riesgos relacionados con la industria del petróleo y gas

Las operaciones de la compañía están sujetas a extensas regulaciones.

Las industrias del petróleo y gas están sujetas a una estricta regulación y control gubernamental. Como resultado de ello, las actividades de la Compañía dependen en gran medida de las condiciones regulatorias y políticas vigentes en Argentina y los resultados de sus operaciones podrían verse adversamente afectados por los cambios regulatorios y políticos en Argentina. La nueva administración implementó reformas significativas en el sector energético del país que, en términos generales, tienen por finalidad que el sector se maneje, en mayor medida, según las reglas de mercado. Asimismo, el Ministerio de Energía y Minería ha anunciado la adopción de nuevas medidas para favorecer el desarrollo del sector energético. La Compañía cree que la liberalización del sector energético en su conjunto es beneficiosa para sus negocios, pero no puede predecir los efectos que dichas medidas tendrán en el sector energético y en la Compañía. La liberalización de la política de precios que afecta al sector energético es compleja y podría ocasionar efectos disruptivos para el sector y para los negocios y los resultados de las operaciones de la Compañía. En particular, la Compañía no puede predecir cómo el nuevo gobierno continuará implementando los cambios en los acuerdos de precios ni en las políticas de subsidios. Algunas de las medidas, como el incremento sustancial de los precios del gas en el segmento residencial y comercial, generaron oposición política y social, lo que provocó la demora en la adopción e implementación de dichas medidas. La Compañía no puede asegurar que las medidas que se adopten en el futuro en relación con el sector, conforme se propongan o emitan, no generarán nueva oposición política y social que provoque un efecto disruptivo en el sector o en el negocio y afecte en forma adversa los resultados de las operaciones de la Compañía. Por otra parte, la Compañía podría no adaptarse adecuadamente a las futuras reformas del sector energético.

Si bien la nueva administración adoptó varias medidas que favorecen al sector, la Compañía no puede asegurar que en el futuro no se reimpondrán las restricciones vigentes o si se impondrán nuevas. En este sentido, La Compañía enfrenta los siguientes riesgos y desafíos vinculados a la regulación y al control gubernamental del sector energético:

limitaciones a la capacidad de la Compañía de aumentar los precios locales o de reflejar los efectos de impuestos internos más altos, aumentos en los costos de producción o aumentos en los precios internacionales del petróleo crudo y otros hidrocarburos, así como las fluctuaciones en nuestros precios internos;

mayores impuestos sobre las exportaciones de hidrocarburos;

restricciones a los volúmenes de exportaciones de hidrocarburos, derivadas principalmente del requerimiento de satisfacer la demanda interna;

en relación con la política del Estado Nacional de brindar prioridad absoluta a la demanda interna, órdenes regulatorias para suministrar gas natural y otros productos

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hidrocarburíferos al mercado minorista local en exceso de los montos previamente contratados;

restricciones a la importación de productos que podrían afectar la capacidad de la Compañía de cumplir con sus compromisos de suministro o los planes de crecimiento, según sea el caso;

la implementación o imposición de requisitos de calidad más estrictos para los productos derivados del petróleo en Argentina;

conflictos entre las reglamentaciones nacionales y provinciales; e

intervención por el ENARGAS de las subsidiarias de transporte de gas de la Compañía.

En el pasado, el Estado Nacional introdujo ciertos cambios en las regulaciones y las políticas que rigen el sector energético con el objetivo de otorgarle absoluta prioridad a la demanda interna a precios estables a fin de sostener la recuperación económica. Como resultado de estos cambios, por ejemplo, en los días en los cuales existe escasez de gas, las exportaciones de gas natural (que también se ven afectadas por otras órdenes gubernamentales restrictivas) y el abastecimiento de gas a las industrias, plantas generadoras de electricidad y estaciones de servicio que venden gas natural comprimido, se ven interrumpidas por la prioridad brindada a los clientes residenciales a precios menores.

En enero de 2007, el Congreso Nacional aprobó la Ley N° 26.197, que estableció que el Congreso Nacional tiene el deber de sancionar leyes y reglamentaciones que tengan por finalidad el desarrollo de recursos naturales dentro de Argentina, mientras que los gobiernos provinciales son responsables de hacer cumplir estas leyes y administrar los yacimientos de hidrocarburos que se encuentran dentro de sus respectivas provincias. No obstante, algunos gobiernos provinciales han interpretado la Ley Nº 26.197 y el artículo 124 de la Constitución Nacional como un otorgamiento a las provincias de facultades para sancionar sus propias reglamentaciones relativas a la exploración y explotación de petróleo y gas dentro de sus territorios. La Compañía no puede garantizar que las reglamentaciones o los impuestos (incluyendo regalías) sancionados por las provincias no estarán en conflicto con la Ley N° 26.197 u otras leyes nacionales, ni que dichas reglamentaciones e impuestos no afectarán adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía.

La Ley N° 26.741, promulgada por el Congreso Nacional en 2012 (la “Ley de Expropiación”) declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la soberanía hidrocarburífera en materia de exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Además, entre sus objetivos se encuentra el desarrollo económico social equitativo, la creación de empleos, el aumento de la competitividad de diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sostenible de las provincias y regiones.

En particular, el nuevo gobierno emitió el Decreto Nº 134/2015, por medio del cual se declaró la emergencia energética nacional hasta el 31 de diciembre de 2017 y ordenó al Ministro de Energía y Minería a preparar e implementar un plan para garantizar suministros de energía. En este sentido, durante 2016 y 2017 el Ministerio de Energía y Minería de la Nación dictó diversas resoluciones que ajustaron los cuadros tarifarios del gas en el punto de ingreso del sistema de transporte y en el mercado eléctrico mayorista, incrementando sustancialmente las tarifas. Asimismo, en junio de 2016 el Ministerio de Energía y Minería adoptó medidas para flexibilizar el redireccionamiento de producción de gas para el abastecimiento de la demanda prioritaria y en enero de 2017 suscribió un acuerdo con los productores de petróleo crudo para la convergencia de los precios locales del crudo con los precios internacionales.

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La Compañía no puede garantizar que interpretaciones judiciales o administrativas adversas de estas nuevas reglamentaciones, no afectarán adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía. Para más información, véase la sección “Información sobre la Compañía - Marco Regulatorio de la industria del petróleo y el gas y del transporte de gas” en este Prospecto.

La volatilidad de los precios internacionales del petróleo y gas puede limitar los planes de inversión de la Compañía y una caída significativa de dichos precios podría afectar adversamente los resultados de sus operaciones.

La demanda y el precio del petróleo y el gas dependen fuertemente de una diversidad de factores, entre ellos, la oferta y la demanda internacional y regional, el nivel de demanda de productos de los consumidores, las condiciones climáticas, el precio y la disponibilidad de combustibles alternativos, las medidas adoptadas por los gobiernos y carteles internacionales, y los acontecimientos económicos y políticos de orden mundial. Los precios internacionales del petróleo han fluctuado ampliamente en los últimos años y es probable que continúen fluctuando significativamente en el futuro. Durante los últimos años, las fluctuaciones en el precio del petróleo han sido provocadas por diversos factores, entre los que se incluyen los permanentes conflictos en Medio Oriente, huracanes y otros desastres naturales, el aumento en la producción de petróleo en países como los Estados Unidos, Canadá, Iraq y Rusia y, más recientemente, una reducción en la demanda de petróleo en Europa, China y otros países en vías de desarrollo. Por ejemplo, de acuerdo a información de Bloomberg, si bien en enero de 2016 el precio internacional del barril de petróleo crudo Brent cayó a un promedio de US$31,93 del precio promedio de 2014 que fue de US$99,45 por barril, en septiembre de 2017 el precio del petróleo crudo subió en US$57,54, es decir un aumento del 180% con respecto a enero de 2016.

En el pasado los precios del petróleo en Argentina no han necesariamente reflejado los aumentos o bajas en los precios internacionales del petróleo. Si bien la actual administración, con la firma del “Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina” ha procurado la convergencia de los precios locales y los precios internacionales del petróleo crudo, la Compañía no puede garantizar que dicho objetivo será alcanzado. La Compañía tampoco puede asegurar que la convergencia entre los precios locales e internacionales será beneficiosa para la Compañía, ya que una caída sostenida o significativa en los precios internacionales del petróleo podría afectar adversamente los precios del petróleo en el mercado local. Si los precios internacionales del petróleo crudo tuvieran una tendencia a la baja por un período de tiempo prolongado y esto es reflejado en el precio interno del petróleo, que la Compañía no puede controlar, ello podría hacer que la viabilidad económica de los proyectos de perforación se viera reducida, provocar la pérdida de reservas probadas como resultado de las nuevas condiciones económicas y de reservas no desarrolladas probadas como resultado de los cambios en los planes de desarrollo de la Compañía, los cuales podrían afectar los resultados de las operaciones de la Compañía. También podría afectar otras presunciones y estimaciones y, como resultado de ello, afectar el valor de recuperación de algunos activos.

Para mayor información sobre la volatilidad de los precios del petróleo y del gas ver “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía”.

Cambios en la determinación de los precios de los hidrocarburos en Argentina podrían afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía.

Debido a factores regulatorios, económicos y de políticas gubernamentales, en el pasado los precios del petróleo y gas de la Compañía se han quedado atrás respecto de los precios vigentes en los mercados regionales e internacionales de dichos productos, y su capacidad de aumentar los precios ha estado limitada.

Sin embargo, en el caso de petróleo esta situación se revirtió durante el período comprendido entre diciembre de 2014 y enero de 2017, durante el cual el precio interno del petróleo superó el precio

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internacional y regional para ese producto, como resultado de acuerdos informales entre el gobierno argentino y los principales productores de petróleo y refinerías en Argentina. En efecto, en diciembre de 2015, el precio internacional del barril de petróleo crudo Brent cayó a un precio promedio de US$38,90, según Bloomberg, mientras que el precio del barril de petróleo “Medanito” en Argentina promedió los US$63,68. Por su parte, en diciembre de 2016, el precio internacional del barril de petróleo crudo Brent subió a US$56,82, mientras que el precio del barril de petróleo “Medanito” en Argentina cotizó por encima de dicho precio a US$63. Con motivo de la diferencias existentes entre los precios locales e internacionales del petróleo, el Ministerio de Energía y Minería promovió en el mes de enero de 2017 la firma del “Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina” entre los productores y refinadores locales de petróleo, cuyo vigencia expira el 31 de diciembre de 2017. El objetivo del mencionado acuerdo (el cual ha sido suscripto por la Compañía) consiste en acercar los valores de los precios del crudo tipo Medanito y Escalante que ofrecen los productores locales a los estándares de precios internacionales para esos tipos de crudo. A la fecha de este Prospecto, el acuerdo se encuentra suspendido toda vez que el precio del petróleo “Brent” cotizó durante diez días consecutivos por encima de la cotización del petróleo tipo Medanito en Argentina, es decir US$54 por barril. No obstante, si durante la vigencia del acuerdo, el precio del petróleo “Brent” cotizara durante diez días consecutivos por debajo de dicho valor, se reanudará la vigencia del acuerdo.

La Compañía considera que los objetivos del acuerdo serán alcanzados y, por ende, los precios del petróleo en Argentina convergerán a los precios internacionales, a pesar de la presión de ciertos sectores, en particular las provincias productoras de petróleo, cuyos ingresos dependen en una porción significativa de las regalías de petróleo y de gas, para mantener los precios locales por encima de los precios internacionales. Si alcanzados los objetivos del acuerdo se registrara una caída sustancial del precio del petróleo, ello generaría un efecto sustancial adverso en los negocios de la Compañía. Por otra parte, si se registrara nuevamente un desfasaje entre los precios locales del petróleo y los precios internacionales, bajo el cual los precios locales superaran significativamente los precios internacionales, los compradores podrían, en el futuro, importar petróleo, lo que también generaría un efecto adverso en los resultados de las operaciones de la Compañía. Para mayor información acerca de la variación entre el precio internacional y el precio local del petróleo, ver “Reseña y perspectiva operativa y financiera – Tendencias relacionadas con el negocio del transporte y del gas – Precios del petróleo”, en este Prospecto.

Por otra parte, los precios del gas en el mercado regulado, aún luego del aumento sustancial aprobado por la nueva administración, continúan siendo más bajos que el precio internacional para esos productos, debido a las regulaciones del ENARGAS y la Secretaría de Energía de la Nación (actual Ministerio de Energía y Minería), respectivamente. Desde 2004, debido a restricciones en materia de precios y exportaciones, la Argentina ha debido enfrentar un mayor déficit energético y dependió significativamente de la importación de gas para satisfacer la demanda residencial. Como resultado de la diferencia entre el precio internacional y regional del gas y las tarifas para el mercado regulado de dicho producto, el gobierno impulsó ciertos programas de estímulo para incentivar a los productores de gas a incrementar su producción tales como el Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida (programa conocido como “Plan Gas II”, creado mediante la Resolución Nº 60/2013 emitida por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, en adelante, la “Comisión”), del cual la Compañía es beneficiaria.

Entre abril y junio de 2016, el Ministerio de Energía y Minería aumentó sustancialmente los precios del gas en el mercado, en particular para usuarios residenciales y comerciales, e instruyó al ENARGAS para que ajuste las tarifas de transporte y distribución.

Sin embargo, dichas medidas fueron declaradas nulas por la Cámara Federal de Apelaciones de La Plata, en julio de 2016, decisión que fue confirmada por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en agosto de 2016, argumentando que debió haberse convocado a audiencias públicas para decidir el aumento de las tarifas. Además, fijó para el futuro ciertas reglas para los futuros aumentos de

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tarifas, incluyendo el "criterio de igualdad” para permitir que los usuarios puedan prever estos aumentos en su planificación económica individual o familiar. A fin de cumplir con el fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, se celebraron audiencias públicas entre el 16 y el 18 de septiembre de 2016. El 7 de octubre de 2016, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería en virtud de la cual se aprobó un incremento en las tarifas del gas, denominados en dólares estadounidenses, aplicable a partir del 1º de octubre de 2016, ajustable semestralmente hasta alcanzar los precios de mercado en 2019 y, en el caso de Patagonia, Malargüe y la Pune, en 2022. Ver “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía – Tendencias relacionadas con el negocio del transporte y del gas – Precios del gas” este Prospecto.

Cualquier fallo que evite que la nueva administración adopte nuevas medidas para el incremento de los precios del gas, podría tener un efecto disruptivo en la industria del petróleo y del gas y podría afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía. Además, el reciente y los eventuales futuros incrementos de los precios en el segmento residencial y comercial podrían enfrentar oposición política o social, lo que podría demorar o incluso evitar la adopción o aplicación efectiva de los aumentos de los precios, conforme sea propuesto o aprobado o generar descontento político y social que podría generar un efecto disruptivo en el sector y afectar en forma adversa el negocio y los resultados de la Compañía.

Asimismo, la Compañía considera que los incrementos recientes de los precios del gas que podrían resultar de los incrementos decididos por la nueva administración, serán compensados con una reducción en los subsidios del gobierno. Si bien la Compañía considera que los incrementos de los precios beneficiarán su negocio, es muy temprano para estimar el resultado que estas medidas tendrán en el resultado de sus operaciones.

Si bien en mayo de 2016, el Ministerio de Energía y Minería creó un nuevo programa de estímulo dirigido a productores de gas que no sean beneficiarios de los programas de estímulo existentes, la Compañía no puede asegurar que, como resultado del reciente y eventuales futuros aumentos en los precios del gas, el nuevo gobierno no emitirá nueva normativa relativa al mercado de gas que impacte o afecte las operaciones de la Compañía o mantenga vigentes los programas de estímulo o de subsidios actualmente en vigencia (o similares) respecto de los cuales la Compañía es actualmente beneficiaria. Los programas de estímulo y los subsidios representaron el 23% de los ingresos netos de la Compañía durante 2016 y el 30% durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. Además, la Compañía no puede asegurar que, aun cuando los programas de estímulo y de subsidios se mantengan, continuará calificando como beneficiaria de las compensaciones previstas bajo los mismos. Tampoco puede asegurar que estos programas proveerán a la Compañía de una compensación adecuada, por ejemplo, los pagos de los subsidios de gas respecto de los cuales la Compañía es beneficiaria durante 2016 sólo fueron cancelados parcialmente y el pago fue recibido con una demora significativa y sujeto a los riesgos de devaluación e inflación. Por otra parte, los pagos de los subsidios se encuentran sujetos al riego de que el gobierno decida cancelarlos mediante pagos no dinerarios como, por ejemplo, pagos con bonos del Estado Nacional. Para mayor información sobre las limitaciones al precio del gas y los subsidios que compensan dichas limitaciones, véase la sección “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía – Tendencias relacionadas con el negocio del transporte y del gas – Precios del gas”, en este Prospecto.

Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Compañía y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado

La Compañía comercializa gas producido tanto en el mercado regulado de gas como en el mercado desregulado. De acuerdo con lo previsto por las regulaciones del ENARGAS, en particular la Resolución Nº 1410/2010, conforme fuera complementada por la Resolución Nº 89/2016 del Ministerio de Energía y Minería, los productores de gas están obligados a vender a las distribuidoras los volúmenes de gas necesarios para satisfacer la demanda del mercado regulado,

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también denominada demanda prioritaria, a los precios establecidos por el ENARGAS. Dichos volúmenes pueden ser suministrados por los productores en virtud de contratos celebrados con los distribuidores a los precios determinados por el ENARGAS para el mercado regulado. Si para abastecer la demanda prioritaria fueran necesarios volúmenes mayores a los previstos en el Anexo I de la resolución, dichos volúmenes serán asignados por el Comité de Emergencia, caso por caso, bajo el nuevo procedimiento establecido por el ENARGAS mediante la Resolución Nº 3833/2016. Los volúmenes de gas que no han sido contratados por los distribuidores a los productores, serán asignados por el Comité de Emergencia, en primera prioridad, para abastecer la demanda prioritaria y otros servicios esenciales. Para más información, ver “Información sobre la Compañía - Marco Regulatorio de la industria del petróleo y del gas y del transporte de gas natural — Marco Regulatorio del Gas Natural—Procedimiento para Administrar el Suministro de Gas a fin de Satisfacer la Demanda Interna” en el Prospecto.

Durante 2017, la Compañía ha “contractualizado” en su totalidad la demanda prioritaria, mediante acuerdos firmados con Metrogas S.A. y Gas Natural Ban S.A. con un plazo de vigencia de un año y a los precios establecidos por el ENARGAS para el mercado regulado. Por otra parte, las regulaciones del ENARGAS permiten a la Compañía vender el gas excedente en el mercado desregulado al sector industrial y a agentes de mercado a través de contratos a término, con plazo de duración de entre uno y dos años, en los cuales los precios son pactados libremente entre las partes. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, las ventas de gas representaron un 43,7% de los ingresos netos de la Compañía (incluyendo un 30% que representa los subsidios de gas del Estado Nacional), de las cuales aproximadamente el 40,5% se efectuó en el mercado regulado y el 59,5% en el mercado desregulado.

A la fecha de este Prospecto, y con motivo de la “contractualización” de la demanda prioritaria, la producción de la Compañía no ha sido objeto de redireccionamiento, salvo en una oportunidad excepcional con motivo del retraso en el ingreso a puerto de un barco proveedor de gas natural licuado (“GNL”). En virtud del marco regulatorio actual y a diferencia de lo que ocurrió en el pasado con ciertos contratos a largo plazo con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución Nº 89/2016, la Compañía ha cumplido y estima que continuará cumpliendo con los compromisos de suministro asumidos bajo los contratos celebrados en el mercado desregulado, dado que su producción excedente no será objeto de redireccionamiento, como ocurría durante la vigencia de la Resolución Nº 1410/2010. No obstante, la Compañía no puede asegurar que, debido a circunstancias excepcionales y de fuerza mayor, el Comité de Emergencia no asignará volúmenes de gas producidos por la Compañía para el abastecimiento de la demanda prioritaria que no le permitan cumplir con los compromisos de suministro asumidos en el mercado regulado.

Cualquier modificación del marco regulatorio actual que restrinja a la Compañía la posibilidad de comercializar su producción excedente en el mercado desregulado a precios acordados entre las partes, incremente la cuota del gas producido que la Compañía debe poner a disposición en el mercado regulado y/o reduzca los precios actuales del gas en el mercado regulado, podría afectar adversamente las ganancias de la Compañía y su capacidad de cumplir con los compromisos de suministro asumidos bajo los contratos celebrados en el mercado desregulado.

La Compañía está sujeta a restricciones directas e indirectas a las exportaciones.

Durante los últimos años, las autoridades argentinas han adoptado diferentes medidas que han resultado en restricciones a las exportaciones de petróleo y gas. De acuerdo a lo previsto por la legislación argentina, en particular la Ley de Hidrocarburos, la Ley de Gas Natural y la Resolución Nº 1679/04 de la Secretaría de Energía, las exportaciones de petróleo crudo y de gas natural, así como la exportación de la mayoría de los derivados de los hidrocarburos, actualmente requieren la autorización previa del Ministerio de Energía y Minería (anteriormente la Secretaría de Energía de la Nación). Para obtener dicha autorización, las compañías de petróleo y gas que deseen exportar petróleo crudo o gas natural deben demostrar que la demanda local para dicho producto ha sido satisfecha o que las ofertas del producto a compradores locales fueron rechazadas.

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Si bien respecto de ciertos productos, como GLP, aceites crudos de petróleo, propano crudo, butano, entre otros, la Resolución Nº 241-E/2017 del Ministerio de Energía y Minería ha flexibilizado dichos requisitos, siendo suficiente acreditar que se otorgó a los potenciales adquirentes la posibilidad de adquirir dichos productos, la Compañía no puede asegurar si el gobierno dictará medidas que flexibilicen aún más las restricciones a las exportaciones o si serán suprimidas en su totalidad. La Compañía tampoco puede predecir si habrá un cambio de política que implique que se adopten, o si se adoptarán medidas en el futuro que afecten adversamente su capacidad de exportar gas, petróleo crudo, u otros productos y, en consecuencia, los resultados de sus operaciones.

Los derechos de exportación han afectado negativamente en el pasado, y podrían continuar afectando en el futuro, los resultados de las operaciones de la Compañía.

La aprobación por el Congreso Nacional de la ley Nº 25.561 y sus modificatorias (la “Ley de Emergencia Pública”) en 2002 permitió al Poder Ejecutivo Nacional imponer aranceles a las exportaciones de hidrocarburos. De acuerdo con esta ley y posteriores reglamentaciones, desde marzo de 2002 el gobierno introdujo y gradualmente aumentó los derechos de exportación sobre el petróleo crudo, el GLP y el gas natural. Estos aranceles a las exportaciones de hidrocarburos en el pasado han impedido a la Compañía beneficiarse con los importantes aumentos en los precios internacionales del petróleo, los productos relacionados con el petróleo y el gas natural, han limitado la capacidad de la Compañía de contrarrestar o trasladar a los usuarios finales los aumentos en los costos de producción y han afectado significativamente su competitividad y resultados de las operaciones.

Con fecha 7 de enero de 2017, concluyó la vigencia del esquema de retenciones a las exportaciones de petróleo y sus derivados, debido a que ante la falta de prórroga de del plazo previsto por la Ley de Emergencia Pública, se extinguieron los derechos aplicables que se encontraban vigentes.

La Compañía no puede asegurar que en el futuro no se reimpondrán los derechos de exportación sobre los hidrocarburos, como tampoco puede predecir el posible impacto negativo que la imposición de derechos de exportación sobre sus productos puede tener sobre los resultados de las operaciones de la Compañía. Para mayor información véase la sección “Información sobre la Compañía – Marco Regulatorio de la industria hidrocarburífera y de transporte de gas – Impuestos – Importación y exportación de hidrocarburos” en este Prospecto.

La incertidumbre sobre las estimaciones de reservas de petróleo y gas pueden afectar en forma adversa la situación financiera de la Compañía.

Este Prospecto incluye estimaciones para las reservas probadas, probables y posibles de la Compañía preparadas de acuerdo con las reglas de estimaciones de reservas de petróleo y gas, definiciones y pautas de PRMS aprobadas por Society of Petroleum Engineers (Asociación de Ingenieros en Petróleo) y otras instituciones internacionales.

Las estimaciones de reservas de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 para las áreas de la cuenca Austral en la Argentina fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las estimaciones de reservas de dichas áreas al 31 de diciembre de 2015 fueron auditadas por Gaffney, Cline & Associates.

Las estimaciones de reservas de gas y petróleo para las áreas El Sauce, Aguaragüe, Palmar Largo y Angostura en Argentina, fueron preparadas internamente por ingenieros de la Compañía especializados en reservas, basándose en información provista por los socios de la Compañía en las uniones transitorias de empresas que operan dichas áreas. Estas áreas representaron el 4% del total de las reservas netas probadas, probables y posibles al 31 de diciembre de 2016.

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Asimismo, este Prospecto incluye estimaciones de reservas de estas áreas al 30 de junio de 2014, fueron conjuntamente evaluadas por los ingenieros internos de la Compañía y por Gaffney, Cline & Associates, pero no auditadas por Gaffney, Cline & Associates.

Este Prospecto no incluye información respecto de las estimaciones de reservas para el área Sarmiento en Argentina, dado que la Compañía, a través de su subsidiaria UENE, opera dicha área a través de un contrato de operación y servicios con YPF (titular la concesión) y para el área de la Compañía en Venezuela, ya que la Compañía no ha recibido información actual del operador de dicha área. Para más información, véase la sección “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con las actividades de la Compañía en Venezuela”.

Las estimaciones de reservas incluidas en este Prospecto se encuentran sujetas a incertidumbres. La ingeniería de reservas de petróleo y gas es un proceso subjetivo de estimación de acumulaciones de petróleo y gas que no pueden ser medidas de manera exacta, y las estimaciones de otros ingenieros podrían diferir significativamente de las que se reflejan en el presente. Existen numerosos presupuestos e incertidumbres que son inherentes a la estimación de las cantidades de reservas probadas de petróleo y gas, entre ellos la proyección de las tasas futuras de producción, la oportunidad y los montos de las inversiones para desarrollo y los precios del gas y el petróleo, muchas de las cuales escapan al control de la Compañía y podrían no ser correctas con el transcurso del tiempo. Los resultados de las perforaciones, pruebas y producción después de la fecha de la estimación pueden requerir la realización de revisiones. En consecuencia, las estimaciones de reservas podrían resultar significativamente diferentes a las cantidades de petróleo y gas que en última instancia se recuperan y, en la medida en que resulten sustancialmente inferiores a las estimadas, podrían tener un impacto adverso sobre la situación patrimonial, financiera y los resultados de la Compañía. El público inversor no debe depositar una confianza indebida en las estimaciones de reservas de la Compañía. Para más información, véase la sección “Presentación de la información financiera y otra información operativa” e “Información sobre la Compañía – Reservas” en este Prospecto.

La incertidumbre sobre la posibilidad de la Compañía de adquirir, desarrollar y explotar nuevas reservas podría afectar adversamente los resultados de sus operaciones.

El éxito futuro de la Compañía dependerá, entre otras cosas, de su capacidad de producir petróleo y gas a partir de las reservas existentes, descubrir reservas adicionales de petróleo y gas, y explotar económicamente el petróleo y el gas de dichas reservas. Salvo que la Compañía tenga éxito en su exploración en busca de reservas de petróleo y gas y el desarrollo de éstos, o que de otro modo adquiera reservas adicionales, sus reservas en general disminuirán a medida que se produzca petróleo y gas.

Las estimaciones respecto de las reservas de la Compañía incluidas en este Prospecto se encuentran sujetas a considerables incertidumbres. No puede asegurarse que las actividades futuras de exploración y desarrollo de la Compañía tendrán éxito, o que la Compañía estará en condiciones de implementar su programa de inversiones en bienes de capital, adquirir reservas adicionales o que podrá explotar económicamente dichas reservas. Tales hechos podrían afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Los riesgos operativos relativos a la exploración y producción de petróleo y gas y el transporte de gas podrían afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Las actividades de exploración y producción de petróleo y gas y de transporte de gas se encuentran sujetas a riesgos operativos específicos de la industria, algunos de los cuales están más allá del control de la Compañía, como los riesgos de producción, equipamiento y transporte, así como a peligros naturales y otras incertidumbres, incluyendo las relativas a las características físicas de los yacimientos de petróleo o gas natural. Las operaciones de la Compañía pueden verse

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obstaculizadas, demoradas o ser canceladas, y las operaciones de la Compañía podrían encontrarse sujetas a incrementos de costos o costos excesivos debido a, entre otros factores, malas condiciones climáticas; dificultades mecánicas o de ingeniería imprevistas; escasez, demoras, falta de disponibilidad o altos costos de equipos esenciales para las operaciones; de abastecimiento, de personal y de servicios en los yacimientos; cumplimiento de los requisitos gubernamentales, leyes y regulaciones; litigios y otras disputas; bloqueos o embargos; incendios, explosiones, estallidos, fallas de las tuberías, formaciones con presión anormal y otras incertezas geológicas o ambientales, como derrames de petróleo, fugas de gas, roturas o liberación de gases tóxicos. Además, los costos estimados de ejecución de los proyectos podrían no ser precisos y dependen de varios factores, incluyendo el cumplimiento de los costos estimados y los costos de ingeniería, de contratación y de adquisición. Las actividades de perforación también están sujetas a numerosos riesgos y pueden implicar esfuerzos no rentables, no solamente con respecto a pozos secos sino también con respecto a pozos que son productivos pero no producen suficiente utilidad neta como para derivar ganancias después de cubrir los costos de perforación, costos operativos y otros costos. La finalización de un pozo no asegura un retorno sobre la inversión ni una recuperación de los costos de perforación, terminación y costos operativos. Por otra parte, la operación de plantas de endulzado, compresión y tratamiento de gas y de instalaciones de transporte, almacenamiento y carga de petróleo, está sujeta a todos los riesgos inherentes en general a dichas operaciones. Además, la Compañía opera en áreas políticamente sensibles en las que los intereses de la población nativa pueden estar en conflicto con los objetivos de producción de la Compañía. El acaecimiento de cualquiera de estos riesgos operativos podría impedir que la Compañía recupere su inversión inicial y afectar adversamente su situación financiera y los resultados de sus operaciones.

La intensa competencia en la industria de exploración y producción de petróleo y gas puede afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La actividad de exploración y producción de petróleo y gas es altamente competitiva y se prevé que seguirá siendo competitiva en el futuro. La Compañía compite con otras empresas, incluyendo grandes compañías de petróleo y gas, en Argentina y otros lugares. Algunas de estas empresas cuentan con mayores recursos financieros y de otra índole que la Compañía y, en consecuencia, pueden hallarse en mejor posición para competir por futuras oportunidades comerciales. Por otra parte, podrían entrar en operación en el futuro otras fuentes competitivas de energía. En función de ello, la Compañía prevé que la competencia en el sector de petróleo y gas continuará siendo altamente competitiva o aumentará, y esto podría tener un efecto adverso sobre su situación y financiera y los resultados de sus operaciones.

La competencia con las empresas de energía estatales podría tener un efecto adverso para la Compañía.

En mayo de 2004, el Estado Nacional anunció la creación de ENARSA, una empresa estatal de energía e hidrocarburos, con el fin de mejorar el nivel de reservas de hidrocarburos, aumentar la producción de gas, solucionar los problemas de transporte de gas y transmisión de electricidad y abastecer de gas y electricidad al mercado interno a precios accesibles para los consumidores. El Estado Nacional tiene el 53,0% de la participación accionaria de ENARSA, la que no puede transferirse, y los gobiernos provinciales tienen un 12% adicional de la participación accionaria en ENARSA. El 35% restante de la participación accionaria de ENARSA se espera que sea ofrecido al sector privado. Además, en abril de 2012, el Congreso Nacional aprobó la Ley N° 26.741, expropiando el 51% de las acciones de YPF de propiedad de la empresa de energía española Repsol YPF. Del 51% del total de las acciones a ser expropiadas, el 51% se espera que esté en poder del Estado Nacional y el 49% restante se espera que esté en poder de las provincias argentinas productoras de petróleo. YPF es la empresa de energía líder de Argentina, cuyos predecesores operan desde la década de 1920, y actualmente tiene una posición de mercado dominante en los segmentos de exploración y producción (upstream) y de transporte y

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almacenamiento (midstream) del país. ENARSA e YPF poseen y utilizan recursos financieros, técnicos y de personal significativamente mayores que los de la Compañía y por ende pueden estar mejor posicionadas para sacar provecho de las oportunidades de negocios futuras. ENARSA e YPF han celebrado diversos acuerdos con diferentes empresas para promover, entre otras actividades, actividades de exploración offshore (en el caso de ENARSA) y participar en licitaciones provinciales para nuevas concesiones de petróleo y gas. La Compañía no puede garantizar que la participación de ENARSA o YPF en los procesos de licitación de nuevas concesiones de petróleo y gas en dichos mercados no influirá en las fuerzas del mercado de una forma que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La falta de disponibilidad de capacidad de transporte puede limitar la capacidad de la Compañía de aumentar la producción de petróleo y gas y podría afectar adversamente su situación financiera y resultados de sus operaciones.

La capacidad de la Compañía de explotar en forma económica sus reservas de petróleo y gas depende de, entre otros factores, la disponibilidad de la infraestructura de transporte necesaria en términos comercialmente aceptables para transportar el petróleo y gas producido por la Compañía a los mercados en que el petróleo y gas son vendidos. El petróleo es habitualmente transportado por oleoducto y camiones cisterna hasta las refinerías y el gas es habitualmente transportado por gasoducto a los clientes. La falta de una infraestructura de almacenamiento o carga adecuada o alternativa o de capacidad disponible en los sistemas de transmisión de gas existentes podría afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Riesgos relacionados con la Compañía

Las concesiones y permisos de la Compañía para la exploración y producción de petróleo y gas pueden ser revocados o no renovados, lo que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Los términos de las concesiones y permisos en el marco de las cuales opera la Compañía requieren que el operador cumpla con requisitos específicos y mantenga criterios mínimos de calidad y servicio, así como efectuar ciertas inversiones mínimas. La falta de cumplimiento de estos criterios podría resultar en la imposición de multas u otras medidas gubernamentales. Asimismo, en algunos casos, las concesiones o permisos de la Compañía podrían ser rescindidos o revocados. Si bien la Compañía entiende que en el pasado ha cumplido y actualmente se encuentra en cumplimiento, respecto de los términos y condiciones de sus concesiones y permisos, no puede asegurar que podrá cumplir íntegramente con los términos y condiciones de sus concesiones y permisos en el futuro.

La Ley de Hidrocarburos N° 17.319, modificada por la Ley N° 27.007 (“Ley de Hidrocarburos”), establece un plazo de 25 años para las concesiones de petróleo y gas a partir de la fecha de su adjudicación, de 35 años para las concesiones no convencionales y de 30 años para las concesiones offshore. También establece que los plazos de las concesiones pueden prorrogarse por períodos de hasta 10 años a solicitud de la Compañía con la aprobación del gobierno provincial, sujeto a los términos y condiciones aprobados por el otorgante al momento de la extensión. A fin de ser elegible para la prórroga de una concesión, los concesionarios deben (i) haber cumplido con sus obligaciones, (ii) estar produciendo hidrocarburos en la concesión bajo consideración y (iii) presentar un plan de inversiones para el desarrollo de esas áreas según lo solicitado por las autoridades competentes con una antelación no menor a un año al vencimiento de la concesión.

Las seis concesiones de la Compañía respecto de las secciones A, B, C y D del área Santa Cruz I y las secciones A y B del área Santa Cruz II (excepto por ciertas secciones de las fracciones que se encuentran en proceso de reversión) vencían en noviembre de 2017. Por otra parte, la concesión de

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la Compañía respecto del área Laguna de los Capones vencía originalmente el 18 de abril de 2016. Al 30 de junio de 2017, estas concesiones representaron 75% y 25% de la producción diaria promedio neta de petróleo y gas de la Compañía, respectivamente. En 2010, Petrobras Argentina solicitó a la Provincia de Santa Cruz la prórroga del plazo de la totalidad de sus concesiones en la provincia, incluyendo las seis concesiones de las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz II que vencían en noviembre de 2017. La Compañía, en su carácter de cesionaria de estas áreas con motivo de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, continuó este trámite. Con fecha 22 de noviembre de 2016, se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley N° 3.500, en virtud de la cual la legislatura de la Provincia de Santa Cruz ratificó el Acuerdo de Prórroga y el Decreto de Prórroga, extendiendo el plazo hasta noviembre de 2027. Asimismo, la prórroga de la concesión sobre el área Laguna de los Capones fue concedida bajo el Acuerdo de Prórroga, extendiendo el plazo de vigencia hasta abril de 2026. En 2012, la Compañía requirió la extensión del permiso de exploración del área Angostura. Respecto al área Angostura, la prórroga del permiso de exploración no ha sido concedida a la fecha de este Prospecto.

Por otra parte, bajo el Acuerdo de Prórroga, la Provincia de Santa Cruz aprobó el desistimiento de la reversión solicitada por Petrobras Argentina (que fue presentada ante la Provincia de Santa Cruz con anterioridad a la adquisición por la Compañía de estos activos) respecto de una sección de la Fracción B del área Santa Cruz I y cuatro secciones de la Fracción A en el área Santa Cruz II, que en su conjunto representan una superficie de 550.000 acres. Por lo tanto, la concesión sobre dichas áreas vence en noviembre de 2027.

El otorgamiento de prórrogas del plazo de las concesiones de explotación o de los permisos de exploración podrían incrementar los costos de la Compañía, incluyendo pagos adicionales de regalías, de acuerdo a lo previsto en la Ley de Hidrocarburos, así como cánones a abonar a las provincias correspondientes. De conformidad con lo establecido por la Ley de Hidrocarburos, las regalías a abonar bajo concesiones de explotación pueden aumentar en un 3% por cada prórroga otorgada, hasta un máximo de 18%. En efecto, bajo el Acuerdo de Prórroga se estableció el pago de una regalía adicional del 3% sobre la producción en boca de pozo. Para mayor información, ver “Información sobre la Compañía - Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Pago de regalías y canon” en este Prospecto. Generalmente, los cánones a abonar a las provincias por el otorgamiento de prórrogas a los plazos de los permisos de exploración o a las concesiones de explotación suelen negociarse caso por caso. La prórroga de las concesiones o de los permisos de exploración también puede imponer obligaciones adicionales a la Compañía, como por ejemplo el incremento de los compromisos mínimos de inversión, que también suelen negociarse con las provincias caso por caso. Por ejemplo, bajo el Acuerdo de Prórroga se establecieron compromisos de inversión en desarrollo de aproximadamente US$86,8 millones adicionales. Asimismo, se estableció el pago de una suma de US$6.5 millones en concepto de bono de prórroga, pagadera en dos cuotas iguales, anuales y consecutivas, en pesos al tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina del día inmediato anterior al del efectivo pago. La Compañía efectuó el pago de la primera cuota por la suma de US$3.25 millones en diciembre de 2016. A la fecha de este Prospecto, el pago de la segunda cuota se encuentra pendiente de cancelación.

Las actividades de exploración y producción de la Compañía en ciertas áreas se llevan a cabo con socios en virtud de uniones transitorias de empresas. En las áreas de Aguaragüe, Palmar Largo y Sarmiento, el socio de la Compañía es el titular de los derechos de concesión. Por otra parte, en el área El Sauce la Compañía compartía la titularidad sobre la concesión del área con su socio en la UTE que operaba el área. Sin embargo, con fecha 21 de abril de 2017, la Compañía celebró con Energía Compañía Petrolera S.A. un acuerdo bajo el cual la Compañía se comprometió a ceder a Energía Compañía Petrolera S.A. el 100% de los derechos y obligaciones emergentes de la concesión sobre el área, siempre y cuando dentro de un plazo de 18 meses la Compañía adquiriera el 50% de titularidad de la sucursal argentina de Central International Corporation. Con fecha 1° de abril de 2017, la sucursal argentina de Central International Corporation cedió a la Compañía la totalidad de sus derechos y obligaciones sobre el área y, por ende, con fecha 20 de julio de

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2017 el comité operativo resolvió la disolución y liquidación de la UTE, que fue inscripta en la Inspección General de Justicia el día 28 de septiembre de 2017. Por otra parte, el 20 de julio de 2017 se presentó ante la Secretaría de Energía de la provincia de Neuquén la solicitud de autorización de dicha cesión. Con fecha 4 de agosto de 2017, la Compañía notificó a Energía Compañía Petrolera S.A. que se cumplió la condición precedente prevista en el acuerdo celebrado el 21 de abril de 2017 y que, por lo tanto, cedía a Energía Compañía Petrolera S.A.el 100% de los derechos y obligaciones sobre el área (en las condiciones en que se encuentra), con efectos a partir del 1° de septiembre de 2017. El 15 de agosto de 2017, la Compañía, conjuntamente con Energía Compañía Petrolera S.A., solicitó a la Secretaría de Energía de la Provincia de Neuquén la autorización de dicha cesión. A la fecha, las autorizaciones de ambas cesiones en los términos previstos en el artículo 72 de la Ley de Hidrocarburos se encuentran pendientes de otorgamiento. Energía Compañía Petrolera S.A. asumió el riesgo en caso de que no se otorgarse la autorización de la cesión y, por lo tanto, se obligó a llevar a cabo todos los actos que fueran necesarios para adecuarse a fin de obtener la autorización de la cesión o transferir a un tercero la participación cedida, a fin de que éste obtenga dicha autorización. La continuidad de las operaciones de la Compañía en las áreas en que comparte la titularidad sobre la concesión o no es titular de la concesión depende del cumplimiento por parte de su socio, como titular de la concesión, de los términos y condiciones de dichas concesiones. La Compañía no puede garantizar que los socios de sus uniones transitorias, como titulares de las concesiones, cumplirán con todos los términos y condiciones de las concesiones en las que participa. Adicionalmente, la Compañía y algunos de los socios de sus uniones transitorias de empresas han celebrado acuerdos con los gobiernos provinciales, y asumido ciertos compromisos, respecto de la concesión de las áreas El Sauce y Aguaragüe. Si la Compañía o alguno de nuestros socios en uniones transitorias de empresas incumpliera los términos y condiciones de dichos acuerdos, las concesiones de la Compañía o de los mencionados socios en las áreas el Sauce y Aguaragüe podrían revocarse y las futuras solicitudes de prórroga de los plazos de extensión de las concesiones podrían ser denegadas. La rescisión o revocación de las concesiones o la falta de obtención de prórrogas o permisos respecto de las mismas podrían afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La Compañía obtiene una porción significativa de sus ingresos de un número limitado de clientes y las pérdidas registradas por un cliente importante pueden tener un efecto adverso significativo sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La Compañía tiene una importante concentración de clientes, de modo que las dificultades económicas o cambios en las políticas o patrones de compra de petróleo crudo de sus clientes podrían tener un impacto significativo sobre su situación financiera y los resultados de sus operaciones. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, el 54% de las ventas de petróleo crudo de la Compañía se realizaron a Oil Combustibles S.A. (“Oil Combustibles”), representando el 29% de sus ingresos netos; y el 15% se realizaron a Axion Energy Argentina S.A., lo que representa un 8% de sus ingresos netos.

Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, 51,7% del volumen de gas natural producido por la Compañía se comercializó en el mercado regulado y el 48,3% en el mercado desregulado. Con respecto a las ventas de la Compañía (excluyendo los subsidios del Estado Nacional) en el mercado desregulado, 17% del volumen de gas natural fue vendido a Aluar Aluminio Argentino S.A., representando el 5% de los ingresos netos de la Compañía, 14% a Profertil S.A. con motivo de un contrato que, a la fecha de este Prospecto, no se encuentra vigente, y 22% se distribuyó entre otras compañías, siendo la más representativa Cerro Vanguardia S.A., con un 7% del volumen, representando el 2% de los ingresos netos de la Compañía. La volatilidad en las ventas de gas de la Compañía en el mercado regulado en relación con el mercado desregulado se debe a los efectos de la estacionalidad de la demanda de gas.

Si bien la concentración de sus actividades en un número relativamente pequeño de clientes puede aportar ciertos beneficios, como una distribución del producto potencialmente más eficiente y

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menores costos de ventas y distribución, esta concentración, en particular en el segmento de petróleo crudo en el cual la Compañía tiene dos clientes principales, puede exponer a la Compañía a un efecto significativo adverso si uno o más de sus grandes clientes redujera significativamente, suspendiera o dejara sin efecto las compras a la Compañía por cualquier motivo. Además, los clientes de la Compañía en el mercado de petróleo y en el mercado de desregulado de gas poseen suficiente poder de negociación para forzar reducción de precio por debajo de los precios de mercado. Por otra parte, retrasos en los pagos o la falta de pago por parte de los principales clientes de la Compañía podría afectar adversamente los resultados de sus operaciones.

En marzo de 2016, la AFIP (i) inició una acción penal contra Oil Combustibles –el principal cliente de petróleo de la Compañía– y sus accionistas controlantes por insolvencia fiscal fraudulenta, alegando que dicha compañía retuvo ilegalmente fondos correspondientes al impuesto a la transferencia de combustibles, aplicándolos a la adquisición de otros negocios o préstamos para afiliadas; y (ii) obtuvo una medida cautelar a los fines de evitar que Oil Combustibles y sus accionistas controlantes lleven a cabo cualquier acto de reorganización, incluyendo la escisión de Oil Combustibles y las subsidiarias del Grupo Indalo, mediante la designación de un veedor en Oil Combustibles y en las sociedades controlantes, cuya intervención se mantendrá en efecto hasta que los impuestos pendientes de pago sean cancelados.

Al 31 de marzo de 2016, Oil Combustibles se había presentado en concurso preventivo. El 21 de julio de 2016, la Compañía presentó el pedido de verificación de crédito en el concurso preventivo de Oil Combustibles, por una suma de US$4,0 millones y $14,3 millones correspondientes a ventas por cobrar con anterioridad al 30 de marzo de 2016. Al 30 de junio de 2017, la Compañía registró estas cuentas por cobrar como activo no corriente y las valuó a valor presente por la suma de $51 millones. Además, dado que la mayoría de las ventas de crudo de la Compañía durante 2015 fueron derivadas de ventas realizadas a Oil Combustibles, la Compañía desarrolló ciertas estrategias para canalizar la venta de sus productos de petróleo a los fines de reducir la exposición de la Compañía hacia Oil Combustibles, o para el caso de que las operaciones de dicha compañía se vean afectadas o suspendidas por estos procedimientos. En octubre de 2017, el crédito ha sido verificado por el juzgado correspondiente en la suma de US$3,9 millones y $14,3 millones.

Durante 2016, el 58% de las ventas de petróleo crudo de la Compañía y el 26% de sus ingresos netos totales fueron destinadas a Oil Combustibles, que se presentó en concurso preventivo el 31 de marzo de 2016. En la actualidad, la Compañía no se encuentra expuesta a una concentración de riesgo de crédito significativa en relación a ningún cliente en particular, estando dicha exposición atomizada entre un gran número de clientes y otras contrapartes. Al 30 de junio de 2017, Oil Combustibles representaba aproximadamente el 28% del total de los créditos por ventas. Para reducir su exposición derivada del concurso preventivo de Oil Combustibles, la política de la Compañía durante 2016 consistió en requerir a Oil Combustibles el pago del 60% de las ventas por adelantado y el 40% restante dentro de los 30 días de la entrega del crudo o a la fecha del siguiente embarque. Además, la Compañía no efectuaba nuevas entregas de crudo si Oil Combustibles adeudaba entregas previas. Durante 2017, y a fin de reducir aún más la exposición a Oil Combustibles, la Compañía adoptó una política más rigurosa, requiriendo a Oil Combustibles el pago del 100% de las ventas por adelantado a la fecha de la entrega de cada embarque de crudo. Como resultado de estas políticas, durante el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016, las entregas de petróleo de la Compañía y los volúmenes entregados a Oil Combustibles disminuyeron 21% y 43% con respecto al mismo período de 2015. Asimismo, si bien el inventario aumentó de $54,1 millones al 31 de diciembre de 2015 a $506,7 millones al 31 de diciembre de 2016, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 se registró una disminución de $328,1 millones. La Compañía redujo el stock acumulado al 31 de diciembre de 2016 mediante un incremento de las ventas de crudo durante los primeros seis meses de 2017, colocando la producción entre diversos clientes, tanto en el mercado local, como mediante exportaciones.

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No obstante lo expuesto, la Compañía no puede asegurar que podrá continuar aplicando esta política de ventas a volúmenes y precios similares a largo plazo. La Compañía tampoco puede asegurar que podrá continuar comercializando sus productos petroleros a través de exportaciones, como lo hecho en el segundo trimestre de 2016 y durante 2017, como medida alternativa. Las exportaciones de petróleo excedente estarán atadas a los precios prevalecientes en el mercado internacional, los cuales actualmente se encuentran en paridad con los precios del mercado local, pero no se puede asegurar que en el futuro no habrá una caída que pueda afectar sustancialmente las operaciones de la Compañía. Como resultado de ello, el negocio de la Compañía, el resultado de sus operaciones y su situación financiera podrían verse material y adversamente afectadas. En cualquier caso, si la Compañía pudiera implementar con éxito estas alternativas estratégicas en el largo plazo, su implementación podría continuar requiriendo tiempo y, en consecuencia, podría tener un impacto significativo en los ingresos de la Compañía en el corto plazo.

Para mayor información ver “Información sobre la Compañía – Ventas de petróleo y de gas – Contratos de abastecimiento de petróleo crudo” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía – Tendencias relacionadas con el negocio del petróleo y del gas – Precio del petróleo” en este Prospecto.

Si bien la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral aumentó significativamente el tamaño y alcance de la Compañía, este Prospecto no incluye estados financieros históricos para el negocio adquirido, ni estados de resultados proforma

Con efectos al 1º de abril de 2015, se perfeccionó la adquisición por la Compañía del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, por un precio neto de $728,4 millones. Esta adquisición incrementó significativamente el tamaño y alcance de la Compañía para incluir la participación de Petrobras Argentina del 71% y del 50% en las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste, respectivamente, así como el 100% de la participación en las áreas Santa Cruz II, y el 87% de participación en las áreas Glencross y Estancia Chiripá. La adquisición se financió con una porción de los fondos provenientes del préstamo sindicado otorgado el 30 de marzo de 2015 por ICBC como agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas, por $825 millones (que con fecha 20 de abril de 2015, fue ampliado por un importe de $250 millones adicionales) y que, a la fecha de este Prospecto, se encuentra cancelado en su totalidad. Este Prospecto no incluye estados financieros históricos para los activos adquiridos, ni estado de resultados proforma correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015, como sería requerido en una oferta pública registrada bajo la Ley de Títulos Valores de Estados Unidos. Consecuentemente, el público inversor deberá evaluar su participación en esta oferta pública sin el beneficio de la información financiera histórica o proforma. Para más información, véase la sección “Presentación de la información financiera y otras cuestiones – Adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral”. Los resultados de la adquisición fueron reflejados en el estado de situación financiera consolidado de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 y al 30 de junio de 2017 y, desde la fecha en que fueron adquiridos, se encuentran reflejados en el estado de resultados integrales consolidado de la Compañía correspondiente al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015, el 31 de diciembre de 2016 y por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

Con anterioridad a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, la Compañía era titular de una participación del 29% y del 50% en las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste, respectivamente que, con motivo de la adquisición, se incrementó al 100% en ambas áreas. Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste representan el 85% de los ingresos netos (del cual el 14% representa los subsidios de gas del Estado Nacional) y el 87% de la producción durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. La Compañía no cuenta con información financiera de los períodos previos a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en las áreas Santa Cruz II, Glencross y Estancia Chiripá, en las cuales la Compañía no tenía participación

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con anterioridad a su adquisición. Conforme es de conocimiento de la Compañía, Petrobras Argentina no preparó información financiera de estas áreas en forma separada. Estas áreas representan en conjunto el 10% de los ingresos netos y el 9% de la producción durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

La adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral permanece sujeta a aprobación regulatoria.

Con efectos al 1º de abril de 2015, se perfeccionó la adquisición por la Compañía del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, lo que aumentó considerablemente el tamaño y alcance de nuestra empresa. Si bien esta adquisición ya ha sido perfeccionada, todavía no fue aprobada por la CNDC. Creemos que la probabilidad de no obtener la aprobación de la CNDC es baja, teniendo en cuenta antecedentes similares recientes. Sin embargo, la Compañía no puede asegurar que se otorgará dicha aprobación. La Compañía ha asumido el riesgo de la falta de obtención de la aprobación por parte de la CNDC. En caso de que la operación sea denegada total o parcialmente, Petrobras Argentina no deberá restituir el precio de la compra y la Compañía deberá transferir la totalidad o parte de los activos adquiridos, según corresponda, a su propio costo. Dicha transferencia podrá afectar de manera sustancialmente adversa su situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

El negocio de la Compañía exige importantes inversiones en activos de capital.

El negocio de la Compañía exige intensivamente inversiones en activos de capital. En particular, la exploración y el desarrollo de reservas de hidrocarburos; la producción, el procesamiento y mantenimiento de maquinaria y equipamiento requieren importantes inversiones. La Compañía debe continuar con la inversión de capital para mantener o aumentar la cantidad de reservas de hidrocarburos que produce. La capacidad de la Compañía para financiar sus propias inversiones en activos de capital es, sin embargo, limitada. La Compañía no puede asegurar que sería capaz de generar suficiente flujo de efectivo, ni que vaya a tener acceso a alternativas de financiamiento para continuar con sus actividades de exploración, desarrollo y producción en los niveles actuales, o superarlos.

La falta de alternativas de financiación podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía, así como la implementación de su estrategia comercial.

Desde el comienzo de la crisis económica y financiera global en 2008, las compañías de todo el mundo han tenido un acceso cada vez más limitado y más costoso a las fuentes de financiación locales e internacionales. Un mayor deterioro de los mercados de crédito internacionales podría resultar en una menor disponibilidad de recursos financieros y en un aumento en los costos financieros para las empresas, incluyendo la Compañía. Si la Compañía no logra obtener acceso a los mercados de crédito y de capitales internacionales para financiar su plan de inversiones y refinanciar su deuda a costos razonables o en condiciones adecuadas, la Compañía puede verse obligada a reducir sus inversiones proyectadas e inversiones en bienes de capital, lo que a su vez puede afectar adversamente su situación financiera y los resultados de sus operaciones así como la implementación de su estrategia comercial.

Además, Argentina tiene una capacidad limitada de obtener crédito en los mercados internacionales debido al incumplimiento de su deuda soberana en 2001 y la posterior reestructuración y los litigios pendientes respecto de la misma. Si bien con la asunción del nuevo gobierno se está intentando revertir esta situación, no se puede asegurar que esta tendencia se consolidará en el largo plazo. Para más información, véase “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo - Riesgos relacionados con la Argentina - La capacidad de Argentina de obtener financiamiento de los mercados internacionales es continúa limitada, lo que podría

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afectar su capacidad de implementar reformas y políticas públicas y promover el crecimiento económico y podría impactar en la capacidad de las empresas argentinas de obtener financiamiento” en esta sección. Esto podría tener un impacto directo sobre la capacidad de la Compañía de acceder a los mercados de crédito internacionales para financiar sus operaciones y crecimiento.

Si la Compañía no es capaz de gestionar eficazmente su crecimiento o de alcanzar anticipadamente la eficiencia planeada, sus negocios y los resultados de sus operaciones podrían verse perjudicados.

La Compañía ha crecido considerablemente en los últimos años, en particular con la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral en abril de 2015. Además, con motivo de dicha adquisición, la Compañía adquirió el carácter de operadora de todas sus áreas en la cuenca Austral, que no operaba con anterioridad a la adquisición. La Compañía cree que su equipo operativo tiene una amplia experiencia, sin embargo, su historia como operadora de estas concesiones es breve. La Compañía continúa en proceso de desarrollo e implementación de la estructura operativa, y de los procesos y controles internos. La Compañía no puede asegurar que se elaborarán o aplicarán todos los procesos, controles o si se contratará al personal necesario o adecuado para administrar eficazmente su crecimiento o su rol de operadora, y el hecho de no hacerlo podría perjudicar seriamente sus negocios y el resultado de sus operaciones.

El crecimiento continuo, ya sea orgánicamente o a través de adquisiciones, genera demandas significativas para la gestión y la infraestructura operativa y financiera de la Compañía. A medida que la Compañía continúe creciendo, la Compañía estará sujeta a los riesgos de exceso de contratación, la sobrecompensación de sus empleados y la sobre-expansión de su infraestructura operativa, así como a los desafíos de la adaptación en forma adecuada y efectiva de su estructura operativa, procesos y controles internos. Además, los gastos de la Compañía pueden crecer más rápido que los ingresos y los gastos pueden ser mayores de lo que la Compañía ha estimado. La gestión del crecimiento de la Compañía va a requerir gastos importantes y la asignación de recursos de gestión de valor.

La Compañía podría no lograr implementar su estrategia de negocios o alcanzar, en todo o en parte, en forma anticipada los beneficios de su actual plan de eficiencia y reducción de costos. La estrategia de la Compañía de alcanzar la reducción de costos y optimizar sus operaciones se encuentra sujeta a contingencias e incertidumbres significativas, muchas de las cuales se encuentran fuera de su control. Además, la Compañía podría incurrir en ciertos costos para alcanzar mejoras de eficiencia y podrían no alcanzarse los beneficios de dichas iniciativas, o no lograrse dentro del plazo estipulado.

El desempeño de la Compañía depende en gran medida de la contratación y mantenimiento de sus empleados clave.

El desempeño actual y futuro de la Compañía y de sus operaciones dependen del aporte de su gerencia de primera línea y de sus ingenieros y empleados altamente calificados. La Compañía depende de su capacidad de contratar, capacitar, motivar y retener al personal gerencial, comercial y técnico clave que cuente con los conocimientos y experiencia necesarios. No puede garantizarse que en el futuro la Compañía tendrá éxito en retener y contratar personal clave y el reemplazo de cualquier empleado clave que se retire podría ser dificultoso y llevar tiempo. La pérdida de la experiencia y servicios de empleados clave o la incapacidad de contratar reemplazantes aptos o personal adicional podría tener un efecto significativamente adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La relación de la Compañía con las autoridades nacionales y provinciales, en particular, con la Provincia de Santa Cruz, es importante para su negocio.

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Debido a la naturaleza de sus negocios, la Compañía mantiene una amplia relación con las autoridades nacionales y provinciales en los lugares donde lleva a cabo sus actividades, en particular en la Provincia de Santa Cruz, donde se localizan sustancialmente las operaciones de la Compañía. A pesar de que la Compañía considera que tiene buenas relaciones con las autoridades correspondientes, estas relaciones podrían verse adversamente afectadas en el futuro, lo que podría afectar negativamente los negocios y los resultados de las operaciones de la Compañía. Por ejemplo, las autoridades provinciales podrían rechazar o demorar el otorgamiento de las solicitudes de prórroga presentadas por la Compañía o las que se presenten en el futuro, o imponer en forma imprevista o desproporcionada mayores cánones u obligaciones adicionales significativas para la Compañía al momento de negociar la prórroga de sus permisos de exploración o concesiones de explotación.

La Compañía ha soportado y podría continuar soportando medidas de parte de los sindicatos de trabajadores.

Muchas de las operaciones de la Compañía requieren de una intensa mano de obra y gran cantidad de trabajadores. Los sectores en los que opera la Compañía se encuentran en su mayoría agrupados en sindicatos. La Compañía ha experimentado en el pasado interrupciones de trabajo organizadas y paros laborales, debido frecuentemente a huelgas de los empleados de los contratistas que utiliza. No puede garantizarse que la Compañía no experimentará tales suspensiones o paros laborales en el futuro, medidas que podrían tener un efecto adverso en su situación financiera y los resultados de sus operaciones. Asimismo, la Compañía no mantiene una cobertura de seguro por interrupciones de la actividad originadas por medidas de los trabajadores. Huelgas, piquetes u otro tipo de conflictos con el personal afiliado a los sindicatos podrían afectar las operaciones de la Compañía y resultar en mayores costos, con un efecto adverso sobre su situación financiera y los resultados de sus operaciones.

La Compañía podría estar sujeta a reclamos laborales y de seguridad social o deudas relativas a la tercerización de los servicios prestados por terceros contratistas.

Al 30 de junio de 2017, la Compañía tenía 178 empleados. Además, más de 1.442 personas son empleadas por terceros contratistas que prestan servicios a la Compañía. De acuerdo con la ley argentina, se permite la tercerización de los servicios prestados mediante la contratación de terceros contratistas. En ciertas circunstancias, los tribunales argentinos han determinado que el contratista y la compañía para la que se proveen los servicios son solidariamente responsables por cualquier reclamo o deuda laboral o de seguridad social. Si bien la Compañía considera que se encuentra en general en cumplimiento de las leyes laborales y de seguridad social de Argentina, no puede garantizarse que cualquier procedimiento iniciado por los empleados de los contratistas se resolverá a favor de la Compañía y que la misma no estará sujeta a reclamos o deudas laborales o de seguridad social.

La regulación ambiental podría afectar adversamente la situación financiera y las operaciones de la Compañía.

La Compañía se encuentra sujeta a leyes y reglamentaciones ambientales en relación con sus operaciones, el incumplimiento de las cuales podría resultar en la imposición de multas o el incurrimiento de obligaciones importantes. Las operaciones de la Compañía involucran ciertos riesgos inherentes a las mismas, tales como derrames accidentales, fugas u otras circunstancias imprevistas. La Compañía puede no estar en condiciones de cumplir en todo momento con esas leyes y reglamentaciones ambientales. De acuerdo con lo previsto por la legislación argentina, la Compañía debe solicitar, con anterioridad al inicio de la perforación, la declaración de impacto ambiental para cualquier pozo que la Compañía planee perforar. Si bien la Compañía presentó ante la Provincia de Santa Cruz toda la documentación necesaria para la obtención de la declaración de impacto ambiental de la totalidad de los pozos perforados en la Cuenca Austral, durante 2015 y 2016 la Compañía perforó diez pozos en las áreas Santa Cruz I, Santa Cruz I

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Oeste y Santa Cruz II sin haber obtenido las declaraciones de impacto ambiental correspondientes. A la fecha de este Prospecto, no se encuentra pendiente de otorgamiento ninguna declaración de impacto ambiental y, durante 2017, la Compañía no ha iniciado perforaciones sin contar con la correspondiente declaración de impacto ambiental. El incumplimiento de esta regulación podría exponer a la Compañía a sanciones que podrían consistir en: (i) apercibimiento; (ii) multa desde $1.000 hasta $2 millones; (iii) suspensión total o parcial de la concesión; (iv) caducidad total o parcial de la concesión; (v) clausura temporal o definitiva, parcial o total del establecimiento; (vi) recomposición del ecosistema afectados; (vii) retención de los bienes respecto de los cuales haya antecedentes para estimar un uso o consumo nocivo o peligroso para el ambiente; (viii) decomiso de bienes materiales o efectos que hayan sido causa o instrumento de la infracción; y (ix) destrucción de bienes que hayan sido causa o instrumento de la infracción e impliquen un daño o peligro para el ambiente. En efecto, la autoridad ambiental de la Provincia de Santa Cruz impuso a la Compañía sanciones respecto de seis de los diez pozos perforados durante 2015 y 2016 sin haber obtenido las declaraciones de impacto ambiental (un apercibimiento y dos multas por la suma de $330.000, cada una de ellas). La Compañía no puede asegurar si las autoridades provinciales impondrán penalidades adicionales a la Compañía respecto de los cuatro pozos restantes. La Compañía tampoco puede asegurar si la imposición de penalidades adicionales no afectará en forma material o sustancialmente adversa los resultados de sus operaciones.

Asimismo, Argentina ha adoptado reglamentaciones que exigirán el cumplimiento de normas ambientales más estrictas respecto de las operaciones de la Compañía, y las autoridades locales, provinciales y nacionales están apuntando hacia una aplicación más estricta de las leyes existentes, lo que podría aumentar el costo para la Compañía de operar comercialmente o afectar sus operaciones en cualquier área. No puede garantizarse que la Compañía no incurrirá en costos adicionales en relación con leyes y reglamentaciones ambientales en el futuro. En la medida en que para cumplir con dichas leyes y reglamentaciones ambientales la Compañía incurra en costos que superen sus gastos históricos en estos rubros, o que su cumplimiento exija una disminución de los niveles de producción de la Compañía, ello podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La Compañía está sujeta al riesgo de ciertos procedimientos legales.

La Compañía es parte de una serie de procedimientos de índole laboral, comercial, civil, impositiva, ambiental y administrativa que, ya sea en forma individual o conjuntamente con otros procedimientos podrían, de obtenerse una resolución total o parcialmente desfavorable para la Compañía, redundar en la imposición de costos, multas, pago de sumas previstas en sentencias u otras pérdidas significativas. Para mayor información véase la sección “Información sobre la Compañía – Procedimientos Legales” de este Prospecto. Si bien la Compañía considera que ha previsionado tales riesgos adecuadamente basándose en las opiniones y el asesoramiento legal externo y de acuerdo con las normas contables, ciertas pérdidas contingentes se encuentran sujetas a cambios provenientes, por ejemplo, de nueva información disponible y es posible que los costos provocados por tales riesgos, si fueran resueltos de forma total o parcialmente desfavorable para la Compañía, podrían exceder significativamente las previsiones efectuadas.

La falta de disponibilidad de seguros y el aumento de los costos de los seguros podrían afectar adversamente las operaciones de la Compañía y su situación financiera.

Las operaciones de la Compañía se encuentran sujetas a diversos peligros habituales en el sector del petróleo y gas y del transporte de gas, tales como explosiones, incendios, emisiones tóxicas y otros accidentes relacionados con la polución, accidentes marítimos y catástrofes naturales. Para protegerse de estos peligros, la Compañía mantiene una cobertura de seguros contra algunas de estas pérdidas y obligaciones potenciales, pero no contra la totalidad de ellas. Es posible que la Compañía no esté en condiciones de mantener u obtener los tipos de seguros

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deseables a precios razonables. En algunos casos, ciertos seguros podrían no estar disponibles en Argentina o existir sólo por montos de cobertura reducidos. Si la Compañía incurriera en una responsabilidad significativa respecto de la que no estuviera asegurada en forma total, ello podría tener un efecto adverso significativo sobre su situación financiera.

El programa de seguros de la Compañía incluye una cantidad de compañías aseguradoras. Los problemas en los mercados financieros globales han resultado en el deterioro de la situación financiera de muchas entidades financieras, incluyendo compañías de seguros. La Compañía no maneja actualmente información que indique que alguna de sus aseguradoras no estaría en condiciones de cumplir con sus obligaciones en caso de ocurrir un siniestro cubierto. No obstante, si la Compañía no pudiera obtener un seguro o si su costo de mantenimiento aumentara sustancialmente, la Compañía estaría asumiendo más riesgos sin cobertura en sus operaciones o sus gastos totales correspondientes a seguros podrían aumentar sustancialmente.

La Compañía lleva adelante una parte de sus operaciones a través de uniones transitorias de empresas y la imposibilidad de continuar con dichas uniones transitorias o de resolver cualquier discrepancia significativa con sus socios podría tener un efecto adverso significativo sobre el éxito de estas operaciones.

La Compañía lleva adelante una parte de sus operaciones a través de uniones transitorias de empresas y, como resultado de ello, la permanencia de esas uniones transitorias es vital para el éxito de la Compañía. La Compañía tiene actualmente una participación del 87% en las uniones transitorias de empresas para la exploración y explotación de las áreas Estancia Chiripá y Glencross y una participación minoritaria en las uniones transitorias de empresas para la exploración y explotación de las áreas de Aguaragüe y Palmar Largo. Además, la Compañía se encuentra evaluando expandir su producción y reservas de petróleo y gas mediante la celebración de acuerdos de farm-out o acuerdos similares para inversiones estratégicas de ciclo largo.

Si cualquiera de los socios de la Compañía decidiera finalizar su relación con la misma en cualquiera de dichas uniones transitorias de empresas o vender su participación en ellas, la Compañía podría no poder reemplazar a su socio, o podría no obtener el financiamiento necesario para comprar la participación de su socio o aumentar su participación en nuevas áreas de exploración o producción que le permitan reemplazar los contratos de unión transitoria existentes. La falta de continuación de alguna de las uniones transitorias de empresas de la Compañía o de resolver las discrepancias con sus socios podría afectar adversamente su capacidad de llevar adelante las actividades objeto de las mismas, lo que a su vez afectaría negativamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Por otra parte, cuando la Compañía celebra un contrato de unión transitoria de empresas para la exploración y producción de hidrocarburos en un área determinada, la misma puede comprometerse a realizar ciertas inversiones. Si la Compañía no cumple con la realización de estas inversiones, la misma puede incurrir en incumplimiento de sus obligaciones bajo sus contratos de unión transitoria y perder sus derechos de participación en las áreas cubiertas por dichos contratos de unión transitoria.

La Compañía no es el socio operador en todas las uniones transitorias de empresas en las que participa, y las medidas adoptadas por los operadores en dichas uniones transitorias podrían tener un efecto adverso significativo sobre el éxito de estas operaciones.

La Compañía lleva adelante algunas de sus actividades de exploración y producción de hidrocarburos mediante la suscripción con terceros de contratos de unión transitoria de empresas. Bajo estos contratos, se le confiere a una de las partes el rol de operador de la unión transitoria de empresas, asumiendo así la responsabilidad de ejecutar todas las actividades que desarrolla la agrupación. La Compañía no siempre asume el rol de operador y por lo tanto, en el caso de las

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áreas de Aguaragüe y Palmar Largo está expuesta a riesgos relacionados con el desempeño y las medidas adoptadas por el operador para llevar adelante las actividades. Si bien la Compañía procura asegurar que las normas operativas de sus co-inversionistas estén de acuerdo con sus normas operativas, la Compañía tiene un control limitado o ningún control sobre la operación de estas áreas y gasoductos. Dichas medidas podrían tener un efecto adverso significativo sobre el éxito de estas uniones transitorias y filiales y por lo tanto afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Es posible que la Compañía no pueda realizar adquisiciones exitosas.

Parte de la estrategia de la Compañía consiste en evaluar oportunidades de adquisición estratégica para expandir sus operaciones y presencia geográfica. Es posible que la Compañía no pueda identificar oportunidades de adquisición relevantes o, en caso de hacerlo, puede que pague de más por dichas adquisiciones o que no pueda negociar términos y condiciones aceptables para la Compañía. También es posible que la Compañía enfrente dificultades para obtener financiamiento para pagar las adquisiciones. Además, es posible que la Compañía no pueda obtener permisos de autoridades regulatorias, incluidos los de defensa de la competencia, necesarios para perfeccionar las adquisiciones. Es más, incluso si la Compañía logra perfeccionar una adquisición de manera exitosa, podría encontrar obstáculos para integrar el negocio adquirido de manera efectiva y redituable con sus operaciones. La integración de una adquisición incluye una serie de factores que pueden afectar operaciones de la Compañía, incluido el desvío de atención de la gerencia, las dificultades para retener personal y el ingreso en mercados desconocidos. Es posible que los negocios adquiridos no alcancen los niveles de productividad anticipados o que no actúen como se esperaba. Además, es posible que existan pasivos ocultos relacionados con contingencias laborales, comerciales, civiles, impositivas, penales o ambientales, incurridos por los negocios que adquirimos como parte de nuestra estrategia de crecimiento, que no podamos identificar o que no puedan ser debidamente compensados según nuestros acuerdos de adquisición con los vendedores de tales negocios, en cuyo caso la situación financiera y los resultados operativos de la Compañía se verían afectados de manera negativa y adversa. Incluso si los vendedores asumen dichos pasivos, podríamos tener dificultades en hacer cumplir nuestros derechos, contractuales o de otra índole. La Compañía no puede asegurar que las futuras adquisiciones cumplan con sus objetivos estratégicos.

Southern Cone Foundation ejerce el control de los asuntos y políticas de la Compañía y sus intereses pueden ser diferentes de los suyos.

Southern Cone Foundation es titular, indirectamente, del 70% de las acciones ordinarias de la Compañía. La Compañía no puede garantizar que los intereses de Southern Cone Foundation no serán contrarios a los suyos. Southern Cone Foundation tiene la facultad de determinar el resultado de sustancialmente todas las cuestiones sometidas al voto de los accionistas de la Compañía y del directorio y por ende ejerce el control de las políticas comerciales y asuntos de la Compañía, incluyendo los siguientes: designación de la mayoría del directorio y, como resultado de ello, de la mayor parte de las determinaciones del directorio de la Compañía respecto de su dirección comercial y políticas, incluyendo la designación y remoción de sus funcionarios; las decisiones relativas a adquisiciones, ventas y disposiciones de activos; el pago de dividendos y la realización de otras distribuciones y el monto de los mismos; y el monto de financiación de deuda a ser incurrida. Para mayor información, véase la sección “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas” de este Prospecto.

Riesgos relacionados con las inversiones de la Compañía en la industria del transporte de gas

Las subsidiarias de la Compañía de transporte de gas han experimentado pérdidas significativas en los últimos años y pueden continuar teniendo pérdidas en el futuro.

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Las subsidiarias de la Compañía TGN y TGM, que se centran en el transporte de gas, han experimentado pérdidas significativas en los últimos años, como resultado de las regulaciones en Argentina, incluidas las restricciones al aumento de las tarifas y restricciones a la exportación desde la crisis económica de 2001-2002 del país. Las Compañía no puede asegurar que sus subsidiarias de transporte de gas serán capaces de revertir estas pérdidas en el futuro. Además, la Compañía no puede asegurar que estas subsidiarias no se enfrentarán a un procedimiento de quiebra o de reestructuración, como TGN se ha enfrentado en el pasado reciente. La ocurrencia de cualquiera de los eventos indicados precedentemente podría resultar en la pérdida parcial o total de las inversiones de la Compañía.

Desde su asunción, el nuevo gobierno ha implementado medidas para (i) renegociar con los titulares de licencias de transporte y distribución; y (ii) ajustar las tarifas actualmente en vigencia en función de la situación económica y financiera de los titulares de licencias de transporte y distribución de gas, a cuenta del resultado de la renegociación indicada en el punto (i).

En este sentido, con fecha 30 de marzo de 2017, TGN celebró con el Ministerio de Hacienda y con el Ministerio de Energía un acuerdo de renegociación integral de su licencia, cuya vigencia está supeditada al cumplimiento de varias condiciones suspensivas, entre ellas, la aprobación del Poder Ejecutivo Nacional, previa intervención de la Sindicatura General de la Nación y ambas Cámaras del Congreso Nacional, previo dictamen de una comisión bicameral. En la misma fecha, TGN obtuvo un nuevo aumento transitorio promedio de tarifas del 49%, a cuenta del aumento mayor que aplicará como resultado de una revisión tarifaria integral llevada a cabo por el ENARGAS y contra la ejecución de inversiones obligatorias. El acuerdo contiene los términos y condiciones convenidos entre el Poder Ejecutivo Nacional y TGN para adecuar la licencia de este último, establece las pautas bajo las cuales el ENARGAS llevó a cabo la RTI para el período 2017-2022 y concluye el proceso de renegociación. Sus previsiones, una vez puesto en vigencia dicho acuerdo a partir de su ratificación por el Poder Ejecutivo Nacional, abarcarán el período contractual comprendido entre el 6 de enero de 2002 y la fecha de finalización de la licencia.

Si bien estas medidas han tenido un impacto positivo en el negocio de las subsidiarias de transporte de gas, en particular en TGN, aún resulta necesario, a la luz de las exigencias que demanda la operación y el mantenimiento del sistema de gasoductos, que los nuevos niveles tarifarios que resulten de la renegociación integral de la licencia se mantengan en valores reales a lo largo del tiempo.

Por otra parte, la Compañía se encuentra en el proceso de búsqueda de potenciales adquirentes de sus participaciones en compañías de transporte de gas.

Las condiciones financieras y los resultados de las operaciones de las subsidiarias de transporte de gas de la Compañía podrían continuar siendo afectadas negativamente por las restricciones de los precios locales.

Antes de la crisis económica argentina de 2001 - 2002, las tarifas que las subsidiarias de transporte de gas de la Compañía cobraban bajo contratos de transporte en Argentina, estaban denominadas en dólares estadounidenses, podían indexarse sobre la base de actualizaciones semestrales de acuerdo al índice de precios productor de Estados Unidos, y estaban sujetas a ajustes cada cinco años, sobre la base de la eficiencia de inversiones en las operaciones de transporte de gas. De acuerdo con la Ley de Emergencia Pública, en enero de 2002, las tarifas de servicios públicos fueron congeladas y convertidas a pesos a razón de $1,00 por US$1.00. Al mismo tiempo, la capacidad de transporte para exportación de las empresas de transporte de gas fue reasignada a los servicios de transporte locales, que a su vez condujo a que una porción significativa de las tarifas por el volumen contratado y despachado estuvieran denominadas en pesos. Estas medidas, junto con el efecto de la alta inflación y la devaluación del peso, dieron lugar a una disminución de los ingresos y un aumento de los costos en términos reales, que ya no podía ser recuperado a través de los ajustes de márgenes o mecanismos de fijación de precios de mercado. Esta situación, a su vez,

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llevó a muchas empresas de servicios públicos, incluyendo TGN, a suspender los pagos de su deuda financiera (que continuó siendo denominada en dólares estadounidenses a pesar de la pesificación de los ingresos), impidiendo de manera efectiva a estas empresas obtener más financiación en el ámbito doméstico o de los mercados internacionales de crédito y hacer inversiones adicionales.

En enero de 2003, el Estado Nacional emitió el Decreto N° 146/03, que estableció una readecuación transitoria de las tarifas por la provisión de servicios de energía y gas a los clientes de Argentina. No obstante, esta medida ha sido impugnada en los tribunales argentinos y suspendida por una orden judicial sobre la base de que la Ley Nº 24.076 de Gas Natural (la “Ley de Gas Natural”), que regula el transporte y distribución de gas natural, requiere la celebración de una audiencia pública y un contrato de renegociación formal para los aumentos tarifarios y, en ausencia de dichas medidas, un aumento no puede ser decretado por el gobierno. Como resultado, los ingresos derivados de las subsidiarias de transporte de gas han sido afectados en forma sustancialmente adversa.

En 2008, TGN y el Estado Nacional acordaron un incremento de las tarifas de transporte de gas transitoria del 20%, que comenzó a aplicarse progresivamente con un aumento del 8% en abril de 2014, alcanzando el 20% en agosto de 2014. En junio de 2015, el ENARGAS publicó las nuevas tarifas que incluían un aumento de 69,1%, a partir del 1 de mayo de 2015, que tenía por objeto compensar los aumentos de tarifas que deberían haber sido aplicadas desde el año 2008. Si bien los aumentos de tarifas fueron considerables, no cumplieron con las regulaciones en vigencia, no revierten las pérdidas operativas de TGN durante los últimos cinco años y no son consistentes con los aumentos de tarifas aplicables a otros titulares de licencias de gas. En comparación, los costos de TGN han aumentado 1.230% desde 2001, lo que requirió la descapitalización de TGN a fin de mantener la atención al público. En abril de 2016, el ENARGAS aprobó un incremento sustancial de las tarifas transitorias de gas. Sin embargo, dichas medidas fueron declaradas nulas por la Cámara Federal de Apelaciones de La Plata, en julio de 2016, decisión que fue confirmada, por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, el 18 agosto de 2016, argumentando que debió haberse convocado a audiencias públicas para decidir el aumento de las tarifas. Además, fijó para el futuro ciertas reglas para los futuros aumentos de tarifas, incluyendo el "criterio de igualdad” para permitir que los usuarios puedan prever estos aumentos en su planificación económica individual o familiar. A fin de cumplir con el fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, se celebraron audiencias públicas entre el 16 y el 18 de septiembre de 2016. El 7 de octubre de 2016, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería en virtud de la cual se aprobó un incremento en las tarifas del gas, denominados en dólares estadounidenses, aplicable a partir del 1º de octubre de 2016, ajustable semestralmente hasta alcanzar los precios de mercado en 2019 y, en el caso de Patagonia, Malargüe y la Pune, en 2022. En este sentido, el ENARGAS, basándose en las tarifas de gas aprobadas por la Resolución Nº 212-E/2016, dictó la Resolución Nº I/4053 aprobando las tarifas de transporte de gas (en pesos) con efectos a partir del 7 de octubre de 2016 y cuyas tarifas fueron actualizadas semestralmente, no obstante el proceso de renegociación integral de la licencia no ha finalizado.

Si bien en marzo de 2017 TGN celebró con el Ministerio de Hacienda y con el Ministerio de Energía un acuerdo de renegociación integral de la licencia, su vigencia está supeditada al cumplimiento de varias condiciones suspensivas, entre ellas la aprobación del Poder Ejecutivo Nacional, previa intervención de la Procuración del Tesoro de la Nación, de la Sindicatura General de la Nación (que, a la fecha de este Prospecto ya tuvo lugar) y de ambas Cámaras del Congreso Nacional, previo dictamen de una comisión bicameral.

Si bien los aumentos tarifarios implementados desde 2016 le han permitido a TGN mejorar sus resultados operativos, financiar sus gastos de operación y mantenimiento, ejecutar ciertas obras y cancelar sus vencimientos financieros, aún resulta necesario, a la luz de las exigencias que demanda la operación y el mantenimiento del sistema de gasoductos, que los nuevos niveles tarifarios que resulten de la renegociación integral de la licencia se mantengan en valores reales a

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lo largo del tiempo. A este respecto, la renegociación integral llevada a cabo por el ENARGAS introduce mecanismos no automáticos de adecuación semestral de la tarifa de transporte, entre revisiones tarifarias quinquenales, debido a las variaciones observadas en los precios de la economía vinculados a los costos del servicio, a efectos de mantener la sustentabilidad económico-financiera de la prestación y la calidad del servicio prestado. En efecto, si hay una significativa inflación o depreciación del peso sin ajuste adecuado de las tarifas de transporte de gas, las condiciones financieras y los resultados de las operaciones de las subsidiarias de la Compañía de transporte de gas podrán verse afectadas negativamente. Por otra parte, la renegociación integral de la licencia y, por ende, la recomposición definitiva de las tarifas de transporte podría no implementarse o no instrumentarse al ritmo que la Compañía cree que sea lo suficientemente eficiente para alcanzar la renegociación integral de la licencia. Además, los aumentos en las tarifas también podrían generar oposición política, social o judicial, que a su vez podría impedir que estos aumentos tengan lugar.

Las subsidiarias de la Compañía dedicadas al transporte de gas han perdido una parte significativa de sus ingresos de los contratos de transporte para la exportación de gas natural.

Como consecuencia de las medidas impuestas desde 2004 por el Estado Nacional para restringir la exportación de gas natural a fin de satisfacer la demanda interna, el volumen de exportaciones ha disminuido significativamente. Las tarifas de exportación de las subsidiarias de la Compañía están denominadas en dólares estadounidenses y son ajustadas por inflación. Sin embargo sus tarifas de transporte internas están denominadas en pesos y no son ajustadas por inflación. En el caso de TGN, ciertos clientes dejaron de abonar sus tarifas e iniciaron acciones legales para rescindir los contratos de transporte vigentes. Adicionalmente, TGN celebró acuerdos transaccionales que modificaron o terminaron contratos preexistentes con algunos de sus clientes. Si bien TGN ha obtenido pagos en concepto de compensación por la rescisión temprana y/o reducción de parte de la capacidad contratada, en virtud de esos acuerdos transaccionales, TGN ya no cobrará los ingresos futuros acordados. Por su parte, GasAndes también ha celebrado acuerdos transaccionales que modificaron las condiciones o dieron por finalizados contratos preexistentes con ciertos clientes. Debido a las restricciones a la exportación establecidas por la anterior administración y para satisfacer la demanda chilena de gas natural, las compañías de transporte de gas chilenas construyeron una terminal de regasificación en Bahía de Quintero que comenzó sus operaciones en 2009. Si bien las restricciones a las exportaciones han sido flexibilizadas con motivo de medidas adoptadas por la nueva administración, la Compañía no puede asegurar que de imponerse nuevas restricciones en el futuro, sus subsidiarias de transporte de gas podrán exportar cantidades significativas de gas en el futuro.

El negocio de las subsidiarias de transporte de gas de la Compañía depende del mantenimiento de sus licencias, que se encuentra sujeta a revocación bajo determinadas circunstancias.

Las subsidiarias de transporte de gas de la Compañía desarrollan su actividad en virtud de licencias, que autorizan a prestar servicios de transporte de gas a través del uso exclusivo de sus respectivos sistemas de gasoductos. Estas licencias y reglamentos promulgados en virtud de la Ley de Gas Natural contienen requisitos relativos a la calidad del servicio e inversiones en bienes de capital, restricciones a la transferencia y gravamen de los bienes, la propiedad cruzada de las empresas implicadas en la producción, transmisión y distribución de gas y transferencia de acciones de la subsidiaria. Si las subsidiarias de gas no cumplieran con alguno de estos requisitos o restricciones, su licencia podría ser revocada por el Estado Nacional según recomendación del ENARGAS.

La capacidad de transporte de gas de las subsidiarias de la Compañía podría verse afectada.

La actividad de transporte de gas de las subsidiarias de la Compañía depende de su capacidad de transportar grandes volúmenes de gas natural por largas distancias a través de su sistema de gasoductos de alta presión. A la fecha de este prospecto, los gasoductos de TGN y GasAndes Argentina operan casi al límite de su capacidad. La situación financiera y resultados de las

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operaciones de la Compañía podrían verse adversamente afectados si un accidente u otro problema en sus instalaciones de transporte provocaran una reducción de la capacidad de transmisión y, como resultado de ello, las entregas debieran ser restringidas o interrumpidas.

Riesgos relacionados con los negocios de la Compañía en Venezuela

Las condiciones políticas, sociales y económicas de Venezuela podrían afectar adversamente nuestras operaciones en Venezuela y la posibilidad de que no sean distribuidos dividendos de nuestra sociedad subsidiaria en Venezuela.

La Compañía lleva a cabo actividades productivas a través de su subsidiaria, Petronado, en la cual tiene una participación equivalente al 26% de su capital social. Estas actividades dependen, en diferentes grados, de las condiciones económicas, políticas y sociales de Venezuela. Venezuela tiene una historia de malestar social que podrá continuar en el futuro. Con anterioridad a su muerte en marzo de 2013, el ex presidente de Venezuela, Sr. Hugo Chávez, gobernó por 14 años en los cuales impulsó una serie de medidas políticas enfocadas fundamentalmente a impulsar cambios del orden social y político imperante hasta aquel momento. En los últimos años, se ha generado una gran tensión social y política debido a aquellos miembros de la sociedad opositores al gobierno de Venezuela. Dichas tenciones impactan negativamente en la economía de Venezuela y, consecuente en los negocios de la Compañía en ese país. En abril de 2013, asumió el nuevo presidente, Sr. Nicolás Maduro con el apoyo del 50.8% de los votantes, adherencia que aunque actualmente sea sostenida, ocasionó protestas y descontento social. Entre los años 2014 y 2017, Venezuela ha experimentado numerosas manifestaciones en contra del gobierno, de las cuales algunas han culminado en sucesos violentos. En diciembre de 2015, el partido político opositor ganó la mayoría en el parlamento venezolano, como consecuencia de las elecciones legislativas. El malestar social y político podría incrementarse en Venezuela y podrá afectar adversamente el negocio de Petronado y, en consecuencia, podrá afectar la inversión y la posibilidad de recibir dividendos de Petronado.

Petronado se encuentra sujeta a intensos controles de cambio que imposibilitan el giro de divisas al exterior desde el mes de febrero de 2016. En efecto, actualmente hay una extensa regulación de controles de cambio que han derivado en el surgimiento de diversos tipos de cambio. Estas normas cambiarias restringen las posibilidades de Petronado de acceder al mercado de cambios y girar dividendos fuera de Venezuela. Actualmente, todos los pagos de capital en dólares estadounidenses, incluidos dividendos, deben ser aprobados por el Centro de Comercio Exterior de Venezuela. Como consecuencia de ello, Petronado no ha podido pagar dividendos desde el año 2008 y, al 31 de diciembre de 2015, adeuda a la Compañía una suma de $46,8 millones, en concepto de dividendos declarados pero no pagados. Debido al nivel de imprevisibilidad y falta de control, la Compañía no puede vislumbrar cuándo las autoridades venezolanas aprobarán la conversión del peso bolivariano a dólares estadounidenses y, por este motivo, la Compañía no puede asegurar cuándo, y si, se recibirán, dividendos en el futuro. Adicionalmente, si bien la Compañía no tiene conocimiento de la imposición de alguna obligación de efectuar aportes de capital en Petronado, la Compañía no puede asegurar si será requerida por el gobierno venezolano, accionista principal de Petronado, a efectuar más aportes de capital en dicha compañía.

Petronado enfrenta el riesgo que le expropien o nacionalicen sus activos con la consecuente intervención estatal en su negocio. El actual gobierno venezolano ha promovido un programa de incremento de la participación estatal en la economía a través de programas de bienestar, controles de cambio y precios y la promoción de sociedades del estado como Petróleos de Venezuela S.A., accionista mayoritario de Petronado. En consecuencia de ello, la Compañía podría perder la totalidad de su inversión en Petronado.

Adicionalmente, con los altos niveles de corrupción registrados en Venezuela, la Compañía no puede asegurar que Petronado no sea requerida a pagar dádivas al gobierno oficial. Si algún

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empleado es imputado por el pago de dádivas, la Compañía podría tener que enfrentar el pago de multas y otras penalidades que podrían afectar nuestra reputación.

La Compañía podría no obtener información actual de las operaciones, resultados financieros y perspectivas de su subsidiaria en Venezuela.

La Compañía posee información actual limitada de las operaciones, resultados financieros y perspectivas de Petronado.

La Compañía posee una participación minoritaria del 26% del capital social en Petronado. Petróleos de Venezuela S.A., una sociedad del estado venezolano, es el accionista mayoritario con una participación equivalente al 60% del capital social. Los restantes accionistas son Banco Popular del Ecuador S.A. y Korea National Oil Corporation, las cuales poseen una participación equivalente al 8% y al 6% del capital social, respectivamente. Petronado no ha elaborado sus estados financieros desde 2008, ni ha pagado dividendos desde el ejercicio fiscal 2008. Además, la información más reciente sobre sus reservas de petróleo, certificada, auditada o evaluada por un tercero, es al 31 de diciembre de 2011. En consecuencia, la Compañía tiene acceso limitado a la información actual sobre las operaciones, resultados financieros y perspectivas de Petronado. Durante 2015, la Compañía llevó a cabo diferentes cursos de acción con el objeto de resolver dicha situación. Al no alcanzar el resultado esperado, con efectos a partir del 1º de octubre de 2015, la Compañía decidió que la influencia significativa sobre Petronado, dejó de ser aplicable. Como resultado de ello, desde esa fecha las inversiones en Petronado se registran en los estados financieros consolidados de la Compañía a valor razonable, en lugar de utilizar el método de la participación.

Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables

El nivel de endeudamiento de la Compañía puede afectar su flexibilidad al operar y desarrollar sus negocios y su capacidad de cumplir con sus obligaciones.

Al 30 de junio de 2017, la Compañía tiene una deuda financiera total de $6.182,4 millones. El nivel de endeudamiento de la Compañía puede tener importantes consecuencias, incluyendo:

hacer que sea más dificultoso para la Compañía generar flujos de fondos suficientes para cumplir con sus obligaciones relativas a las obligaciones negociables, especialmente en caso de incumplimiento bajo alguno de sus instrumentos de deuda;

limitar los flujos de fondos disponibles para financiar sus requerimientos de capital de trabajo, inversiones en bienes de capital y otros requerimientos societarios en general;

aumentar la vulnerabilidad de la Compañía a condiciones generales económicas y de la industria adversas, incluyendo aumentos en las tasas de interés, fluctuaciones en el tipo de cambio y volatilidad del mercado;

limitar la capacidad de la Compañía de obtener financiamiento adicional para reestructurar o refinanciar deuda o para financiar requerimientos futuros de capital de trabajo, inversiones en bienes de capital u otros requerimientos societarios en general y adquisiciones, ya sea en términos favorables o efectivamente hacerlo;

limitar la flexibilidad de la Compañía en el planeamiento de, o la reacción a, cambios en sus actividades y su industria; y/o

colocar a la Compañía en situación de desventaja competitiva frente a sus competidores con menores niveles de endeudamiento.

Por otra parte, puede que la Compañía incurra en deuda adicional en el futuro. Si la Compañía incurre en deuda adicional podrían exacerbarse los riesgos detallados precedentemente.

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Adicionalmente, de acuerdo con los términos y condiciones establecidos en la emisión de las Obligaciones Negociables Clase “A”, emitidas bajo el Programa Internacional, la Compañía debe cumplir con ciertas restricciones vinculadas a endeudamiento, pagos restringidos (incluyendo dividendos), constitución de gravámenes, entre otras. Si la Compañía no genera flujos de fondos suficientes, puede que no pueda alcanzar los coeficientes financieros requeridos y que no cumpla con el pago de su deuda. La capacidad de la Compañía de cumplir con ciertos coeficientes financieros establecidos en los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables Clase “A” y otros instrumentos de deuda dependerá de su capacidad de generar flujos de fondos suficientes para alcanzar dichos coeficientes y pagar su deuda. Si la Compañía no genera flujos de fondos suficientes, puede que no pueda alcanzar los coeficientes financieros requeridos y que no cumpla con el pago de su deuda. Para mayor información véase las secciones “Información clave sobre la Compañía – Capitalización y Endeudamiento” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía” de este Prospecto.

El endeudamiento de la Compañía relacionado con las Obligaciones Negociables podría imponer importantes restricciones operativas y financieras a la Compañía, lo que podría impedirle capitalizar las oportunidades comerciales.

En caso que así se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie, podrían imponerse importantes restricciones operativas y financieras a la Compañía. Estas restricciones limitarán su capacidad de, entre otras cosas:

incurrir en endeudamiento adicional;

pagar dividendos y realizar otros pagos restringidos o recompra o rescate de las acciones de la Compañía;

imponer limitaciones a los dividendos y otros pagos por parte de sus subsidiarias restringidas;

incurrir en gravámenes;

realizar ciertas inversiones y préstamos;

vender activos;

participar en operaciones con subsidiarias; y

fusionarse o transferir la totalidad o sustancialmente la totalidad de sus activos.

Dichos compromisos están sujetos a importantes reservas y excepciones. Adicionalmente, si las Obligaciones Negociables obtienen calificaciones de riesgos de al menos dos agentes de calificación de riesgo y no ha incurrido en default, ciertos de los actuales compromiso dejarán de tener efecto hasta tanto las Obligaciones Negociables mantengan dichas calificaciones de riesgo. Sin perjuicio de ello, estas restricciones podrían limitar la capacidad de la Compañía de sacar provecho de oportunidades de crecimiento atractivas para sus negocios que de momento no se pueden prever, especialmente si la misma no puede incurrir en financiamiento o realizar inversiones para aprovechar estas oportunidades.

Es posible que no se desarrolle un mercado activo para las Obligaciones Negociables

Cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables emitida conforme al Programa constituirá una nueva emisión de Obligaciones Negociables para la que puede no haber un mercado de negociación establecido. La Compañía puede solicitar que las Obligaciones Negociables de una Clase y/o Serie sean admitidas en diferentes bolsas o mercados, pero no puede garantizar que, de ser efectuadas, esas solicitudes, serán aprobadas. Además, también puede suceder que la Compañía decida no listar, cotizar o negociar las obligaciones de una Clase y/o Serie en ninguna bolsa, mercado o sistema de negociación. Es más, aún en el caso de que pueda obtenerse una cotización respecto de una emisión de Obligaciones Negociables, la Compañía no puede brindar garantías acerca de su liquidez ni garantizar que se desarrollará o se mantendrá vigente un mercado

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de negociación para las obligaciones negociables. Si no se desarrollara o se mantuviera vigente un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables, el precio de mercado y la liquidez de las Obligaciones Negociables podrían verse negativamente afectados. Si las Obligaciones Negociables se negociaran, puede suceder que se negocien con un descuento sobre su precio de oferta inicial, dependiendo de las tasas de interés vigentes, el mercado para títulos valores similares, el desempeño operativo y la situación patrimonial de la Compañía, las condiciones económicas generales y otros factores.

Los controles cambiarios y las restricciones a las transferencias al exterior pueden afectar su capacidad de recibir pagos respecto de las obligaciones negociables o repatriar su inversión en las obligaciones negociables.

Si bien la actual administración suprimió las restricciones cambiarias que se encontraban vigentes, incluyendo el levantamiento de las restricciones para la repatriación de inversiones de no residentes, la Compañía no puede asegurar que en el futuro no se adoptarán nuevas restricciones en materia de control de cambios que puedan afectar o limitar la capacidad de la Compañía de realizar pagos al exterior y/o la posibilidad de repatriar inversiones de portafolio efectuadas por no residentes.

Los acontecimientos en otros países pueden afectar adversamente el valor de mercado de las obligaciones negociables

El precio de mercado de las Obligaciones Negociables puede verse adversamente afectado por acontecimientos en los mercados financieros internacionales y por las condiciones económicas mundiales. Los mercados de títulos valores argentinos están influenciados, en distinta medida, por las condiciones económicas y de mercado de otros países, especialmente los de América Latina y otros mercados emergentes. Si bien las condiciones económicas son diferentes en cada país, la reacción de los inversores a los acontecimientos en un país puede afectar los títulos valores de emisores de otros países, incluyendo Argentina. La Compañía no puede garantizar que el mercado para los títulos valores de emisores argentinos no se verá afectado negativamente por hechos ocurridos en otros lugares o que dichos acontecimientos no tendrán un impacto negativo sobre el valor de mercado de las obligaciones negociables. Por ejemplo, un aumento en las tasas de interés de un país desarrollado, como los Estados Unidos, o un hecho negativo en un mercado emergente, pueden inducir importantes fugas de capital desde Argentina y hacer caer el precio de negociación de las Obligaciones Negociables.

Es posible que la calificación de riesgo de la Compañía no refleje todos los riesgos de invertir en las Obligaciones Negociables

Las calificaciones crediticias otorgadas a la Compañía o a las Obligaciones Negociables en el Suplemento de Precio, de existir, constituyen una evaluación realizada por las sociedades calificadores de la capacidad de la Compañía para cancelar sus pasivos a su vencimiento. En consecuencia, una calificación menor o la cancelación de una calificación por parte de una agencia calificadora de riesgo podría reducir la liquidez o el valor de mercado de las Obligaciones Negociables. Estas calificaciones de crédito podrían no reflejar el potencial impacto de riesgo relacionados con la estructuración o comercialización de las Obligaciones Negociables. Las calificaciones no constituyen una recomendación para comprar vender o mantener títulos valores, y podrán ser revisadas o retiradas en cualquier momento por la entidad calificadora. La calificación de cada sociedad debe ser evaluada en forma independiente de la calificación de cualquier otra sociedad calificadora.

La Compañía podría rescatar las Obligaciones Negociables antes del vencimiento

En caso que así se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas, en forma total o parcial, a opción de la

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Compañía (ver la sección “Datos estadísticos y programa previsto para la oferta - Rescate y compra - Rescate a Opción de la Compañía” en el presente Prospecto, para mayor detalle) en determinadas condiciones, en forma total o parcial. En consecuencia, un inversor podrá no estar en posición de reinvertir los fondos provenientes del rescate en un título similar a una tasa de interés efectiva similar a la de las Obligaciones Negociables.

En caso de concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial los tenedores de las Obligaciones Negociables emitirán su voto en forma diferente a los demás acreedores quirografarios

En caso que la Compañía se encontrare sujeta a concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación, las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables emitidas bajo cualquier Clase y/o Series, estarán sujetos a las disposiciones previstas por la Ley N° 24.522 (la “Ley de Concursos y Quiebras”), y sus modificatorias, y demás normas aplicables a procesos de reestructuración empresariales y, consecuentemente, algunas disposiciones de las Obligaciones Negociables no se aplicarán.

La Ley de Concursos y Quiebras establece un procedimiento de votación diferencial al de los restantes acreedores quirografarios a los efectos del cómputo de las dobles mayorías requeridas por la Ley de Concursos y Quiebras, las cuales exigen mayoría absoluta de acreedores que representen las dos terceras partes del capital quirografario. Conforme este sistema diferencial, el poder de negociación de los titulares de las Obligaciones Negociables puede ser significativamente menor al de los demás acreedores de la Compañía.

Asimismo, ciertos precedentes jurisprudenciales han sostenido que aquellos titulares de las obligaciones negociables que no asistan a la asamblea para expresar su voto o que se abstengan de votar, no serán computados a los efectos de los cálculos que corresponden realizar para determinar dichas mayorías.

La consecuencia del régimen de obtención de mayorías antes descripto, el poder de negociación de los tenedores de las Obligaciones Negociables con relación al de los restantes acreedores financieros y comerciales pueda verse disminuido.

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INFORMACIÓN SOBRE LA COMPAÑÍA

Historia y desarrollo de la Compañía

La Compañía fue constituida el 15 de octubre de 1920, bajo la denominación Compañía General de Combustibles S.A. e inscripta en el Registro Público de Comercio de la Ciudad de Buenos Aires bajo el N° 136, Folio N° 26 del Libro N° 41 de Sociedades Anónimas, CUIT Nº 30-50673393-2. El plazo de duración de la Compañía es hasta el 1º de septiembre de 2100. El domicilio legal se encuentra en Bonpland 1745, Ciudad de Buenos Aires, Argentina; el número telefónico es: (5411) 4849-6100, su página web es http://www.cgc.com.ar y la dirección de correo electrónico es inversores@cgc.com.ar.

El capital social de la Compañía es de $399.137.856 representado por 399.137.856 acciones clase “A” o clase “B” según sus condiciones de emisión. Actualmente, el capital social de la Compañía está representado por 279.396.499 acciones ordinarias nominativas no endosables clase A de valor nominal un peso ($1) y con derecho a un voto por acción y por 119.741.357 acciones ordinarias nominativas no endosables clase B de valor nominal un peso ($1) y con derecho a un voto por acción. Latin Exploration S.L.U. es titular del 70% del capital social y votos de la Compañía y Sociedad Comercial del Plata S.A. es titular del 30% restante.

Para mayor información acerca de la composición del capital social de la Compañía y de sus accionistas principales, véanse las Secciones “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas” e “Información adicional” de este Prospecto.

La presencia de la Compañía en Argentina data de 1920, en que la misma comenzó a operar como una empresa de transporte y comercialización de fuel oil y diesel para estaciones de servicio. En los años `60, la Compañía desarrolló un negocio de GLP y, para fines de los años `70, adquirió una amplia red de estaciones de servicio. En los años `80, la Compañía se centraba en la refinación de petróleo crudo y el procesamiento y purificación de gas natural crudo. No obstante, durante la misma década, la Compañía adquirió participaciones en áreas de exploración y producción de petróleo y gas en Argentina y expandió su negocio al sector de exploración y producción de petróleo crudo, gas natural y sus derivados.

Durante los años ‘90, si bien se concentraba en los sectores de refinación y comercialización (downstream) y transporte y almacenamiento (midstream), la Compañía adquirió participaciones en empresas de transporte de petróleo y gas líderes en Argentina y en los países vecinos y expandió su negocio al sector del transporte del petróleo y gas. Asimismo, para fines de esa década, la Compañía decidió deshacerse de su negocio de refinación y comercialización (downstream) y centrarse en los segmentos de exploración y producción (upstream) y transporte y almacenamiento (midstream), que continúan siendo sus actividades principales hoy en día. En línea con esta estrategia, en 1997 la Compañía inició las operaciones de exploración y producción de petróleo y gas en Campo Onado, Venezuela.

A fines de los años ‘90, la Compañía enfrentó una fuerte crisis financiera y, en septiembre de 2000, se presentó en concurso preventivo conforme a la Ley de Concursos y Quiebras N° 24.522, lo que resultó en un acuerdo preventivo que en junio de 2012 fue declarado cumplido por el juez a cargo del concurso preventivo. Para mayor información ver la sección “Información sobre la Compañía—Procedimientos Legales” en este Prospecto.

Como resultado del concurso preventivo de la Compañía, Latin Exploration S.L.U., sociedad controlada por Southern Cross a través de Exploration Corp, pasó a ser su accionista controlante. En abril de 2013, Exploration Corp transfirió la totalidad de su participación en Latin Exploration S.L.U. a Cedicor S.A., sociedad controlada por Southern Cone Foundation, sujeto a la aprobación de la CNDC, que fue otorgada en fecha 26 de abril de 2017. Para más información acerca de los

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accionistas de la Compañía, ver la sección “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas” en este Prospecto.

A pesar del concurso preventivo de la Compañía, en la última década la misma ha mantenido altos niveles de actividad en los sectores de exploración y producción (upstream) y transporte y almacenamiento (midstream) y ha obtenido sólidos resultados. Asimismo, como parte de la reorganización de la Compañía y debido a los cambios en la normativa aplicable, la Compañía ha aumentado sus coeficientes de eficiencia operativa mediante la enajenación de sus activos menos productivos (como sus derechos de producción en la área A-9-96 ubicada en Guatemala, que a la fecha de este Prospecto se encuentra pendiente de aprobación por el Ministerio de Energía y Minería de Argentina) y la adquisición de activos más productivos (como los activos de Petrobras Argentina, como se indica más abajo). En julio de 2014, la Compañía aumentó su porcentaje de titularidad en GasAndes Argentina y GasAndes Chile del 17,50% al 39,99%. Asimismo, en marzo de 2016, la Compañía incrementó su participación indirecta en TGN de 15,35% a 23,07%.

Eventos importantes en el desarrollo de sus negocios

Acuerdos de farmout con Echo Energy

Con fecha 31 de octubre de 2017, la Compañía suscribió con Echo Energy dos acuerdos de inversión conjunta para la exploración de cuatro bloques en la cuenca Austral de la provincia de Santa Cruz: (i) acuerdo de farmout para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, y (ii) acuerdo de farmout para el área Tapí Aike.

En función del acuerdo para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, que se encuentra sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados de las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 100% de los costos e inversiones del plan de trabajos por hasta un monto máximo de US$70 millones, más IVA. Adicionalmente, Echo Energy abonará a la Compañía hasta US$10 millones en tres pagos, sujeto al cumplimiento de determinados hitos. La Compañía será la operadora de las áreas, mientras que Echo Energy, en forma concurrente, tendrá a su cargo la realización de las propuestas técnicas de las actividades que integran el programa de trabajos comprometidos bajo el acuerdo. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en las áreas. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas.

Conforme al acuerdo para el área Tapí Aike, sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados del permiso de exploración sobre el área Tapí Aike y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 65% de costos e inversiones del plan de exploración básico para el primer período exploratorio. La Compañía será la operadora del área. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en el área. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas. El permiso de exploración de Tapí Aike fue otorgado a la Compañía mediante el Decreto Nº 775, en el marco de la licitación del Instituto de Energía de Santa Cruz N° 01/17.

Fusión por absorción entre la Compañía y Black Gold S.A.

Con fecha 18 de octubre de 2010 el directorio de la Compañía aprobó el compromiso previo de fusión celebrado con Black Gold S.A., en virtud del cual se dispuso la fusión por incorporación en

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el patrimonio de la Compañía de Black Gold S.A., una empresa dedicada a la exploración y explotación de hidrocarburos. En la misma fecha, la asamblea extraordinaria de la Compañía ratificó el compromiso previo de fusión y aprobó el balance especial de fusión y el balance consolidado al 31 de julio de 2010. La fusión fue inscripta en la Inspección General de Justicia (la “IGJ”) con fecha 19 de septiembre de 2011, bajo el Nº 19.979 del Libro Nº 56, Tomo: - de Sociedades por Acciones.

Principales inversiones y desinversiones de la Compañía en los últimos tres ejercicios

Adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la Cuenca Austral

Con efectos al 1° de abril de 2015, se perfeccionó la adquisición por la Compañía del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral en Argentina por un monto total desembolsado de $728,4 millones, neto de los impuestos aplicables. Esta adquisición incluyó la participación directa o indirecta de Petrobras Argentina en 26 concesiones de explotación en diversas áreas de Argentina, incluyendo una participación del 71% y 50% en las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste, respectivamente, así como una participación del 100% en las áreas Santa Cruz II, y del 87% en las áreas Glencross y Estancia Chiripá, todas ellas ubicadas en la cuenca Austral. Como parte de esta operación, la Compañía también adquirió la participación de Petrobras Argentina en ciertas concesiones de transporte de petróleo y gas, así como ciertas instalaciones para el acondicionamiento, tratamiento y almacenamiento de petróleo y gas, para sus operaciones en sus áreas de la cuenca Austral, y una participación del 29% en el puerto de Punta Loyola, ubicado cerca de sus áreas de la cuenca Austral. La adquisición fue financiada con una porción de los fondos obtenidos del préstamo sindicado otorgado por ICBC como agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas, por $825 millones (ampliado el 20 de abril de 2015, por un importe de $250 millones); y fue registrada en los estados financieros anuales consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 como combinación de negocios. Para mayor información ver la nota 28 d) de los estados financieros anuales consolidados de la Compañía correspondientes a los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016. A la fecha de este Prospecto, la adquisición no ha sido aprobada por la CNDC. La Compañía ha asumido el riesgo de la falta de obtención de la aprobación por parte e la CNDC. En caso de que la operación sea denegada total o parcialmente, Petrobras Argentina no deberá restituir el precio de compra y la Compañía deberá transferir la totalidad o parte de los activos adquiridos, según corresponda, a su propio costo. Para más información acerca de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina, véase “Presentación de la información financiera y otras cuestiones - Adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral” e “Información clave sobre la Compañía – Factores de riesgo – La adquisición del negocio de la Compañía en la cuenca Austral permanece sujeta a aprobación regulatoria” en este Prospecto.

Inversión en UENE

El 27 de marzo de 2015, la Compañía compró a Corporación América, sociedad también controlada indirectamente por Southern Cone Foundation, una participación minoritaria del 4,73% en UENE, por el monto total de $12,5 millones. El 17 de abril de 2015 los accionistas de la Compañía aportaron a la misma su participación del 87,86% en UENE, aumentando la participación accionaria de la Compañía del 4,73% al 92,59%, lo que resultó en el aumento de sus participaciones en las áreas Piedrabuena, Mata Amarilla y Sarmiento.

La asamblea de accionistas de UENE celebrada con fecha 2 de mayo de 2016 resolvió la reducción de capital en la suma de $134.555.298 imputando la reducción a la absorción de pérdidas acumuladas. En la misma asamblea se resolvió aumentar el capital social en $10 millones mediante la capitalización de aportes irrevocables efectuados por la Compañía. Durante 2016, la Compañía efectuó aportes irrevocables adicionales en UENE por $24 millones, que fueron capitalizados por la asamblea celebrada el 23 de marzo de 2017. Al 30 de junio de 2017, la participación de la Compañía en UENE asciende al 94,47% del capital y los votos, sin considerar

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los aportes irrevocables realizados por $12,5 millones efectuados por la Compañía que, a la fecha de este Prospecto, no fueron capitalizados.

Incremento de la participación de la Compañía en la actividad de transporte de gas natural

La Compañía ha celebrado los acuerdos que se detallan a continuación en virtud de los cuales incrementó su participación en la actividad de transporte de gas natural.

Participación en Gasinvest S.A. y TGN

Con fecha 10 de julio de 2014, Total Gas y Electricidad Argentina S.A., Total GasAndes S.A.S, Tecpetrol y la Compañía suscribieron un contrato de compraventa de acciones sujeto a la condición suspensiva de la aprobación de la transferencia de las acciones de Gasinvest S.A. (“Gasinvest”) por el ENARGAS, en virtud del cual Total Gas y Electricidad Argentina S.A. y Total GasAndes S.A.S. transfirieran a Tecpetrol y a la Compañía sus tenencias accionarias en Gasinvest y en TGN. En febrero de 2016, el ENARGAS autorizó la transferencia de las acciones de Gasinvest y TGN a favor de la Compañía y en marzo de 2016 se perfeccionó la transferencia y la Compañía abonó a Total Gas y Electricidad Argentina S.A. y Total GasAndes S.A.S. El precio abonado por Tecpetrol y la Compañía por el incremento de la participación ascendió a la suma de US$4,5 millones. La participación directa de la Compañía en Gasinvest y TGN aumentó del 27,24% al 40,86% y del 0,031% al 0,05%, respectivamente, y la participación indirecta de la Compañía en TGN aumentó del 15,35% al 23,07%.

Participación en GasAndes Argentina

El 8 de julio de 2014, Total GasAndes S.A.S., Total Austral S.A. Sucursal Argentina, Metrogas S.A. (Chile) (actualmente Aprovisionadora Global de Energía S.A., en virtud de la escisión de Metrogas (Chile) S.A. aprobada el 26 de mayo de 2016) y la Compañía suscribieron un contrato de compraventa de acciones, en virtud del cual Total GasAndes S.A.S. y Total Austral S.A. Sucursal Argentina transfirieron a Aprovisionadora Global de Energía S.A. y a la Compañía su tenencia accionaria en GasAndes Argentina. En virtud de dicho acuerdo, Total Gas y Electricidad Argentina S.A. dejará de prestar el servicio de operación y mantenimiento del sector argentino del gasoducto GasAndes Argentina, asumiendo la Compañía dicho rol. Debido a ello, la transferencia de las acciones de gasoducto GasAndes Argentina se encontraba sujeta a la condición suspensiva de la aprobación por el ENARGAS del cambio de operador técnico del tramo argentino del gasoducto. Dicha autorización fue otorgada con fecha 23 de septiembre de 2014. Con motivo de dicho acuerdo, la participación de la Compañía en GasAndes Argentina aumentó del 17,5% al 39,99%. El precio abonado por la Compañía como contraprestación por la transferencia de dichas acciones ascendió a US$7.345.340, el cual a la fecha de este Prospecto se encuentra cancelado en su totalidad.

Participación en GasAndes Chile

Con fecha 8 de julio de 2014, Total GasAndes S.A.S., Total Gas y Electricidad Chile S.A., Metrogas S.A.(Chile) (actualmente Aprovisionadora Global de Energía S.A., en virtud de la escisión de Metrogas (Chile) S.A. aprobada el 26 de mayo de 2016) y la Compañía, suscribieron un contrato de compraventa de acciones, en virtud del cual (i) Total GasAndes S.A.S. transfirió a Aprovisionadora Global de Energía S.A. y a la Compañía su tenencia accionaria en Total Gas y Electricidad Chile S.A. (actualmente Andes Operaciones y Servicios S.A.) y en Gasoducto GasAndes S.A.; y (ii) Total Gas y Electricidad Chile S.A. (actualmente Andes Operaciones y Servicios S.A.) transfirió a Aprovisionadora Global de Energía S.A. y a la Compañía su tenencia accionaria en GasAndes Chile Con motivo de dicho acuerdo, la Compañía es titular del 50% del capital social y votos de Total Gas y Electricidad Chile S.A. (actualmente Andes Operaciones y Servicios S.A.) quien presta el servicio de operación y mantenimiento del tramo chileno del gasoducto GasAndes Chile y su participación directa en GasAndes Chile aumentó del 17,5% al

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39,99%. El precio abonado por la Compañía como contraprestación por la transferencia de dichas acciones ascendió a US$4.396.581, el cual a la fecha de este Prospecto se encuentra cancelado en su totalidad.

Adquisición de una participación adicional en GasAndes Argentina y Gas Andes Chile

En 2014, la Compañía celebró un acuerdo con Aprovisionadora Global de Energía S.A. en virtud del cual si el gobierno chileno otorga a la Compañía la autorización para adquirir una participación adicional del 3,76% en estas compañías, la Compañía tendrá la opción de adquirir dicha participación de Aprovisionadora Global de Energía S.A. A la fecha de este Prospecto, el gobierno chileno aún no ha otorgado la autorización mencionada.

Para mayor información sobre la estructura del grupo económico de la Compañía y las nuevas participaciones en sus subsidiarias, véase en esta sección “Estructura y Organización de la Compañía y su Grupo Económico”.

Inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos

El cuadro que sigue a continuación detalla las inversiones de la Compañía destinadas a la exploración y explotación de hidrocarburos efectuadas durante los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016 y 2017.

Inversiones en propiedad, planta y equipos referidas a la exploración y producción de hidrocarburos

(en miles)Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

Período de seis meses (no auditado)

finalizado el 30 de junio de

Activos 2014 2015 2016 2016 2017Pozos e

instalaciones de

producción

22.037 98.468 20.970 4.153 31.920

Propiedad Minera - - 62.946 - 3.697

Activos de exploración y

evaluación83.840 6.333 133.889 4.644 50.641

Obras en curso (1) 116.302 753.453 813.424 364.338 813.043

Otros 18.867 16.116 10.569 3.684 3.736Totales de actividades de inversión

241.046 874.370 1.041.798 376.819 903.037

Desinversiones de la Compañía en relación con la exploración y explotación de hidrocarburos

Cesión de los derechos de la Compañía sobre el área A-9-96 situada en Guatemala

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Con fecha 16 de julio de 2012 la Compañía suscribió un acuerdo de cesión en favor de Quattro Exploration & Production de la totalidad de los derechos, intereses y obligaciones sobre el área A-9-96 ubicada en Guatemala, sujeto a la condición suspensiva de aprobación de la cesión por la autoridad de aplicación. Como contraprestación, Quattro Exploration & Production asumirá todos los compromisos de inversión y demás obligaciones derivadas de la explotación de dicha área. El 5 de diciembre de 2012 se presentó ante el Ministerio de Energía y Minas de Guatemala la solicitud de autorización del acuerdo de cesión que, a la fecha de este Prospecto, se encuentra pendiente de aprobación.

Principales inversiones y desinversiones de capital en curso

La Compañía se encuentra trabajando en el desarrollo del potencial exploratorio y de explotación de las áreas que explota por sí, o asociada a terceros. Para mayor información sobre el detalle de las inversiones en cada una de las áreas, ver “Descripción del negocio – Actividades de exploración y producción – Áreas de la Compañía” en esta sección.

Descripción del negocio

Panorama General

La Compañía es una compañía de energía independiente, líder en el sector, que opera en Argentina y que se dedica al upstream, es decir, a la exploración, desarrollo y explotación de gas, petróleo y, en menor medida, GLP. La Compañía cuenta con una atractiva cartera de áreas de exploración y explotación de gas y petróleo en Argentina, estando su actividad sustancialmente enfocada en la exploración y producción de hidrocarburos en la cuenca Austral, ubicada en la Provincia de Santa Cruz, en la parte sur del país.

Durante el período comprendido entre agosto de 2016 y julio de 2017, la Compañía fue el noveno productor de petróleo y gas de Argentina, en términos de producción en boca de pozo, de acuerdo con información publicada por el IAPG. La Compañía posee participaciones directas y opera aproximadamente 23 yacimientos de petróleo y gas en ocho áreas en la cuenca Austral. Además, la Compañía posee participaciones directas e indirectas en aproximadamente 17 yacimientos de petróleo y gas en cinco áreas ubicadas en las cuencas Neuquina, Noroeste y del Golfo de San Jorge en Argentina, así como en un área de la cuenca Oriente, en Venezuela. Las áreas de la Compañía cubren un total de 7,84 millones de acres brutos y 6,85 millones de acres netos. Las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste de la cuenca Austral representan casi la totalidad de la producción y reservas de la Compañía, y constituyen las áreas clave de la Compañía en las cuales concentrará sus actividades. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, estas áreas representaron, en conjunto, aproximadamente el 87% de la producción neta de petróleo y el 87% de la producción neta de gas natural en Argentina, así como el 85% de los ingresos netos de la Compañía (de las cuales el 14% representa los subsidios de gas del Estado Nacional para dichas áreas).

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio neta de la Compañía en Argentina fue de aproximadamente 5.619 bbl/d de petróleo crudo, 2.492 Mm³/d, o 15.674 boe/d, de gas natural, y 257 bbl/d de GLP, o 21.551 boe/d en total, representando 26%, 73% y 1% del total de producción de la Compañía. Durante el mismo período, los principales productos de la Compañía en Argentina consistieron en (i) petróleo crudo (incluyendo gasolina), que representó el 52,9% de los ingresos netos de la Compañía, (ii) gas natural, que representó el 43,7% de los ingresos netos de la Compañía (incluyendo un 13,1% que representa los subsidios de gas del Estado Nacional); y (iii) GLP, que representó el 0,1% de los ingresos netos de la Compañía. Las áreas de la Compañía en Argentina tienen un estimado de 52.237 Mboe en reservas netas probadas, de los cuales 31.207 Mboe son desarrolladas y 21.030 Mboe son no desarrolladas, 24.911 Mboe en reservas netas probables y 19.381 Mboe en reservas netas posibles, al 31 de diciembre de 2016. En base a la producción para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 y considerando las reservas de la Compañía al 31 de diciembre de 2016, las reservas netas

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probadas estimadas de la Compañía representaron aproximadamente una vida promedio de 5,5 años para petróleo y 7,1 años para gas, o una vida promedio de la combinación de las reservas netas probadas de aproximadamente 6,6 años, mientras que la suma de las reservas netas probadas y probables de la Compañía representaron una vida promedio de aproximadamente 7,7 años para petróleo y 10,6 años para gas, o una vida promedio de la combinación de la suma de las reservas netas probadas y probables de aproximadamente 9,8 años.

Con efectos al 1º de abril de 2015, la Compañía adquirió el negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral. La adquisición de estos activos aumentó notablemente el tamaño y alcance de la Compañía. La Compañía adquirió el 71% de participación en el área Santa Cruz I y el 50% de participación en el área Santa Cruz I Oeste –áreas muy familiares para la Compañía ya que era titular de la participación residual en dichas áreas con anterioridad a la adquisición-, como también participaciones en otras áreas ubicadas en la cuenca Austral. La adquisición fue financiada con los fondos obtenidos del préstamo sindicado otorgado el 30 de marzo de 2015 por ICBC como agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas, por $825 millones (que con fecha 20 de abril de 2015 fue ampliado por $250 millones adicionales) y que, a la fecha de este Prospecto se encuentra cancelado en su totalidad. Como resultado del perfeccionamiento de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, la Compañía adquirió el carácter de operadora de todas sus áreas en la cuenca Austral. Estas áreas han sido operadas marginalmente por Petrobras Argentina y la Compañía cree que, debido a la concentración de sus actividades en la cuenca Austral, podrá optimizar la operación de estas áreas incrementando su producción y mejorando sus márgenes de ganancia. Además, la Compañía cree que estas áreas ofrecen oportunidades de exploración a riesgo relativamente bajo.

Para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016, la Compañía registró ingresos netos por $3.475,1 millones y pérdidas netas por $232,2 millones. El EBITDA Ajustado fue de $1.351,2 millones para dicho ejercicio. Para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, la Compañía registró ingresos netos por $1.857,9 millones y $2.142,8 millones y pérdidas netas por $62,2 millones y $363,4 millones, respectivamente. El EBITDA Ajustado fue de $762,0 millones y $300,8 millones, respectivamente. Al 30 de junio de 2017, el activo total y el patrimonio neto de la Compañía ascendieron a $8.798,7 millones y $790,2 millones, respectivamente.

En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación de las actividades de producción y exploración de petróleo y gas de la Compañía:

Offices Production Exploration Basin

NOROESTE BASIN

NEUQUINA BASIN

GOLFO SAN JORGE BASIN

AUSTRAL BASIN

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OficinasProducciónExploraciónCuenca

CUENCA NOROESTE

CUENCA NEUQUINA

CUENCA GOLFO SAN JORGE

CUENCA AUSTRAL

En el cuadro que sigue a continuación se indican las reservas netas probadas, probables y posibles en Argentina al 31 de diciembre de 2016. Para mayor información sobre la estimación de las reservas de la Compañía, ver “Presentación de la información financiera y otras cuestiones – Reservas” e “Información sobre la Compañía – Reservas” en este Prospecto.

Petróleo(1) (Mbbls) Gas (Mboe)(2) Total (Mboe)

RESERVASProbadas Desarrolladas 7.469 23.737 31.207 No desarrolladas 4.253 16.777 21.030Total 11.723 40.514 52.237Probables 4.855 20.056 24.911Posibles 4.864 14.517 19.381Total 21.441 75.087 96.528____________(1) Comprende petróleo crudo, condensado, LPG y gasolina.(2) Los volúmenes de gas se reflejan luego de ajustar las reservas por su contenido calórico y la deducción del consumo interno. Las estimaciones de reservas en m3 fueron convertidas a boe a 158,98731 m3 de gas natural por boe, calculado utilizando el ratio de 5.614,6 pies cúbicos de gas natural por un barril de petróleo.

En el siguiente cuadro se indica la producción diaria promedio neta en Argentina de petróleo, gas y GLP de la Compañía para los períodos indicados. Estos cuadros no incluyen información relativa a las operaciones de la Compañía en Venezuela.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

Período de seis meses finalizado el 30 de

junio de2014 2015(2) 2016 2016 2017

PRODUCCIÓN(1)

Petróleo (bbl/d) 2. 6.155 6.486 7.0535.619Santa Cruz I 1.005 3.136 4.220 4.687 3.579Santa Cruz I Oeste 1.368 2.043 1.449 1.4981.338Otras áreas 470 976 817 868 702

Gas (Mm3/d) (3) 879 2.035 2.510 2.6272.492Santa Cruz I 593 1.493 1876 1.9591.857Santa Cruz I Oeste 169 335 337 371 304Otras áreas 117 206 297 297 331

GLP (bbl/d) 660 592 269 257 257Santa Cruz I 554 423 210 204 170Santa Cruz I Oeste 102 123 36 42 23Otras áreas 4 46 23 11 64

Total (boe/d) 9.031 19.547 22.545 23.833 21.551

(1) Para más información, ver “Información sobre la Compañía — Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.(2) El primer trimestre de 2015 no incluye los resultados atribuibles a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.(3) En boe/d, la producción de gas de la Compañía fue 5.527, 12.800 y 15.790 para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y 16.522 y 15.674 para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, respectivamente.

Además del negocio de upstream, la Compañía tiene una participación significativa en una red de gasoductos en la zona norte y centro de Argentina, a través de participaciones en los sistemas de gasoductos de TGN, GasAndes y TGM. El sistema de gasoductos de TGN – el segundo sistema de gasoductos de gas natural más grande de Argentina en términos de capacidad de acuerdo con información publicada por el ENARGAS – se encuentra ubicado en las áreas norte y centro del país y tiene una extensión total de aproximadamente 6.501 km y una capacidad de entrega de aproximadamente 67,6 MMm³/d. El gasoducto de GasAndes, que conecta el centro de Argentina con el centro de Chile, tiene una extensión de aproximadamente 533 km y una capacidad de entrega de aproximadamente 10,8 MMm³/d. El gasoducto de TGM, que conecta el norte de Argentina con el sur de Brasil, tiene una extensión de aproximadamente 437 km y una capacidad de entrega de aproximadamente 15,0 MMm³/d; no obstante, el gasoducto de TGM está fuera de servicio desde 2008 debido a las restricciones argentinas a la exportación de gas. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, las actividades de upstream de la Compañía representaron sustancialmente la totalidad de su EBITDA Ajustado. Por otra parte, con motivo del

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cambio de ciertas políticas regulatorias, para el período finalizado el 30 de junio de 2017, las subsidiarias GasAndes Argentina y GasAndes Chile distribuyeron dividendos por $64,2 millones. La intención de la Compañía es enfocarse en las actividades de upstream y, adicionalmente, se encuentra actualmente en el proceso de búsqueda de potenciales adquirentes de sus participaciones en compañías de transporte de gas.

Fortalezas Competitivas

La Compañía considera que sus principales fortalezas competitivas son las siguientes:

Posicionamiento de liderazgo en la Cuenca Austral, caracterizada por ser una cuenca mayormente gasífera, donde la Compañía cuenta con un portafolio diversificado con activos de calidad, capacidad de desarrollo y gran potencial de exploración. Los orígenes de la Compañía se remontan al año 1920, con más de 90 años de experiencia en la industria del petróleo y gas en Argentina. En la actualidad, la Compañía es el noveno productor de petróleo y gas en Argentina en términos de producción en boca de pozo. Con la llegada del nuevo accionista controlante en 2013, a pesar de las condiciones adversas para la industria en Argentina, la Compañía ha logrado expandir su negocio de petróleo y principalmente de gas, tanto orgánicamente como mediante adquisiciones. El 1° de abril de 2015, la Compañía realizó una adquisición clave, de gran valor estratégico, comprando los activos de Petrobras Argentina en la cuenca Austral. A partir de esta adquisición, la Compañía comenzó a operar estas áreas, concentrando tanto sus actividades de producción como de exploración y transformándose en el principal operador on-shore de la cuenca Austral. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio neta de la Compañía fue de aproximadamente 5.619 bbl/d de petróleo crudo, 2.492 Mm³/d o 15.674 Mboe/d de gas natural y 257 bbl/d de GLP, o 21.551 boe/d en total. Además, el programa de perforación de la Compañía desde la adquisición del negocio de Petrobras Argentina ha incluido la perforación de 12 pozos exploratorios, de desarrollo y de evaluación, con una tasa promedio de éxito del 92%.

Atractiva base de reservas de petróleo y gas, con yacimientos convencionales y no convencionales, con reservas probadas y probables certificadas al 31 de diciembre de 2016 de 77 MMboe (78% gas /22% petróleo), con una vida promedio de más de 9 años. La producción y las reservas de la Compañía se encuentran sustancialmente en la cuenca Austral, considerada por la Compañía considera de un significativo potencial exploratorio y de desarrollo, con un total estimado de reservas de gas y petróleo de 1.866 Mmboe, de acuerdo a información publicada por el Ministerio de Energía y Minería. La Compañía cree que puede mantener un nivel de riesgo balanceado, entre actividades de explotación y exploración, en base a la geografía de la cuenca, sus formaciones geológicas (con gas convencional poco profundo, gas no convencional de baja permeabilidad y capas propensas a tener petróleo), la existencia de varias capas productivas. Es importante destacar que las áreas de la Compañía en la cuenca Austral, así como sus restantes permisos y concesiones, tienen una importante superficie que no ha sido explorada, incluyendo importantes superficies adyacentes a los yacimientos actualmente en producción que presentan características geológicas similares, que para la Compañía representan oportunidades de exploración a relativamente bajo riesgo.

Infraestructura instalada con capacidad para absorber un significativo crecimiento de la producción. La Compañía cuenta con una importante infraestructura instalada en la cuenca Austral, incluyendo plantas de tratamiento, gasoductos, oleoductos y capacidad de almacenamiento y despacho de hidrocarburos que le permite aumentar significativamente la producción sin incurrir en grandes inversiones de capital adicionales. Esta infraestructura que está distribuida a lo largo de muchos de los yacimientos de petróleo y gas que la Compañía ya opera en la cuenca Austral, le permite producir rentablemente petróleo y gas en los nuevos descubrimientos, y captar rápidamente su valor económico. Asimismo, dada la composición de la base de recursos de la Compañía y de la capacidad del personal que integra su equipo de producción, la misma puede modificar eficientemente la proporción de su producción de petróleo y gas en un lapso de

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tiempo relativamente corto, lo que le permite adaptarse exitosamente a las condiciones cambiantes en los mercados del petróleo y gas locales y priorizar e incrementar la producción del producto más rentable en ese momento. Al 30 de junio de 2017, la producción neta diaria promedio de la Compañía fue del 27% en el caso del petróleo y 73% en el caso del gas.

Equipo gerencial experimentado y un fuerte accionista controlante. Los gerentes a cargo de las áreas de geología, geociencia y operaciones tienen un promedio de más de 20 años de experiencia en el sector. Esto le ha permitido a la Compañía alcanzar resultados operativos positivos, aún durante tiempos de condiciones adversas para la industria en Argentina. La Compañía ha desarrollado sólidas relaciones con los diferentes participantes de la industria, proveedores, clientes y reguladores, lo que a su vez ha permitido a la Compañía aumentar su participación en el sector del petróleo y gas.

El accionista controlante de la Compañía, Latin Exploration S.L.U., cuyo beneficiario final es Southern Cone Foundation, que también controla el grupo empresario “Corporación América”, tiene inversiones de envergadura en aeropuertos, agronegocios, energía, infraestructura, servicios y tecnología en diez países. La Compañía considera que el respaldo permanente de su accionista controlante constituye una fortaleza competitiva para sus actividades.

Estrategia

La Compañía planea utilizar sus fortalezas competitivas para incrementar su producción de petróleo y gas y las reservas mediante el desarrollo de sus áreas existentes, focalizándose en proyectos de ciclo corto y bajo riesgo. La Compañía también planea aumentar su producción de petróleo y gas y reservas mediante la celebración de acuerdos de farm-out o acuerdos similares para la ejecución de inversiones estratégicas de ciclo largo, que le permitirían a la Compañía alcanzar oportunidades de crecimiento, reduciendo gastos en inversiones de capital y, por lo tanto, evitando incrementar significativamente su apalancamiento financiero. La intención de la Compañía es focalizarse en el negocio de upstream, o perforación y exploración de petróleo y gas. Los principales componentes de la estrategia de la Compañía son:

Expandir la producción desarrollando aún más las actuales áreas de la Compañía enfocándose principalmente en proyectos de ciclo corto y de bajo riesgo, también como en acuerdos de farm-out o acuerdos similares, manteniendo niveles sustentables de reservas. La Compañía está comprometida con el crecimiento sostenible de sus actividades a través de la permanente exploración y desarrollo de las áreas en las que opera, muchas de ellas significativamente sub-explotadas. La Compañía concentrará sus actividades principalmente en sus áreas clave “Santa Cruz I” y “Santa Cruz I Oeste”. La Compañía continuará priorizando –como lo ha estado haciendo desde que su accionista controlante la adquirió en abril de 2013—proyectos de producción y exploración de ciclo corto. La Compañía también planea evaluar proyectos de largo plazo que le permitan sacar ventaja del potencial de sus áreas. El plan de perforación de la Compañía incluye inversiones por aproximadamente US$350 millones a lo largo de los próximos tres años, destinándose aproximadamente entre el 85% y el 90% de esas inversiones al desarrollo de reservas y entre el 15% y el 10% a proyectos exploratorios. Asimismo, la Compañía planea aumentar su producción y reservas en las áreas que actualmente opera, sin incrementar significativamente su apalancamiento financiero.

También la Compañía se encuentra actualmente evaluando celebrar acuerdos de farm-out o acuerdos similares para la ejecución de inversiones estratégicas de ciclo largo. La Compañía considera que su éxito a largo plazo se basará en su capacidad de aumentar su productividad y activos mediante proyectos de inversión rentables, lo que resultará una base de reservas balanceada en cuanto a productos.

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Mantener y mejorar la eficiencia operativa. La Compañía adquirió y se encuentra en proceso de optimizar yacimientos de petróleo y gas sub-explotados considerados marginales por su operador anterior, realizando mejoras, implementando reducciones de costo, y aumentando los márgenes mediante la dilución de costos fijos de operaciones sobre mayores volúmenes de producción. Dada la estructura operativa flexible y los recursos de la Compañía, que le permiten centrarse en la producción de petróleo y gas, la Compañía planea modificar la proporción de su producción de petróleo y gas en función de las condiciones cambiantes de los mercados locales para aumentar y priorizar la producción del producto más rentable en ese momento. Concentrándose en la eficiencia, la Compañía ha establecido procesos administrativos para fijar y supervisar metas, asegurando que las metas sean alcanzadas de manera rentable y segura. La Compañía también continuará aplicando soluciones tecnológicas y de costos operativos avanzadas para aumentar su producción y reservas.

Mantener una política de exploración conservadora. La Compañía planea mantener una política conservadora respecto de las inversiones en exploración. La intención de la Compañía es únicamente asignar fondos a proyectos de exploración en la medida en que tenga superávit suficiente y considere que dichos proyectos de exploración no afectan adversamente su situación financiera. La Compañía planea reponer sus reservas con una cartera equilibrada, enfocándose en el desarrollo y realizando inversiones en exploración cuando ello sea financieramente prudente o a través el uso de acuerdos de farm-out o acuerdos similares. En relación con las inversiones asignadas a actividades de exploración, la Compañía continuará utilizando un criterio conservador y analizando oportunidades específicas.

Mantener un perfil financiero sólido para asegurar el crecimiento sostenible de sus actividades. La Compañía planea mantener niveles de endeudamiento adecuados y una estructura de capital en línea con los requerimientos del negocio. El crecimiento reciente de la Compañía ha sido acompañado por el exitoso acceso a diversas fuentes de financiamiento, desarrollando relaciones con varios de los principales bancos locales e internacionales operando en la Argentina. En noviembre de 2016, la Compañía colocó en el mercado local e internacional las obligaciones negociables clase “A” por un valor nominal de US$300 millones, bajo el Programa de Obligaciones Negociables simples (no convertibles en acciones), aprobado por la CNV con fecha 21 de abril de 2016 (el “Programa Internacional”). En esta operación participaron una gran cantidad de inversores institucionales locales e internacionales. La Compañía se encuentra trabajando para desarrollar otras fuentes de financiamiento. La Compañía cree que un buen manejo de las relaciones con inversores y entidad bancarias, del apalancamiento financiero y de los niveles de liquidez, son esenciales para proveerle suficiente flexibilidad para obtener financiamiento de diversas fuentes y encontrarse bien posicionada para efectuar inversiones en activos físicos, así como en otras iniciativas estratégicas. La Compañía planea utilizar los fondos obtenidos de la colocación de obligaciones negociables bajo este Programa en inversiones de capital para el desarrollo y explotación de sus áreas en el negocio de upstream.

Compromiso con la salud, la seguridad, el medio ambiente y responsabilidad social. La Compañía se encuentra comprometida con la protección del ambiente y de la seguridad y salud de sus empleados, contratistas y las comunidades de las áreas en las que opera. La Compañía está convencida de que la mejor manera de honrar su compromiso es contar con un personal capacitado y comprometido y adherir a las prácticas internacionales que aseguran el desarrollo de operaciones responsables. La Compañía sigue las normas específicas de la industria, como las normas de la American Society for Testing Materials, el American Petroleum Institute, la National Fire Protection Association y el Instituto Argentino de Normalización y Certificación. La Compañía aplica soluciones tecnológicas avanzadas para proteger el medio ambiente y ha desarrollado e implementado procesos gerenciales para mejorar permanentemente su desempeño en lo que hace a la salud, la seguridad y el medio ambiente. La Compañía ha desarrollado asimismo una sólida relación positiva con las comunidades locales en las áreas en las que opera.

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Actividades de Exploración y Producción

La Compañía tiene participaciones en aproximadamente 40 yacimientos de petróleo y gas a lo largo de ocho áreas en la cuenca Austral –donde se localizan sustancialmente las operaciones de la Compañía–, dos áreas en la cuenca Neuquina, dos áreas en la cuenca Noroeste y un área en la cuenca del Golfo de San Jorge en Argentina, así como un área de la cuenca Oriente en Venezuela. Las actividades de producción y desarrollo de la Compañía en Argentina son llevadas a cabo mediante 38 concesiones de explotación y 3 permisos de exploración otorgados por el Estado Nacional y los gobiernos provinciales de Argentina, 29 de los cuales se encuentran en la cuenca Austral. La Compañía lleva a cabo estas actividades por sí misma o a través de contratos de UTE. La Compañía opera todos sus yacimientos de petróleo y gas en la cuenca Austral y los yacimientos de petróleo y gas del área Angostura en la cuenca Neuquina. La Compañía, a través de su subsidiaria UENE, opera asimismo el área Sarmiento en la cuenca del Golfo de San Jorge conforme a un contrato de operación y servicios con YPF. Los yacimientos de petróleo y gas de la Compañía de las áreas Aguaragüe y Palmar Largo en la cuenca Noroeste son operados por los socios de la Compañía conforme a contratos de UTE.

Las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste en la cuenca Austral comprenden la mayoría sustancial de la producción y reservas de la Compañía y constituyen sus áreas clave en las que continuará focalizando sus actividades. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste en la cuenca Austral representaron, en forma conjunta, aproximadamente el 87% de la producción neta de petróleo de la Compañía y el 87% de su producción neta de gas natural en Argentina. Durante el mismo período, el área Santa Cruz II, también ubicada en la cuenca Austral, representó, adicionalmente, el 7% de la producción neta de petróleo de la Compañía y el 9% de su producción neta de gas natural en Argentina. En total, la cuenca Austral representa el 96% de la producción neta total de petróleo y gas.

La Compañía es titular de 14 permisos de exploración y concesiones de explotación (excluyendo dos concesiones en proceso de reversión) en el área Santa Cruz I, cuatro de los cuales vencían en noviembre de 2017 y los diez restantes, entre 2028 y 2035. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, dichas concesiones representaron el 75% de la producción de la Compañía en la cuenca Austral.

Además, la Compañía, es también titular de cuatro permisos de exploración y concesiones de explotación en el área Santa Cruz I Oeste, uno de los cuales vence en 2034, venciendo los tres restantes en 2037. Asimismo, la Compañía es titular de seis concesiones de explotación en el área Santa Cruz II, dos de las cuales vencían en 2017. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, dichas concesiones representaron el 25% de la producción de la Compañía.

Respecto a las concesiones cuyo plazo vencía en abril de 2016 y noviembre de 2017, con fecha 27 de junio de 2016, la Compañía suscribió con el Instituto de Energía de Santa Cruz el Acuerdo de Prórroga. El Acuerdo de Prórroga fue ratificado por el Decreto de Prórroga. Con fecha 22 de noviembre de 2016, se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley Nº 3500, en virtud de la cual la legislatura de la Provincia de Santa Cruz ratificó el Acuerdo de Prórroga y el Decreto de Prórroga.

El Acuerdo de Prórroga, ratificado por el Decreto de Prórroga y la Ley Nº 3500 dictada por el Poder Legislativo de la Provincia de Santa Cruz y publicada en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz el 22 de noviembre de 2016), estableció entre otros, los siguientes aspectos:

(i) la Compañía deberá abonar a la Provincia de Santa Cruz un bono por prórroga y un canon mensual por renta extraordinaria;

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(ii) la Compañía deberá abonar a la Provincia de Santa Cruz una regalía por la explotación de hidrocarburos convencional del 12%, más una regalía adicional del 3%, sobre la producción en boca de pozo;

(iii) en caso de que se presente y se apruebe un proyecto de explotación hidrocarburífera no convencional, la Compañía deberá abonar a la Provincia de Santa Cruz una regalía equivalente al 10% sobre la producción en boca de pozo; y

(iv) la Compañía deberá cumplir con compromisos de inversión en desarrollo de aproximadamente US$86,8 millones y gastos operativos; así como compromisos de inversión en exploración complementaria, de acuerdo a lo detallado en el Acuerdo de Prórroga. Al día de la fecha de este Prospecto, no se registran incumplimientos bajo el Acuerdo de Prórroga.

Fuera de Argentina, la Compañía tiene una participación en el área Campo Onado en la cuenca Oriente, en Venezuela. Las actividades de producción y desarrollo de la Compañía en Venezuela son llevadas a cabo a través de su afiliada, Petronado, respecto a la cual la Compañía es titular de una participación del 26%. La Compañía no ha efectuado inversiones en bienes de capital ni planea efectuar actividades de exploración; tampoco ha recibido de Petronado ningún pago de dividendos, ni se le requirió efectuar aportes en Petronado desde 2008 y no puede asegurar que sus inversiones en Venezuela generarán flujos de fondos o no requerirán de aportes de la Compañía durante el plazo de vencimiento de las Obligaciones Negociables a emitirse en virtud del Programa.

En el cuadro que sigue a continuación se resume cierta información acerca de las áreas de la Compañía:

Al 31 de diciembre de

2016Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2017

Ubicación Área Plazo(1)

Partici-pación de la

Compa-ñía

Acresbrutos

Reservas netas probadas de

petróleo y gas

Producción diaria promedio

neta de petróleo

crudo

Producción diaria promedio

neta de gas

natural

Producción diaria

promedio neta de GLP

Producción diaria

promedio neta total

(%) (MMacres)

(Mboe) (bbl/d) (Mm3/d) (bbl/d) (boe/d)

Argentina:Cuenca Austral(2)

Santa Cruz I(3)(4)

2027(5)-2035

100 2,78 50.337,3(6) 5.292,7 2.389,9 257,2 20.581,8

Santa Cruz I Oeste

2034-2037

Santa Cruz II(3)

2027(5)-2028

Laguna de los Capones(4)

2026(7)

Tapí Aike(4)

(8)…….. N/A(9) 100 1,3 N/A N/A N/A N/A N/A

Cuenca Neuquina Angostura N/A(10) 100 0,09 — 25,7 5,9 — 62,6

El Sauce(11) 2025 50(11) 0,08 35,9 56,3 0,1 — 56,9Cuenca Noroeste

Aguaragüe(12)

2023-2027 5 0,65 1.541,9 96,3 96,2 — 701,2

Palmar Largo(13) 2017(14) 18 0,35 321,9 148,3 — — 148,3

Golfo de San Jorge Sarmiento(15) N/A N/A 0,12 N/A N/A N/A N/A N/A

TOTAL 7,84(16) 52.236,9 5.619,4 2.492,0 257,2 21.550,8

Venezuela:(17)

Oriente Campo Onado 2026 26 0,05 N/A N/A N/A N/A N/A

___________________(1) Se refiere a los permisos de exploración y/o concesiones de explotación. Los plazos para un área pueden variar ya que la Compañía y sus socios en las UTE poseen varios permisos de exploración y/o concesiones de explotación con diferentes plazos en relación con diferentes yacimientos de petróleo y gas, pero en la misma área.(2) Excluye las concesiones de las áreas Laguna Grande, Lago Cardiel y Guanaco Muerto que se encuentran en proceso de reversión.(3) Excluye las concesiones de Estancia Librún y La Menor, así como ciertas secciones de las Fracciones A, B, C y D del área Santa Cruz I y las fracciones A y B del área Santa Cruz II, las cuales se encuentran en proceso de reversión. La Compañía había solicitado a la

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Provincia de Santa Cruz el desistimiento de la reversión solicitada por Petrobras Argentina (que fue presentada ante la Provincia de Santa Cruz con anterioridad a la adquisición por la Compañía de estos activos) respecto de una sección de la Fracción B del área Santa Cruz I y cuatro secciones de la Fracción A en el área Santa Cruz II, que en su conjunto cubren una superficie de aproximadamente 550.000 acres. Dicha solicitud ha sido aprobada por el Acuerdo de Prórroga, venciendo el plazo de las concesiones sobre dichas áreas en noviembre de 2027.(4) Con fecha 31 de octubre de 2017, la Compañía suscribió con Echo Energy Plc. (“Echo Energy”) dos acuerdos de inversión conjunta para la exploración de cuatro bloques en la cuenca Austral de la provincia de Santa Cruz: (i) acuerdo de farmout para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, y (ii) acuerdo de farmout para el área Tapí Aike. En función del acuerdo para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, que se encuentra sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados de las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 100% de los costos e inversiones del plan de trabajos por hasta un monto máximo de US$70 millones, más IVA. Adicionalmente, Echo Energy abonará a la Compañía hasta US$10 millones en tres pagos, sujeto al cumplimiento de determinados hitos. La Compañía será la operadora de las áreas, mientras que Echo Energy, en forma concurrente, tendrá a su cargo la realización de las propuestas técnicas de las actividades que integran el programa de trabajos comprometidos bajo el acuerdo. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en las áreas. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas. Conforme al acuerdo para el área Tapí Aike, sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados del permiso de exploración sobre el área Tapí Aike y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 65% de costos e inversiones del plan de exploración básico para el primer período exploratorio. La Compañía será la operadora del área. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en el área. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas. El permiso de exploración de Tapí Aike fue otorgado a la Compañía mediante el Decreto Nº 775, en el marco de la licitación del Instituto de Energía de Santa Cruz N° 01/17.(5) En 2010, Petrobras Argentina solicitó a la Provincia de Santa Cruz la prórroga del plazo de la totalidad de sus concesiones en la provincia, incluyendo las seis concesiones de las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz II que vencían en noviembre de 2017. La Compañía, en su carácter de cesionaria de estas áreas con motivo de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, continuó este trámite. El alcance de la solicitud de prórroga se limitó exclusivamente a las concesiones cuyo término expiraba en 2017. El 27 de junio de 2016, la Compañía suscribió el Acuerdo de Prórroga, bajo el cual el plazo de las concesiones sobre estas áreas fue extendido hasta noviembre de 2027. Dicho acuerdo fue ratificado por el Decreto de Prórroga. El 22 de noviembre de 2016 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley Nº 3500, en virtud de la cual la legislatura de la Provincia de Santa Cruz ratificó el Acuerdo de Prórroga y el Decreto de Prórroga. Para mayor información sobre los compromisos asumidos por la Compañía bajo el Acuerdo de Prórroga, ver la sección “Información sobre la Compañía –Descripción del negocio – Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.(6) Las estimaciones de reservas fueron extraídas sin que se efectuara un ajuste material por DeGolyer and MacNaughtons en su reporte.(7) El plazo de esta concesión vencía originalmente el 18 de abril de 2016. En 2010, la Compañía solicitó a la Provincia de Santa Cruz la prórroga de la concesión por diez años adicionales. La Compañía continuó operando el área Laguna de los Capones, dado que con fecha 16 de junio de 2016, la Provincia de Santa Cruz aprobó la suspensión de los efectos del vencimiento del plazo, de conformidad con la solicitud oportunamente presentada por la Compañía ante dicha provincia. El 27 de junio de 2016, la Compañía suscribió el Acuerdo de Prórroga, bajo el cual el plazo de la concesión sobre esta área fue extendido hasta abril de 2026. Dicho acuerdo fue ratificado por el Decreto de Prórroga. El 22 de noviembre de 2016 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley Nº 3500, en virtud de la cual la legislatura de la Provincia de Santa Cruz ratificó el Acuerdo de Prórroga y el Decreto de Prórroga. Para mayor información sobre los compromisos asumidos por la Compañía bajo el Acuerdo de Prórroga, ver la sección “ Información sobre la Compañía –Descripción del negocio – Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.(8) Con fecha 7 de septiembre de 2017 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 775/2017 dictado por el Poder Ejecutivo de la Provincia de Santa Cruz, en virtud del cual, en el marco de la licitación IESC N° 1/17, se adjudicó a la Compañía la exploración y eventual explotación del área “Tapí Aike”. Con motivo de ello, el 25 de septiembre de 2017, la Compañía suscribió con la Provincia de Santa Cruz el contrato que regula las condiciones bajo las cuales se llevarán a cabo las tareas de exploración en el área. Dicho contrato se encuentra sujeto a la ratificación del Poder Ejecutivo de la Provincia de Santa Cruz que, a la fecha de este Prospecto, no ha sido emitida. (9) El plazo de vigencia del permiso de exploración constará de dos períodos de tres años cada uno. Al término de cada período, la Compañía podrá solicitar una prórroga por un plazo adicional de un año, en el caso de primer período, y de cuatro años como máximo, en el segundo período.(10) Para información sobre el plazo del permiso de exploración de esta área, ver “Información sobre la Compañía – Actividades de Exploración y Producción – Las Áreas de la Compañía – Cuenca Neuquina” en el Prospecto.(11) La Compañía mantenía su participación a través de una UTE con la sucursal argentina de Central International Corporation. Conforme al contrato de UTE, la sucursal argentina de Central International Corporation llevaba a cabo todas las operaciones en el área. Sin embargo, con fecha 21 de abril de 2017, la Compañía celebró con Energía Compañía Petrolera S.A. un acuerdo bajo el cual la Compañía se comprometió a ceder a Energía Compañía Petrolera S.A. el 100% de los derechos y obligaciones emergentes de la concesión sobre el área, siempre y cuando dentro de un plazo de 18 meses la Compañía adquiriera el 50% de titularidad de la sucursal argentina de Central International Corporation. Con fecha 1° de abril de 2017, la sucursal argentina de Central International Corporation cedió a la Compañía la totalidad de sus derechos y obligaciones sobre el área y, por ende, con fecha 20 de julio de 2017 el comité operativo resolvió la disolución y liquidación de la UTE, que fue inscripta en la Inspección General de Justicia el día 28 de septiembre de 2017. Por otra parte, el 20 de julio de 2017 se presentó ante la Secretaría de Energía de la provincia de Neuquén la solicitud de autorización de dicha cesión. Con fecha 4 de agosto de 2017, la Compañía notificó a Energía Compañía Petrolera S.A. que se cumplió la condición precedente prevista en el acuerdo celebrado el 21 de abril de 2017 y que, por lo tanto, cedía a Energía Compañía Petrolera S.A.el 100% de los derechos y obligaciones sobre el área (en las condiciones en que se encuentra), con efectos a partir del 1° de septiembre de 2017. El 15 de agosto de 2017, la Compañía, conjuntamente con Energía Compañía Petrolera S.A., solicitó a la Secretaría de Energía de la Provincia de Neuquén la autorización de dicha cesión. A la fecha, las autorizaciones de ambas cesiones en los términos previstos en el artículo 72 de la Ley de Hidrocarburos se encuentran pendientes de otorgamiento. Energía Compañía Petrolera S.A. asumió el riesgo en caso de que no se otorgarse la autorización de la cesión y, por lo tanto, se obligó a llevar a cabo todos los actos que fueran necesarios para adecuarse a fin de obtener la autorización de la cesión o transferir a un tercero la participación cedida, a fin de que éste obtenga dicha autorización.

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(12) La Compañía mantiene su participación a través de una UTE con YPF, Tecpetrol S.A., Petrobras Argentina y Ledesma S.A. Conforme al contrato de UTE, Tecpetrol S.A. lleva a cabo todas las operaciones en el área. (13) La Compañía mantiene su participación a través de una UTE con YPF, High Luck Group Ltd. y Madalena Energy Argentina S.R.L. Conforme al contrato de UTE, High Luck Group Ltd. lleva a cabo todas las operaciones en el área . Con fecha 1° de mayo de 2016, YPF cedió la concesión sobre el área a High Luck Group Ltd. A la fecha de este Prospecto, la aprobación de la cesión por la Provincia de Formosa se encuentra pendiente. (14) El plazo de la concesión sobre esta área vence en noviembre de 2017. De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos (modificada por la Ley N° 27.007), el período para solicitar la prórroga de estas concesiones vencía en noviembre de 2016. YPF, socio de la Compañía en la UTE mediante la cual se explota el área, que era titular de la concesión, solicitó la prórroga de estas concesiones antes de noviembre de 2016. A la fecha de este Prospecto, High Luck Group Ltd., en su carácter de cesionaria de la concesión, continúa con los trámites ante la Provincia de Formosa para obtener la prórroga de la concesión, que aún no ha sido otorgada. (15) La Compañía mantiene su participación a través de UENE, la que opera el área conforme a un contrato de operación y servicios celebrado con YPF (titular de la concesión). De acuerdo con dicho contrato, la Compañía, en base a una fórmula, recibe el pago de una compensación (en efectivo) por la prestación de los servicios de operación equivalente a aproximadamente el 85% de las ventas de petróleo y gas en el área, netas de regalías. Por consiguiente, la producción y las reservas no son contabilizadas por la Compañía , dado que, además, representan sumas insignificantes en relación con el total consolidado de producción y reservas de la Compañía.(16) Los acres totales incluyen los acres brutos en áreas al inicio de las etapas de exploración, sin registro de producción ni de reservas, pero excluyen las áreas en proceso de reversión.(17) La Compañía no cuenta con información actualizada acerca de las actividades en el área en Venezuela. Para mayor información, ver “Información clave sobre la Compañía – Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con las operaciones en Venezuela de la Compañía” en el Prospecto.

Al 30 de junio de 2017, la superficie bruta y neta, de producción y exploración de la Compañía en Argentina, fue la siguiente:

Brutos Netos(en millones de acres)

Acres 7,84 6,85

La superficie de producción y exploración, bruta y neta, de la Compañía en Venezuela al 30 de junio de 2017 era de 0,05 millones de acres y 0,01 millones acres, respectivamente.

Al 30 de junio de 2017, el total de pozos productivos brutos y netos (es decir, los pozos que están produciendo petróleo o gas o que son mecánicamente capaces de producirlo) en Argentina fueron los siguientes:

Petróleo Gas TotalPozos productivos brutos (1) 92 119 211Pozos productivos netos (2) 83 117 200

(1) Número total de pozos en que la Compañía posee una participación en la explotación.(2) Representa la participación de la Compañía sobre los pozos productivos brutos.

En el siguiente cuadro se indica el número de pozos que fueron perforados en Argentina y los resultados en los períodos allí indicados. Los pozos brutos perforados indicados en el cuadro que sigue a continuación se refieren al número de pozos completados durante cada período, independientemente de la fecha en que se comenzó la perforación, y los pozos netos perforados se refieren a la participación de la Compañía sobre los pozos brutos perforados. Un pozo en desarrollo es un pozo perforado para producir reservas de petróleo y gas no clasificadas como probadas, para encontrar un nuevo reservorio en un yacimiento determinado previamente como productivo de petróleo y gas en otro reservorio o para ampliar un reservorio conocido. Un pozo productivo es un pozo exploratorio, de desarrollo o ampliación que no es un pozo seco. Un pozo seco es un pozo exploratorio, de desarrollo o ampliación que resulta incapaz de producir petróleo o gas en cantidades suficientes como para justificar la finalización de un pozo de petróleo o gas.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

Período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014 2015 2016 2016 2017Pozos brutos perforadosDesarrollo:

Pozos productivos 9 13 2 1 10

101

Pozos secos - 1 1 - -Total 9 14 3 1 10

Exploración:Pozos de descubrimiento - 3 - - -Pozos secos - 1 - - 1

Total - 4 - - 1

Pozos netos perforadosDesarrollo:

Pozos productivos 3,4 9,4 2 1 10Pozos secos - 1,0 1 - -

Total 3,4 10,4 3 1 10

Exploración:Pozos de descubrimiento - 3,0 - - -Pozos secos - 1,0 - - 1

Total - 4,0 - - 1

Durante los primeros seis meses de 2017, la Compañía perforó 10 pozos de desarrollo y 1 pozo exploratorio en el área Santa Cruz I y llevó a cabo tareas de workovers y de mantenimiento y otras actividades habituales en las demás áreas.

Áreas de la Compañía

El gráfico que sigue a continuación refleja la producción de petróleo y gas y las reservas por producto, cuenca y área.

Reservas probadas y probables al 31 de diciembre 2016

Producción al 30 de junio de 2017

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Cuenca Austral

La mayor parte de la producción de hidrocarburos y reservas de la Compañía se encuentran actualmente concentradas en la cuenca Austral. La cuenca Austral se encuentra ubicada en el extremo sur de América del Sur y cubre parcialmente las provincias argentinas de Santa Cruz y Tierra del Fuego, el Estrecho de Magallanes y la región sudoeste de Chile. La cuenca Austral tiene una superficie de aproximadamente 230.000 km2, el 85% de la cual se encuentra ubicada en Argentina.

La producción convencional de gas natural en la porción argentina de la cuenca es principalmente de arenas marinas/deltaicas y fluviales en la formación de Springhill, de edad cretácica temprana, a 2.000/3.000 mbgl. Además, se encuentra presente en la cuenca un reservorio marino secundario convencional en la formación del terciario de Magallanes, a 1.800 mbgl.

El registro sedimentario total en la cuenta va de 1 km a1,8 km a lo largo de la costa este hasta un máximo de 7,8 km a lo largo del eje de la cuenca.

La cuenca Austral tiene aproximadamente 90.000 km2 de área de roca madre madura, que constituye un nuevo potencial de exploración a ser desarrollado en el futuro cercano. Esta roca madre alimenta tanto la formación de Springhill, de edad cretácica temprana, así como la formación del terciario de Magallanes.

Las rocas madres más importantes de la cuenca son de edad Cretácico Inferior, y se encuentran incluidas en las formaciones Inoceramus Inferior, Margas Verdes y Tithoniano-Aptiano las cuales contienen lutitas negras ricas en materia orgánica. Estas tres rocas madres principales contienen entre el 0,5% y el 2% de contenido de carbono total (TOC) y un espesor de alrededor de 400 metros. La zona naturalmente fisurada principal de esta roca madre, contiene aproximadamente un 2% en términos de TOC, y aproximadamente 50 metros de espesor.

La ventana de gas de la cuenca tiene su pico a aproximadamente una profundidad de 3.500 mbgl y la ventana de petróleo tiene su pico a aproximadamente 2.500 mbgl de profundidad.

En el último trimestre de 2015, la Compañía desarrolló un nuevo concepto exploratorio o play en la cuenca. Asimismo, descubrió un yacimiento de petróleo en la formación Tobífera en el área Santa Cruz I con reservas potenciales de ente 2 y 10 Mbbl. El petróleo en este yacimiento se encuentra localizado en un reservorio perteneciente a la serie tobífera, en arenas volcaniclásticas. El yacimiento está contenido en una trampa estratigráfica hacia el este, en un hemigraben invertido de edad Santoniana de aproximadamente 100 km2 en los cuales hemos desarrollado recientemente sísmica 3D.

En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación de las áreas de la Compañía en la cuenca Austral, de las cuales las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste son clave para su negocio.

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Santa Cruz I (CGC 100%) Santa Cruz I O (CGC 100%) Santa Cruz II (CGC 100%) L. Los Capones (CGC 100%) Glencross (CGC 87%) Estancia Chiripá (CGC 87%) Pedrabuena / M.Amarilla (CGC 100%)

El mapa que sigue a continuación refleja la ubicación de las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste en la Provincia de Santa Cruz:

Lo que sigue es una descripción de las áreas de petróleo y gas de la Compañía en la cuenca Austral.

Santa Cruz I

Santa Cruz I, con una superficie de aproximadamente 7.327 km2, se encuentra en el sector central y este de la cuenca Austral en el extremo sur de Argentina. A la fecha de este Prospecto, la Compañía obtuvo información de sísmica 3D para el 31% de la superficie del área Santa Cruz I. En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación del área Santa Cruz I y sus principales yacimientos de hidrocarburos.

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A la fecha de este Prospecto, los derechos de la Compañía respecto del área Santa Cruz I se rigen por 14 concesiones de explotación (excluyendo algunas concesiones en proceso de reversión) que le permiten producir y explorar el potencial remanente en esa área.

En el cuadro que sigue a continuación se indica la fecha de inicio y plazo de las concesiones relativas a los yacimientos de la Compañía en el área Santa Cruz I al 30 de junio de 2017. Cada una de las concesiones, salvo por la concesión de La Menor, Estancia Librun y algunas secciones de las fracciones A, B, C y D, que se encuentran en proceso de reversión, puede ser prorrogada por períodos de diez años a solicitud de la Compañía, con la aprobación de la provincia de Santa Cruz. Con motivo de la prórroga de las concesiones hasta noviembre de 2027, cuyo Acuerdo de Prórroga fue ratificado por la Ley Nº 3500 del Poder Legislativo de Santa Cruz (publicada en el Boletín Oficial de dicha provincia el 22 de noviembre de 2016), la Compañía debe abonar una regalía del 12% sobre el precio del petróleo y del gas a boca de pozo, más una regalía adicional del 3% sobre la producción en boca de pozo. Dicha regalía puede incrementarse en un 3% adicional en cada oportunidad en que se otorgue una prórroga de la concesión, hasta un máximo del 18%. Ver “Información sobre la Compañía – Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Pago de regalías y canon” en este Prospecto.

Concesión Título Fecha de Inicio PlazoCampo Indio Dec. Adm. Nº 57/96 23/05/1996 31/08/2028Laguna del Oro Dec. Adm. Nº 87/96 23/06/1996 31/07/2027Campo Boleadoras Dec. Adm. Nº 105/97 09/04/1997 10/04/2027Puesto Peter Dec. Adm. N° 271/98 11/06/1998 03/05/2027La Paz(1) Dec. Adm. N° 307/98 04/07/2003 15/07/2033La Porfiada Dec. Adm. N° 531/98 06/11/1998 03/09/2027Bajada Fortaleza Dec. Adm. N° 582/98 11/12/1998 08/10/2027La Menor(2) Dec. Adm. Nº 27/00 06/04/2005 06/05/2030Dos Hermanos(1) Dec. Adm. Nº 62/00 14/06/2005 04/07/2034Estancia Librun(2) Dec. Adm. Nº 28/01 17/03/2004 17/03/2029El Cerrito(1) Dec. Adm. Nº 194/01 25/10/2006 02/03/2035Cañadón Deus(3) Dec. Adm. Nº 214/01 09/11/2004 13/08/2033Fracción A (área Santa

Cruz I) (4)Ley Nº 24,145 14/11/1992 13/11/2027

Fracción B (área Santa Cruz I) (4)

Ley Nº 24,145 14/11/1992 13/11/2027

Fracción C (área Santa Cruz I) (4)(5)

Ley Nº 24,145 14/11/1992 13/11/207

Fracción D (área Santa Cruz I) (4)(5)

Ley Nº 24,145 14/11/1992 13/11/2027

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(1) Los plazos originales de estas concesiones fueron suspendidos por cinco años conforme a las concesiones correspondientes hasta la finalización de la construcción de determinadas instalaciones requeridas para la explotación del área. Los plazos se indican en forma ajustada. El plazo de la concesión de La Paz fue suspendido desde junio de 1998 a julio de 2003, el plazo de la concesión de El Cerrito fue suspendido desde octubre de 2006 a octubre de 2011 y el plazo de la concesión de Dos Hermanos fue suspendido desde junio de 2000 a enero de 2005.(2) Estas áreas han estado en proceso de reversión ante las respectivas provincias desde el 13 de mayo de 2005. Ver “Cuenca Austral—Otras Áreas de la Compañía en la cuenca Austral.”(3) Los plazos originales fueron suspendidos por tres años desde noviembre de 2001 a noviembre de 2004 bajo las concesiones, hasta la finalización de la construcción de determinadas instalaciones requeridas para la explotación del área. Los plazos se indican en forma ajustada. (4) En 2010, Petrobras Argentina solicitó a la Provincia de Santa Cruz la prórroga del plazo de la totalidad de sus concesiones en la provincia, incluyendo las seis concesiones de las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz II que vencían en noviembre de 2017. La Compañía, en su carácter de cesionaria de estas áreas con motivo de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, continuó este trámite. El alcance de la solicitud de prórroga se limitó exclusivamente a las concesiones cuyo término expiraba en 2017. El 27 de junio de 2016, la Compañía suscribió el Acuerdo de Prórroga, que fue ratificado por el Decreto de Prórroga. El 22 de noviembre de 2016 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley Nº 3500, en virtud de la cual se ratificó el Decreto de Prórroga. Además, con motivo del Acuerdo de Prórroga, la Compañía obtuvo el desistimiento de la reversión solicitada por Petrobras Argentina (que fue presentada ante la Provincia de Santa Cruz con anterioridad a la adquisición por la Compañía de estos activos) respecto de una sección de la Fracción B del área Santa Cruz I, que cubren una superficie de aproximadamente 30.000 acres.(5) Con fecha 31 de octubre de 2017, la Compañía suscribió con Echo Energy dos acuerdos de inversión conjunta para la exploración de cuatro bloques en la cuenca Austral de la provincia de Santa Cruz: (i) acuerdo de farmout para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, y (ii) acuerdo de farmout para el área Tapí Aike. En función del acuerdo para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, que se encuentra sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados de las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 100% de los costos e inversiones del plan de trabajos por hasta un monto máximo de US$70 millones, más IVA. Adicionalmente, Echo Energy abonará a la Compañía hasta US$10 millones en tres pagos, sujeto al cumplimiento de determinados hitos. La Compañía será la operadora de las áreas, mientras que Echo Energy, en forma concurrente, tendrá a su cargo la realización de las propuestas técnicas de las actividades que integran el programa de trabajos comprometidos bajo el acuerdo. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en las áreas. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas. Conforme al acuerdo para el área Tapí Aike, sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados del permiso de exploración sobre el área Tapí Aike y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 65% de costos e inversiones del plan de exploración básico para el primer período exploratorio. La Compañía será la operadora del área. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en el área. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas. El permiso de exploración de Tapí Aike fue otorgado a la Compañía mediante el Decreto Nº 775, en el marco de la licitación del Instituto de Energía de Santa Cruz N° 01/17.

Al 30 de junio de 2017, la Compañía tenía 119 pozos productivos netos en Santa Cruz I. En 2016, la producción diaria promedio neta de la Compañía en Santa Cruz I era de 4.430 bbl/d de petróleo y 1.876 Mm3/d, o 11.799 boe/d, de gas natural. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio neta de la Compañía en Santa Cruz I fue de 3.749 bbl/d de petróleo y 1.857 Mm3/d, o 11.683 boe/d, de gas. La producción de petróleo en el área Santa Cruz I aumentó un 5% con respecto a 2015. Por otra parte, la producción de gas en el área Santa Cruz I aumentó un 24% con respecto a 2015.

Durante 2016, la Compañía llevó a cabo trabajos de reparaciones en 6 pozos y perforó exitosamente 2 pozos de desarrollo en el área Santa Cruz I. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la Compañía perforó exitosamente 10 pozos de desarrollo y 1 pozo exploratorio sin éxito en el área de Santa Cruz I. Para los próximos tres años, el plan de perforación de la Compañía en el área Santa Cruz I incluye inversiones por aproximadamente US$264 millones, con aproximadamente 88% de dichas inversiones a ser destinadas a desarrollo de reservas y 12% a proyectos exploratorios.

Santa Cruz I Oeste

Santa Cruz I Oeste, con una superficie de aproximadamente 866 km2, se encuentra ubicada en la cuenca Austral, en el extremo sur de Argentina. A la fecha de este Prospecto, la Compañía ha obtenido información de sísmica 3D para el 94% de la superficie de Santa Cruz I Oeste. En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación del área Santa Cruz I Oeste y sus principales yacimientos de hidrocarburos.

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A la fecha de este Prospecto, los derechos de la Compañía respecto del área Santa Cruz I Oeste se rigen por cuatro concesiones diferentes que le permiten producir y explorar el potencial remanente en esta área.

En el cuadro que sigue a continuación se indica la fecha de inicio y plazo de las concesiones relativas a los yacimientos de la Compañía en el área Santa Cruz I Oeste. Cada una de las concesiones puede ser prorrogada por períodos de diez años a solicitud de la Compañía, con la aprobación de la provincia de Santa Cruz. Bajo estas concesiones de explotación, la Compañía abona actualmente a la Provincia de Santa Cruz una regalía del 12% sobre el precio del petróleo y del gas a boca de pozo. Dicha regalía puede incrementarse en un 3% en cada oportunidad en que se otorgue una prórroga de la concesión, hasta un máximo del 18%. Ver “Información sobre la Compañía -Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Pago de regalías y canon” en este Prospecto.

Concesión Título Fecha de Inicio PlazoEstancia Agua Fresca Decreto Prov. Nº

2145/0827/08/2009 26/08/2034

El Cerrito Oeste Decreto Prov. Nº 809/12

14/06/2012 13/06/2037

Puesto Oliverio Decreto Prov. Nº 810/12

14/06/2012 13/06/2037

El Campamento Decreto Prov. Nº 811/12

14/06/2012 13/06/2037

Al 30 de junio de 2017, la Compañía tenía 33 pozos productivos netos en Santa Cruz I Oeste. En 2016, la producción diaria promedio neta de la Compañía en Santa Cruz I Oeste era de 1.485 bbl/d de petróleo y 337 Mm3/d, o 2.122 boe/d, de gas. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio neta de la Compañía en Santa Cruz I Oeste fue de 1.361 bbl/d de petróleo y 304 Mm3/d, o 1.909 boe/d de gas. La producción de petróleo en el área Santa Cruz I Oeste disminuyó un 37% con respecto a 2015. Por otra parte, la producción de gas en el área Santa Cruz I Oeste disminuyó un 9% con respecto a 2015.

Durante 2016, la Compañía efectuó trabajos de reparación en 1 pozo en el área Santa Cruz I Oeste. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la Compañía no llevo a cabo actividades de perforación en el área Santa Cruz I Oeste. Para los próximos tres años, el plan de

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perforación de la Compañía en el área Santa Cruz I Oeste incluye inversiones por aproximadamente US$65 millones, con aproximadamente 98% de dichas inversiones a ser destinadas a desarrollo de reservas y 2% a proyectos exploratorios.

Otras Áreas de la Compañía en la cuenca Austral

Santa Cruz II, Laguna de los Capones, Glencross, Estancia Chiripá, Mata Amarilla y Piedrabuena

Además de Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste, la Compañía posee participaciones en las áreas Santa Cruz II, Laguna los Capones, Glencross, Estancia Chiripá, Mata Amarilla y Piedrabuena en la cuenca Austral. Estas seis áreas cubren una superficie total de aproximadamente 11.446 km 2. A la fecha de este Prospecto, la Compañía ha obtenido información de sísmica 3D para el 65% del área Santa Cruz II, 100% del área Laguna de los Capones, 46% del área Glencross, 100% del área Estancia Chiripá y 6% del área Piedrabuena. La Compañía no ha desarrollado sísmica 3D para el área Mata Amarilla. En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación de las otras áreas de la Compañía en la cuenca Austral y los principales yacimientos en los que la Compañía tiene una participación.

Al 30 de junio de 2017, estas seis áreas representaban en total el 7% de la producción de petróleo y el 9% de la producción de gas de la Compañía. Santa Cruz II y, en menor medida, Laguna los Capones tienen reservas probadas y una producción establecida, Glencross y Estancia Chiripá tienen reservas probables y posibles mínimas, pero la producción aún no ha comenzado. Mata Amarilla y Piedrabuena se encuentran en las primeras etapas de la actividad exploratoria.

En el cuadro que sigue a continuación se indica la fecha de inicio y plazo de las concesiones relativas a los yacimientos en las otras áreas de la Compañía en la cuenca Austral. Cada una de las concesiones, salvo por algunas secciones de la Fracción A que se encuentran en proceso de reversión, puede ser prorrogada por períodos de diez años a solicitud de la Compañía, con la aprobación de la provincia de Santa Cruz. Bajo estas concesiones de explotación (con excepción de las fracciones A y B), la Compañía abona actualmente a la Provincia de Santa Cruz una regalía del 12% sobre el precio del petróleo y del gas a boca de pozo. Respecto de las Fracciones A y B, la Compañía abona una regalía adicional del 3% sobre la producción de boca de pozo, en virtud de lo previsto en el Acuerdo de Prórroga. Las regalías pueden incrementarse en un 3% en cada oportunidad en que se otorgue una prórroga de la concesión, hasta un máximo del 18%. Ver “Información sobre la Compañía -Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Pago de regalías y canon” en este Prospecto.

Concesión Título Fecha de Inicio PlazoFracción A (área Santa Ley N° 24.145 14/11/1992 13/11/2027

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Plataforma

Ladera

Concesión Título Fecha de Inicio PlazoCruz II)(1)

Fracción B (área Santa Cruz II)(1)

Ley N° 24.145 14/11/1992 13/11/2027

María Inés (área Santa Cruz II)

Dec. Adm. N° 145/96 19/07/1996 15/05/2027

María Inés Oeste (área Santa Cruz II)

Dec. Adm. N° 165/99 16/06/1999 20/11/2027

Barda Las Vegas (área Santa Cruz II)

Dec. Adm. N° 174/99 01/07/1999 30/10/2027

An Aike (área Santa Cruz II)

Dec. Adm. N° 208/99 22/07/1999 07/03/2028

Estancia Chiripa Prov. Dec. N° 3397 19/11/2007 19/01/2033Glencross Prov. Dec. N° 3398 19/11/2007 03/05/2033Laguna de los Capones(2)(3) Dec. Adm. N° 639/91 18/04/1991 8/04/2016

(1) En 2010, Petrobras Argentina solicitó a la Provincia de Santa Cruz la prórroga del plazo de la totalidad de sus concesiones en la provincia, incluyendo las seis concesiones de las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz II que vencían en noviembre de 2017. La Compañía, en su carácter de cesionaria de estas áreas con motivo de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, continuó este trámite. El alcance de la solicitud de prórroga se limitó exclusivamente a las concesiones cuyo término expiraba en 2017. El 27 de junio de 2016, la Compañía suscribió el Acuerdo de Prórroga, que fue ratificado por el Decreto de Prórroga. El 22 de noviembre de 2016 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley Nº 3500, en virtud de la cual se ratificó el Decreto de Prórroga. Además, con motivo del Acuerdo de Prórroga, la Compañía obtuvo el desistimiento de la reversión solicitada por Petrobras Argentina (que fue presentada ante la Provincia de Santa Cruz con anterioridad a la adquisición por la Compañía de estos activos) respecto de cuatro secciones de la Fracción A del área Santa Cruz II, que cubren una superficie de aproximadamente 520.000 acres.(2) El plazo de esta concesión vencía originalmente el 18 de abril de 2016. En 2010, la Compañía solicitó a la Provincia de Santa Cruz la prórroga de la concesión por diez años adicionales. La Compañía continuó operando el área Laguna de los Capones, dado que con fecha 16 de junio de 2016, la Provincia de Santa Cruz aprobó la suspensión de los efectos del vencimiento del plazo, de conformidad con la solicitud oportunamente presentada por la Compañía ante dicha provincia El 27 de junio de 2016, la Compañía suscribió el Acuerdo de, que extendió el plazo de la concesión de noviembre de 2017 a noviembre de 2027, que fue ratificado por el Decreto de Prórroga. El 22 de noviembre de 2016 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley Nº 3500, en virtud de la cual se ratificó el Decreto de Prórroga.(3) Con fecha 31 de octubre de 2017, la Compañía suscribió con Echo Energy dos acuerdos de inversión conjunta para la exploración de cuatro bloques en la cuenca Austral de la provincia de Santa Cruz: (i) acuerdo de farmout para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, y (ii) acuerdo de farmout para el área Tapí Aike. En función del acuerdo para las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones, que se encuentra sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados de las concesiones de explotación sobre las Fracciones C y D del área Santa Cruz I y el área Laguna de los Capones y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 100% de los costos e inversiones del plan de trabajos por hasta un monto máximo de US$70 millones, más IVA. Adicionalmente, Echo Energy abonará a la Compañía hasta US$10 millones en tres pagos, sujeto al cumplimiento de determinados hitos. La Compañía será la operadora de las áreas, mientras que Echo Energy, en forma concurrente, tendrá a su cargo la realización de las propuestas técnicas de las actividades que integran el programa de trabajos comprometidos bajo el acuerdo. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en las áreas. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas. Conforme al acuerdo para el área Tapí Aike, sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, la Compañía cederá y transferirá a una subsidiaria argentina de Echo Energy el 50% de los derechos y obligaciones derivados del permiso de exploración sobre el área Tapí Aike y, en contraprestación, Echo Energy abonará el 65% de costos e inversiones del plan de exploración básico para el primer período exploratorio. La Compañía será la operadora del área. El acuerdo prevé la firma de un Joint Operating Agreement y la constitución de una UTE para llevar adelante las operaciones conjuntas en el área. En caso de incumplimiento de cualquier obligación por parte de Echo Energy, la Compañía podrá resolver el acuerdo y para obtener la retrocesión de las participaciones cedidas. El permiso de exploración de Tapí Aike fue otorgado a la Compañía mediante el Decreto Nº 775, en el marco de la licitación del Instituto de Energía de Santa Cruz N° 01/17.

Al 30 de junio de 2017, la Compañía tenía 40 pozos productivos netos en otras áreas de la cuenca Austral. En 2016, la producción diaria promedio neta de la Compañía en estas áreas era de 444 bbl/d de petróleo y 179 Mm3/d, o 1.123 boe/d, de gas. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio en estas áreas era de 440 bbl/d de petróleo y 229 Mm3/d, o 1.440 boe/d, de gas. Sustancialmente toda la producción de la Compañía en sus otras áreas de la cuenca Austral se encontraba en el área Santa Cruz II.

Durante 2016 y durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la Compañía no llevo a cabo actividades de perforación ni trabajos de reparación en otras áreas de la cuenca Austral. Para los próximos tres años, el plan de perforación de la Compañía en estas áreas de la

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cuenca Austral incluye inversiones por aproximadamente US$18 millones, 80% de dichas inversiones a ser destinadas a desarrollo de reservas y 20% a proyectos exploratorios.

Tapí Aike

Con fecha 7 de septiembre de 2017, en virtud de la licitación N° 01/IESC/2017, se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz el Decreto N° 775/2017 mediante el cual el Poder Ejecutivo de la Provincia de Santa Cruz adjudicó a la Compañía un permiso de exploración sobre el área Tapí Aike. Como consecuencia, el 25 de septiembre de 2017 la Compañía suscribió con la Provincia de Santa Cruz un contrato que regula las condiciones bajo las cuales se llevarán a cabo las tareas de exploración en el área.

Conforme lo establece el contrato con base en el artículo 23 de la Ley de Hidrocarburos, las tareas de exploración constan de dos períodos: (i) un primer período de hasta tres años para exploración con objetivo convencional y hasta cuatro años para exploración con objetivo no convencional, y (ii) un segundo período de hasta tres años para exploración con objetivo convencional y hasta cuatro años para exploración con objetivo no convencional. Asimismo, puede solicitarse una prórroga de hasta cinco años.

Por otra parte, la Compañía deberá abonar las regalías establecidas en los artículos 21 y 59 de la Ley de Hidrocarburos, consistentes, respectivamente, en una regalía del 15% por los hidrocarburos extraídos durante la exploración y un pago mensual del 12% en concepto de regalía sobre el producido de los hidrocarburos líquidos extraídos en boca de pozo, porcentaje que podrá ser reducido por el Poder Ejecutivo nacional o provincial hasta un 5%, considerando la productividad, condiciones y ubicación de los pozos.

Asimismo, el contrato prevé compromisos de inversiones y trabajos por parte de la Compañía, entre ellos: (i) el bono de ingreso por la suma de $12 millones, correspondiente a la cantidad ofrecida por la Compañía para el ingreso al área (que, a la fecha de este Prospecto, ya fue abonado); y (ii) un programa básico de exploración correspondiente al conjunto de actividades exploratorias a realizar por la Compañía durante el primer período del permiso de exploración por la suma de US$76,4 millones.

Con fecha 31 de octubre de 2017, la Compañía suscribió con Echo Energy Plc. dos acuerdos de inversión conjunta para la exploración de cuatro bloques en la cuenca Austral de la Provincia de Santa Cruz, incluyendo el área Tapí Aike. Para mayor información, ver las secciones “Resumen de la información sobre la Compañía y otra información contenida en este Prospecto – Áreas de exploración y producción de la Compañía” e “Información sobre la Compañía – Descripción del negocio – Actividades de Exploración y Producción” en este Prospecto.

Principales Instalaciones de la Cuenca Austral

La Compañía posee una cantidad significativa de instalaciones en la cuenca Austral, incluyendo plantas de tratamiento de petróleo y gas natural, sistemas de recolección, baterías para recolectar fluidos en cada yacimiento, gasoductos de interconexión para transportar la producción para su tratamiento, e instalaciones de almacenamiento y entrega ubicadas cerca del puerto marítimo de Punta Loyola, que le permiten acceder fácilmente al mercado del petróleo. La infraestructura de la Compañía tiene una importante capacidad excedente, lo que le permitirá aumentar su producción de petróleo y gas en el futuro, con una inversión mínima en nuevas instalaciones. La producción de petróleo de la Compañía es usualmente transportada por oleoductos o camiones desde las instalaciones de Punta Loyola, donde luego es transportado en tanques de petróleo a las refinerías. La producción de gas es usualmente inyectada a los gasoductos troncales San Martín y SM – El Calafate a los clientes.

En el cuadro que sigue a continuación se indica la capacidad y la producción actual de las instalaciones de petróleo y gas de la Compañía en la cuenca Austral al 30 de junio de 2017:

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Plantas de Tratamiento de

Gas

Capacidad(Mboe/d)

Utilización(%)

Plantas de Tratamiento de

Petróleo

Capacidad(Mbbl/d)

Utilización(%)

PTG Cóndor 6,3 20% PTC Cóndor 6,9 68%PTG Boleadoras 17,6 4% PTC María Inés 18,9 20%

PTG B. las Vegas 19,4 84% PTC Boleadoras 18,9 13%PTG Le

Marchand 6,9 0% PTC La Porfiada 9,4 3%

PTG Chimén Aike 0,6 33% PTC Estancia La

Maggie 11,5 5%

PTG El Cerrito 3,1 46% PRM M.Inés 6,9 36%

Gasoductos Capacidad(Mboe/d)

Utilización(%) Oleoductos Capacidad

(Mbbl/d)Utilización

(%)Boleadoras –

PM417 18,9 10% Boleadoras – PRM 9,4 23%

LPO – Boleadoras 12,6 25% M. Inés – P-

Loyola 25,2 15%

Boleadoras - BLV 18,9 87% Cóndor – P-

Loyola 5,3 89%

B. Las Vegas – PM 412 20,8 82% La Paz –

Boleadoras 1,9 23%

El Cerrito – PM Cerrito 3,0 46% Ea. A. Fresca – P-

Peter – M. In.es 12,6 13%

En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación geográfica de las instalaciones de la Compañía en la cuenca Austral.

Cuenca Neuquina

La Compañía posee participaciones en las áreas Angostura y El Sauce en la cuenca Neuquina, que cubren en forma conjunta una superficie total de aproximadamente 694 km2. A la fecha de este Prospecto, la Compañía ha obtenido información sísmica 3D para el 100% del área Angostura y del 66% del área El Sauce. En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación geográfica de las áreas Angostura y El Sauce.

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La Compañía era titular del 50% de la concesión sobre el área El Sauce, mediante una UTE suscripta con Central International Corporation, Sucursal Argentina. De acuerdo con el contrato de UTE, Central International Corporation, Sucursal Argentina era el operador del área. Sin embargo, con fecha 21 de abril de 2017, la Compañía celebró con Energía Compañía Petrolera S.A. un acuerdo bajo el cual la Compañía se comprometió a ceder a Energía Compañía Petrolera S.A. el 100% de los derechos y obligaciones emergentes de la concesión sobre el área, siempre y cuando dentro de un plazo de 18 meses la Compañía adquiriera el 50% de titularidad de la sucursal argentina de Central International Corporation. Con fecha 1° de abril de 2017, la sucursal argentina de Central International Corporation cedió a la Compañía la totalidad de sus derechos y obligaciones sobre el área y, por ende, con fecha 20 de julio de 2017 el comité operativo resolvió la disolución y liquidación de la UTE, que fue inscripta en la Inspección General de Justicia el día 28 de septiembre de 2017. Por otra parte, el 20 de julio de 2017 se presentó ante la Secretaría de Energía de la provincia de Neuquén la solicitud de autorización de dicha cesión. Con fecha 4 de agosto de 2017, la Compañía notificó a Energía Compañía Petrolera S.A. que se cumplió la condición precedente prevista en el acuerdo celebrado el 21 de abril de 2017 y que, por lo tanto, cedía a Energía Compañía Petrolera S.A. el 100% de los derechos y obligaciones derivados de la concesión de explotación sobre el área (en las condiciones en que se encuentra), con efectos a partir del con fecha efectiva 1° de septiembre de 2017. El 15 de agosto de 2017, la Compañía, conjuntamente con Energía Compañía Petrolera S.A., solicitó a la Secretaría de Energía de la Provincia de Neuquén la autorización de dicha cesión. A la fecha, las autorizaciones de ambas cesiones en los términos previstos en el artículo 72 de la Ley de Hidrocarburos se encuentran pendientes de otorgamiento. Energía Compañía Petrolera S.A. asumió el riesgo en caso de que no se otorgarse la autorización de la cesión y, por lo tanto, se obligó a llevar a cabo todos los actos que fueran necesarios para adecuarse a fin de obtener la autorización de la cesión o transferir a un tercero la participación cedida, a fin de que éste obtenga dicha autorización.

En el cuadro que sigue a continuación se indican los detalles de la fecha de inicio y plazo de las concesiones relativas al área El Sauce. Bajo esta concesión de explotación, la Compañía abonaba a la Provincia de Neuquén una regalía del 15% sobre el precio del petróleo y del gas a boca de pozo.

Concesión Título Fecha de Inicio PlazoEl Sauce(1) Decreto Prov. Nº 1875/11 06/09/1990 06/09/2025

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(1) El plazo original de esta concesión se extendía desde septiembre de 1990 a septiembre de 2015. En 2011, a solicitud del socio de la Compañía en la UTE que explotaba el área, la provincia de Neuquén otorgó una prórroga de diez años.

La Compañía posee asimismo un permiso de exploración para el área Angostura, que originalmente vencía en octubre de 2012. A fines de 2011, los superficiarios de los yacimientos Las Moras y Altos las Hormigas en el área Angostura bloquearon los accesos a esos yacimientos, lo que motivó que la Compañía tuviera que suspender sus actividades de workovers o perforación de nuevos pozos, pudiendo solamente realizar actividades de exploración y producción en los pozos existentes. Como resultado de ello, en octubre de 2012, antes del vencimiento del plazo original, la Compañía presentó una solicitud ante la Secretaría de Hidrocarburos y Minería de la provincia de Río Negro para prorrogar su permiso de exploración por un período adicional de dos años luego del vencimiento, una vez que se le permitiera ingresar a ambos yacimientos. Asimismo, la Compañía solicitó alternativamente una concesión de explotación para el yacimiento Altos Las Hormigas. A la fecha de este Prospecto, los accesos a los yacimientos de Las Moras y Altos las Hormigas en el área Angostura continúan bloqueados y las solicitudes de la Compañía a la provincia de Río Negro se encuentran aún pendientes de aprobación. No obstante, la Compañía considera que el plazo de su permiso de exploración fue suspendido debido a circunstancias de fuerza mayor y, por lo tanto que su permiso de exploración todavía se encuentra en vigencia, lo que actualmente le permite llevar adelante actividades de exploración y producción en el área Angostura (incluyendo los yacimientos de Las Moras y Altos las Hormigas). La Compañía se encuentra actualmente negociando con la provincia de Río Negro una prórroga para su permiso de exploración para el área Angostura. Bajo este permiso de exploración, la Compañía abona actualmente a la Provincia de Río Negro una regalía del 15% sobre el precio del petróleo y del gas a boca de pozo. Esta regalía no se incrementará si se otorga la prórroga de permiso de exploración. Para mayor información, ver “Información sobre la Compañía -Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Pago de regalías y canon” en este Prospecto.

Al 30 de junio de 2017, la Compañía tenía 11 pozos productivos netos en sus áreas de la cuenca Neuquina. En 2016, la producción diaria promedio neta de la Compañía en estas áreas era de 130 bbl/d de petróleo y 19 Mm3/d, o 121 boe/d de gas. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio neta de la Compañía en estas áreas es de 82 bbl/d de petróleo y 6 Mm3/d, o 38 boe/d de gas.

Al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas netas estimadas de la Compañía en sus áreas de la cuenca Neuquina eran de 36 Mbbl de petróleo y las reservas probables netas estimadas de la Compañía eran de 964 Mboe de gas.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no planea actualmente perforar pozos exploratorios o de producción durante los próximos tres años.

Durante 2016 y durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la Compañía no llevo a cabo actividades de perforación ni trabajos de reparación en el área Angostura. Para los próximos tres años, el plan de perforación de la Compañía en Angostura incluye inversiones por aproximadamente US$10 millones, con aproximadamente 43% de dichas inversiones a ser destinadas a desarrollo de reservas y 57% a proyectos exploratorios.

La infraestructura de la Compañía y de la UTE de la que forma parte en las áreas de la cuenca Neuquina incluye plantas de tratamiento de petróleo, sistemas de recolección, y baterías para la recolección de fluidos en cada yacimiento. Dichas instalaciones tienen una importante capacidad excedente, lo que permitirá a la Compañía y a la UTE que integra, aumentar su producción de petróleo y gas en el futuro, con una inversión mínima en nuevas instalaciones.

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Cuenca del Golfo San Jorge

La Compañía posee participaciones, a través de su subsidiaria UENE, en el área Sarmiento en la cuenca del Golfo San Jorge, que cubre una superficie de aproximadamente 515 km2. En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación geográfica del área Sarmiento.

La Compañía opera el área Sarmiento, a través de su subsidiaria UENE, de acuerdo con un contrato de operación y servicios celebrado con YPF, que es titular del 100% de la concesión de explotación relativa al área Sarmiento. Conforme a este contrato (y de acuerdo a una fórmula), la Compañía recibe una compensación (en efectivo) equivalente al 85% de las ventas de petróleo y gas de esta área netas de regalías. En consecuencia, la Compañía no registra la producción, ni las reservas de esta área, las cuales representan importes ínfimos respecto al total consolidado de producción y reservas de la Compañía. Este contrato vence en noviembre de 2017. Bajo el contrato, la Compañía tiene derecho a prorrogar el plazo original hasta 2027 previo cumplimiento de ciertas condiciones establecidas en el contrato. La Compañía ha decidido no ejercer dicha opción y, a la fecha de este Prospecto, está llevando a cabo los actos necesarios para revertir el área.

Dado que la Compañía opera el área Sarmiento a través de un contrato de operación y servicios, la Compañía no abona regalías mensuales sobre la producción de gas de petróleo a las autoridades provinciales y no incluye las reservas del área en sus estimaciones de reservas. A la fecha de este Prospecto, la Compañía no tiene información acerca de las reservas probadas, probables y posibles de YPF en el área Sarmiento.

La infraestructura de YPF en sus áreas de la cuenca del Golfo de San Jorge incluye plantas de tratamiento de petróleo y gas natural, sistemas de recolección, baterías para la recolección de fluidos en cada yacimiento, gasoductos de interconexión para transportar la producción para su tratamiento, e instalaciones de almacenamiento y entrega.

Cuenca Noroeste

La Compañía posee participaciones en las áreas Aguaragüe y Palmar Largo en la cuenca Noroeste, que en forma conjunta cubren una superficie total de aproximadamente 4.031 km2. A la fecha de este Prospecto, los socios de la Compañía en las UTEs que explotan las áreas obtuvieron información 3D para el 7% de la superficie del área Aguaragüe y el 18% del área Palmar Largo.

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En el mapa que sigue a continuación se indica la ubicación geográfica de las áreas Aguaragüe y Palmar Largo.

La Compañía es titular de una participación del 5,0% en el área Aguaragüe a través de una UTE con YPF, Tecpetrol, Petrobras Argentina y Ledesma S.A. Conforme al contrato de UTE, Tecpetrol lleva adelante las operaciones en el área. La Compañía es titular de una participación del 17,85% en el área Palmar Largo a través de una UTE con YPF, High Luck Group Ltd. y Madalena Energy Argentina S.R.L. Conforme al contrato de UTE, High Luck Group Ltd. lleva adelante las operaciones en el área.

Las concesiones de explotación relativas a las áreas de Aguaragüe y Palmar Largo son de titularidad de YPF. Estas concesiones vencen el 2027 y 2017, respectivamente, y pueden ser prorrogadas por períodos de diez años a solicitud de su titular, con la aprobación de la autoridad provincial pertinente. Bajo estas concesiones de explotación, la Compañía abona actualmente a la Provincia de Santa Cruz una regalía del 12% sobre el precio del petróleo y del gas a boca de pozo. Dicha regalía puede incrementarse en un 3% en cada oportunidad en que se otorgue una prórroga de la concesión, hasta un máximo del 18%. Ver “Información sobre la Compañía -Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Pago de regalías y canon” en este Prospecto.

Al 30 de junio de 2017, las UTE tenían tres pozos productivos en sus áreas de la cuenca Noroeste. En 2016, la producción diaria promedio neta de la Compañía en estas áreas era de 265 bbl/d de petróleo y 100 Mm3/d, o 626 boe/d, de gas. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio neta de la Compañía en estas áreas es de 245 bbl/d de petróleo y 96 Mm3/d, o 605 boe/d de gas.

Al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas netas estimadas de la Compañía en sus áreas de la cuenca Noroeste eran de 309 Mbbl de petróleo y 1.555 Mboe de gas, las reservas probables netas estimadas de la Compañía eran de 62 Mbbl de petróleo y 336 Mboe de gas y sus reservas posibles netas estimadas eran de 115 Mbbl de petróleo y 163 Mboe de gas.

Durante 2016 los socios de la Compañía en las UTEs llevaron a cabo 1 trabajo de reparación en la cuenca Noroeste. Para los próximos tres años, el plan de perforación de la Compañía en Aguaragüe incluye inversiones por aproximadamente US$5 millones, con aproximadamente 95% de dichas inversiones a ser destinadas a desarrollo de reservas y 5% a proyectos exploratorios.

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A la fecha de este Prospecto, la Compañía no tiene información de sus socios en las UTEs respecto al plan de perforación para los próximos tres años. Los socios de la Compañía en las UTEs no tienen planes de perforación en las áreas de la Cuenca Noroeste para 2017.

La infraestructura de las UTE de la Compañía en las áreas de la cuenca Noroeste incluyen plantas de tratamiento de petróleo y gas natural, sistemas de recolección, baterías para la recolección de fluidos en cada yacimiento, gasoductos de interconexión para transportar la producción para su tratamiento, e instalaciones de almacenamiento y entrega ubicadas en el área de Palmar Largo.

Venezuela — Campo Onado

Campo Onado, con una superficie de aproximadamente 22 km2, está ubicada 60 km al sudoeste de la ciudad de Maturín en la provincia de Monagas, Venezuela. La Compañía tiene una participación en Campo Onado, a través de una participación del 26% en su subsidiaria Petronado.

Los demás accionistas de Petronado son Petróleos de Venezuela, Banco Popular de Ecuador S.A. y Korea National Oil Corporation, con tenencias del 60%, 8% y 6%, respectivamente. Desde el 31 de diciembre de 2008, Petronado no ha confeccionado estados financieros ni declarado ni distribuido dividendos. Respecto a los riesgos relacionados con la participación de la Compañía en Campo Onado, ver “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo—Riesgos Relacionados con las Operaciones de la Compañía en Venezuela” en este Prospecto.

Producción de Petróleo y Gas

En el siguiente cuadro se indica la producción diaria promedio neta de petróleo (discriminada por petróleo crudo y GLP) y de gas natural de la Compañía en Argentina, para cada uno de los últimos tres ejercicios y para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de Período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014 2015(1) 2016 2016 2017

PRODUCCIÓNPetróleo (bbl/d) 2.843 6.155 6.486 7.053 5.619Gas (Mm3/d)(2) 879 2.035 2.510 2.627 2.492LPG (bbl/d) 660 592 269 257 257

Total (boe/d) 9.031 19.547 22.545 23.833 21.551 (1) El primer trimestre de 2015 no incluye los resultados atribuibles a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.(2) En boe, la producción de gas de la Compañía ascendió a 5.527, 12.800 y 15.790 para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016, respectivamente, y 16.522 y 15.674 para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, respectivamente.

En el siguiente cuadro se indica la producción diaria promedio neta de petróleo de la Compañía, incluyendo petróleo crudo, condensados y líquidos de gas natural, en Argentina para 2014, 2015 y 2016, así como para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, discriminada por área.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de Período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014 2015(1) 2016 2016 2017Argentina (Promedio en barriles de petróleo por día)Santa Cruz I 1.558 3.559 4.430 4.891 3.749Santa Cruz I Oeste 1.471 2.166 1.485 1.540 1.361

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Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de Período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014 2015(1) 2016 2016 2017Santa Cruz II — 574 440 461 440Estancia Chiripá — — — — —Glencross — — — — —Laguna de los Capones 15 8 5 7 —Piedrabuena(2) — — — — —Mata Amarilla(2) — — — — —Sarmiento(3) — — — — —Angostura 55 41 28 28 26El Sauce 150 128 103 107 56Aguaragüe 99 80 103 102 96Palmar Largo 188 175 162 174 148

Total Argentina 4.011 3.503 6.755 7.311 5.877

(1) El primer trimestre de 2015 no incluye los resultados atribuibles a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.(2) Áreas al inicio de las etapas exploratorias sin producción registrada.(3) La Compañía opera el área bajo un contrato de operación y servicios, bajo el cual, en base una fórmula, la Compañía recibe una compensación (en efectivo) de aproximadamente el 85% de las ventas de petróleo y gas en el área netas de regalías. En consecuencia, la Compañía no registra la producción y las reservas del área, las cuales representan importes ínfimos respecto al total consolidado de producción y reservas de la Compañía.

En el siguiente cuadro se indica la producción diaria promedio neta de gas natural de la Compañía en Argentina para 2014, 2015 y 2016, así como para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, discriminada por área.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de Período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014 2015(1) 2016 2016 2017(promedio en m3/día)

ArgentinaSanta Cruz I 593 1.493 1.876 1.959 1.857Santa Cruz I Oeste 169 335 337 371 304Santa Cruz II — 88 178 175 229Estancia Chiripá — — — — —Glencross — — — — —Laguna de los Capones 13 4 — 1 —Piedrabuena(2) — — — — —Mata Amarilla(2) — — — — —Sarmiento(3) — — — — —Angostura 23 26 19 22 6El Sauce — — — — —Aguaragüe 81 89 100 99 96Palmar Largo — — — — —

Total Argentina 879 2.035 2.510 2.627 2.492

(1) El primer trimestre de 2015 no incluye los resultados atribuibles a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.(2) Áreas al inicio de las etapas exploratorias sin producción registrada.(3) La Compañía opera el área, a través de su subsidiaria UENE; bajo un contrato de operación y servicios, bajo el cual, en base una fórmula, la Compañía recibe una compensación de aproximadamente el 85% de las ventas de petróleo y gas en el área, netas de regalías. En consecuencia, la Compañía no registra la producción y las reservas del área, las cuales representan importes ínfimos respecto al total consolidado de producción y reservas de la Compañía.

En el siguiente cuadro se indica el precio bruto promedio por barril de petróleo y por millones de Btu gas natural de la Compañía en Argentina para los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016, así como para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

Período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014 2015 2016 2016 2017Petróleo (US$/bbl) 76,70 70,00 56,10 56,59 50,91Gas(2)

(US$/MMBtu)(3) 2,19 2,05 1,74 1,90 2,53

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(1) Refleja las operaciones de la Compañía durante 2015 desde la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral en abril de 2015.(2) Excluye ingresos recibido bajo programas de estímulo o subsidios del Estado Nacional.(3) El precio del gas en US$/MMboe fue de 12,8, 12,0, 10,2, 11,1 y 14,8, para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017 respectivamente.

En el siguiente cuadro se indican los costos de extracción, regalías y costos de depreciación promedio de los yacimientos de petróleo y gas de la Compañía en Argentina para 2013, 2014 y 2015, así como para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017.

Ejercicio anual finalizado al 31 de diciembre dePeríodo de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014(1) 2015(2) 2016 2016(3) 2017(4)

(en US$ por barril equivalente de petróleo)Costos de extracción 16,17 18,00 15,11 13,62 18,38Regalías(5) 5,07 4,56 3,87 4,37 4,37Depreciación 4,84 6,05 6,38 6,10 6,41Total 26,08 28,62 25,36 24,09 29,16

(1) Los importes se convirtieron a dólares estadounidenses al tipo de cambio vendedor divisa del Banco de la Nación Argentina del 31 de diciembre de 2014 que fue de $8,12 por US$1.(2) Los importes se convirtieron a dólares estadounidenses al tipo de cambio $9,27 por US$1, calculado de acuerdo al promedio del tipo de cambio vendedor divisa informado por el Banco de la Nación Argentina para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015.(3) Los importes se convirtieron en dólares estadounidenses al tipo de cambio de $14,78 por US$1, calculado de acuerdo al promedio del tipo de cambio vendedor divisa informado por el Banco de la Nación Argentina para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016.

(4) Los importes se convirtieron en dólares estadounidenses al tipo de cambio de $15,71 por US$1, calculado de acuerdo al promedio del tipo de cambio vendedor divisa informado por el Banco de la Nación Argentina para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.(5) Incluye canon de los superficiarios (servidumbres) y otros pagos a las provincias (incluyendo canons).

Reservas

Al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas, probables y posibles de la Compañía eran de 96.528 Mboe, y consistían en 21.441 Mbbls de petróleo y 75.087 Mboe de gas natural. De estas reservas, 52.237 Mboe son probadas. Las reservas probadas netas estimadas de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 representaban una vida promedio de las reservas de aproximadamente 5,5 años para petróleo y 7,1 años para gas natural, o una vida promedio de las reservas probadas combinada de aproximadamente 6,6 años, mientras que las estimaciones de reservas probadas más probables representaron una vida promedio de 7,7 años para petróleo y 10,6 años para gas, o una vida promedio de las reservas combinadas probadas más probables de 9,8 años.

Este Prospecto incluye estimaciones para las reservas probadas, probables y posibles de la Compañía preparadas de acuerdo con las reglas de estimaciones de reservas de petróleo y gas, definiciones y pautas de PRMS (Sistema de Gestión de Recursos Petroleros) aprobadas por Society of Petroleum Engineers (Asociación de Ingenieros en Petróleo) y otras instituciones internacionales.

Las estimaciones de reservas de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 para las áreas Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste y Santa Cruz II en la Argentina fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las estimaciones de reservas de dichas áreas al 31 de diciembre de 2015 fueron auditadas por Gaffney, Cline & Associates.

Las estimaciones de reservas de gas y petróleo para las áreas Laguna de los Capones, El Sauce, Aguaragüe, Palmar Largo y Angostura en Argentina, fueron preparadas internamente por ingenieros de la Compañía especializados en reservas, basándose en información provista por los socios de la Compañía en las uniones transitorias de empresas que operan dichas áreas. Estas áreas

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representaron el 4% del total de las reservas netas probadas, probables y posibles al 31 de diciembre de 2016.

Asimismo, este Prospecto incluye estimaciones de reservas de estas áreas al 30 de junio de 2014, fueron conjuntamente evaluadas por los ingenieros internos de la Compañía y por Gaffney, Cline & Associates, pero no auditadas por Gaffney, Cline & Associates.

Este Prospecto no incluye información respecto de las estimaciones de reservas para el área Sarmiento en Argentina, dado que la Compañía, a través de su subsidiaria UENE, opera dicha área a través de un contrato de operación y servicios con YPF (titular la concesión) y para el área de la Compañía en Venezuela, ya que la Compañía no ha recibido información actual del operador de dicha área. Para más información, véase la sección “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con las actividades de la Compañía en Venezuela”.

La Compañía presenta anualmente sus estimaciones de reservas ante la Secretaría de Energía de Argentina (actualmente, Ministerio de Energía y Minería de la Nación). Las estimaciones de reservas que se presentan ante la Secretaría de Energía de Argentina (actualmente, Ministerio de Energía y Minería de la Nación) son consistentes con las estimaciones provistas en este Prospecto para 2014, 2015 y 2016.

Desde el 31 de diciembre de 2015 al 31 de diciembre de 2016, el ratio de reemplazo de reservas probadas fue de (0,1). Para el mismo período, el ratio de reemplazo de reservas probadas y probables fue de 2,3.

En el cuadro a continuación se indican las reservas de petróleo y gas probadas, probables y posibles estimadas de la Compañía en Argentina al 31 de diciembre de 2016.

Petróleo(1) (Mbbls) Gas (Mboe)(2) Total (Mboe)

RESERVASProbadas 7.469 23.737 31.207 Desarrolladas 4.253 16.777 21.030 No desarrolladas 11.723 40.514 52.237Total 4.855 20.056 24.911Probables 4.864 14.517 19.381Posibles 21.441 75.087 96.528Total 7.469 23.737 31.207

____________(1) Comprende petróleo crudo, condensado, LPG y gasolina.(2) Los volúmenes de gas se reflejan luego de ajustar las reservas por su contenido calórico y la deducción del consumo interno. Las estimaciones de reservas en m3 fueron convertidas a boe a 158,98731 m3 de gas natural por boe, calculado utilizando el ratio de 5.614,6 pies cúbicos de gas natural por un barril de petróleo.

Al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas netas combinadas de petróleo y gas natural de la Compañía en Argentina se estimaban en 52.237 Mboe, de las cuales aproximadamente el 60% eran reservas probadas desarrolladas y aproximadamente el 40% eran reservas probadas no desarrolladas. El petróleo representaba aproximadamente el 22% de las reservas probadas netas combinadas de la Compañía en Argentina, mientras que el gas natural representaba el 78%.

En el siguiente cuadro se indica el total de las reservas netas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo y gas en Argentina en las fechas indicadas.

Petróleo Gas Combinadas(Mbbl) (en Mboe) (en Mboe)

Total de reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas al 30 de junio de 2014(1) 9.317 16.975 26,292Reservas probadas desarrolladas al 30 de junio de 2014 4.397 8.671 13.068Aumento (reducción) derivado de:

Revisiones de las estimaciones previas (1.793) (4.647) (6.440)

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Petróleo Gas Combinadas(Mbbl) (en Mboe) (en Mboe)

Mejora en el recupero — — —Ampliaciones y descubrimientos 1.069 3.774 4.843Compra de reservas probadas 11.985 26.967 38.952Venta de reservas probadas — — —Producción(2) (3.084) (5.711) (8.796)

Total de reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas al 31 de diciembre de 2015(3)

17.494 37.357 54.851

Reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre de 2015(3)

9.798 16.540 26.338

Total de reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas al 31 de diciembre de 2016(4) 11.723 40.514 52.237Reservas probadas desarrolladas al 31 de diciembre de 2016(4) 7.469 23.737 31.207

(1) Las estimaciones de reservas de estas áreas al 30 de junio de 2014, fueron conjuntamente evaluadas por los ingenieros internos de la Compañía y por Gaffney, Cline & Associates, pero no auditadas por Gaffney, Cline & Associates.

(2) Abarca el período comprendido entre el 30 de junio de 2014 y el 31 de diciembre de 2015.(3) Las estimaciones de la Compañía al 31 de diciembre de 2015 para las áreas Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste y Santa Cruz II

en la Argentina fueron auditadas por Gaffney, Cline & Associates. Las estimaciones de reservas de gas y petróleo para las áreas Laguna de los Capones, El Sauce, Aguaragüe, Palmar Largo y Angostura en Argentina, fueron preparadas internamente por ingenieros de la Compañía especializados en reservas, basándose en información provista por los socios de la Compañía en las uniones transitorias de empresas que operan dichas áreas.

(4) Las estimaciones de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 para las áreas Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste y Santa Cruz II en la Argentina fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las estimaciones de reservas de gas y petróleo para las áreas Laguna de los Capones, El Sauce, Aguaragüe, Palmar Largo y Angostura en Argentina, fueron preparadas internamente por ingenieros de la Compañía especializados en reservas, basándose en información provista por los socios de la Compañía en las uniones transitorias de empresas que operan dichas áreas.

Existe mucha incertidumbre al estimar las cantidades de las reservas probadas y al proyectar los niveles futuros de producción y los tiempos para las inversiones en desarrollo, incluyendo ciertos factores que están más allá del control de la Compañía. Los datos sobre las reservas indicados en este Prospecto representan únicamente estimaciones de las reservas probadas de petróleo y gas de la Compañía. La ingeniería de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de las acumulaciones subterráneas de petróleo y gas natural que no pueden ser medidas en forma precisa. La precisión de una estimación sobre reservas deriva de los datos disponibles, la ingeniería y la interpretación y determinación geológica de las reservas y la ingeniería de los reservorios. Como resultado de ello, diferentes ingenieros frecuentemente obtienen distintas estimaciones. Estas estimaciones reflejan, además, asunciones de información con respecto a ratios de producción futura, tiempos e importes en inversiones de desarrollo precios del petróleo del gas, muchas de las cuales escapan al control de la Compañía y podrán no ser correctas con el transcurso del tiempo. Además, los resultados de las perforaciones, pruebas y producción posteriores a la fecha de una estimación pueden justificar la revisión de dicha estimación, de modo que las estimaciones de reservas realizadas en un momento específico son frecuentemente diferentes de las cantidades de petróleo y gas finalmente recuperadas. Asimismo, las estimaciones de ingresos netos futuros realizadas a partir de las reservas probadas de la Compañía y el valor presente de las mismas se basan en presunciones acerca de los niveles de producción futuros, los precios y los costos que pueden no resultar correctas con el paso del tiempo. La utilidad de dichas estimaciones depende en gran medida de la corrección de las presunciones en las que se basan. Por consiguiente, la Compañía no puede garantizar que se alcanzarán niveles de producción específicos ni los flujos de fondos que se obtendrán de ellos. La cantidad real de las reservas de la Compañía y los flujos de fondos futuros que se obtengan de ellas pueden resultar significativamente diferentes a los indicados en las estimaciones incluidas en este Prospecto. Ver “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo – Riegos relacionados con la industria del petróleo y del gas – La incertidumbre sobre las estimaciones de reservas de petróleo y de gas pueden afectar en forma adversa la situación financiera de la Compañía” en este Prospecto.

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El cuadro que sigue a continuación detalla el precio utilizado para estimar las estimaciones de reservas probadas, probables y posibles que se incluyen en este Prospecto.

Al 31 de diciembre de 2016Petróleo (US$/bbl) 52,00Gas (US$/MM Btu)(1) 5,00

(1) El precio del gas en US$/ boe fue de 29,3.

A los efectos de este Prospecto, (i) “reservas probadas” son aquellas cantidades de petróleo y gas respecto de las que, según los análisis de geociencia y los datos de ingeniería, puede estimarse con razonable certeza que son económicamente producibles—a partir de una fecha determinada, de reservorios conocidos, y conforme condiciones económicas, métodos operativos y normas gubernamentales aplicables existentes—antes del vencimiento de los contratos que proveen el derecho a operar, a menos que exista evidencia de que la renovación de los mismos es razonablemente posible, independientemente de si se utilizan métodos deterministas o probabilísticos para las estimaciones, y siempre que el proyecto para extraer los hidrocarburos haya comenzado o el operador tenga la certeza razonable de que comenzará el proyecto dentro de un lapso de tiempo razonable; (ii) “reservas probables” son aquellas reservas adicionales respecto de las que se tiene menos certeza acerca de su recuperación que las reservas probadas, pero que, junto con las reservas probadas, probablemente serán recuperadas y (iii) “reservas posibles” son aquellas reservas adicionales respecto de las que se tiene menos certeza acerca de su recuperación que las reservas probables.

Las estimaciones de reservas netas incluidas en este Prospecto, reflejan solamente la participación de la Compañía en las reservas brutas correspondientes. Todas las estimaciones de reservas de petróleo y gas de la Compañía reflejan la deducción del consumo interno, sin descontar las regalías que deben abonarse al Estado Nacional o a las provincias, según corresponda, que se reflejan en los estados financieros consolidados de la Compañía como un costo. Además, las estimaciones de reservas de gas incluidas en este Prospecto reflejan los volúmenes de gas ajustados proporcionalmente al poder calórico de 9.300 kcal/m3. Las normas PRMS no reconocen como reservas a los volúmenes de gas ajustados por su poder calórico, por lo tanto, ninguno de los volúmenes reportados en este Prospecto deberán ser interpretados como reservas auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Sin perjuicio de ello, la Compañía requirió a DeGolyer and MacNaughton que incluyera en su reporte los volúmenes de gas modificados proporcionalmente según su poder calórico a 9.300 kcal/m3, a los fines de compatibilizar la forma en que la Compañía expone sus volúmenes de producción.

De acuerdo a lo que surge del reporte de DeGolyer and MacNaughton, las estimaciones de reservas sin descontar el consumo interno y sin ajustarlas según su poder calórico, son las siguientes:

Petróleo(1) (Mbbls) Gas (Mboe) Total (Mboe)

RESERVASProbadas Desarrolladas 7.469 22.059 29.528 No desarrolladas 4.253 15.432 19.686Total 11.723 37.640 49.362Probables 4.855 18.827 23.681Posibles 4.864 13.543 18.407Total 21.441 70.010 91.451

____________(1) Comprende petróleo crudo, condensado, LPG y gasolina.

121

Ventas de Petróleo y Gas

Contratos de Abastecimiento de Petróleo Crudo

La Compañía vende su petróleo crudo mediante contratos de venta spot. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, sus ventas de petróleo crudo se realizaron mediante contratos spot que representaron 53% de sus ingresos netos. Los principales clientes de la Compañía son Oil Combustibles, Axion Energy Argentina S.A, ENAP Refinerías S.A., Pampa Energía S.A y Refinor S.A. En general, el precio es una tarifa fija en dólares estadounidenses por barril para el crudo tipo Medanito menos un monto en dólares estadounidenses dependiendo de cada contrato. El precio es pagadero en pesos al tipo de cambio vendedor publicado por el Banco de la Nación Argentina el día hábil anterior a la fecha de pago. Desde diciembre de 2014, con la caída significativa de los precios internacionales, los precios internos del petróleo han superado ampliamente los precios de mercado internacionales y regionales vigentes para esos productos como resultado de acuerdos informales entre el Estado Nacional y los principales productores y refinerías de petróleo de Argentina. Para mayor información ver “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía – Tendencias relacionadas con el negocio del petróleo y del gas – Precios del petróleo” e “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo – Riesgos Relacionados con la Industria del Petróleo y Gas – La volatilidad de los precios del petróleo y gas puede limitar los planes de inversión de la Compañía y una caída significativa de dichos precios podría afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto.

La Compañía tiene una significativa concentración de clientes en el segmento de comercialización de petróleo. Durante 2016, el 58% de las ventas de petróleo crudo de la Compañía y el 26% de sus ingresos netos totales fueron destinadas a Oil Combustibles, que se presentó en concurso preventivo el 31 de marzo de 2016. En la actualidad, la Compañía no se encuentra expuesta a una concentración de riesgo de crédito significativa en relación a ningún cliente en particular, estando dicha exposición atomizada entre un gran número de clientes y otras contrapartes. Al 30 de junio de 2017, Oil Combustibles representaba aproximadamente el 28% del total de los créditos por ventas. Para reducir su exposición derivada del concurso preventivo de Oil Combustibles, la política de la Compañía durante 2016 consistió en requerir a Oil Combustibles el pago del 60% de las ventas por adelantado y el 40% restante dentro de los 30 días de la entrega del crudo o a la fecha del siguiente embarque. Además, la Compañía no efectuaba nuevas entregas de crudo si Oil Combustibles adeudaba entregas previas. Durante 2017, y a fin de reducir aún más la exposición a Oil Combustibles, la Compañía adoptó una política más rigurosa, requiriendo a Oil Combustibles el pago del 100% de las ventas por adelantado a la fecha de la entrega de cada embarque de crudo. Como resultado de estas políticas, durante el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016, las entregas de petróleo de la Compañía y los volúmenes entregados a Oil Combustibles disminuyeron 21% y 43% con respecto al mismo período de 2015. Asimismo, si bien el inventario aumentó de $54,1 millones al 31 de diciembre de 2015 a $506,7 millones al 31 de diciembre de 2016, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 se registró una disminución de $328,1 millones. La Compañía redujo el stock acumulado al 31 de diciembre de 2016 mediante un incremento de las ventas de crudo durante los primeros seis meses de 2017, colocando la producción entre diversos clientes, tanto en el mercado local, como mediante exportaciones. Para mayor información, ver la sección “Información clave sobre la Compañía – Riegos relacionados con la Compañía - La Compañía obtiene una porción significativa de sus ingresos de un número limitado de clientes y las pérdidas registradas por un cliente importante pueden tener un efecto adverso significativo sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía” del Prospecto.

En los siguientes gráficos se indica la concentración de clientes de la Compañía en las ventas de petróleo crudo para 2016 y el período de seis meses finalizados el 30 de junio de 2017.

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Ventas de petróleo al 31 de diciembre de 2016 Ventas de petróleo al 30 de junio de 2017

Contratos de Abastecimiento de Gas Natural

La Compañía comercializa gas natural atendiendo los siguientes segmentos: (i) entregas de gas destinadas a satisfacer la demanda prioritaria, a través de la venta a distribuidores, de acuerdo con las reglamentaciones del ENARGAS; (ii) abastecimiento de gas para generación eléctrica; (iii) contratos con industrias y revendedores; y (iv) entregas de gas natural comprimido (“GNC”). La comercialización con industrias y agentes del Mercado Electrónico de Gas S.A. (“MEG”), a través de contratos a uno o dos años de duración, conforman el mercado desregulado, por encontrarse libre la negociación de cantidades y precios, los cuales se encuentran nominados en dólares por millón de BTU (US$/MMBTU). A su vez, las ventas de gas para los segmentos de demanda prioritaria, generación eléctrica y GNC conforman el mercado regulado.

La demanda prioritaria incluye principalmente el abastecimiento de gas para el consumo residencial y para pequeños comercios, a través de la venta a compañías de distribución. De acuerdo con las reglamentaciones del ENARGAS, los productores de gas natural pueden celebrar contratos con los distribuidores, de manera de disminuir el volumen de producción no contractulizado, el cual se encuentra sujeto a redireccioamientos arbitrarios para cubrir la demanda de gas residencial en caso de que la oferta de gas natural sea insuficiente para abastecer a este segmento. A la fecha de este Prospecto, la Compañía ha contractualizado la totalidad de su volumen de producción.

Desde la crisis de 2001-2002, los precios del gas natural, tanto para este segmento como para el de GNC en Argentina, se encontraron sustancialmente por debajo de los precios de mercado. Como resultado de la brecha entre el precio internacional y las tarifas en el mercado regulado, y la necesidad de incrementar la producción nacionale de gas natural, el gobierno argentino creó planes de estímulo para productores de gas como el Plan Gas II, bajo el cual la Compañía recibe una compensación. Para mayor información, ver “Información sobre la Compañía -Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Marco regulatorio del gas - Resolución N° 60/2013 - “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” en este Prospecto. Por otra parte, luego de las audiencias públicas celebradas para tratar el ajuste del cuadro tarifario, se dictó la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería, en virtud de la cual se aprobó un incremento en las tarifas del gas, denominados en dólares estadounidenses, aplicable a partir del 1º de octubre de 2016, ajustable semestralmente hasta alcanzar los precios de mercado en 2019 y, en el caso de Patagonia, Malargüe y la Puna, en 2022. En la Provincia de Santa Cruz, las tarifas de gas al 1º de octubre de 2016, se incrementaron a un promedio del 233%, con incrementos que varían del 80% hasta el 560%. Asimismo, con fecha 31 de marzo de 2017, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 74/2017 del Ministerio de

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Energía y Minería, en virtud de la cual se estableció el cuadro tarifario del gas natural en el punto de ingreso al sistema transporte para el período comprendido entre el 1º de abril de 2017 y el 30 de septiembre de 2017. En la Provincia de Santa Cruz, las tarifas de gas al 1º de abril de 2017, se incrementaron a un promedio del 233%, con incrementos que varían del 80% hasta el 560%, respecto de las tarifas vigentes para el período comprendido entre el 1º de octubre de 2016 y el 31 de marzo de 2017.

Si bien la Compañía considera que estos cambios serán beneficiosos para sus negocios, la Compañía no puede asegurar qué efectos, si los hubiera, tendrán estas medidas en los resultados de las operaciones de la Compañía. Para mayor información, ver “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con la industria del petróleo y del gas - Cambios en la determinación de los precios de los hidrocarburos en Argentina podrían afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto. Dado que los precios del gas en el mercado regulado en Argentina, aún con el incremento, continúan encontrándose significativamente por debajo de los precios internacionales o regionales, la Compañía cree que una porción significativa de sus ingresos continuará derivando de los programas de incentivos o de estímulo actualmente en vigencia (o similares).

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, las ventas de gas representaron 43,7% de los ingresos netos de la Compañía (del cual el 13,1% representa los subsidios de gas del Estado Nacional). Durante 2016, la Compañía vendió el 59,5% de su producción de gas natural en el mercado desregulado y el 40,5% en el mercado regulado, que representa, sin considerar los subsidios de gas del Estado Nacional devengados con motivo de dichas ventas, 15,1% y 10,3% de las ventas totales de la Compañía, respectivamente. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la Compañía vendió el 48,3% de su producción de gas natural en el mercado desregulado y el 51,7% en el mercado regulado, que representa, sin considerar los subsidios de gas del Estado Nacional devengados con motivo de dichas ventas, 14,8% y 15,8% de las ventas totales de la Compañía, respectivamente. Para mayor información, ver “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía – Tendencias relacionadas con el negocio del petróleo y del gas – Precios del gas” e “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo—Riesgos Relacionados con la Industria del Petróleo y Gas— Cambios en la determinación de los precios de los hidrocarburos en Argentina podrían afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto.

Los principales clientes de la Compañía en el mercado desregulado son Aluar Aluminio Argentino S.A., Transportadora Gas del Sur S.A., Orazul S.A. y Cerro Vanguardia S.A. Los contratos establecen los volúmenes máximos de gas a ser vendidos, los volúmenes mínimos que el vendedor debe tener disponibles para el comprador y los volúmenes mínimos que el comprador debe adquirir. El precio es una tarifa fija en dólares estadounidenses por metro cúbico de gas, pagadera en pesos al tipo de cambio vendedor publicado por el Banco de la Nación Argentina el día hábil anterior a la fecha de pago. La Compañía es parte de un acuerdo a largo plazo con Aluar Aluminio Argentino S.A. a un precio inferior a los actuales en el mercado desregulado, que fue cedido a la Compañía por Petrobras Argentina como resultado de la adquisición de su negocio en la cuenca Austral en abril de 2015. Sin embargo, con fecha 17 de julio de 2017, la Compañía firmó una adenda sobre dicho contrato por la cual se renegociaron algunas condiciones del acuerdo, incluyendo un precio significativamente superior para el gas entregado a partir de 2018.

En el gráfico a continuación se indica la concentración de clientes de la Compañía en las ventas de gas natural para 2016, y el período de seis meses finalizado el 31 de diciembre de 2017.

Ventas de gas al 31 de diciembre 2016

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Ventas de gas al 30 de junio 2017

Contratos de Abastecimiento de GLP

La Compañía vende los componentes de GLP que produce a través de contratos de venta en el mercado regulado. De acuerdo con las reglamentaciones de Argentina, los productores de GLP solamente pueden vender su producción excedente en el mercado desregulado una vez satisfecha el total de la demanda residencial en Argentina de GLP y sus componentes (como el propano y butano) a través de ventas en el mercado regulado. Ver “Información sobre la Compañía – Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Marco Regulatorio del Gas Natural – GLP”.

La Compañía vende propano en el mercado regulado a Camuzzi Gas del Sur S.A. y Distrigas S.A. Estos contratos de venta establecen una tarifa fija en pesos por tonelada de GLP, más un subsidio pagadero por el Estado Nacional.

En el gráfico a continuación se indica la concentración de clientes de la Compañía en las ventas de GLP para 2016 y el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

Ventas de GLP al 31 de diciembre de 2016 Ventas de GLP al 30 de junio de 2017

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Compromisos de Suministro

La Compañía tiene el compromiso de suministrar cantidades fijas y determinables de gas natural en el futuro cercano en virtud de diferentes acuerdos contractuales.

Al 30 de junio de 2017, la Compañía estaba obligada a entregar 2.477 Mm3/d, o 15.580 boe/d en julio, 2.448 Mm3/d, o 15.397 boe/d en agosto, 2.343 Mm3/d, o 14.737 boe/d en septiembre, 2.228 Mm3/d, o 14.012 boe/d en octubre, 2.434 Mm3/d, o 15.309 boe/d en noviembre y 2.478 Mm3/d, o 15.586 boe/d en diciembre, de gas natural. Durante los primeros seis meses del 2017, la compañía entregó bajo compromiso un promedio de 2.076 Mm3/d, o 13.060 boe/d, de gas natural.

De acuerdo con las reglamentaciones del ENARGAS, la Compañía está obligada a vender a los distribuidores el gas requerido para abastecer la demanda prioritaria, es decir, la demanda residencial y de pequeños comercios de gas natural y solamente puede vender su producción excedente en el mercado. La demanda prioritaria incluye principalmente el abastecimiento de gas para el consumo residencial y para pequeños comercios, a través de la venta a compañías de distribución. De acuerdo con las reglamentaciones del ENARGAS, los productores de gas natural pueden celebrar contratos con los distribuidores, de manera de disminuir el volumen de producción no contractulizado, el cual se encuentra sujeto a redireccioamientos arbitrarios para cubrir la demanda de gas residencial en caso de que la oferta de gas natural sea insuficiente para abastecer a este segmento. A la fecha de este Prospecto, la Compañía ha contractualizado la totalidad de su volumen de producción. Por tal razón, los volúmenes de la Compañía no han sido objeto de redireccionamiento, salvo en una oportunidad excepcional con motivo del retraso en el ingreso a puerto de un barco proveedor de GNL. En virtud del marco regulatorio actual, la Compañía estima que su producción excedente no será objeto de redireccionamiento. No obstante, la Compañía no puede asegurar que, debido a circunstancias excepcionales y de fuerza mayor, el Comité de Emergencia no asignará volúmenes de gas producidos por la Compañía para el abastecimiento de la demanda prioritaria que no le permitan cumplir con los compromisos de suministro asumidos en el mercado regulado. Ver “Información sobre la Compañía -Marco regulatoria de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas—Marco Regulatorio del Gas Natural—Procedimiento para Administrar el Suministro de Gas a fin de Satisfacer la Demanda Interna” e “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con la industria de petróleo y del gas - Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Compañía y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” en este Prospecto.

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Actividades de Transporte de Gas

Panorama General

La Compañía tiene en forma indirecta una participación del 23,07% en TGN, una participación del 39,99% tanto en GasAndes Argentina como en GasAndes Chile, los operadores del gasoducto GasAndes en Argentina y Chile, respectivamente, y una participación del 10,90% en TGM. La intención de la Compañía es enfocarse en las actividades de upstream y, adicionalmente, se encuentra actualmente evaluando oportunidades estratégicas con respecto a sus participaciones en compañías de transporte de gas, incluyendo la potencial venta de dichos activos.

En el mapa a continuación se indica la ubicación geográfica de los gasoductos en que la Compañía tiene participación.

TGN

La Compañía posee una participación indirecta del 23,07% en TGN a través de su inversión en Gasinvest, en la que tiene una participación directa del 40,86%. Los demás accionistas de Gasinvest son Tecpetrol International S.L.U. (40,86%) y RPM Gas S.A. (18,28%). Gasinvest es el accionista controlante de TGN, que a la fecha de este Prospecto tiene aproximadamente el 56,35% del capital social de dicha compañía. Southern Cone Energy Holding Company Inc. es el segundo mayor accionista con el 23,53%. El 20,0% de TGN se encuentra en manos del público y menos del 1% se encuentra en poder de cinco accionistas diferentes. En marzo de 2016, la Compañía incrementó su participación en TGN del 15,35% al 23,07%.

TGN es una de las dos principales compañías de transporte de gas natural que operan en Argentina, distribuyendo gas natural en las regiones norte y centro de Argentina. La red de gasoductos de TGN está compuesta por los gasoductos Norte y Centro-Oeste y tiene una extensión total de aproximadamente 6.195 km y una capacidad de entrega de aproximadamente 54,44 MMm3/d. La extensión total del gasoducto Norte es de 4.005 km, incluyendo gasoductos troncales y loops, con 11 estaciones de compresión con un total de 194.310 hp de capacidad de compresión instalada. La capacidad total de transporte del gasoducto Norte al 31 de diciembre de 2015 era de

127

22,57 MMm3/d. El diámetro de la línea principal es de 24 pulgadas. La extensión total del gasoducto Centro-Oeste es de 2.190 km, incluyendo ramales y loops, con ocho estaciones de compresión con un total de 169.400 hp de capacidad de compresión instalada. El diámetro de la línea principal es de 30 pulgadas en la mayor parte de su extensión. La capacidad de transporte del gasoducto Centro-Oeste al 31 de diciembre de 2016 era de 31,87 MMm3/d. La licencia de operación de TGN vence en 2027 y es prorrogable por un período de 10 años, sujeto a revisión y aprobación por el Estado Nacional. Durante 2016, aproximadamente 19.272 MMm3 fueron transportados a través del gasoducto de TGN. El promedio diario de suministro desde la cuenca Neuquina aumentó de 19,8 MMm3/d en 2015 a 21,0 MMm3/d en 2016. En el caso del gasoducto Norte, el promedio diario de suministro fue de 21,8 MMm3 en 2015 y 21,7 MMm3 en 2016. Al 31 de diciembre de 2016, TGN tiene compromisos de transporte en firme por un total de 48,2 MMm3, de los cuales 23,2 MMm3 corresponden al gasoducto Norte, y 25,0 MMm3 corresponden al gasoducto Centro-Oeste. De acuerdo con un contrato de asistencia técnica celebrado por la Compañía y TGN en julio de 2000, la Compañía asiste a TGN en la operación del gasoducto.

En el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016, TGN registró una pérdida neta de $258,8 millones, que resultó en una pérdida de $54,4 millones para la Compañía. Durante los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, TGN registró una pérdida neta de $159,4 millones y una ganacia de $302,8 millones, que resultó en una pérdida de $31,7 y una ganancia de $67,2 millones para la Compañía, respectivamente.

Si bien los aumentos tarifarios implementados desde 2016 le han permitido a TGN mejorar sus resultados operativos, financiar sus gastos de operación y mantenimiento, ejecutar ciertas obras y cancelar sus vencimientos financieros, aun resulta necesario, a la luz de las exigencias que demanda la operación y el mantenimiento del sistema de gasoductos, que los nuevos niveles tarifarios que resulten de la renegociación integral de la licencia se mantengan en valores reales a lo largo del tiempo. Para mayor información, ver “Información clave sobre la Compañía – Factores de riesgo – Riesgos relacionados con las inversiones de la Compañía en la industria del transporte de gas – Las condiciones financieras y los resultados de las operaciones de las subsidiarias de transporte de gas de la Compañía podrían continuar siendo afectadas negativamente por las restricciones de los precios locales” en este Prospecto.

GasAndes Argentina y GasAndes Chile

La Compañía posee una participación directa del 39,9% tanto en GasAndes Argentina como en GasAndes Chile. GasAndes Argentina opera la sección argentina del gasoducto GasAndes, mientras que GasAndes Chile opera la sección chilena de dicho gasoducto. El principal accionista de GasAndes Argentina y GasAndes Chile es Metrogas (Chile) S.A., que posee una participación del 47,1% en cada entidad. El 13,0% restante de GasAndes Argentina y GasAndes Chile se encuentra en poder de AES Gener S.A.

El gasoducto une el distrito de La Mora, en la provincia de Mendoza, Argentina, con la ciudad de Santiago de Chile, en Chile y tiene una extensión de aproximadamente 533 km, un diámetro de 24 pulgadas y una capacidad de transporte de 10,8 M MMm3/d. La licencia de operación de GasAndes Argentina vence en 2027 y es prorrogable por 10 años, sujeto a revisión y aprobación por el Estado Nacional. La licencia de operación de GasAndes Chile es por tiempo indeterminado, sujeto a revisión y aprobación por el gobierno chileno.

Debido a las restricciones a la exportación establecidas por el Estado Nacional durante 2015, no se transportó gas natural a través del sistema de gasoductos de GasAndes.

Con la asunción del nuevo gobierno, se inició una nueva etapa en la integración energética entre Chile y Argentina.

A fines de enero de 2016, Chile y Argentina, a través de sus respectivos Ministros de Energía, acordaron la entrega de gas natural desde las terminales de regasificación de Quintero y Mejillones

128

a la Argentina. La Compañía desarrolló una estrategia para transportar hasta 4 MMm3/d durante el invierno del 2016. Para llevar a cabo esta operación se requirieron modificaciones estructurales en las plantas compresoras localizadas en Argentina.

Entre los meses de junio y agosto de 2016, se recibieron desde Chile 274,1 MMm3 de GNL transportados a Argentina por el gasoducto GasAndes.

Por otra parte, en la sección chilena del gasoducto GasAndes se firmaron contratos de transporte en base interrumpible con Metrogas (Chile) S.A. y con dos nuevos clientes Enap y Endesa. En la sección argentina también se firmó un contrato interrumpible con Enarsa.

Durante 2017, se transportaron 276,9 MMm3 entre los meses de junio y agosto, desde Chile hacia Argentina, en similares condiciones que durante el 2016.

De acuerdo con contratos de asistencia técnica celebrados entre GasAndes Argentina y la Compañía en septiembre de 2014, y entre GasAndes Chile y Andes Operaciones y Servicios S.A. en agosto de 2014, la Compañía opera la sección argentina del gasoducto GasAndes, mientras que el sector chileno es operado por Andes Operaciones y Servicios S.A.

En el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016, las subsidiarias GasAndes Argentina y GasAndes Chile registraron en forma consolidada una ganancia neta de $186,0 millones, que resultó en una ganancia para la Compañía de $74,4 millones. Al 31 de diciembre de 2016, Gas Andes Argentina registra activos por un total de $426,2 millones y GasAndes Chile por $782,9 millones. Durante los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, Gas Andes Argentina y Gas Andes Chile registraron una ganancia neta de $66,8 millones y $56,3 millones, que resultó en una ganancia de $26,7 y $22,5 millones para la Compañía, respectivamente.

TGM

La Compañía posee una participación directa del 10,9% en TGM. Los demás accionistas de TGM son Tecpetrol, Operating S.A., RPM Gas y Total Gas and Electricidad Argentina S.A. que poseen el 21,8%, 21,8%, 14,6% y 10,9% del capital de TGM, respectivamente.

TGM opera el gasoducto que transporta gas natural desde Aldea Brasileira, en la provincia de Entre Ríos en Argentina a Uruguayana, en el estado de Río Grande do Sul en Brasil. El gasoducto tiene una extensión de aproximadamente 437 km, un diámetro de 24 pulgadas y una capacidad de transporte de 15,0 MMm3/d. La licencia de operación de TGM vence el 2027 y es prorrogable por 10 años, sujeto a revisión y aprobación por el Estado Nacional. Como resultado de las restricciones a la exportación de gas natural establecidas por el gobierno argentino desde 2004, TGM no ha transportado gas natural desde 2008.

Debido a la incertidumbre en cuanto a la generación de un flujo de fondos futuros que permita hacer frente al repago de los pasivos, el recupero de los activos no corrientes, el desarrollo futuro de los negocios y el mantenimiento de TGM como empresa en marcha, la Compañía ha registrado una desvalorización de su inversión directa en TGM, de modo que la valuación de la misma al 30 de junio de 2017 es cero.

Arbitraje con YPF

El único cliente de TGM es YPF. Debido a las restricciones a la exportación de gas natural establecidas en 2008 por el Estado Nacional, se suscitaron ciertos litigios entre las partes. El 29 de diciembre de 2008, TGM presentó un reclamo contra YPF ante el Tribunal de Arbitraje Internacional de la Cámara de Comercio Internacional a fin de obtener el pago de US$383,8 millones por servicios de transporte provistos y daños y perjuicios resultantes de la violación del contrato de abastecimiento de gas natural entre YPF y TGM.

129

En 2011, el tribunal arbitral dividió el proceso en dos etapas: (i) una etapa en la que se determinará la responsabilidad de las partes bajo el contrato de abastecimiento de gas natural entre YPF y TGM; y (ii) otra etapa en la que se evaluarían los daños específicos que se pudieron haber ocasionado y el monto de las indemnizaciones (a la fecha de este Prospecto aún no ha concluido esta etapa del proceso).

En 2013, el tribunal arbitral emitió el laudo respecto de la primera etapa del proceso, considerando a YPF responsable por el incumplimiento del contrato de abastecimiento de gas natural y condenándola a pagar: (i) todos los importes adeudados bajo el contrato de abastecimiento de gas natural; y (ii) una indemnización en compensación por los daños ocasionados con motivo del incumplimiento del contrato.

En 2014, el laudo arbitral fue apelado por YPF y, en 2015, la Sala IV de la Cámara en lo Contencioso Administrativo Federal declaró la nulidad de dicho laudo. La decisión fue cuestionada por TGM en 2016, ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación. A la fecha de este Prospecto, la Corte Suprema de Justicia de la Nación no ha dictado resolución definitiva respecto de la causa.

Por otra parte, con fecha 26 de abril de 2016, la Compañía fue notificada del laudo sobre estimación de daños dictado por mayoría en arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional mediante la cual se condenó a YPF a pagar a TGM la suma de US$319 millones, en concepto de capital por facturas, contribuciones irrevocables e indemnización por la resolución anticipada del contrato de transporte. Contra dicho laudo, YPF interpuso un segundo recurso de nulidad ante la sala IV, que a la fecha de este prospecto aún no ha sido resuelto por este tribunal.

La situación descripta, genera incertidumbre sobre la evolución futura de la relación contractual y el transporte de exportación que realiza TGM, el cual constituye su principal fuente de ingresos.

En este marco existe incertidumbre en cuanto a la generación de un flujo de fondos futuros que permita hacer frente al repago de los pasivos, el recupero de los activos no corrientes, el desarrollo futuro de los negocios y el mantenimiento de TGM como empresa en marcha. Por esto, al 30 de junio de 2017 el valor de la participación de la Compañía en TGM registrado en sus estados financieros es cero.

Estructura y organización de la Compañía y su grupo económico

En el siguiente cuadro se indica la estructura organizativa de la Compañía, incluyendo sus principales subsidiarias, a la fecha de este Prospecto. Para mayor información sobre la cadena de control de la Compañía, ver la sección “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas” en este Prospecto.

130

94,47% 99.90%

100%26,00%

50,00%

10,90%

39,99%

56,35%

39,99%

40,86%

Compañía General de Combustibles S.A.

Gasoducto GasAndes (Argentina) S.A.(3)

Gasinvest S.A.(1)

Andes Operaciones y Servicios S.A.(4)

Petronado S.A. Compañía General de Combustibles

International Corp.

Compañía General de

Combustibles Chile Ltd.Transportadora de

Gas del Norte S.A. (2)

Transportadora de Gas del Mercosur

S.A.(5)

Gasoducto GasAndes Chile S.A.(3)

Unitec Energy S.A.

100%

(1) La Compañía es también titular, en forma directa, de una participación minoritaria del 0,05% en TGN. Los otros accionistas principales son Tecpetrol con un 40,86%, y RPM Gas S.A. con un 18,28%. Respecto de la participación de RPM Gas S.A., Tecpetrol y la Compañía obtuvieron un laudo arbitral favorable contra Argentinean Pipeline Holding Company, subsidiaria de Petronas Group, quien transfirió las acciones a RPM Gas S.A. sin cumplir con el derecho de compra preferente previsto en favor de la Compañía y de Tecpetrol en el estatuto de Gasinvest. Con motivo de ello, Tecpetrol y la Compañía presentaron una demanda en contra de RPM Gas S.A. bajo la cual se registró una anotación de litis en el registro de accionistas de la sociedad. La demanda tramita ante la Justicia Nacional en lo Comercial de la Capital Federal y, a la fecha, no se ha dictado sentencia sobre el fondo.(2) El otro accionista principal es Southern Cone Energy Holding Company Inc. con un 23,53%. El 20,0% de TGN se encuentra en manos del público y menos del 1% se encuentra en manos de cinco accionistas diferentes.(3) Los otros accionistas principales son Aprovisionadora Global de Energía S.A. con un 47,1% y AES Gener S.A. con un 13,0%. En 2014, Aprovisionadora Global de Energía S.A. otorgó a la Compañía una opción para adquirir una participación adicional del 3,76% en Gasoducto GasAndes Argentina y Gasoducto GasAndes Chiles, sujeto a la autorización del gobierno chileno. A la fecha de este Prospecto, el gobierno chileno aún no ha otorgado la autorización mencionada.(4) Anteriormente denominada Total Gas y Electricidad Chile S.A. El restante 50% del capital es de propiedad de Aprovisionadora Global de Energía S.A.(5) Los otros principales accionistas son Total Gas y Electricidad Argentina S.A. con un 32,69%, Tecpetrol con un 21,79%, Operating S.A. con un 20,00% y RPM Gas S.A. con un 14,63%.

Las principales actividades de exploración y producción de petróleo y gas son realizadas por la Compañía. A continuación se incluye un listado de las subsidiarias y afiliadas de la Compañía, indicando su participación en ellas y la actividad principal de cada entidad.

Entidad Actividad PrincipalParticipación

(%)

Gasinvest S.A. Accionista de TGN 40,86%Transportadora de Gas del Norte S.A. Operador del sistema de gasoductos de TGN 23,07%(1)

Gasoducto GasAndes Argentina S.A. Operador del gasoducto de Gas Andes en Argentina

39,99%

Gasoducto GasAndes Chile S.A. Operador del gasoducto de Gas Andes en Chile 39,99%Andes Operaciones y Servicios S.A. Realiza ciertas actividades operativas y de

mantenimiento en el sistema de gasoductos de Gas Andes en Chile, en virtud de un contrato de servicios con Gasoducto GasAndes Chile S.A.

50,00%

Transportadora de Gas del Mercosur S.A. Operador del gasoducto de TGM 10,90%Petronado S.A. Actividades de exploración y producción de

petróleo y gas en el área Campo Onado, en Venezuela

26,00%

Unitec Energy S.A. Actividades de exploración y explotación de petróleo y gas en las áreas Piedrabuena, Mata Amarilla y Sarmiento(2)

94,47%

Compañía General de Combustibles International Corp. Actualmente inactiva 100,00%Compañía General de Combustibles Chile Ltd. Actualmente inactiva 100,00%

(1) Considera la participación directa del 0,05% y la participación indirecta del 23,07% (a través de su participación directa de la Compañía en Gasinvest del 40,86%) de la Compañía en TGN. En marzo de 2016, la Compañía incrementó su participación en TGN del 0,03% al 0,05% y en Gasinvest del 27,24% al 40,86%.(2) Las actividades en el área Sarmiento son llevadas a cabo por la subsidiaria de la Compañía, UENE, en virtud de un contrato de operación y servicios celebrado con YPF (titular de la concesión).

Acuerdos de Accionistas relativos a las inversiones de la Compañía en la actividad de transporte de Gas

La Compañía ha celebrado acuerdos de accionistas respecto de sus subsidiarias TGN, GasAndes Argentina, GasAndes Chile y TGM.

En 1992, la subsidiaria de la Compañía, Gasinvest, celebró un acuerdo de accionistas con Total Gas y Electricidad Argentina S.A. (continuadora de TransCanada Pipelines Limited), Tecpetrol (continuadora de Techint Compañía Técnica Internacional S.A.) y RPM Gas S.A., para regular su relación como accionistas de TGN (con sus modificaciones, el “Acuerdo de Accionistas de TGN”). Si bien Gasinvest es titular de una participación mayoritaria en TGN, conforme al Acuerdo de Accionistas de TGN ciertas cuestiones que requieren una mayoría agravada, como las modificaciones a los estatutos, la reorganización societaria, fusiones, liquidación y la aprobación

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de los planes de inversión y el presupuesto anual, requieren del voto de los restantes accionistas. Gasinvest tiene derecho a designar nueve de los 14 miembros del directorio y dos de los tres miembros de la comisión fiscalizadora.

En 1995, la Compañía celebró un acuerdo de accionistas con Metrogas (Chile) S.A. y AES Gener S.A., para regular su relación como accionistas de GasAndes Chile y GasAndes Argentina. Además, en 2014, la Compañía suscribió con Metrogas (Chile) S.A. un acuerdo de accionistas (en conjunto, ambos acuerdos de accionistas, con sus modificaciones, el “Acuerdo de Accionistas de GasAndes”). De acuerdo con lo establecido en el Acuerdo de Accionistas de GasAndes, la Compañía, conjuntamente con Metrogas (Chile) S.A., son titulares del 87% de las acciones y poseen el control efectivo de GasAndes Chile y GasAndes Argentina. El Acuerdo de Accionistas de GasAndes de 2014 también regula la relación de la Compañía con Metrogas (Chile) S.A. como accionistas de Andes Operaciones y Servicios S.A., sociedad en la cual la Compañía posee una participación del 50%. Bajo este acuerdo, la compañía comparte con Metrogas (Chile) S.A. el control efectivo y el management de Andes Operaciones y Servicios S.A.

En 1998, la Compañía celebró un acuerdo de accionistas con TotalFinaElf Gas Transmission S.A. (actualmente Total Gas y Electricidad Argentina S.A.), Petronas Argentina S.A., CMS Gas Argentina S.A. y Tecgas N.V. (actualmente de propiedad de Tecpetrol), para regular su relación como accionistas de TGM (con sus modificaciones, el “Acuerdo de Accionistas de TGM”). Si bien la Compañía es titular de una participación de solamente el 10,90% en TGM, conforme al Acuerdo de Accionistas de TGM, algunas cuestiones que requieren una mayoría agravada, como las modificaciones a los estatutos, reorganizaciones societarias, fusiones y escisiones, requieren del voto de la Compañía. La Compañía tiene derecho a designar uno de los nueve miembros del directorio y uno de los tres miembros de la comisión fiscalizadora.

De acuerdo con los tres acuerdos de accionistas vinculados con las inversiones de la Compañía en transporte de gas, la Compañía tiene derecho de (i) opción de compra para adquirir acciones adicionales en el caso de ventas por parte de otros accionistas (que en el caso de TGM están limitados a un 10,90% adicional del capital de TGM), y (ii) preferencia, junto con otros accionistas, para vender o proveer los bienes o servicios de la Compañía o de sus subsidiarias o afiliadas al sistema de gasoductos correspondientes en términos y condiciones competitivos.

Competencia

La actividad de exploración y producción de petróleo y gas es competitiva. La competencia es intensa en lo que hace a las licitaciones para explorar y desarrollar nuevas áreas y la disponibilidad de equipamiento de perforación y exploración para alquilar. Muchos de los competidores de la Compañía, particularmente YPF, que es de propiedad del Estado Nacional, poseen y emplean recursos financieros, técnicos y humanos sustancialmente mayores que los de la Compañía. Como resultado de ello, los mismos pueden estar mejor posicionados para sacar provecho de oportunidades de negocios futuras.

Durante 2016, de acuerdo con la información publicada por el IAPG, la Compañía era el octavo productor de petróleo y gas en Argentina, representando aproximadamente el 1,3% de la producción interna de petróleo y el 2,4% del gas vendido. Los otros grandes productores de petróleo y gas de Argentina, son YPF, Pan American Energy LLC Sucursal Argentina, Total Austral S.A., Wintershall Energía S.A., Petrobras Energía S.A., Sinopec Argentina Exploration Inc y Pluspetrol S.A., que junto con la Compañía representaron aproximadamente el 89,6% de la producción interna total de petróleo y el 81,4% del total de la producción de gas, en Argentina.

Las subsidiarias de transporte de gas de la Compañía, que proveen un servicio público en Argentina, actualmente no enfrentan una competencia directa significativa. Si bien no hay actualmente impedimentos regulatorios que afecten la capacidad de nuevos participantes de proveer servicios de transporte de gas en Argentina, la construcción de un sistema de gasoductos

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competitivo requeriría de una importante disponibilidad de capital y el otorgamiento de una licencia por el Estado Nacional. Además, un competidor directo tendría que celebrar contratos con distribuidores de gas u otros clientes por cantidades de gas suficientes como para justificar dicha inversión. En 2016, de acuerdo con la información publicada por el ENARGAS, los gasoductos de TGN, GasAndes Argentina y TGM fueron la segunda red de gasoductos de Argentina, representando aproximadamente el 43% de la capacidad de transporte. La mayor red de gasoductos de Argentina es Transportadora de Gas del Sur S.A., que representó aproximadamente el 57% de la capacidad de transporte interna.

Políticas de Salud, Seguridad y Medio Ambiente

La Compañía es una empresa social y ambientalmente responsable que busca continuamente la excelencia en la gestión. Este compromiso constituye una parte fundamental de su identidad corporativa y forma parte de su misión. La Compañía considera que preocuparse por el medio ambiente en el que opera y por la seguridad y la salud de las personas es una condición esencial para las actividades que desarrolla.

La Compañía ha desarrollado, implementado y buscado mejorar continuamente procesos y políticas de gestión en todos los niveles de decisión y operación, que a lo largo del tiempo le han permitido mejorar sus propios registros en lo que respecta a la salud, la seguridad y el medio ambiente.

Las políticas de salud, seguridad y medio ambiente de la Compañía apuntan, entre otras cosas, a (i) asegurar el cumplimiento de los requisitos legales en materia de salud, seguridad y medio ambiente, (ii) concientizar a los empleados respecto de los riesgos para la salud, la seguridad y el medio ambiente y (iii) minimizar los impactos ambientales negativos y maximizar los niveles de seguridad en todas sus actividades.

La Compañía ha cumplido con auditorías y certificaciones internacionales respecto de la salud, la seguridad y el medio ambiente. La Compañía sigue las normas específicas de la industria, como las normas de la American Society for Testing Materials, el American Petroleum Institute, la National Fire Protection Association y el Instituto Argentino de Normalización y Certificación, en la mayor parte de sus operaciones e instalaciones de exploración y producción (upstream), incluyendo auditorías internas y de terceros. Asimismo, todos los activos de TGN, GasAndes Argentina, GasAndes Chile y TGM están certificados por las normas ISO (14001/9001) y OHSAS 18001 (IRAM 3800).

En los últimos años la Compañía ha participado activamente en diversas organizaciones en la industria del petróleo y gas, como el IAPG, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos, o “CEPH” y el Instituto Argentino de Normalización y Certificación, o “IRAM”, que la han ayudado a desarrollar continuamente sus políticas de salud, seguridad y medio ambiente de acuerdo con los últimos parámetros de la industria.

Salud

La Compañía ha adoptado diversas medidas preventivas para reducir las lesiones y enfermedades derivadas de accidentes de trabajo, incluyendo el diseño e implementación de programas de prevención y la instalación de unidades de salud en sus sitios de trabajo para prevenir y tratar cualquier lesión derivada del trabajo. No se informaron enfermedades profesionales ni lesiones graves derivadas de accidentes de trabajo durante 2016.

Seguridad

A fin de reducir la tasa de accidentes de la Compañía, se han desarrollado y se están implementando una serie de medidas preventivas dirigidas a sus empleados, supervisores y los

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supervisores de los contratistas, así como a su personal gerencial. Las principales medidas consisten en el diseño e implementación de (i) programas de capacitación para su personal: (ii) programas para la evaluación de los riesgos en cada uno de sus yacimientos; y (iii) planes de seguridad para la prevención de accidentes.

Como resultado de los programas y campañas implementadas, y en estrecha colaboración con sus empleados y contratistas, la Compañía no experimentó ninguna fatalidad o accidente grave en el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016.

La Compañía considera que sus instalaciones de producción y transporte cumplen en todo aspecto significativo con todos los requisitos legales y de la industria aplicables a la fecha de este Prospecto. La Compañía ha adoptado nuevas tecnologías (como perforación automatizada y equipos de mantenimiento, instrumentos de teledetección, control remoto de puntos de venteo de gas válvulas inteligentes para la protección de las personas y ambientes sensibles y la obtención de energía mediante paneles fotovoltaicos) y planea continuar adoptando nuevas tecnologías que le permitan reducir los riesgos para la salud, la seguridad y el medio ambiente que conlleva su actividad.

Medio Ambiente

La Compañía se encuentra sujeta a normas y regulaciones en materia ambiental en relación con sus operaciones, que involucran ciertos riesgos inherentes de la actividad, como accidentes de derrames, explosiones u cualquier otra circunstancia imprevista. En caso de no cumplir con estas normas y regulaciones, la Compañía podría estar sujeta a la imposición de penalidades significativas o podría incurrir en responsabilidad por los daños causados por los eventos mencionados. Ver “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con la Compañía - La regulación ambiental podría afectar adversamente la situación financiera y las operaciones de la Compañía” en este Prospecto.

La rápida y correcta toma de decisiones es crucial para minimizar posibles daños y remediar rápidamente los sitios afectados en caso de accidente. Por lo tanto, resulta esencial disponer de información confiable, calificada y actualizada. Debido a la importante dispersión de las instalaciones de producción y transporte de la Compañía en una gran extensión de tierra con baja densidad de población, se requiere el uso de nuevas herramientas internacionalmente aceptadas como plataformas de datos geográficos y sistemas de información geográfica para la actividad.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no registra derrames de petróleo/emulsiones que hayan dejado consecuencias irremediables en el ambiente terrestre o acuático circundante.

A los fines de minimizar el impacto ambiental de las operaciones y para reducir los riesgos asociados, la Compañía ha implementado, entre otras medidas, lo siguiente: (i) la bio-remediación de alrededor de 40.000 m3 de tierras contaminadas con petróleo; (ii) la remediación de acuíferos contaminados; (iii) el abandono de pozos improductivos; (iv) el uso de nuevas tecnologías para la adquisición de datos sísmicos, evitando la apertura de líneas sísmicas y la consecuente erosión/deforestación; y (iii) la implementación de programas en materia de reforestación, tratamiento de lodos, cortes de producción y el compostaje de residuos sólidos. Asimismo, la Compañía efectuó una provisión por el monto de $640,5 millones durante 2016 y $694,8 millones para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, respectivamente, para cubrir las potenciales pérdidas asociadas con el abandono de pozos y la remediación ambiental.

Seguros

La Compañía mantiene seguros con aseguradoras reconocidas para cubrir los riesgos relacionados con la industria y otros riesgos a los que se encuentra sujeta, incluyendo el riesgo de daño total o parcial, responsabilidad civil y control de incidentes en los pozos. La Compañía no mantiene un

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seguro por interrupción de las actividades. Las pólizas de seguro de la Compañía son generalmente renovables anualmente y en general contienen límites, exclusiones y franquicias. La Compañía no ha realizado ningún reclamo significativo en relación con sus pólizas de seguro en los últimos años. A la fecha de este Prospecto, la Compañía considera que mantiene seguros adecuados para sus operaciones en forma consistente con las prácticas de la industria.

Propiedad Intelectual

Al 30 de junio de 2017, la Compañía tenía cuatro marcas registradas en el Instituto Nacional de la Propiedad Industrial, principalmente su marca “CGC” bajo la que comercializa la mayor parte de sus productos. La Compañía no posee ninguna patente, modelo industrial o diseño registrado.

La Compañía debe renovar estos registros de marca a su vencimiento, al término de sus respectivos plazos. Conforme a la Ley de Marcas y Designaciones N° 22.362, el plazo de duración de una marca registrada es de diez años a partir de su fecha de emisión, y una marca puede ser renovada indefinidamente por períodos iguales si, dentro del período de cinco años anterior a cada vencimiento, la marca fue utilizada en la comercialización de un producto, en la provisión de un servicio o como la designación de una actividad.

Procedimientos Legales

Periódicamente la Compañía se ve involucrada en procedimientos civiles, impositivos, comerciales, laborales, administrativos o regulatorios que surgen en el curso ordinario de los negocios, incluyendo litigios con las autoridades provinciales en relación con el pago de las regalías hidrocarburíferas. Con excepción de lo indicado más abajo, la Compañía considera que su potencial responsabilidad respecto de los procedimientos actualmente pendientes no es significativa para sus negocios, resultados de las operaciones o situación financiera. Ver la nota 18 a los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 de la Compañía.

Incidente de revisión y reclamo impositivo de la AFIP

En septiembre de 2000, la Compañía se presentó en concurso preventivo conforme a la Ley de Concursos y Quiebras, lo que resultó en un acuerdo preventivo que en junio de 2012 fue declarado cumplido por el juez a cargo del mismo. No obstante, a la fecha de este Prospecto se encuentra pendiente de resolución un incidente de revisión planteado por la AFIP, reclamando el pago de créditos de origen impositivo y previsional por la suma total de $16,11 millones. Posteriormente, el 13 de junio de 2013, la Cámara de Apelaciones en lo Comercial hizo lugar parcialmente al incidente de revisión por el monto de $2,21 millones. La AFIP presentó una apelación, que al ser rechazada motivó la interposición de un recurso ordinario ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación, que fue rechazado por dicho tribunal en fecha 17 de mayo de 2016. No obstante lo expuesto, la Compañía considera que el pago de este eventual pasivo se encuentra suficientemente afianzado con el seguro de caución contratado, el que se mantendrá, hasta que la Compañía cancele el crédito reconocido a la AFIP, el cual ha sido incluido en el plan de facilidades regulado por la Ley No. 26.476.

Reclamo Ambiental por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia

En junio de 2012, la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (“ASSUPA”) inició una demanda fundada en Ley de Política Ambiental Nacional N° 25.675 contra varias compañías petroleras, incluyendo la Compañía, que operan en las cuencas Austral y Noroeste. Dichos procesos tramitan ante la Justicia Federal en lo Contencioso Administrativo de la Capital Federal y la Justicia Federal en lo Civil y Comercial de Salta, respectivamente. ASSUPA reclama un monto no especificado de daños y perjuicios, el cumplimiento específico de ciertas medidas no identificadas para impedir que se produzca daño ambiental en el futuro y la constitución de un

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fondo de compensación en caso de que la remediación específica no sea posible. A la fecha de este Prospecto, (i) el plazo del procedimiento que tramita ante la Justicia Federal en lo Civil y Comercial de Salta permanece suspendido y, por lo tanto, la contestación de la demanda aún no ha sido presentada; y (ii) la suspensión del plazo del procedimiento que tramita ante la Justicia Federal de la Capital Federal fue levantada, pero la Compañía no fue formalmente notificada de dicha resolución. Una vez notificada tendrá un plazo de un día hábil para presentar la contestación de la demanda. En base a la situación actual del reclamo, no se ha realizado ninguna previsión para estas demandas.Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gasPanorama general

La industria del petróleo y del gas en la Argentina ha estado sujeta a determinadas políticas y reglamentaciones que han dado lugar a que el precio interno, hasta la caída del precio internacional del petróleo a principios de 2014, fuera inferior al precio internacional. Asimismo, dichos factores han dado lugar a (i) regulaciones en materia de exportaciones y requerimientos de abastecimiento al mercado local que requieren redireccionar los suministros de la Compañía a los mercados industriales o de exportación para aplicarlos a satisfacer la demanda de los consumidores locales, y (ii) derechos aduaneros sobre la exportación incrementales sobre los volúmenes de hidrocarburos que se permiten exportar. El Estado Nacional implementó estas regulaciones de precios, exportaciones y políticas impositivas en un esfuerzo por satisfacer la creciente demanda del mercado local.

El 10 de diciembre de 2015, Mauricio Macri asumió como presidente de la Argentina. Desde la asunción del nuevo gobierno, se implementaron diversas reformas. En relación con el negocio de la Compañía, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación: (i) declaró la emergencia energética en relación con el sistema energético nacional hasta el 31 de diciembre de 2017; (ii) incrementó sustancialmente las tarifas de la energía en el mercado eléctrico mayorista; (iii) disolvió la Comisión y la planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones (el “Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas”), transfiriendo sus facultades al Ministerio de Energía y Minería de la Nación y derogó ciertas facultades de la Comisión; (iv) incrementó sustancialmente los precios del gas natural para usuarios residenciales y comerciales; (v) instruyó al ENARGAS a renegociar con los titulares de licencias de transporte y distribución de gas las tarifas, y a ajustar las tarifas actualmente en vigencia sobre la base de la situación económica y financiera de las licenciatarias de transporte y distribución, a cuenta del resultado de la renegociación de las tarifas; y (vi) suscribió con compañías productoras y refinadoras de hidrocarburos un acuerdo para la transición a precios internacionales de la industria hidrocarburífera.

La industria de los hidrocarburos en la Argentina se encuentra regulada, a nivel federal, por la Ley de Hidrocarburos, la cual fue dictada en el año 1967 y modificada por la Ley Nº 26.197 en 2007 y por la Ley Nº 27.007 en 2014, la cual complementó la estructura legal para la exploración y producción de hidrocarburos, y por la Ley de Gas Natural, dictada en 1992, la cual estableció la base para la desregulación de las industrias de transporte y distribución de gas natural. Para mayor información ver el apartado “Ley Nº 27.007, modificatoria de la Ley de Hidrocarburos” en esta Sección. El Poder Ejecutivo emite reglamentaciones para complementar estas leyes.

La Ley de Hidrocarburos establece que las actividades de exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos estarán a cargo de empresas estatales, empresas privadas o mixtas. Quienes sean titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación, los cuales serán adjudicados mediante concurso, deberán poseer solvencia financiera y la capacidad técnica adecuada para ejecutar las tareas inherentes al derecho otorgado.

La Ley de Hidrocarburos dispone que los permisionarios y concesionarios tendrán el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados, dando cumplimiento con todas las normas que

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reglamenten dichas actividades. Durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos.

En 2004, el Congreso Nacional dictó la Ley Nº 25.943 creando una nueva compañía energética de propiedad estatal, ENARSA. El objeto social de ENARSA es la exploración y explotación de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, el transporte, el almacenamiento, la distribución, comercialización e industrialización de esos productos, así como también el transporte y la distribución de gas natural y la generación, transporte, distribución y venta de electricidad. Además, la Ley Nº 25.943 otorgó a ENARSA todas las concesiones de exploración con respecto a las áreas offshore ubicadas más allá de 12 millas náuticas desde la línea costera hasta el límite exterior de la plataforma continental que estaban vacantes al momento de entrada en vigencia de esta ley, es decir, a partir del 3 de noviembre de 2004. La Ley Nº 25.943 ha sido modificada por la Ley Nº 27.007, promulgada en el 2014, y por medio de la cual se eliminaron todos los permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas offshore a la Secretaría de Energía de la Nación (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), respecto de los cuales no existían contratos de asociación suscriptos con ENARSA; con excepción de los permisos y concesiones otorgados con anterioridad a la Ley Nº 25.943. Adicionalmente, la Ley Nº 27.007 concede un plazo de negociación de seis meses para transformar los contratos de asociación suscriptos con ENARSA en permisos de exploración o concesiones de explotación, según corresponda.

Además, en octubre de 2006, la Ley Nº 26.154 creó un régimen de incentivos impositivos dirigidos a alentar la exploración de hidrocarburos y que se aplica a los permisos de exploración otorgados con respecto a las zonas offshore otorgadas a ENARSA y a aquellas sobre las cuales no se han otorgado derechos a terceros en virtud de la Ley de Hidrocarburos, siempre que las provincias en las cuales estuvieron ubicados los reservorios de hidrocarburos adhieran a ese régimen. Los beneficiarios de los incentivos impositivos debieron asociarse con ENARSA para gozar de los mismos. Los beneficios incluyen: (i) el reintegro anticipado del impuesto al valor agregado por las inversiones hechas y los gastos incurridos durante el período de exploración y por las inversiones hechas dentro del período de producción; (ii) la amortización acelerada de las inversiones hechas en período de exploración y el reconocimiento acelerado de los gastos en conexión con la producción a lo largo de un período de tres años en vez de a lo largo de la duración de la producción; (iii) exenciones al pago de derechos de importación por activos de capital no fabricados dentro de la Argentina; y (iv) exclusión en el cómputo de la base imponible del impuesto a la ganancia mínima presunta de los bienes cuya titularidad pertenece a permisionarios y concesionarios y que se encuentren afectados a la realización de las actividades inherente a la exploración y explotación de hidrocarburos.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no se ha asociado con ENARSA para la exploración o explotación de áreas offshore, ni ha sido beneficiaria de los incentivos impositivos previstos por la Ley Nº 26.154.

La Ley Nº 26.197 – Transferencia a las Provincias de la propiedad sobre los yacimientos de hidrocarburos

La Ley Nº 26.197, modificatoria de la Ley de Hidrocarburos, transfirió a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires la propiedad sobre todos los yacimientos de hidrocarburos ubicados dentro de sus territorios y en los mares adyacentes hasta 12 millas marinas desde las líneas de base. Asimismo, la Ley Nº 26.197 también prevé que los yacimientos de hidrocarburos ubicados más allá de las 12 millas marinas continuarán siendo propiedad del Estado Nacional.

De acuerdo a lo establecido por la Ley Nº 26.197, el Congreso de la Nación continuará dictando leyes y reglamentaciones para desarrollar los recursos de hidrocarburos existentes dentro de todo el territorio argentino (incluyendo su mar), pero los gobiernos de las provincias donde están ubicados los reservorios de hidrocarburos serán responsables del cumplimiento de esas leyes y

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reglamentaciones y de la administración de los yacimientos de hidrocarburos y actuarán como autoridades otorgantes de permisos de exploración y concesiones de explotación. Sin embargo, las facultades administrativas otorgadas a las provincias serán ejercidas dentro del marco de la Ley de Hidrocarburos y las reglamentaciones que la complementan.

Por consiguiente, aun cuando la Ley Nº 26.197 estableció que las provincias son las responsables de la administración de los yacimientos de hidrocarburos, el Congreso de la Nación retuvo la facultad de emitir normas y regulaciones concernientes al marco legal de los hidrocarburos. Además, el Estado Nacional conserva la facultad de determinar la política energética nacional.

Se indica expresamente que la transferencia no afectará los derechos y las obligaciones de los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación ni la base para el cálculo de regalías, las cuales se calcularán de acuerdo con el título de concesión y serán pagadas a la provincia donde están ubicados los yacimientos.

La Ley Nº 26.197 dispuso que el Estado Nacional retendrá la facultad de otorgar concesiones de transporte: (i) ubicadas dentro del territorio de dos o más provincias; y (ii) que tengan como destino directo la exportación de hidrocarburos. Consiguientemente, las concesiones de transporte que están ubicadas dentro del territorio de una sola provincia y que no están conectadas con instalaciones de exportación, fueron transferidas a las provincias.

Finalmente, la Ley Nº 26.197 otorgó las siguientes facultades a las provincias: (i) el ejercicio en forma total e independiente de todas las actividades relacionadas con la supervisión y el control de los permisos de exploración y concesiones de explotación transferidos por la Ley Nº 26.197, (ii) la ejecución y cumplimiento de todas las obligaciones legales y/o contractuales relacionadas con inversiones, información y producción racional, canon y pago de regalías, (iii) la prórroga de plazos legales y/o contractuales, (iv) la aplicación de sanciones establecidas en la Ley de Hidrocarburos y (v) todas las demás facultades relacionadas con el poder otorgado por la Ley de Hidrocarburos.

La Ley de Expropiación

En 2012, la Ley Nº 26.741 de Expropiación de YPF fue aprobada por el Congreso Nacional. La Ley de Expropiación declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Adicionalmente, su objetivo primordial es garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.

El artículo 3 de la Ley de Expropiación establece los principios de la política de hidrocarburos de la Argentina, siendo los principales los siguientes: (i) la promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y regiones; y (ii) la maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.

De acuerdo al artículo 2 de la Ley de Expropiación, el Poder Ejecutivo Nacional, en su calidad de autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas conducentes al cumplimiento de los fines de dicha ley con el concurso de los Estados Provinciales y del capital público y privado, nacional e internacional.

Creación del Consejo Federal de Hidrocarburos

El artículo 4 de la Ley de Expropiación creó el Consejo Federal de Hidrocarburos, el que se

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integra con la participación de a) el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Hacienda y el Ministerio de Finanzas Públicas), el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (a la fecha de este Prospecto, dicha función se encuentra a cargo del Ministerio de Energía y Minería de la Nación), el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social y el Ministerio de Industria, a través de sus respectivos titulares y b) las Provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a través de los representantes que cada una de ellas designen. De acuerdo al artículo 5, son funciones del Consejo Federal de Hidrocarburos, entre otras, las siguientes: a) promover la actuación coordinada del Estado Nacional y los Estados Provinciales, a fin de garantizar el cumplimiento de los objetivos de la Ley de Expropiación; y b) expedirse sobre toda otra cuestión vinculada al cumplimiento de los objetivos de la Ley de Expropiación y a la fijación de la política hidrocarburífera de la República Argentina, que el Poder Ejecutivo Nacional someta a su consideración.

Expropiación de las acciones de YPF de propiedad de Repsol YPF

A los efectos de garantizar el cumplimiento de los objetivos de la Ley de Expropiación, se declaró de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del capital social de YPF representado por igual porcentaje de las acciones clase D de dicha empresa, pertenecientes a YPF, sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación de las empresas YPF serán distribuidas del siguiente modo: el 51% al Estado Nacional y el 49% restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos.

A la fecha de este Prospecto, la transferencia de las acciones sujetas a expropiación a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos todavía se encuentra pendiente.

A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. Asimismo, el artículo 9 de la Ley de Expropiación establece que la cesión de los derechos políticos y económicos de las acciones sujetas a expropiación, que efectúe el Estado Nacional a favor de los Estados Provinciales integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos, contemplará el ejercicio de los derechos accionarios correspondientes a ellas en forma unificada a través de la celebración de un pacto de sindicación de acciones.

Cualquier transferencia posterior de las acciones sujetas a expropiación se encuentra prohibida sin la autorización del Congreso de la Nación con el voto de las dos terceras partes de sus miembros.

Decreto 1277 – Régimen de Soberanía Hidrocarburífera

El Decreto 1277, reglamentario de la Ley de Expropiación, sancionó el “Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina”.

El Decreto 1277 estableció, principalmente, lo siguiente: (i) la creación del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; (ii) la creación de la Comisión quien elaborará anualmente, en el marco de la Política Hidrocarburífera Nacional, el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; (iii) el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas en el cual deberán inscribirse los sujetos que realicen actividades de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos y combustibles; y (iv) la obligación de los sujetos inscriptos de presentar antes del 30 de septiembre de cada año su plan anual de inversiones (el “Plan Anual de Inversiones Hidrocarburíferas”), incluyendo un detalle de sus metas cuantitativas en materia de exploración, explotación, refinación y/o comercialización y transporte de hidrocarburos y combustibles, según corresponda. Dicho Plan Anual de Inversiones Hidrocarburíferas debe ser

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aprobado por la Comisión.

En cuanto a las actividades de refinería, el Decreto 1277/12 facultaba a la Comisión a regular el porcentaje mínimo de refinación primaria y secundaria. La Comisión también tiene la posibilidad de adoptar medidas de promoción y de coordinación, con el objetivo de garantizar el desarrollo de la capacidad de procesamiento local de acuerdo con las metas establecidas en el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburos.

Con respecto a la comercialización, la Comisión tenía derecho a publicar los precios de referencia de los costos y los precios de venta de los hidrocarburos y combustibles, los cuales deben permitir cubrir los costos de producción y obtener un margen de beneficio razonable. Asimismo, la Comisión tenía que revisar periódicamente la razonabilidad de los costos informados y de los precios de venta, con derecho a adoptar las medidas necesarias para prevenir o corregir prácticas distorsivas que puedan afectar a los intereses de los consumidores.

Sin embargo, el 4 de enero de 2016 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto Nº 272/2015 del Poder Ejecutivo Nacional. De acuerdo con el Decreto 272/2015, las potestades de la Comisión fueron transferidas al Ministerio de Energía y Minería de la Nación. Adicionalmente, las siguientes facultades de la Comisión, entre otras, fueron derogadas: (i) la facultad de revisar periódicamente la razonabilidad de los costos informados sus respectivos precios de venta, teniendo la facultad de adoptar todas las medidas necesarias para impedir o corregir prácticas distorsivas que puedan afectar los intereses de los consumidores; y (ii) la facultad de publicar precios de referencia de cada componente de los costos y precios de venta de hidrocarburos. El Decreto 272/2015 establece que el Ministerio de Energía y Minería de la Nación hará una revisión y actualización de los regímenes de información actualmente vigentes, los cuales continuarán en vigencia hasta que se dicten nuevas reglamentaciones.

Ley Nº 27.007, modificatoria de la Ley de Hidrocarburos

Con fecha 8 de noviembre de 2014, entró en vigencia la Ley Nº 27.007, que modificó la Ley de Hidrocarburos.

Los permisos de exploración y concesiones de explotación a ser otorgados con posterioridad a la entrada en vigencia de la Ley Nº 27.007, se regirán por la Ley de Hidrocarburos, conforme fuera modificada por la Ley Nº 27.007. Por otra parte, el artículo 9 de la Ley Nº 27.007 establece que aquellas concesiones cuyo plazo haya sido extendido con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley Nº 27.007 quedarán regidas por el régimen anterior a la entrada en vigencia de la Ley Nº 27.007 y hasta el vencimiento de su plazo de vigencia. Una vez que el plazo haya vencido, los titulares de concesiones de exploración podrán requerir nuevas prórrogas del plazo de conformidad con lo previsto por la Ley Nº 27.007. En este sentido, las concesiones de los socios operadores de la Compañía en la cuenca Austral, Neuquina y Noroeste, así como los permisos de exploración operados por la subsidiaria UENE en la cuenca del Golfo de San Jorge, quedarán regidos por el régimen anterior a la entrada en vigencia de la Ley Nº 27.007, hasta el vencimiento del plazo de vigencia de dichas concesiones y permisos.

Las modificaciones más relevantes de la Ley Nº 27.007 son las siguientes:

En cuanto a los permisos de exploración distingue entre aquellos que tengan objetivos convencionales y no convencionales, y aquellos en los que se lleva a cabo la exploración en el mar territorial y la plataforma continental. La Ley Nº 27.007 modifica los períodos básicos, excluyendo el tercer período y limitando los mismos a dos períodos de hasta (i) tres años para la exploración con objetivos convencionales; (ii) cuatro años para la exploración con objetivos no convencionales; y (iii) cuatro años para la exploración en el mar territorial o en la plataforma continental. En los tres casos se mantiene el período de prórroga de hasta cinco años (ya establecidos en la Ley de Hidrocarburos), aunque está sujeto a que el titular del permiso haya cumplido con las inversiones y otras obligaciones a su cargo. En relación a

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la reversión de las áreas, al final del primer período básico y siempre que el titular del permiso haya cumplido con sus obligaciones en virtud de la autorización, el titular del permiso podrá mantener toda el área. Después del segundo período básico, el titular del permiso podrá revertir toda el área o, si el titular decide accionar el período de prórroga, debería devolver el 50% de la superficie restante.

En relación a las concesiones de explotación, la Ley Nº 27.007 prevé tres tipos de concesiones: de explotación convencional, de explotación no convencional y de explotación en el mar territorial o en la plataforma continental. Cada uno de ellos deberá durar 25, 35, y 30 años, respectivamente. Adicionalmente los permisionarios o concesionarios de explotación podrán solicitar concesiones de explotación no convencionales sobre la base del desarrollo de un plan piloto. En tanto que los concesionarios (i) hayan cumplido con sus obligaciones; (ii) se encuentren produciendo hidrocarburos en las zonas bajo consideración; y (iii) presenten para tales áreas a las autoridades competentes un plan de inversiones para su desarrollo, podrán solicitar, hasta un año antes de la terminación de cada periodo de la concesión, extensiones por períodos de diez años por vez.

Los importes a pagar en concepto de canon hidrocarburífero anual conforme a los artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos para los períodos de exploración y producción se han incrementado con el objetivo de incentivar a los titulares de permisos de exploración y áreas de desarrollo a una liberación temprana de superficies que no registren actividad. Además, a partir del segundo período de exploración básica, los montos correspondientes a canon exploratorio pueden reducirse parcialmente a la luz de las inversiones efectivamente realizadas en las áreas relevantes.

Se eliminaron las restricciones sobre el número de permisos y/o concesiones que una misma persona física o jurídica pueda tener.

La Ley de Hidrocarburos establece un plazo de 35 años para las concesiones otorgadas para el transporte de gas y de petróleo que los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a recibir. La Ley Nº 27.007 modifica el plazo otorgado para las concesiones de transporte de hidrocarburos, que se sincronizan con los períodos de concesión de explotación.

En relación con la oferta de exploración y explotación, las licitaciones podrán ser nacionales e internacionales. Adicionalmente, los documentos de licitación serán preparados por las autoridades competentes sobre la base de un pliego modelo. El pliego modelo debía ser preparado dentro de los 180 días de la entrada en vigor de la Ley Nº 27.007 en colaboración con las autoridades competentes de las Provincias y la Secretaría de Energía de la Nación (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación). La licitación se adjudicará al oferente que presente la oferta más relevante, en particular, la propuesta que contenga mayor inversión o actividad exploratoria. A la fecha de este Prospecto, el pliego modelo aún no ha sido aprobado por la Secretaría de Energía de la Nación (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) y las autoridades competentes de las Provincias.

Las regalías hidrocarburíferas se han fijado en un 12% sobre la producción de petróleo crudo o gas natural. Las regalías pueden reducirse considerando la productividad del área y del tipo de producción. En los casos de las prórrogas de concesiones se añadirá una regalía adicional del 3% para cada extensión, hasta un máximo del 18%. Adicionalmente, en caso de dichas prórrogas, la autoridad competente podrá incluir el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final del período de vigencia de la concesión a ser extendida por el 2% del precio promedio de cuenca aplicable a los hidrocarburos en cuestión, para el período de dos años anteriores al momento en que se concede la prórroga.

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La Ley Nº 27.007 también prevé que el Estado Nacional y las Provincias no deberán establecer, en el futuro, nuevas áreas reservadas a favor de entidades o empresas públicas o empresas con participación pública. Además, con respecto a las áreas que hayan sido reservadas y que no tengan acuerdos de asociación con terceros, a partir de la fecha de esta nueva ley, podrán llevarse a cabo esquemas asociativos siempre y cuando, durante la fase de desarrollo, la participación de las entidades o empresas públicas o empresas con participación pública sea proporcional a las inversiones comprometidas y llevadas a cabo por ellos.

La Ley Nº 27.007, además, incorpora al Régimen de Promoción de Inversiones para la Exploración de Hidrocarburos (previsto por el Decreto Nº 929/2013), según lo autorizado por la Comisión, que implica proyectos de inversiones directas en moneda extranjera superiores a US$250 millones que se invertirán durante los tres primeros años del proyecto. Además, modifica los porcentajes de hidrocarburos que, después de este período de tres años, serán objeto de los beneficios del régimen. Para las concesiones de explotación no convencionales, convencionales, así como de las concesiones en mar terrestre a profundidades menores o iguales a 90 metros, el porcentaje de hidrocarburos que quedará sujeto a los beneficios del régimen será del 20%; para concesiones en mar terrestre a profundidades superiores a 90 metros, el porcentaje será del 60%.

En el marco del Régimen de Promoción de Inversiones para la Exploración de Hidrocarburos, la Ley Nº 27.007 prevé contribuciones a ser realizadas por las compañías a las Provincias en las que los proyectos se llevan a cabo, de un 2,5% del monto de la inversión inicial del proyecto, que será destinado a responsabilidad social corporativa. Adicionalmente, un importe que será determinado por la Comisión (disuelta y cuyas facultades fueron transferidas al Ministerio de Energía y Minería de la Nación) a la luz de la magnitud del proyecto, para financiar obras de infraestructura, que deberá ser aportado por el Estado Nacional.

La Ley Nº 27.007 establece que los bienes de capital e insumos que son esenciales para la ejecución de los planes de inversión de las empresas inscriptas en el Registro Nacional de Inversiones de Hidrocarburos estarán sujetos a los derechos de importación establecidos en el Decreto Nº 927/13 (alícuotas reducidas). Esta lista podrá ampliarse a otros productos estratégicos.

De acuerdo a la Ley Nº 27.007, el Estado Nacional y las Provincias deben tender a establecer una legislación ambiental uniforme y la adopción de un tratamiento fiscal uniforme. Asimismo, las autoridades de aplicación provinciales y nacionales, incluyendo al Ministerio de Energía y Minería de la Nación (ex Secretaría de Energía de la Nación) y la Comisión promoverán la unificación de procedimientos y registros.

Todos los permisos nacionales de mar territorial y concesiones de explotación de hidrocarburos costa afuera en la que no se han firmado acuerdos de asociación con ENARSA a la fecha de esta nueva ley, se revertirán y se transferirán a la Secretaría de Energía (actualmente, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación). Los permisos y concesiones otorgados con anterioridad a la Ley Nº 25.943, estarán exentos de esta reversión.

Emergencia Pública

El 6 de enero de 2002 el Congreso de la Nación sancionó la Ley de Emergencia Pública que representó un profundo cambio del modelo económico vigente desde 1990 hasta esa fecha y derogó la Ley Nº 23.928 (la “Ley de Convertibilidad”) que tuvo vigencia hasta 1991 y había establecido la paridad entre el peso y el dólar. Asimismo, la Ley de Emergencia Pública otorgaba

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al Poder Ejecutivo la facultad de dictar todas las reglamentaciones necesarias con el fin de superar la crisis económica en la que la Argentina se encontraba inmersa. Entre estas facultades, se incluye la posibilidad de regular transitoriamente los precios de insumos, bienes y servicios. La situación de emergencia declarada por la Ley de Emergencia Pública ha sido extendida hasta el 31 de diciembre de 2019 por la Ley Nº 27.345. El Poder Ejecutivo Nacional está autorizado para ejercer las facultades delegadas por la Ley de Emergencia Pública hasta la fecha indicada.

Las siguientes son las medidas más significativas dictadas desde la sanción de la Ley de Emergencia Pública hasta la fecha en la Argentina para superar la crisis económica:

(i) conversión a pesos de: a) todos los fondos depositados en entidades financieras a un tipo de cambio de $1,40 por cada US$1,00; y b) todas las obligaciones (por ejemplo, préstamos) con entidades financieras denominadas en moneda extranjera y regidas por la ley argentina a un tipo de cambio de $1,00 por cada US$1,00. Los depósitos y obligaciones convertidos en pesos serían de allí en adelante ajustados por el CER, publicado por el Banco Central. A las obligaciones regidas por el derecho extranjero no les es aplicable esta normativa;

(ii) conversión a pesos a una tipo de cambio de $1,00 por cada US$1,00 de todas las obligaciones entre partes privadas pendientes al 6 de enero de 2002 regidas por la ley argentina y pagaderas en moneda extranjera. Las obligaciones así convertidas en pesos serían ajustadas a través del índice CER. En el caso de obligaciones no financieras, si como resultado de la conversión obligatoria a pesos el valor intrínseco resultante de los bienes o servicios que fueren el objeto de la obligación fuese mayor o menor que su precio expresado en pesos, cualquiera de las partes podrá pedir el ajuste equitativo del precio. Si éstas no pudieren ponerse de acuerdo sobre ese ajuste equitativo del precio, cualquiera de las partes podrá recurrir a los tribunales. El Decreto Nº 689/02 estableció una excepción a la Ley de Emergencia Pública y sus reglamentaciones, estableciendo que los precios de los contratos de compraventa y transporte de gas natural de largo plazo destinados a la exportación celebrados previo al dictado del Decreto Nº 689 y denominados en dólares no serán convertidos a pesos ($1,00 por cada US$1,00);

(iii) conversión a pesos a un tipo de cambio de $1,00 por cada US$1,00 de todas las tarifas de servicios públicos, la eliminación del ajuste de tarifas por índices extranjeros tales como PPI por sus siglas en inglés/CPI por sus siglas en inglés, y la imposición de un período de renegociación con las autoridades gubernamentales de allí en adelante;

(iv) imposición de derechos de exportación de hidrocarburos, instruyendo al Poder Ejecutivo a la determinación de la alícuota correspondiente a los mismos. La aplicación de estos derechos de exportación fue extendida hasta enero de 2017 por la Ley Nº 26.732. Dicho plazo no fue prorrogado, por lo que el esquema de retenciones a las exportaciones de petróleo y sus derivados quedó sin efecto. Para mayor información véase el apartado “Impuestos” en esta Sección; y

(v) creación de cargos tarifarios a pagar por ciertos usuarios de servicios de transporte y distribución de gas, por sujetos consumidores que reciben el gas directamente de los productores y por las empresas que procesen gas natural.

Exploración y Producción

La Ley de Hidrocarburos establece el marco legal básico para la regulación de la exploración y producción de hidrocarburos en Argentina. La Ley de Hidrocarburos faculta al Poder Ejecutivo a crear una política nacional para el desarrollo de las reservas de hidrocarburos de la Argentina, con el principal objetivo de satisfacer la demanda doméstica.

En virtud de la Ley de Hidrocarburos, la exploración y explotación de petróleo y gas se lleva a cabo a través de permisos de exploración, concesiones de explotación, contratos de explotación o acuerdos de asociación. La Ley de Hidrocarburos permite, también, el reconocimiento superficial

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del territorio no cubierto por permisos de exploración o concesiones de explotación, con autorización de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) y/o de la autoridad provincial competente, según lo determinado por la Ley Nº 26.197 y con el permiso del propietario de la propiedad privada.

La información obtenida como resultado del reconocimiento superficial debe ser dada a la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) y/o a la autoridad provincial competente, quienes no podrán revelar esta información por un plazo de dos años sin el permiso de la parte que llevó a cabo el reconocimiento, salvo en conexión con el otorgamiento de permisos de exploración o concesiones de explotación.

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, las autoridades federales y/o las autoridades provinciales competentes, según corresponda, pueden otorgar permisos de exploración a través de licitaciones públicas. El titular de un permiso de exploración tiene el derecho exclusivo de realizar las operaciones necesarias o adecuadas para la exploración de hidrocarburos dentro del área determinada por el permiso. De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, cada permiso de exploración puede cubrir solo áreas en zonas posibles. La unidad de exploración tendrá una superficie de 100 kilómetros cuadrados. Los permisos de exploración abarcarán áreas cuyas superficies no excedan 100 unidades. Los que se otorguen sobre la plataforma continental no superarán las 150 unidades. Los permisos de exploración pueden tener un plazo de hasta 14 años (17 años para la exploración offshore), el cual está dividido en tres períodos básicos y un período de prórroga. El primer período básico es de hasta cuatro años, el segundo período básico es de hasta tres años, el tercer período básico es de hasta dos años y el período de prórroga es de hasta cinco años. A la finalización de cada uno de los primeros dos períodos básicos, las áreas cubiertas por el permiso se reducen, como mínimo, al 50% de las áreas restantes cubiertas por el permiso, y el titular del permiso puede decidir qué parte del área conserva. A la finalización de los tres períodos básicos, el titular del permiso debe devolver toda el área remanente al Estado Nacional, a menos que el titular solicite un período de prórroga, en cuyo caso ese otorgamiento es limitado al 50% del área restante. Bajo la Ley N° 27.007, la cual aplicará a los futuros permisos de exploración, cada permiso puede tener un plazo de hasta 11 años para objetivos convencionales y 13 años para objetivos no convencionales y exploración offshore. Los plazos están divididos en dos períodos básicos y un plazo de prórroga. El primer y segundo período básico son de hasta tres años, para objetivos convencionales y de hasta cuatro años para objetivos no convencionales y exploración offshore, y el plazo de prorroga es de hasta cinco años, siempre que el titular haya cumplido con sus inversiones y otras obligaciones. Al vencimiento del primer periodo básico, el titular del permiso tendrá el derecho de continuar la exploración de toda el área durante el segundo periodo siempre que haya cumplido con sus obligaciones según el permiso. Al vencimiento del segundo período básico, se requiere que el titular del permiso entregue la totalidad de la superficie restante, salvo que el titular solicite el plazo de prórroga, en cuyo caso la subvención se limita al 50% de la superficie restante.

Si el titular de un permiso de exploración descubre cantidades comercialmente explotables de petróleo o de gas, tiene el derecho de obtener una concesión exclusiva para la producción y explotación de esos hidrocarburos. La Ley de Hidrocarburos, modificada por la Ley Nº 27.007, establece que las nuevas concesiones de explotación de hidrocarburos convencional tendrán vigencia durante 25 años desde la fecha del otorgamiento de la concesión de explotación, las nuevas concesiones de producción de petróleo y gas no convencionales continuarán en vigencia durante 35 años desde esa fecha, y las nuevas concesiones de producción de petróleo y gas offshore seguirán vigentes por 30 años desde esa fecha, con más el lapso no transcurrido del permiso de exploración. La Ley de Hidrocarburos, modificada por la Ley Nº 27.007, establece además que el período de concesión pueda ser prorrogado por períodos de hasta diez años cada uno, con sujeción a que los términos y condiciones sean aprobados por la autoridad concedente al momento de la prórroga. Tales condiciones pueden incluir el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual al resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final del período de vigencia de la concesión por el dos por ciento del precio promedio de cuenca

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aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga. Según la Ley Nº 26.197, la facultad para prorrogar los plazos de permisos y concesiones de explotación existentes y nuevos, ha sido conferida a los gobiernos de las provincias en las cuales se encuentra ubicado el bloque pertinente (y al gobierno argentino con respecto a los bloques offshore más allá de las 12 millas náuticas). A efectos de estar habilitado para obtener la prórroga de una concesión de explotación, el concesionario, tal como es el caso de la Compañía, debe haber cumplido con todas sus obligaciones bajo la Ley de Hidrocarburos, incluyendo, aunque no limitado al pago de impuestos y regalías y el cumplimiento de obligaciones ambientales, de inversión y de desarrollo, debe estar produciendo hidrocarburos en la zona en cuestión y debe presentar un plan de inversiones para desarrollar la concesión. Una concesión de explotación también otorga al titular el derecho de realizar todas las actividades necesarias o adecuadas para la producción de hidrocarburos, siempre que esas actividades no interfieran con las actividades de otros titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación. Una concesión de explotación da derecho al titular a obtener una concesión de transporte a efectos de evacuar los hidrocarburos producidos en el área. Para mayor información, véase el apartado “Transporte de hidrocarburos líquidos” en esta sección.

Los permisos de exploración y las concesiones de explotación establecen la obligación de los titulares de llevar a cabo todos los trabajos necesarios para el hallazgo y la extracción de hidrocarburos, observando las técnicas más adecuadas y eficientes, y realizando las inversiones comprometidas. Además, los titulares deben:

(i) evitar daños a los yacimientos de hidrocarburos y el desperdicio de hidrocarburos;

(ii) adoptar medidas adecuadas para evitar accidentes y daños a las actividades agrícolas, a la industria pesquera, a las redes de comunicación y a los mantos de agua que se hallaren durante la perforación; y

(iii) cumplir con todas las leyes y reglamentaciones federales, provinciales y municipales aplicables.

Pago de regalías y canon

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deberán pagar una regalía al Estado Nacional o a la jurisdicción provincial que correspondiere. En el caso de las concesiones, las regalías son fijadas por la Ley de Hidrocarburos desde 12% hasta 18% del valor estimado de la producción en boca de pozo basados en los precios en los puntos de entrega, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones. En el caso de las concesiones de explotación, la escala de las regalías es inicialmente fijada en un máximo de 12% pudiendo incrementarse un 3% por cada prórroga, hasta un máximo de 18%. En relación con las regalías de los permisos de exploración, son fijadas en un máximo del 15% mensual y no se incrementa con las prórrogas. De acuerdo a la Ley de Hidrocarburos, estas tasas de regalías pueden ser reducidas considerando la productividad y el tipo de producción en cuestión. No obstante lo anterior, en concesiones extendidas antes de la entrada en vigencia de la Ley N° 27.007, las condiciones anteriores (es decir, regalías de entre un mínimo de 5% y un máximo de 12% mensual) continúan en vigencia.

Por otra parte, de conformidad con la Resolución Nº 435/04 emitida por la Secretaría de Energía de la Nación (actualmente el Ministerio de Energía y Minería) si un concesionario asigna producción de crudo para llevar a cabo procesos industriales en sus plantas, el mismo concesionario deberá acordar con las autoridades provinciales, o en su caso el Ministerio de Energía y Minería, cuando corresponda, el precio de referencia a utilizar para el cálculo de las regalías.

Además, en virtud de los artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de

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exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual por cada kilómetro cuadrado o fracción del área del permiso o la concesión y que varía dependiendo de la fase de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del permiso de exploración. Estos montos fueron actualizados por la Ley Nº 27.007 y podrían ser parcialmente ajustados desde el segundo período de exploración en base a las inversiones efectivamente llevadas a cabo.

Caducidad de permisos de exploración y concesiones de explotación

Los permisos de exploración y las concesiones de explotación o de transporte pueden caducar ante cualquiera de los siguientes hechos:

(i) falta de pago de una anualidad del canon respectivo dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento;

(ii) falta de pago de regalías dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento;

(iii) incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversión, trabajo o ventajas especiales;

(iv) por trasgresión reiterada del deber de proporcionar la información exigible, de facilitar las inspecciones de la autoridad de aplicación correspondiente o de observar las técnicas adecuadas en la realización de los trabajos;

(v) en el caso de permisos de exploración, la falta de solicitud de la concesión de explotación dentro de los 30 días de determinada la existencia de cantidades comercialmente explotables de hidrocarburos;

(vi) la quiebra del titular del permiso o concesión;

(vii) el fallecimiento o la finalización de la existencia legal del titular del permiso o concesión; o

(viii) si no se transportare hidrocarburos para terceros sobre una base no discriminatoria o la violación reiterada de las tarifas autorizadas para ese transporte.

La Ley de Hidrocarburos establece además que, de manera previa a la declaración de caducidad, la autoridad de aplicación deberá otorgar al concesionario que hubiere incumplido, un período para la subsanación de la infracción que será determinado por el Ministerio de Energía y Minería de la Nación y/o las autoridades provinciales competentes.

Cuando una concesión vence o concluye, todos los pozos de hidrocarburos, el equipo de operación y mantenimiento y las instalaciones pasan automáticamente a la Provincia donde el reservorio está ubicado o al Estado Nacional en el caso de reservorios bajo jurisdicción federal (es decir, ubicados en la plataforma continental o más allá de las 12 millas marinas offshore), sin indemnización a favor del titular de la concesión.

La Ley de Hidrocarburos, conforme fuera modificada por la Ley Nº 27.007, establece que las solicitudes de prórroga deben ser presentadas por lo menos un año antes de la fecha de vencimiento de la concesión. No obstante, es una práctica de la industria comenzar el proceso con mucha anterioridad, tradicionalmente, tan pronto como la factibilidad técnica y económica de los nuevos proyectos de inversión más allá del plazo de la concesión se hagan visibles.

En el caso de la Compañía, en 2010, Petrobras Argentina solicitó al Instituto de Energía de Santa Cruz la prórroga de las concesiones en las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz II que vencían en noviembre de 2017. La Compañía, en su carácter de cesionaria del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, luego de su adquisición, prosiguió dicho trámite. Con fecha 22 de noviembre

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de 2016, se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley N° 3.500, en virtud de la cual la legislatura de la Provincia de Santa Cruz ratificó el Acuerdo de Prórroga y el Decreto de Prórroga, extendiendo el plazo hasta noviembre de 2027. Por otra parte, también en 2010, la Compañía solicitó al Instituto de Energía de Santa Cruz la prórroga de la concesión sobre el área “Laguna de los Capones” y en 2012 solicitó a la Secretaría de Energía de Neuquén, la extensión del plazo del permiso de exploración del área “Angostura”. El plazo de la concesión sobre el área Laguna de los Capones vencía originalmente el 18 de abril de 2016. Sin embargo, y conforme es de práctica en la industria, la Compañía continuó operando el área Laguna de los Capones. La prórroga de la concesión sobre el área Laguna de los Capones fue concedida bajo el Acuerdo de Prórroga, extendiendo el plazo de vigencia hasta abril de 2026. Respecto al área Angostura, la prórroga del permiso de exploración no ha sido concedida a la fecha de este Prospecto.

Presentación de informes y certificaciones sobre reservas hidrocarburíferas probadas

La Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) dictó la Resolución Nº 324/06 estableciendo que los titulares de permisos de exploración y concesiones de hidrocarburos debían presentar ante esa agencia detalles de sus reservas probadas existentes en cada una de sus áreas, cada año, con la certificación de un auditor externo de reservas. Los titulares de concesiones de hidrocarburos que exportaren hidrocarburos tienen la obligación de certificar sus reservas comprobadas de hidrocarburos.

En 2007, la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) dictó la Resolución Nº 407/2007 que aprobó nuevas normas sobre el registro de empresas petroleras. De acuerdo a la Resolución Nº 407/2007, las empresas titulares de concesiones de producción y permisos de exploración, como la Compañía, tienen prohibido contratar o de alguna manera beneficiarse de cualquier empresa o entidad que esté desarrollando o haya desarrollado actividades de exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas pertinentes. Las disposiciones de la Resolución Nº 407/2007 han sido incorporadas a la Ley N° 26.659 (la “Ley de Hidrocarburos en la Plataforma Continental”), publicada en el Boletín Oficial el 12 de abril de 2011, lo que aumenta la importancia del nivel de regulación de tales disposiciones.

Adicionalmente, la Ley de Hidrocarburos en la Plataforma Continental prohíbe llevar a cabo tareas técnicas, económicas, financieras y de consultoría con personas o entidades que están desarrollando actividades exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas competentes. Finalmente, la Ley de Hidrocarburos en la Plataforma Continental establece que la Secretaría de Energía elaborará una lista de personas y entidades que están desarrollando actividades de exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas competentes.

Posteriormente, en diciembre de 2013 por medio de la Ley Nº 26.915 modificatoria de la Ley de Hidrocarburos en la Plataforma Continental se estableció un régimen de sanciones penales y administrativas, que van desde prisión de diez a 15 años, multas equivalentes al valor de mercado de 20.000 a 1.500.000 barriles de petróleo crudo, inhabilitación para ejercer el comercio y el decomiso de aquellos equipos y materias utilizados para la perpetración del ilícito, a aquellas empresas que realizan las actividades previstas en la Ley Nº 26.654 sin las debidas autorizaciones. Asimismo, la Ley de Hidrocarburos en la Plataforma Continental prevé la extensión de la pena de prisión a los directores, síndicos, gerentes, miembros del consejo de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hayan tenido participación en la actividad ilícita y haya sido realizada en nombre, con la ayuda o beneficio de la persona jurídica.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no es titular de permisos de exploración ni de concesiones de explotación en la plataforma continental.

Legislación sobre Zonas de Seguridad

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La ley argentina restringe la capacidad de las compañías que no están constituidas en Argentina de ser propietarias de bienes inmuebles, concesiones petroleras o derechos de minería ubicados dentro o con respecto a áreas definidas como zonas de seguridad (principalmente áreas fronterizas). Se requiere la aprobación del gobierno argentino:

para que accionistas no argentinos adquieran control de la Compañía, o

cuando la mayoría de las acciones de la Compañía pertenecieren a accionistas no argentinos (como nuestro accionista controlante) para cualquier adquisición adicional de bienes inmuebles, derechos de minería, petróleo u otras concesiones del gobierno argentino ubicadas dentro o con respecto a zonas de seguridad.

Transporte de Hidrocarburos Líquidos

La Ley de Hidrocarburos permite al Poder Ejecutivo Nacional otorgar concesiones por plazos equivalentes a aquellos otorgados para las concesiones de explotación, y sus prórrogas, vinculadas a las concesiones de transporte de petróleo, gas y derivados luego de la presentación de ofertas licitatorias competitivas. En virtud de la Ley Nº 26.197, los gobiernos provinciales correspondientes tienen las mismas facultades. Los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a recibir una concesión para el transporte de su producción de petróleo, gas y derivados. El plazo de una concesión de transporte puede ser prorrogado por un plazo adicional de diez años por el Poder Ejecutivo Nacional.

La Ley de Hidrocarburos, según fuera modificada por la Ley Nº 27.007, permite al Poder Ejecutivo Nacional otorgar concesiones para el transporte de petróleo, gas y derivados por términos equivalentes a los otorgados por las concesiones de explotación vinculados a esas concesiones de transporte, luego de la presentación de ofertas licitatorias competitivas. El plazo de una concesión de transporte puede ser prorrogado por un período adicional equivalente al de la concesión de explotación asociada. El titular de una concesión de transporte tiene el derecho de:

transportar petróleo, gas y derivados; y

construir y operar ductos de petróleo, gas y derivados, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, caminos, ferrocarriles y otras instalaciones y equipos necesarios para operación eficiente de un sistema de tuberías.

El titular de una concesión de transporte tiene la obligación de transportar hidrocarburos para terceros, sin discriminación, a cambio de una tarifa. Esta obligación, no obstante, se aplica a los productores de petróleo o de gas sólo en la medida en que el titular de la concesión tuviere capacidad adicional disponible y está expresamente subordinada a los requerimientos de transporte del titular de la concesión. Las tarifas de transporte están sujetas a aprobación de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) para oleoductos y derivados de petróleo, y por el ENARGAS para gasoductos. Al vencimiento de una concesión de transporte, los oleoductos e instalaciones asociadas revierten al Estado Nacional sin ningún pago al titular. Los gasoductos y sistemas de distribución transferidos en el marco de la privatización de Gas del Estado están sujetos a un régimen diferente bajo la Ley de Gas Natural. Para mayor información véase el apartado “Gas Natural - Transporte y Distribución” en esta Sección.

Adicionalmente, en virtud de la Ley Nº 26.197, todas las concesiones de transporte ubicadas íntegramente dentro de la jurisdicción de una provincia y no conectadas directamente a un ducto de exportación revierten a esa provincia. El Poder Ejecutivo Nacional retiene la facultad de regular y hacer cumplir todas las concesiones de transporte ubicadas dentro de dos o más provincias y todas las concesiones de transporte conectadas directamente a ductos de exportación.

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Refinación

Las actividades de refinación de petróleo crudo llevadas a cabo por productores de petróleo u otros están sujetas a la inscripción previa de las compañías petroleras en el registro que lleva el Ministerio de Energía y Minería (anteriormente, la Secretaría de Energía) y al cumplimiento de disposiciones ambientales y sobre seguridad, como también a la legislación ambiental provincial e inspecciones municipales de seguridad e higiene. A la fecha de este Prospecto, la Compañía no lleva a cabo actividades de refinación de petróleo crudo y, por lo tanto, no se encuentra inscripta en el registro mencionado.

En enero de 2008, la Secretaría de Comercio Interior emitió la Resolución Nº 14/2008, mediante la cual se ordenó a las compañías refinadoras a optimizar su producción con el objetivo de obtener los máximos volúmenes de acuerdo con su capacidad.

Por medio del Decreto N° 2014/2008, se creó el programa “Refinación Plus”, destinado a fomentar la producción de combustible diesel y gasolina. La Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, Ministerio de Energía y Minería de la Nación) por medio de la Resolución Nº 1312 de fecha 1º de diciembre de 2008, aprobó la reglamentación del programa. De acuerdo a dicho programa, las empresas refinadoras que emprendan la construcción de una nueva refinería o la ampliación de la capacidad de refinación y/o conversión de una refinería existente, cuyos planes sean aprobados por la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de La Nación), tendrán derecho a recibir créditos de derechos de exportación que se aplicarán a las exportaciones de los productos en el ámbito de aplicación de la Resolución N° 394/2007 y la Resolución N° 127/2008 (Anexo) del Ministerio de Economía y Producción.

Marcos regulatorios provinciales de Santa Cruz, Río Negro, Neuquén, Chubut, Salta y Formosa aplicables a la Compañía

Como resultado de la transferencia del dominio originario de los yacimientos mencionada y la consecuente facultad de otorgar permisos y concesiones sobre éstos y de controlar los permisos y concesiones en cuestión, algunas provincias han emitido sus propios marcos regulatorios del sector hidrocarburífero, aplicables a las actividades de dicho sector que tienen lugar dentro de sus respectivas jurisdicciones, tal el caso de la exploración y explotación de yacimientos. Conforme con cierta jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en la medida en que dichos marcos regulatorios se aparten de o contradigan a las normas federales sobre hidrocarburos (por ejemplo, al prever una base de cálculo de regalías diferente a la regulada a nivel nacional o prever causales de caducidad de concesiones diferentes a las establecidas en las normas federales), y no sean simples reglamentaciones locales tendientes a aplicar en el ámbito provincial las facultades transferidas por el Estado Nacional, aquellos deberían ser declarados inconstitucionales.

Es posible que las autoridades de las provincias en las cuales la Compañía realiza actividades, pretendan aplicarle a ésta disposiciones locales reguladoras del mercado de los hidrocarburos, sobre temas ya regulados por normas federales o cuya regulación incumbe exclusivamente a las autoridades nacionales; en este caso, si dichas disposiciones locales fueran contrarias a las disposiciones federales, o efectivamente hayan regulado cuestiones reservadas exclusivamente a las autoridades nacionales, y su aplicación causara un perjuicio a la Compañía, ésta podría iniciar acciones a los efectos de obtener la inaplicabilidad de dichas normas locales y que se declare su inconstitucionalidad, debido a que el dominio provincial sobre los hidrocarburos no significa necesariamente jurisdicción sobre los mismos, es decir, facultad de reglamentar la industria.

La Compañía realiza actividades de exploración y explotación en yacimientos ubicados en: (i) Santa Cruz, Río Negro, Neuquén, Salta y Formosa, en virtud de concesiones de explotación propias así como a través de acuerdos, tales como uniones transitorias de empresas, con otras empresas titulares de concesiones de explotación o permisos de exploración; y (ii) Chubut, a través de su subsidiaria UENE. Dichas provincias tienen sus propios marcos regulatorios de la industria hidrocarburífera.

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En el caso de Neuquén, por medio de la Ley N° 2453 (reglamentada por el Decreto 3124/04) (la “Ley de Hidrocarburos de Neuquén”) se reguló la industria hidrocarburífera dentro del territorio de esa provincia. Dicha ley contiene disposiciones que, en líneas generales, sigue los lineamientos de las normas federales sobre hidrocarburos; sin perjuicio de ello, contiene disposiciones que, analizadas en abstracto, podrían ser consideradas contrarias al marco regulatorio federal de los hidrocarburos. Por ejemplo, por medio del Decreto N° 1447/12 (modificatorio del Decreto N° 1703/10) la Provincia de Neuquén modificó el artículo 10 del Decreto N° 3124/04 y reguló el procedimiento y los requisitos para el encuadramiento de lotes “bajo evaluación” a fin de evaluar la comercialidad de yacimientos de hidrocarburos, sean éstos convencionales o no convencionales.

Existen precedentes jurisprudenciales en los que se declaró la inconstitucionalidad de algunas disposiciones de la Ley de Hidrocarburos de Neuquén (el caso resuelto por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, el 1º de noviembre de 2011, “Chevron San Jorge S.R.L. c/Neuquén, Provincia del s/acción declarativa de inconstitucionalidad” en el cual se declaró la inconstitucionalidad de una disposición de la ley que impedía deducir, a los efectos del cálculo de la base sobre la cual se pagarán las regalías correspondientes a hidrocarburos gaseosos, el volumen de gas utilizado para generación eléctrica en el yacimiento, lo cual es permitido por las normas federales).

La adecuación de las disposiciones provinciales a las normas federales que regulan el mercado hidrocarburífero deberá analizarse en cada caso en concreto, con el fin de determinar si aquellas son constitucionales o no. Asimismo, para declarar la inconstitucionalidad, es necesario que la norma cause un daño a quien solicita tal declaración. Hasta el momento, la Compañía no ha cuestionado la constitucionalidad de ninguna disposición de esa ley ni de otra norma reglamentaria o complementaria, dictada por la Provincia de Neuquén.

Con fecha 3 de abril de 2014, se elevó un proyecto de ley al Poder Ejecutivo de la Provincia de Neuquén (Expte. D-123/14) por medio del cual se introducen modificaciones a varias disposiciones de la Ley de Hidrocarburos de Neuquén, a saber: (i) se establecen nuevas categorías de áreas de exploración y explotación; (ii) se modifican los plazos de los permisos de exploración y concesiones; (iii) se establece que las empresas estatales provinciales contribuirán al logro de los objetivos de la Ley de Hidrocarburos de Neuquén y podrán desarrollar actividades de exploración y explotación en las zonas que el Estado provincial reserve en su favor, directamente o mediante contratos de locación de obra y de servicios, integración o formación de sociedades y demás modalidades de vinculación con personas físicas o jurídicas que autoricen sus respectivos estatuto y, en ningún caso, la participación de la empresa estatal podrá ser inferior al treinta por ciento (30%), entre otras modificaciones. A la fecha de este Prospecto, dicho proyecto de ley no ha sido promulgado.

Por su parte, las Provincias de Santa Cruz, Río Negro, Chubut, Salta y Formosa no cuentan con un marco regulatorio general como Neuquén, sino que aplican en lo sustancial el régimen federal, y normas locales dispersas reguladoras del mercado hidrocarburífero. Asimismo, cabe señalar que las Provincias de Santa Cruz y Río Negro han ratificado y reafirmado –en forma expresa–, a través de sus organismos competentes, el pleno ejercicio por parte de las mismas del dominio originario y la administración sobre los yacimientos de hidrocarburos que se encuentran ubicados en su territorio y en el lecho y subsuelo del mar territorial ribereño, en el marco de toda la normativa de la Ley de Hidrocarburos y la Ley Nº 26.197, y declarando la utilidad pública e interés social a toda actividad hidrocarburífera que se desarrolle en el territorio provincial, en los términos de la Ley de Hidrocarburos, sus modificatorias y complementarias, a todos los efectos legales que correspondan.

Sin embargo, en el caso de la Provincia de Santa Cruz, se han dictado leyes especiales para regular algunos aspectos de la actividad hidrocarburífera. En particular, la Ley N° 3117 (sus modificatorias y complementarias) regula el procedimiento que deben seguir los concesionarias a fin de obtener la prórroga del plazo de las concesiones.

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De acuerdo a lo previsto en dicha ley, a los fines del otorgamiento de la prórroga, las concesionarias deben presentar ante el Instituto de Energía de Santa Cruz (IESC) la propuesta económica y el inventario de pasivos ambientales respecto de las concesiones a prorrogar. Por otra parte, el otorgamiento de la prórroga se instrumentará mediante un acuerdo que deberán suscribir el Poder Ejecutivo Provincial y el o los titulares de las concesiones a prorrogar que deberá contener los siguientes compromisos y obligaciones para las concesionarias: (i) canon de prórroga; (ii) canon extraordinario de producción; (iii) compromiso de inversión en infraestructura social; (iv) canon mensual por renta extraordinaria; (v) inversiones en exploración y explotación; (vi) inversiones en exploración complementaria; (vii) canon por servidumbre; (viii) tasas municipales; (ix) aportes al fondo para el fortalecimiento institucional; y (x) aportes al fondo de capacitación.

Regulación del mercado

Panorama general

Los Decretos Nº 1055/89, 1212/89 y 1589/89 establecieron regulaciones mediante las cuales se dispuso la desregulación de la industria hidrocarburífera, sujeto a ciertas condiciones, como las que se detallan a continuación:

• los titulares de concesiones de explotación, tenían el derecho de producir y adquirir la propiedad de los hidrocarburos que extraen; y

• los titulares de concesiones de explotación tenían el derecho de mantener en el exterior el 70% de los fondos obtenidos de las exportaciones de hidrocarburos, sujeto a la condición de que 30% restante fuera ingresado y liquidado a través del MULC.

No obstante lo expuesto, el Decreto 1277 derogó las principales regulaciones de los Decretos Nº 1055/89, 1212/89 y 1589/89, en particular el artículo 5, inciso d) y los artículos 13, 14 y 15 del Decreto 1055/89, artículos 1, 6 y 9 del Decreto Nº 1212/89 y los artículos 3 y 5 del Decreto Nº 1589/89. En efecto, el Decreto 1277, reglamentario de la Ley Nº 26.741, creó el “Régimen de Soberanía Hidrocarburífera”. Bajo el decreto mencionado, se creó la Comisión que, entre otras cosas, se encontraba facultada a publicar precios de referencia de los costos y los precios de venta de los hidrocarburos y combustibles, los cuales deben permitir cubrir los costos de producción y obtener un margen de beneficio razonable, entre otras facultadas. Para mayor información véanse los apartados “La Ley de Expropiación” y “Decreto 1277” de esta Sección.

No obstante lo mencionado, el Poder Ejecutivo Nacional recientemente dictó el Decreto Nº 272/2015 en virtud del cual disolvió la Comisión, transfiriendo sus facultades al Ministerio de Energía y Minería de la Nación, y abolió la facultad de publicar precios de referencia de los componentes de costos y precios de venta de los hidrocarburos, entre otras medidas. Para más información, véase el apartado “Decreto 1277” en esta sección. A continuación se detallan las principales regulaciones en materia de explotación y comercialización de hidrocarburos.

Producción de Petróleo Crudo y Reservas

El Decreto N° 2014/2008 del Poder Ejecutivo Nacional creó el Programa “Petróleo Plus”, destinado a fomentar la producción de petróleo crudo y el aumento de las reservas a través de nuevas inversiones en exploración y desarrollo. La Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) por medio de la Resolución Nº 1312 de fecha 1 de diciembre de 2008, aprobó la reglamentación del programa. El programa autorizaba a las empresas de producción, cuyos planes sean aprobados por la Secretaría de Energía, que aumenten su producción y reservas en el ámbito del programa, a recibir certificados de crédito fiscal utilizables sobre derechos de exportación que se aplicarían a las exportaciones de los productos en el ámbito de aplicación de la Resolución N° 394/2007 y la Resolución N°127/2008 (Anexo) del Ministerio de Economía y Producción (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de

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Finanzas Públicas de la Nación).

Debido a la entrada en vigencia de la Resolución Nº 1077/2014 de la Secretaría de Energía que derogó a la Resolución Nº 394/07 y sus modificatorias y complementarias, el 13 de junio de 2015 el Decreto Nº 1330/2015 dejó sin efecto el Programa Petróleo Plus. Dicha norma dispuso que a los fines de requerir créditos fiscales pendientes de cobro, los beneficiarios del programa deberán suscribir y presentar ante la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), una carta de adhesión, cuyo modelo fue aprobado mediante Resolución Nº 628/2015 de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación). La presentación de la correspondiente carta de adhesión debe ser efectuada dentro de los 30 días corridos posteriores a la publicación de su aprobación.

De acuerdo a lo establecido por el artículo 4 del Decreto Nº 1330/2015, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación (anteriormente, la Secretaría de Energía) se encuentra facultado a cancelar los certificados de crédito fiscal pendientes de pago mediante la entrega de bonos de deuda pública (“Bonar 2024” y “Bonad 2018”). Por otra parte, en noviembre de 2016, el Decreto N° 1204/2016 amplió la emisión de Bonar 2020 para el pago de compensaciones pendientes del Programa Petróleo Plus.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía presentó la carta de adhesión ante la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) y recibió bonos (“Bonad 2018”) que fueron vendidos en el mercado de capitales en octubre y noviembre de 2015 por un importe agregado de pesos $97.2 millones. Actualmente no existen sumas pendientes de pago.

Decreto Nº 929/2013 - Régimen de Inversión

El 11 de julio de 2013, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto N° 929/2013 en el marco de la Ley de Hidrocarburos, en virtud del cual se instauró el “Régimen de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, reglamentado por la Resolución Nº 9/2013 de la Comisión (a la fecha de este Prospecto disuelta por el Decreto N° 272/2015 y sus facultades transferidas al Ministerio de Energía y Minería de la Nación).

Son requisitos para ser incluido en el Régimen de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos: (i) encontrarse inscripto en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas creado por el Decreto N° 1277/2012; (ii) ser titular de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por las autoridades competentes; y/o (iii) ser terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstas. El interesado deberá presentar ante la Comisión (que fue disuelta por el Decreto Nº 272/2015 y cuyas facultades fueron transferidas al Ministerio de Energía y Minería) un “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a un monto de mil millones de dólares estadounidenses al momento de la presentación del mismo y a ser invertidos durante los primeros cinco años desde su presentación.

La inclusión el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos otorga los siguientes beneficios: (i) a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución del Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, el beneficiario gozará del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, con una alícuota del 0% de derechos de exportación; (ii) los beneficiarios tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar y liquidar las divisas en el MULC, siempre que la ejecución de dicho proyecto hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe de mil millones de dólares estadounidenses; (iii) en los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidad internas de

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autoabastecimiento, los beneficiarios de este régimen gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos proyectos de inversión, del derecho de obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos proyectos susceptible de exportación, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables. A tales efectos, la Comisión (disuelta por el Decreto Nº 272/2015 y sus facultades transferidas al Ministerio de Energía y Minería de la Nación) establecerá por vía reglamentaria un mecanismo de compensación pagadero en pesos.

Además, el Decreto Nº 929/2013 creó un nuevo tipo de concesión para la explotación no convencional de hidrocarburos, que fue incorporado a la Ley de Hidrocarburos mediante la Ley Nº 27.007 y que consiste en la extracción de hidrocarburos líquidos o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (“shale gas” o “shale oil”), areniscas compactas (“tight gas” y “tight oil”), capas de carbón (“coal bed mathane”) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad. Asimismo, el Decreto Nº 929/2013 establece que los permisionarios y concesionarias que sean beneficiarios del régimen de promoción podrán solicitar el otorgamiento de concesiones de explotación de hidrocarburos no convencionales.

Del mismo modo, los concesionarios de explotaciones de hidrocarburos no convencionales que posean al mismo tiempo concesiones prexistentes y adyacentes, podrán requerir la unificación de ambas áreas en una sola concesión de exploración no convencional siempre que la continuidad geográfica de dichas áreas haya sido debidamente probada.

Como ya se ha mencionado, la Ley Nº 27.007 requiere que las contribuciones impuestas a las Provincias donde los proyectos se lleven a cabo, cuyo monto es del 2.5% de la inversión inicial del proyecto, sean dirigidas a contribuciones de responsabilidad social empresarial. Por otro lado, la Comisión (recientemente disuelta por el Decreto Nº 272/2015 y cuyas facultades fueron transferidas al Ministerio de Energía y Minería), según el proyecto, determinará una suma para el financiamiento de infraestructura, que deberá ser aportada por el Estado Nacional. Adicionalmente, la Ley Nº 27.007 establece que los bienes de capital y materias primas esenciales para el plan de inversiones de las compañías registradas en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, paguen derecho de importación indicados en el Decreto Nº 927/2013 (aranceles reducidos). Esta lista podría ser extendida a otros productos estratégicos.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no se encuentra inscripta en el Régimen de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos previsto por el Decreto Nº 929/2013.

Resolución Nº 14/2015 - Incentivos de Inversión

El 4 de febrero de 2015, la Comisión (a la fecha de este Prospecto, disuelta por el Decreto Nº 272/2015 y sus facultades transferidas al Ministerio de Energía y Minería de la Nación) emitió la Resolución N° 14/2015 que creó el Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo (el “Programa de Estímulo”), efectivo desde el 1 de enero de 2015 hasta el 31 de diciembre de 2015, y con posibilidad de prórroga por un plazo adicional de 12 meses. Dicho plazo no fue prorrogado, por lo tanto ya no se encuentra vigente. Asimismo, el Programa de Estímulo fue reglamentado por la Resolución N° 33/2015.

El Programa de Estímulo consistía en una compensación económica a favor de las empresas beneficiarias, pagaderas en pesos, por un monto equivalente de hasta tres dólares por barril, por la producción total de cada empresa que resulte beneficiaria, siempre y cuando su producción trimestral de crudo sea mayor o igual a la producción tenida por base para dicho programa, además del cumplimiento de determinados otros requisitos relacionados con el nivel de actividad de la empresa tal como se establece para la Resolución Nº 33/2015. Se define como producción base a la producción total de petróleo crudo de las empresas beneficiarias correspondiente al cuarto trimestre

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de 2014. Aquellas empresas beneficiarias que, una vez abastecida la demanda de todas las refinerías habilitadas para operar en el país, destinen parte de su producción al mercado externo, podrán recibir una compensación económica adicional de dos o tres dólares por barril de petróleo crudo exportado, dependiendo del nivel de volumen de exportación alcanzado.

Las compañías que están registradas bajo el Registro Nacional de Inversión en Hidrocarburos, podían solicitar que la Comisión las incluya en el Programa hasta el 30 de abril de 2015, proporcionando cierta información relacionada a producción y/o exportaciones para el año 2014. Si la Comisión aceptaba a estas compañías como “Compañías Beneficiarias”, podían recibir los estímulos a la producción y exportación descritos anteriormente.

Los pagos serían realizados en pesos argentinos al tipo de cambio de referencia, según Comunicación “A” 3500 del BCRA, del último día hábil anterior a la presentación de la información del trimestre correspondiente a la Comisión.

A la fecha de este Prospecto la Compañía era beneficiaria del Programa de Estímulo.

Resolución Nº 21/2016 – Programa de Estímulo a la Exportación de Petróleo

En marzo de 2016, el Ministerio de Energía y Minería emitió la Resolución N° 21/2016 en virtud de la cual creó el para la exportación de petróleo crudo excedente tipo Escalante, que estableció una compensación a las empresas beneficiarias por parte del gobierno argentino en caso de que el precio internacional fuera inferior a US$47,50 por barril. Se considerará que el precio alcanzado por el petróleo crudo ha superado los US$47,50 por barril una vez que su cotización se mantenga superior a dicho valor por el período transcurrido entre dos días de cotización anteriores y dos posteriores a la fecha del embarque del que se trate.

Según lo establece la Resolución N° 21/2016, las compensaciones económicas otorgadas en virtud de lo establecido no integran el precio del petróleo crudo, no correspondiendo en consecuencia su cómputo para el pago de regalías que las empresas beneficiarias deban abonar conforme lo dispuesto por la Ley de Hidrocarburos.

A la fecha de este Prospecto la Compañía no es beneficiaria de este Programa.

Productos refinados

En abril de 2002, el Estado Nacional y las principales compañías petroleras en Argentina llegaron a un acuerdo sobre un subsidio dado por el Estado Nacional a las compañías de transporte público de colectivos. El Convenio de Estabilidad de Suministro de Gas Oil fue aprobado mediante el Decreto Nº 652/02 y aseguró a las compañías de transporte la provisión necesaria de gasoil a un precio fijo de $0,75 por litro desde el 22 de abril de 2002 hasta el 31 de julio de 2002. Acuerdos posteriores entre el Estado Nacional y las principales compañías petroleras en argentina extendieron el esquema de subsidios hasta diciembre de 2009, habiendo sido revisado el precio antes mencionado en varias ocasiones.

En 2009, el Decreto Nº 1390/2009 autorizó al Jefe de Gabinete a firmar acuerdos anuales extendiendo el subsidio para el gasoil destinado a compañías de transporte para el año fiscal 2009 y hasta la finalización de la emergencia pública declarada por la Ley de Emergencia Pública y sus modificaciones. Este esquema de subsidios ha continuado vigente sobre la base de la comunicaciones mensuales de la Secretaría de Transporte de la Nación indicando a las compañías petroleras los volúmenes a ser distribuidos a cada beneficiario de los subsidios, habiendo asimismo continuado el Estado Nacional con la correspondiente compensación a las compañías petroleras por las entregas de gasoil hechas bajo el esquema antes indicado.

La Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la

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Nación) ha dictado una serie de resoluciones que afectan el mercado de combustibles, así como medidas a los fines de asegurar el abastecimiento de la demanda interna de combustibles (por ejemplo, las Resoluciones de la Secretaría de Energía Nº 1102/04, 1104/04, 1679/04, 1834/05, 1879/05, así como la Disposición Nº 157/06 de la Subsecretaría de Combustibles).

Por su parte, la Secretaría de Comercio dictó varias resoluciones a los fines de asegurar el abastecimiento de la demanda interna de combustibles. Por ejemplo: (i) la Resolución Nº 25/06, dictada en el marco de la Ley N° 20.680, que impuso a las compañías refinadoras argentinas la obligación de abastecer toda la demanda razonable de gasoil, suministrando ciertos volúmenes mínimos (establecidos por la resolución) a sus usuarios habituales, principalmente distribuidores y operadores de estaciones de servicio; (ii) la Resolución Nº 295/10, la cual estableció que el precio de comercialización de los combustibles líquidos debía ser nivelado de nuevo a los precios vigentes el 31 de julio de 2010 (esta resolución fue derogada posteriormente por la Resolución N° 543/2010 de la Secretaría de Comercio Interior); y (iii) la Resolución Nº 35/2013, que determinó, por un plazo de 6 meses, un precio tope de comercialización de hidrocarburos líquidos a aplicar por todos los expendedores, el cual debía ser igual al más elevado que se hubiera informado al 9 de abril de 2013 en cada una de las regiones geográficas identificadas en el Anexo a la Resolución.

Las resoluciones de la Secretaría de Comercio mencionadas precedentemente, que afectaron los precios internos, expiraron en noviembre de 2013 y ya no están en vigencia. La Comisión fue recientemente disuelta por el Decreto N° 277, el cual, entre otras cuestiones, transfirió las facultades de la Comisión al Ministerio de Energía y Minería de La Nación y suprimió la facultad para fijar precios de referencias de los combustibles.

El 30 de diciembre de 2013, la Comisión aprobó, mediante la Resolución N° 99/2013, las normas generales para la concesión de cuotas de volúmenes de combustibles líquidos que pueden ser importados por empresas registradas en el país, incluyendo, entre otros, las compañías petroleras registradas en los registros pertinentes de la Secretaría de Energía. Esta Ley regula los requisitos, concesión de volúmenes a ser importados y otras condiciones que deben cumplir las empresas que deseen importar combustibles líquidos libres de impuestos sobre combustibles líquidos (establecido por la Ley N° 23.966) y de impuestos sobre el gas oil (establecido por la Ley N° 26.098), conjuntamente con otros combustibles, hasta un importe máximo total de 7.000.000 metros cúbicos.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no lleva adelante actividades de refinación.

Precio del petróleo crudo y del combustible

Con motivo de la diferencias existentes entre los precios locales e internacionales del petróleo y el impacto de dicha diferencia en el precio local del combustible, el Ministerio de Energía y Minería promovió en el mes de enero de 2017 la firma de un “Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina” entre los productores y refinadores locales de petróleo. El acuerdo tiene una vigencia de 12 meses, contados a partir del 1° de enero del 2017.

El objetivo del mencionado acuerdo (el cual ha sido suscripto por la Compañía)] consiste en acercar los valores de los precios del crudo tipo Medanito y Escalante que ofrecen los productores locales a los estándares de precios internacionales para esos tipos de crudo, y como contraprestación de ello, las refinerías locales se comprometen a adquirir de los productores volúmenes de crudo equivalentes a los volúmenes adquiridos en el año 2014.

El acuerdo fija un punto de partida del precio del crudo Medanito (que se extrae en la cuenca neuquina) a US$59,4 por barril, mientras que el Escalante (Golfo de San Jorge) se establecerá en US$48,3 por barril. Habrá una curva descendiente hasta julio 2017 y luego los valores, en US$55 y US$47 dólares respectivamente, quedarán fijos hasta diciembre.

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Asimismo, se estableció como precio de referencia del petróleo los US$45 por barril y como tipo de cambio de referencia un rango que tiene como mínimo los $15,50 por US$1 y un máximo de $20 por US$1.

Si durante la vigencia del acuerdo, el precio internacional del Brent es inferior al precio de referencia o si el tipo de cambio varía fuera del rango establecido como referencia durante diez días hábiles consecutivos, el acuerdo deberá renegociarse.

Por otra parte, se estableció que si durante la vigencia del acuerdo el precio en el mercado local queda por debajo del internacional, su vigencia se suspenderá, toda vez que ya se habrían alcanzado los precios internacionales. No obstante, se reanudará su vigencia si se verificase durante diez días hábiles consecutivos una caída del precio internacional por debajo de los precios del Medanito previstos en el acuerdo. En este sentido, en septiembre de 2017, el Ministerio de Energía y Minería comunicó, con efectos a partir del 1° de octubre, la suspensión de la vigencia del acuerdo, dado que durante diez días consecutivos se verificó una cotización del precio internacional del Brent inferior a la del precio del Medanito en el mercado local. Asimismo, el acuerdo prevé restricciones a la importación de petróleo por las refinadoras. Dichas compañías, podrán importar sólo si previamente requirieron los volúmenes adicionales a los productores locales. Según lo previsto en el acuerdo, estas restricciones se mantienen en efecto, aun cuando la vigencia del acuerdo haya sido suspendida.Gas Natural - Transporte y Distribución

En junio de 1992, se sancionó la Ley Nº 24.076 de Gas del Estado, en virtud de la cual se aprobó la privatización de Gas del Estado S.A. y se dividió el sistema de transporte de gas en dos sistemas troncales sobre una base geográfica, en lugar de cinco sistemas troncales como se organizaba anteriormente, los cuales son operados por dos compañías (TGN y Transportadora de Gas del Sur S.A.). Esto fue diseñado para dar acceso a ambos sistemas, a las fuentes productoras de gas y a los principales centros de consumo, en Buenos Aires y sus alrededores. Adicionalmente, el sistema de distribución de gas se divide en nueve compañías regionales de distribución, incluyendo dos compañías de distribución para dar servicio al área del Gran Buenos Aires.

La estructura regulatoria para la industria del gas natural crea un sistema de acceso abierto, bajo el cual los productores de gas, como la Compañía, tienen acceso abierto a capacidad disponible futura en los sistemas de transporte y distribución sobre una base no discriminatoria.

Se construyeron gasoductos transfronterizos para interconectar Argentina, Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay y productores, como la Compañía, han exportado gas natural a los mercados chilenos y brasileros en la medida en que lo permite el gobierno argentino. Durante los últimos años las autoridades argentinas han adoptado una serie de medidas que restringen las exportaciones de gas natural desde Argentina, incluyendo la emisión de una instrucción de suministro interno en virtud de la Disposición Nº 27/04 de la Subsecretaría de Combustibles y las Resoluciones Nº 265/04, 659/04 y 752/05 (las cuales requieren que los exportadores suministren gas natural al mercado local argentino), instrucciones expresas de suspender las exportaciones, la suspensión del procesamiento de gas natural y la adopción de regulaciones a las exportaciones de gas natural impuestas a través de compañías transportadoras y/o comisiones de emergencia creados para tratar situaciones de crisis.

Las tarifas del transporte de gas se encuentran reguladas por la Ley Nº 24.076, la cual establece que las tarifas del transporte de gas naturas incluyen los costos del transporte del gas natural más un margen y deben cubrir los costos operativos que sean razonables, impuestos y depreciaciones

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más una tasa de retorno razonable. Las tarifas del transporte de gas (y sus ajustes) son determinadas por el ENARGAS.

En febrero de 2016, TGN celebró un Acuerdo Transitorio con los Ministerios de Hacienda, Finanzas y Energía y Minería de la Nación que fijó las pautas básicas para una adecuación transitoria de sus tarifas y de una futura Revisión Tarifaria Integral (“RTI”), sujeto a la celebración de un acuerdo de renegociación contractual integral.

En marzo de 2016, la actual administración dictó la Resolución N° 31/2016, en virtud de la cual el ENARGAS fue instruido a (i) renegociar con los titulares de licencias de transporte y distribución de gas, las tarifas dentro del plazo de un año a contar desde el 1° de abril; y (ii) ajustar las tarifas de actualmente en vigencia basado en la situación económica y financiera de los titulares de licencias de transporte y a cuenta del resultado de la renegociación indicada en el punto (i). En este sentido, en abril de 2016, el ENARGAS aprobó un incremento sustancial de las tarifas de transporte y distribución de gas, que variaba entre un 200% y 289% de aumento en función de la región y categoría de consumidores. Sin embargo, dichas medidas fueron declaradas nulas por la Cámara Federal de Apelaciones de La Plata, en julio de 2016, decisión que fue confirmada por la Corte Suprema de Justicia de la Nación el 18 agosto de 2016, argumentando que debió haberse convocado a audiencias públicas para decidir el aumento de las tarifas. Además, fijó para el futuro ciertas reglas para los futuros aumentos de tarifas, incluyendo el "criterio de igualdad” para permitir que los usuarios puedan prever estos aumentos en su planificación económica individual o familiar. A fin de cumplir con el fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, se celebraron audiencias públicas entre el 16 y el 18 de septiembre de 2016. El 7 de octubre de 2016, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería en virtud de la cual se aprobó un incremento en las tarifas del gas, denominados en dólares estadounidenses, aplicable a partir del 1º de octubre de 2016, ajustable semestralmente hasta alcanzar los precios de mercado en 2019 y, en el caso de Patagonia, Malargüe y la Pune, en 2022. En este sentido, el ENARGAS, basándose en las tarifas de gas aprobadas por la Resolución Nº 212-E/2016, dictó la Resolución Nº I/4053, restableciendo a partir del 7 de octubre de 2016 el aumento transitorio de las tarifas de TGN del 289%.

Posteriormente, con fecha 30 de marzo de 2017, TGN celebró con el Ministerio de Hacienda y con el Ministerio de Energía un acuerdo de renegociación integral de su licencia, cuya vigencia está supeditada al cumplimiento de varias condiciones suspensivas, entre ellas, la aprobación del Poder Ejecutivo Nacional, previa intervención de la Sindicatura General de la Nación y ambas Cámaras del Congreso Nacional, previo dictamen de una comisión bicameral. En la misma fecha, TGN obtuvo un nuevo aumento transitorio promedio de tarifas del 49%, a cuenta del aumento mayor que aplicará como resultado de una revisión tarifaria integral llevada a cabo por el ENARGAS y contra la ejecución de inversiones obligatorias. El acuerdo contiene los términos y condiciones convenidos entre el Poder Ejecutivo Nacional y TGN para adecuar la licencia de este último, establece las pautas bajo las cuales el ENARGAS llevó a cabo la RTI para el período 2017-2022 y concluye el proceso de renegociación. Sus previsiones, una vez puesto en vigencia dicho acuerdo a partir de su ratificación por el Poder Ejecutivo Nacional, abarcarán el período contractual comprendido entre el 6 de enero de 2002 y la fecha de finalización de la licencia.

Marco regulatorio del gas natural

MEG

En febrero de 2004, el Decreto Nº 180/04 (i) creó el MEG para las operaciones de venta spot diaria de gas natural y un mercado secundario de servicios de transporte y distribución; y (ii) estableció deberes de información para los compradores y vendedores de gas natural con relación a sus respectivas operaciones comerciales, requeridos como condición para inyectar y transportar cualquier volumen de gas natural a través del sistema de transporte (posteriormente regulado por la Resoluciones Nº 1146/04 y Nº 882/05 de la Secretaría de Energía). De acuerdo con el Decreto Nº

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180/04, todas las ventas spot diarias de gas natural deben ser negociadas dentro del ámbito del MEG.

La Compañía, en su carácter de productora, comercializa gas en el punto de ingreso al sistema de transporte. Dado que es intención de la Compañía comercializar gas incluyendo la inyección en el sistema de transporte, con fecha 26 de julio de 2017 solicitó ante el ENARGAS la inscripción como comercializador de gas natural. A la fecha de este Prospecto, dicha solicitud se encuentra pendiente de autorización por el ente.

Acuerdos con productores de gas natural para satisfacer la demanda interna

En febrero de 2004, el Decreto Nº 181 autorizó a la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) a negociar con los productores de gas natural un mecanismo de ajuste de precios del gas natural suministrado a industrias y compañías de generación de electricidad.

En 2007, la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) determinó la venta de gas a un precio de $56 /Mm3

para el gas residencial (aprox. US$0,50/MMBtu) y $115 /Mm3 para el GNC e industria (US$1,00/MMBtu). Los volúmenes son determinados por el Estado Nacional, según la demanda estacionaria. De esta manera el precio de venta del gas tuvo una disminución en promedio del 70%, ya que el precio de venta previo a la resolución era de US$2/MMBtu.

Asimismo, la Resolución Nº 599/07 homologó una propuesta de acuerdo con los productores de gas natural con relación al suministro de gas natural al mercado local durante el período 2007 a 2011 (“Acuerdo 2007-2011”). La Compañía impugnó la Resolución N° 599/07 pero, ante las intimaciones de la Secretaría de Energía de tenerla como productora no firmante, la Compañía se vio compelida a firmar el Acuerdo 2007-2011, entre otras razones, para mitigar potenciales daños. La situación de ser considerado como Productor No Firmante implicaba ser sancionado y ser objeto de otras medidas desfavorables por parte de las autoridades reguladoras. Sin embargo, señalamos expresamente que la firma del Acuerdo 2007-2011 no implicaba reconocimiento alguno de nuestra parte de la validez de los términos y condiciones de las diversas Resoluciones de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) que establecen programas para la restricción o redireccionamiento de las exportaciones para satisfacer la demanda interna. Por lo tanto, manifestamos que firmábamos el Acuerdo 2007-2011 teniendo en cuenta las posibles consecuencias de no hacerlo.

Si bien los productores están autorizados a retirarse del Acuerdo 2007-2011 en virtud de sus términos, si así lo hicieran, dichos productores serían tratados como cualquier productor que no haya suscripto el Acuerdo 2007-2011 en primer lugar, estando sujetos igualmente a requerimientos de inyección de gas, por parte del Estado Nacional, en caso que la producción provista por los productores firmantes no alcance a satisfacer la demanda prevista en el acuerdo, los cuales serán pagados a precios inferiores a los que recibiría un productor firmante por dicho suministro adicional de gas.

El objetivo del Acuerdo 2007-2011 es garantizar el abastecimiento de la demanda del mercado local a los niveles registrados en el año 2006, más el crecimiento en demanda de los usuarios residenciales y pequeños comerciales. Los productores firmantes del Acuerdo 2007-2011 se comprometerían a abastecer una parte de los niveles de demanda acordados según su participación determinada sobre la base de la producción total de los 36 meses previos a abril de 2004. El Acuerdo 2007-2011 también establece las pautas respecto de los términos de los contratos de suministro de cada segmento del mercado y ciertos límites de precios para cada segmento de los niveles de demanda acordados. Con el fin de garantizar la demanda de gas natural del mercado local que exceda los niveles de demanda acordados, la Resolución Nº 599/07, mantiene la validez de las resoluciones que implementaron los cortes de los compromisos de exportación de gas

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natural y el redireccionamiento de esos volúmenes de gas natural hacia determinados sectores del mercado local. La Resolución Nº 599/07 también señala que el Acuerdo 2007-2011 no obsta a la eventual suspensión o caducidad de los permisos de exportación.

La Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) mediante la Resolución N° 1070/2008 publicada en el Boletín Oficial del 1 de octubre de 2008, ratifica el acuerdo complementario al acuerdo 2007-2011, suscripto entre los productores de gas natural y la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) el 19 de septiembre de 2008 (el “Acuerdo Complementario”) cuyo objeto era (i) la reestructuración de precios de gas en boca de pozo y la segmentación de la demanda residencial de gas natural y (ii) establecer el aporte de los productores de gas natural al Fondo Fiduciario creado por la Ley de GLP. El Acuerdo Complementario también contiene ciertos requerimientos vinculados a la provisión de GLP al mercado doméstico. A través de la Resolución N° 1470/08, la Secretaría de Energía determinó los precios bases para el segmento residencial aplicable a los productores que firmen el Acuerdo Complementario. Con fecha 13 de enero de 2010 se firmó una adenda al Acuerdo Complementario con productores de gas natural de fecha 19 de septiembre de 2008 estableciendo el aporte del sector de los Productores al Fondo Fiduciario creado por la Ley Nº 26.020 para el período comprendido entre el 1º de enero y el 31 de diciembre de 2010. Con fecha 25 de enero de 2011 se firmó una segunda Adenda al Acuerdo Complementario que extendió dicho compromiso hasta el 31 de diciembre de 2011.

Con fecha 5 de enero de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 172 de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) mediante la cual se extendieron las reglas de asignación y demás criterios fijados por la Resolución Nº 599/07, todo ello hasta que se produzca el dictado de las medidas que la reemplacen y según menciona la Resolución previamente indicada.

El 19 de marzo de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 55/2012 de la Secretaría de Energía (actual Ministerio de Energía de La Nación), el cual extendió el Acuerdo Complementario para el año 2012 y estableció lo siguiente respecto de los no firmantes del Acuerdo 2007-2011: (i) el incremento en el precio del gas natural establecido en el Acuerdo Complementario no será aplicable al gas natural inyectado en el sistema de gas natural por los no firmantes del Acuerdo 2007-2011; (ii) el gas natural inyectado por los no firmantes será consumido primero en el orden de prioridad por los usuarios residenciales, cuyas tarifas se encuentran en el rango más bajo; y (iii) los no firmantes deberán cumplir con los compromisos asumidos por los productores de gas natural bajo el Acuerdo 2007 – 20011, extendido por la Resolución N° 172. El 20 de marzo de 2012, la Resolución N° 55/2012 de la Secretaría de Energía fue complementada por la Resolución del ENARGAS N° 2087/2012 que establece, entre otros, el procedimiento de distribución que deben seguir las empresas para asegurar los montos a ser depositados en el fondo fiduciario creado por la Ley de GLP. Además, según esta resolución, los productores no firmantes de la extensión del Acuerdo Complementario correspondiente a 2012 no les es permitido cargar a los consumidores abastecidos directamente por las empresas distribuidoras los precios incrementales para el precio del gas en boca de pozo según lo establecido por las Resoluciones N° 1070/2008 y 1417/2008. Consecuentemente, los productores no firmantes tienen que facturar los precios más bajos que estaban en vigor antes de la adopción de dichas resoluciones para el gas suministrado a las empresas de distribución.

Posteriormente, en 2014 la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) dictó la Resolución Nº 226/2014, en virtud de la cual se fijaron los precios a ser aplicados por todos los productores de gas natural para los usuarios residenciales y comerciales. El 1° de abril de 2016, el Ministerio de Energía y Minería dictó la Resolución N° 28/2016, en virtud de la cual se aumentaron los precios del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte para usuarios residenciales y comerciales. Para mayor información, ver el apartado “Precios del gas natural para el mercado regulado (consumidores residenciales y comerciales)” en esta Sección.

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Procedimiento para Administrar el Suministro de Gas a fin de Satisfacer la Demanda Interna

Con fecha 4 de octubre de 2010 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 1410/2010 del ENARGAS mediante la cual se aprobó el “Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones y Control de Gas” que implementaba nuevas pautas a seguir para el despacho de gas natural aplicable a todos los sujetos de la industria del gas, imponiendo nuevas y más severas regulaciones a la disponibilidad de gas por parte de los productores, y según se menciona a continuación:

las distribuidoras quedan habilitadas a nominar todo el gas necesario para atender la demanda prioritaria, aun cuando se trate de volúmenes que excedan los que la Secretaría de Energía les hubiese asignado en virtud del Acuerdo 2007-2011;

los productores están obligados a confirmar todo el gas natural requerido por las distribuidoras para abastecer la demanda prioritaria. Las participaciones de los productores en tales volúmenes están en línea con las participaciones determinadas según el Acuerdo 2007-2011. La Compañía no puede predecir la demanda estimada del mercado argentino que deberá ser satisfecha por los productores, con independencia de ser un productor “firmante o no firmante” del Acuerdo 2007/2011;

una vez abastecida la demanda prioritaria, se deben confirmar los volúmenes solicitados por el resto de los segmentos, quedando en el último orden de prioridades las exportaciones; y

en caso que las confirmaciones del productor sean por un volumen menor al solicitado, las transportistas serán las encargadas de adecuar las confirmaciones redireccionando el gas hasta completar el volumen requerido por las distribuidoras para la demanda prioritaria. Este mayor volumen deberá ser detraído de las confirmaciones efectuadas por ese productor a otros clientes. Si el productor no hubiere confirmado gas a otros clientes desde la misma cuenca de origen, el faltante será solicitado al resto de los productores de gas.

En consecuencia, el procedimiento imponía la obligación de suministro a todos los productores en caso de una inyección deficiente de un productor. Con fecha 27 de mayo de 2011, la Compañía interpuso un reclamo impropio contra la Resolución N° 1410/2010 mediante el cual se impugnó dicho acto administrativo por haber sido dictado por un órgano incompetente, modificar unilateralmente –y en perjuicio de la Compañía– los términos del Acuerdo 2007-2011, y contravenir el régimen de libre disponibilidad de los hidrocarburos creado por los Decretos N° 1055/89, N° 1212/89, N° 1589/89 y N° 2731/93, y que forma parte de su derecho adquirido conforme el artículo 17 de la Constitución Nacional, por haber sido incorporados expresamente en el título legal que otorgará las concesiones que posee la Compañía. A la fecha de este Prospecto, aún no ha sido resuelto el reclamo presentado por la Compañía.

El 1º de junio de 2016, el Ministerio de Energía y Minería dictó la Resolución Nº 89/2016, en virtud de la cual se modificaron y complementaron los procedimientos de despacho previstos en la Resolución N° 1410/2010. En este sentido, la resolución detalla los volúmenes de gas (por cuenca y distribuidor) que los distribuidores se hallan facultados a requerir a los productores, para el abastecimiento de la demanda prioritaria en el mercado regulado. Dichos volúmenes pueden ser suministrados por los productores en virtud de contratos celebrados con los distribuidores a los precios determinados por el ENARGAS para el mercado regulado. Si para abastecer la demanda prioritaria fueran necesarios volúmenes mayores a los previstos en el Anexo I de la resolución, dichos volúmenes serán asignados por el Comité de Emergencia, caso por caso, bajo el nuevo procedimiento establecido por el ENARGAS mediante la Resolución Nº 3833/2016. Los volúmenes de gas que no hayan sido contratados por los distribuidores a los productores, serán asignados por el Comité de Emergencia, en primera prioridad, para abastecer la demanda prioritaria y otros servicios esenciales.

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Programa Gas Plus

La Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) dictó la Resolución N° 24/08 en virtud de la cual se creó un programa denominado “Gas Plus” para incentivar la producción de gas natural, resultante de nuevos descubrimientos de reservas, nuevos yacimientos, tight gas, etc. El gas natural producido bajo el programa Gas Plus no estará sujeto al Acuerdo 2007-2011 y particularmente no estará sujeto a las condiciones de precio establecidas en dicho acuerdo. Para ser parte de ese programa, es necesario que el productor haya firmado el Acuerdo 2007-2011 y que se mantenga como parte de ese acuerdo.

La Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) mediante la Resolución N° 1031/2008 (publicada en el Boletín Oficial del 12 de septiembre de 2008), modificó la Resolución Nº 24/2008, estableciendo las condiciones personales que los peticionantes deberán reunir para solicitar la aprobación de un proyecto en los términos del programa Gas Plus. Posteriormente, mediante Resolución Nº 695/2009 de la Secretaría de Energía (actual Ministerio de Energía de La Nación) se modificaron ciertas condiciones para solicitar la adhesión al programa “Gas Plus” exigiendo el cumplimiento de los compromisos asumidos con anterioridad.

Por medio de la Resolución N° 1983/2010 de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), se aprobó el proyecto presentado por la Compañía, en los términos del programa “Gas Plus”, respecto del área hidrocarburífera “Angostura”, ubicada en Río Negro sobre la cual tiene un permiso de exploración. En razón de ello, una vez solicitada la concesión de explotación, la producción de gas natural que la Compañía obtenga de ese yacimiento podrá venderse a un precio mayor al actual precio de mercado, de acuerdo a las reglas del programa “Gas Plus”.

En el área “Aguaragüe” y mediante las Resoluciones N° 319/2010 y N° 85/2012 de la Secretaría de Energía de la Nación, se aprobaron, en los términos del programa “Gas Plus”, los proyectos "Pozo TPT.St.AG.ap 1001” y “Pozo TPT.St.CD-1007”, respectivamente, de los cuales el primero se encuentra actualmente en producción.

En la concesión “Estancia Agua Fresca” y mediante Resolución Nº 136/2015 de la Secretaría de Energía, se aprobó, en los términos del programa “Gas Plus”, el proyecto “EaFN”. El 22 de marzo de 2016, el Ministerio de Energía y Minería aprobó el precio de referencia y el sistema de medición de los volúmenes de gas producidos.

En la concesión “Campo Indio”, la Compañía se encontraba en negociaciones con la Secretaría de Energía para obtener la aprobación del proyecto “Campo Indio” bajo los beneficios del programa “Gas Plus”. No obstante, dicho trámite quedó sin efecto con motivo del dictado de la Resolución N° 74/2016 que estableció que no podían presentarse nuevos proyectos bajo el programa Gas Plus. Para mayor información, véase “Resolución N° 74/2016 – Programa de estímulo para nuevos proyectos de gas natural para aquellas empresas que no sean beneficiarias de los programas de estímulo anteriores” en esta Sección.

Fondo fiduciario para atender importaciones de gas natural

El Decreto N° 2067/2008 (publicado en el Boletín Oficial del 3 de diciembre de 2008), creó el fondo fiduciario para atender las importaciones de gas natural y toda aquella necesaria para complementar la inyección de gas natural que sean requeridas para satisfacer las necesidades nacionales (el “Fondo Fiduciario”). El Fondo Fiduciario estará integrado por los siguientes recursos: (i) cargos tarifarios a pagar por los usuarios de los servicios regulados de transporte y/o distribución, por los sujetos consumidores de gas que reciben directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución de gas natural y por las

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empresas que procesen gas natural; (ii) los recursos que se obtengan en el marco de programas especiales de crédito que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e internacionales; y (iii) a través de sistemas de aportes específicos, a realizar por los sujetos activos del sector.

Este Decreto Nº 2067/2008 ha sido objeto de diversos reclamos judiciales por distintas compañías del sector y de usuarios del servicio de distribución de gas natural. En ese sentido, juzgados de diversas zonas del país han dictado en su oportunidad medidas cautelares suspendiendo, en cada caso, los efectos derivados de la aplicación del mencionado decreto. Con fecha 8 de noviembre de 2011 el ENARGAS dictó la Resolución N° 1982, complementaria del Decreto N° 2067, por la cual se ajustan los importes del cargo establecido por el Decreto N° 2067/08 como así también amplía los sujetos alcanzados, incluyendo los servicios residenciales, procesamiento de gas (entre otros, el gas consumido por el “Retención Térmica de Planta”) y centrales de generación eléctrica, entre otros. La presente medida es de aplicación para los consumos que se efectúen a partir del 1 de diciembre de 2011. En 2011 el ENARGAS también dictó: (i) la Resolución Nº 1988 que estableció el método de pago de los cargos tarifarios previstos en la Resolución Nº 1982; y (ii) la Resolución del ENARGAS N° 1991 ampliando los sujetos alcanzados por el cargo mencionado. Con fecha 1 de noviembre de 2012, de dictó la Ley N° 26.784 mediante la cual se establece que el cargo y el Fondo Fiduciario creados por el Decreto N° 2067/2008 se regirán por lo previsto en la Ley N° 26.095, considerándose incluidos dentro de las previsiones de la citada ley todos los actos dictados en el marco del Decreto N° 2067 y faculta al Poder Ejecutivo a dictar todas las normas complementarias, aclaratorias y modificatorias que sean necesarias para hacer efectivo lo dispuesto por la Ley N° 26.095.

En enero de 2012, la Compañía ha interpuesto, en los términos de los artículos 84, 88 y concordantes del Reglamento de Procedimientos Administrativos (t.o. en 1991) recurso de reconsideración y jerárquico en subsidio contra las Resoluciones N° 1982, N° 1988 y N° 1991 del año 2011, cuestionando los cargos tarifarios impuestos a la Compañía como productora de gas natural. A la fecha de este Prospecto, el planteo de la Compañía no fue resuelto.

Regulaciones a la exportación de gas natural y prioridades del abastecimiento doméstico

En marzo de 2004, la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) dictó la Resolución Nº 265/04 adoptando medidas con la intención de asegurar el adecuado abastecimiento de gas natural al mercado local y regular sus consecuencias sobre los precios mayoristas de la electricidad. Entre las medidas adoptadas estaban:

la suspensión de todas las exportaciones de excedentes de gas natural,

la suspensión de las aprobaciones automáticas de solicitudes de exportación de gas natural,

la suspensión de todas las solicitudes de nuevas autorizaciones para exportar gas natural presentadas o a ser presentadas ante la Secretaría de Energía, y

la autorización a la Subsecretaría de Combustibles para crear un programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte.

En 2004, la Subsecretaría de Combustibles dictó la Disposición Nº 27/04 estableciendo el programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte, y un límite a las autorizaciones de exportación de gas natural, las cuales, en ausencia de autorización expresa de la Subsecretaría de Combustibles, no podían ser ejecutadas por volúmenes que excedan el volumen las exportaciones registradas durante el año 2003.

En 2004, la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) dictó la Resolución Nº 659/04, la cual estableció un nuevo programa para asegurar el

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abastecimiento de gas natural al mercado local (que sustituye al programa creado por la Disposición Nº 27/04 de la Subsecretaría de Combustibles). De acuerdo con la Resolución Nº 659/04 de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) (modificada por la Resolución Nº 1681/04 de la Secretaría de Energía), las exportaciones de gas natural podían ser reducidas debido a escasez de gas natural en el mercado local, requiriéndose a los productores exportadores que entreguen al mercado local volúmenes adicionales de gas natural más allá de aquellos que esos productores se hubieren comprometido contractualmente a suministrar. La exportación de gas natural bajo los actuales permisos de exportación está condicionada al cumplimiento de requerimientos de inyección adicional impuestos a los productores exportadores por las autoridades gubernamentales.

Este programa fue nuevamente modificado y complementado por la Resolución Nº 752/05 de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), que redujo aún más la capacidad de los productores de exportar gas natural y creó un mecanismo bajo el cual la Secretaría de Energía puede requerir a los productores exportadores que suministren volúmenes adicionales a los consumidores domésticos durante un período estacional (la “Inyección Adicional Permanente”), volúmenes de gas natural que tampoco están contractualmente comprometidos por los productores exportadores.

La Resolución Nº 752/05 de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), también establece (i) un mercado especial, abierto y anónimo, para que las estaciones de expendio de gas natural comprimido realicen sus adquisiciones de gas natural en condiciones de mercado reguladas, y cuya demanda está garantizada por la Secretaría de Energía a través de la Inyección Adicional Permanente requerida a los productores exportadores y (ii) un mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas para que los generadores de electricidad y los usuarios industriales y comerciales obtengan un suministro de gas natural, y cuya demanda se encuentra garantizada por la Secretaría de Energía a través de la imposición de Inyección Adicional Permanente mencionada anteriormente.

En virtud del procedimiento de ofertas irrevocables estandarizadas, que opera en el MEG, cualquier consumidor directo puede ofertar para la compra de gas natural a término al precio promedio del gas natural de exportación neto de retenciones por cuenca. El volumen necesario para satisfacer las ofertas irrevocables estandarizadas que no hubieren sido satisfechas, se requerirá como Inyección Adicional Permanente hasta el final del período estacional durante el cual se hubieran efectuado las ofertas no satisfechas (octubre-abril o mayo-septiembre). Esa Inyección Adicional Permanente es requerida a los productores que exportan gas y que inyectan gas natural desde las cuencas que pueden abastecer las ofertas irrevocables estandarizadas no satisfechas. La Resolución Nº 1886/2006 de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), publicada el 4 de enero de 2007, prorrogó la vigencia de este mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas hasta el 31 de diciembre de 2016, y facultó a la Subsecretaría de Combustibles a suspender su vigencia cuando esté satisfecha la demanda doméstica de gas natural ya sea mediante regulaciones, acuerdos o debido al descubrimiento de reservas.

Mediante la Resolución Nº 1329/06 de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), posteriormente complementada por la nota de la Subsecretaría de Combustibles Nº 1011/07, forzó a los productores a dar primera prioridad en sus inyecciones de gas natural a los gasoductos a determinados consumidores preferenciales y obligó a las compañías transportadoras a que garanticen esas prioridades a través de la asignación de la capacidad de transporte. En términos generales, estas regulaciones subordinan todas las exportaciones de gas natural a la entrega previa de volúmenes de gas natural suficientes para satisfacer la demanda local.

Asimismo, desde el severo invierno argentino de 2007 y con posterioridad a ello, la mayoría de los productores de gas así como también las compañías transportadoras, hemos recibido instrucciones

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del Estado Nacional de suspender las exportaciones, salvo por determinados volúmenes dirigidos a satisfacer los consumos residenciales chilenos y otros consumos específicos.

Regulación del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte para los servicios de GNC y del precio de venta de GNC al público

Por medio de la Resolución N° 1445/12, la Secretaría de Energía de la Nación (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), en ejercicio de las facultades atribuidas por el Decreto 1277/2012, reguló el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte para los servicios de GNC. En ese sentido, estableció un precio de $0,4945 por m3de gas natural o $78,6 por boe de gas natural a 9300 Kcal, sin impuestos.

Adicionalmente, esa norma dispuso que el precio de venta al público de GNC se deba mantener a los mismos valores vigentes al día 8 de agosto de 2012.

A la fecha de este Prospecto, la Resolución 1445/12 sigue en vigencia. No obstante, debido al Decreto 272/2015 que eliminó la facultad de determinar precios de referencia otorgada por el Decreto 1277/2012, es probable que el Ministerio de Energía y Minería de la Nación dicte nuevas regulaciones sobre este tema, pero la Compañía no puede asegurar el impacto que dichas medidas podrían tener en su negocio.

Resolución N° 1/2013 - “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”

El 14 de febrero de 2016 entró en vigencia la Resolución N° 1/2013 de la Comisión (disuelta por el Decreto Nº 272/2015 y sus facultades transferidas al Ministerio de Energía y Minería de la Nación). Dicha resolución creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” (el “Plan Gas I”). Bajo esta regulación, las empresas productoras de gas estaban invitadas a presentar proyectos para incrementar la inyección total de gas natural ante la Comisión antes del 30 de junio 2013, a fin de recibir una compensación de hasta US$7,5/MBtu correspondiente a la inyección excedente. Los proyectos debían cumplir con los requisitos mínimos establecidos en la Resolución 1/2013, y estaban sujeto a la aprobación por parte de la Comisión (disuelta por el Decreto Nº 272/2015 y sus facultades transferidas al Ministerio de Energía y Minería de la Nación). Los proyectos tienen un plazo máximo de cinco (5) años, prorrogables a petición del beneficiario, por decisión de la Comisión. Si la empresa beneficiaria, para determinado mes, no llega al aumento de la producción comprometida de su proyecto y que fuera aprobado por la Comisión, tendrán que compensar su imposibilidad de alcanzar los valores mínimos de Inyección Total comprometidos en su Proyecto. Adicionalmente, la Comisión podrá dejar sin efecto un proyecto de aumento de la inyección total de gas natural previamente aprobado, en la medida que se verifiquen algunos de los siguientes supuestos: (i) la omisión, inexactitud o falseamiento de la información provista por la empresa en el proyecto o durante su ejecución; (ii) el incumplimiento de las obligaciones establecidas en el Decreto Nº 1.277/2012, y de sus normas o actos complementarias; (iii) el incumplimiento por parte de la empresa de las obligaciones contraídas en el marco del programa, previa intimación por un plazo no inferior a 15 días hábiles; (iv) en caso de que el precio de importación fuere igual o inferior al precio de la inyección excedente, y siempre que dicha situación se extendiere por un plazo de al menos ciento ochenta días corridos; o (v) en caso que los valores de los contratos de suministro o facturas de la empresa, utilizados para el cálculo mensual del promedio ponderado correspondiente a cada mes de vigencia del programa tuvieren una disminución de precios y/o cantidades injustificada.

En 2013 la Comisión a través de la Resolución N° 3/2013 aprobó el “Reglamento General del Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” que establece los lineamientos y procedimientos para la ejecución del Programa de Estímulo y su operatoria y la de los proyectos aprobados bajo dicho régimen. Este reglamento establece, entre otras cuestiones, la forma de determinar la penalidad por incumplimiento de los valores mínimos de inyección total comprometidos.

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En enero de 2017, el gobierno anunció la prórroga del Plan Gas I, cuya fecha de vigencia vencía el 31 de diciembre de 2017, hasta fines de 2019.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no se encuentra inscripta en el Plan Gas I.

Resolución N° 60/2013 - “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”

En noviembre de 2013, la Comisión (a la fecha de este Prospecto, disuelta en virtud del Decreto Nº 272/2015 y cuyas facultades fueron transferidas al Ministerio de Energía de la Nación) mediante el dictado de la Resolución N° 60/2013 creó el Plan Gas II (“Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”).

El objetivo principal del Plan Gas II es aumentar la inyección de gas natural por parte de las empresas productoras que por sus escalas productivas y/o las características geológicas de los yacimientos sobre los que operan, presenten una inyección reducida de gas natural a fin de incentivar la inversión en exploración y explotación para contar con nuevos yacimientos que permitan recuperar el horizonte de reservas y lograr el autoabastecimiento energético en el mediano y largo plazo. La inscripción en el Plan Gas II presentada por la Compañía y UENE, como grupo económico, fue aprobada por la Comisión mediante Resolución N° 134 de fecha 14 de julio de 2014.

El Plan Gas II establece que el Estado Nacional –con fondos del Tesoro Nacional– pagará al productor beneficiario la diferencia entre (i) el precio promedio efectivamente percibido por el productor por los volúmenes inyectados y (ii) el precio promedio resultante de considerar el nivel de la inyección base (ajustado por una tasa anual de declive del 15%) a un precio fijo pre-establecido, y la inyección excedente (por ejemplo, volúmenes inyectados por encima de la inyección base ajustada) al precio marginal. El precio marginal aplicable para cada mes, variará según el nivel de inyección alcanzado en cada mes: US$7,5/MMBtu (cuando la inyección efectiva supere la inyección base no ajustada por declive) y entre US$4 y 6/MBtu (cuando la inyección efectiva sea inferior a la inyección base no ajustada pero superior a la inyección base ajustada). El monto de esta compensación se determina en foma mensual en dólares y se abona trimestralmente en pesos al tipo de cambio referencia publicado por el BCRA, de conformidad con lo previsto por la Comunicación “A” 3500, correspondiente al último día hábil del período mensual en que se efectuó la inyección excedente de gas natural. Por el contrario, cuando la inyección efectiva esté por debajo de la inyección base ajustada, el productor deberá abonar al Estado Nacional por los volúmenes en defecto el promedio ponderado del precio de importación a la República Argentina del gas natural durante los 6 meses inmediatos anteriores.

El 5 de diciembre de 2015, la Comisión a través de la Resolución N° 83/2013 aprobó el “Reglamento General del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” que establece: (i) la vigencia del Plan Gas II hasta el 31 de diciembre de 2017; y (ii) los lineamientos y procedimientos para la ejecución del Plan Gas II y su operatoria y la de los proyectos aprobados bajo dicho régimen.

El 13 de julio de 2015, la Comisión a través de la Resolución N° 123/2015 aprobó el “Reglamento de Adquisiciones, Ventas y Cesiones de Áreas, Derechos y Participación en el marco del Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural y del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” (en adelante, el “Reglamento de Adquisiciones y Ventas”) que regula los efectos de las adquisiciones, ventas y cesiones de áreas, derechos y participación de áreas sobre parámetros de inyección correspondientes a los proyectos inscriptos en el Plan Gas I y en el Plan Gas II, oportunamente presentados por las empresas beneficiarias involucradas en esas operaciones de adquisición, venta o cesión.

El 17 de julio de 2015, la Compañía y UENE informaron a la Comisión la adquisición de los

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Activos de PESA con efectos al partir del 1° de abril de 2015. En esta oportunidad, y conforme lo previsto en el apartado IV) del Reglamento de Adquisiciones y Ventas, la Compañía y UENE presentaron los nuevos valores de Inyección Base, Inyección Base Ajustada, Curva Teórica de Ajuste del 10% y Curva Teórica del 5%.

El 3 de septiembre de 2015, la Comisión a través de la Resolución N° 170/2015 aprobó las modificaciones a la Inyección Base, Inyección Base Ajustada, Curva Teórica de Ajuste del 10% y Curva Teórica del 5% con efectos a partir del 1 de abril de 2015, presentadas por la Compañía y UENE relativas al proyecto de Plan Gas II aprobado por la Comisión mediante Resolución N° 134/2014.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía es beneficiaria del Plan Gas II. De acuerdo a lo previsto por el Decreto N° 704/2016, publicado en el Boletín Oficial el 23 de mayo de 2016, los subsidios devengados bajo el Plan Gas II, hasta diciembre de 2015 serían abonados a los beneficiarios en especie, mediante la entrega de bonos del Estado Nacional en dólares estadounidenses (Bonos de la Nación Argentina en Dólares Estadounidenses 8%, 2020, Bonar 2020 US$). Para recibir el pago los beneficiarios debían presentar antes del 23 de junio de 2016 una solicitud ante el Ministerio de Energía y Minería. El 30 de junio de 2016, la Compañía recibió bonos del Estado Nacional por un valor nominal de US$15,7 millones para cancelar las compensaciones devengadas desde julio hasta diciembre de 2015 por la suma de $242,5 millones. El 28 de agosto de 2016, la Compañía recibió el pago de las compensaciones devengadas entre enero y marzo de 2016 por la suma de $206,5 millones. El 24 de febrero de 2017, la Compañía recibió el pago de las compensaciones devengadas entre julio y septiembre de 2016 por la suma de $194,9 millones. El 25 de abril de 2017, la Compañía recibió el pago de las compensaciones devengadas entre abril y junio de 2016 por la suma de $238,4 millones. El 17 de agosto de 2017, la Compañía recibió el pago de las compensaciones devengadas entre octubre y diciembre de 2016 por la suma de $134,4 millones. A la fecha de este Prospecto, el pago las compensaciones devengadas desde el 1 de enero de 2017 hasta el 30 de junio de 2017, ascienden a $274,4 millones, encontrándose pendiente su cancelación a la fecha de este Prospecto.

Resolución N° 74/2016 – Programa de estímulo para nuevos proyectos de gas natural para aquellas empresas que no sean beneficiarias de los programas de estímulo anteriores

En mayo de 2016, el Ministerio de Energía y Minería dictó la Resolución N° 74/2016, que creó un programa de estímulo a nuevos proyectos de gas natural para aquellas empresas que no sean beneficiarias de los programas de estímulo anteriores, con el objetivo de incentivar a la producción de gas natural en el corto plazo, reducir las importaciones y estimular la inversión en exploración y explotación (el “Plan Gas III”).

Bajo el Plan Gas II, el Ministerio de Energía y Minería se compromete a efectuar las compensaciones que correspondan en caso de que la empresa beneficiaria del programa hubiera recibido un valor menor a US$7,50 por MBtu.

Solamente las empresas inscriptas en el Registro Nacional de Empresas Petroleras que sean titulares de concesiones de explotación de hidrocarburos o sean productores con derecho sobre la producción de gas natural asociados al concesionario, pueden ser beneficiarias del Plan Gas III. Además, para recibir las compensaciones bajo el Plan Gas III, el gas natural a producir debe (i) provenir de una concesión de explotación que haya sido otorgada como consecuencia de un descubrimiento informado con posterioridad a enero de 2013, (ii) provenir de una concesión de explotación de yacimientos caracterizados como de “tight gas” o “shale gas”, o (iii) pertenecer a empresas sin registros de inyección de gas natural y que adquiriesen una participación en áreas que pertenezcan a empresas beneficiarias de programas de estímulo anteriores (como el Plan Gas I o el Plan Gas II), siempre que la inyección total proveniente de esas áreas hubiese sido nula.

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Las empresas interesadas podían presentar sus proyectos hasta el 30 de junio de 2017 ante la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos de la Nación, que es la autoridad encargada de administrar y ejecutar el programa. Los beneficios bajo el Plan Gas III se mantendrán en efecto hasta el 31 de diciembre de 2018.

Por otra parte, la Resolución N° 74/2016 establece que, a partir de su entrada en vigencia, no podrán registrarse nuevos proyectos bajo el Programa Gas Plus. En este sentido, respecto del proyecto “Campo Indio” presentado por la Compañía en el marco de dicho programa, y cuya aprobación se encontraba pendiente por el Ministerio de Energía y Minería, la Compañía no ha realizado presentaciones adicionales ante dicho ministerio con respecto al status de dicha aprobación en tanto el Programa Gas Plus ha perdido vigencia con la imposibilidad de registrar nuevos proyectos.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no reúne las condiciones para ser beneficiaria del Plan Gas III.

Resolución N° 46-E/2017 - “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural no Convencional”

El 6 de marzo de 2017, se publicó la Resolución N° 46-E/2017 del Ministerio de Energía y Minería que crea el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios no Convencionales, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2021 y por medio del cual se busca incentivar las inversiones para la producción de gas natural obtenido por métodos no convencionales en la Cuenca Neuquina.

Para ingresar al programa se debe presentar un plan de inversiones, y éste alcanzará a las concesiones ubicadas en la Cuenca Neuquina que producen gas natural no convencional. El programa consiste en el pago de una compensación que se determinará mensualmente multiplicando el volumen de gas comercializado proveniente de las concesiones incluidas por la diferencia entre el precio mínimo y el precio efectivo del mismo (el promedio facturado por cada empresa en el mercado interno). El precio mínimo es de US$7,50/MBtu para el año 2018, disminuyendo luego US$0,50/MBtu por año hasta llegar a US$6,00/MBtu para el año 2021.

Las empresas podrán cobrar compensaciones bajo este programa desde el mes posterior a la solicitud de inclusión en el mismo o el mes de enero de 2018, el que fuera posterior, y hasta diciembre del año 2021, ambos inclusive. Las compensaciones determinadas según lo indicado precedentemente serán pagaderas en un 88% a las empresas que adhieran al programa y en el 12% restante a la provincia correspondiente a cada concesión incluida en este programa. Las compensaciones se determinarán en dólares pero se abonarán en pesos al tipo de cambio vendedor del Banco Nación del último día hábil del mes al que corresponda la producción incluida sujeta a compensación.

Precios del gas natural para el mercado regulado (consumidores residenciales y comerciales)

El 4 de abril de 2014, la Resolución Nº 226/2014 del Ministerio de Energía se publicó en el Boletín Oficial. En virtud de esta Resolución, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación (ex Secretaría de Energía de la Nación) estableció nuevos precios para los consumidores residenciales. Aquellos consumidores residenciales que logran ciertos ahorros de consumo en comparación con el mismo período del año anterior serán: (i) excluidos; o (ii) sujeto a un incremento de los precios más bajos. Los usuarios industriales y centrales eléctricas están excluidos del incremento de precios.

El 1° de abril de 2016, el Ministerio de Energía y Minería dictó la Resolución N° 28/2016, en virtud de la cual se aumentaron sustancialmente los precios del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte para usuarios residenciales y comerciales (los aumentos variaban entre el 223% y

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2030% para el gas de Santa Cruz, según la categoría de consumidor). Los usuarios residenciales y comerciales que alcanzaran un ahorro del 15% del consumo en comparación con el mismo período del año anterior estarían sujetos a tasas inferiores de aumento. La resolución preveía, también una tarifa social para ciertos consumidores residenciales de bajos ingresos. En ese caso, el 100% del consumo de gas natural de estos usuarios sería bonificado.

En junio de 2016, la Resolución N° 99/2016 limitó los aumentos de precios para pequeños usuarios y fijó un tope del 400% o 500% (según el tipo de consumidor) de las tarifas vigentes al 31 de marzo de 2016 para esos usuarios (previo al aumento de precios de abril de 2016).

Sin embargo, en julio de 2016 dichas medidas fueron declaradas nulas por la Cámara Federal de Apelaciones de La Plata, decisión que fue confirmada por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en agosto de 2016, argumentando que debió haberse convocado a audiencias públicas para decidir el aumento de las tarifas. Además, fijó ciertas reglas para los futuros aumentos de tarifas, incluyendo el "criterio de igualdad” para permitir que los usuarios puedan prever estos aumentos en su planificación económica individual o familiar. A fin de cumplir con el fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, se celebraron audiencias públicas entre el 16 y el 18 de septiembre de 2016. El 7 de octubre de 2016, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería en virtud de la cual se aprobó un incremento en las tarifas del gas, denominados en dólares estadounidenses, aplicable a partir del 1º de octubre de 2016, ajustable semestralmente hasta alcanzar los precios de mercado en 2019 y, en el caso de Patagonia, Malargüe y la Pune, en 2022.

Las principales disposiciones de la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería son las siguientes:

se fijó el nuevo cuadro tarifario del gas en el mercado regulado (en el punto de ingreso al sistema de transporte) para usuarios residenciales y comerciales, aplicable para el período comprendido entre el 1º de octubre de 2016 y hasta el 31 de marzo de 2017; manteniéndose vigentes las tarifas al 31 de marzo de 2016 para el período comprendido entre el 1º de abril de 2016 y el 30 de septiembre de 2016;

se establecieron topes entre el 300% y 500% a los incrementos de las tarifas para aquellas facturas emitidas por las distribuidoras a los usuarios residenciales o comerciales que superen la suma de $250. Dichos topes se fijaron en función de los importes facturados durante el mismo período del año anterior;

se estableció una bonificación del 30% sobre la tarifa para los usuarios residenciales y comerciales que alcancen un ahorro del 15% del consumo en comparación con el mismo período del año anterior;

se estableció una tarifa social para ciertos consumidores residenciales de bajos ingresos. En ese caso, el 100% del consumo de gas natural de estos usuarios será bonificado;

se estableció un sendero de precios de normalización del precio de gas en boca de pozo para el mercado regulado para el gas producido. Los precios de gas en boca de pozo se fijados en dólares y serán trasladados a tarifas que pagan los usuarios de las distribuidoras en pesos de acuerdo al tipo de cambio vigente al momento del aumento. Para la Patagonia, el sendero de precios va desde US$1,29/MMBtu a partir del 1º de octubre de 2016 hasta alcanzar el objetivo de US$6,72/MMBtu el 1º de octubre de 2022; y

se instruyó a la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos para que, hasta tanto los precios de gas en el mercado regulado sean determinados por la libre interacción de la oferta y la demanda, a elaborar semestralmente y elevar al Ministerio de Energía y Minería para su

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aprobación, la propuesta de precio de gas en el punto de ingreso al sistema de transporte correspondiente a cada semestre comprendido entre el 1º de abril y el 1º de octubre del año respectivo, sobre la base del sendero de precios y de reducción gradual de los subsidios previsto en los considerados de la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería.

En la Provincia de Santa Cruz, las tarifas de gas al 1º de octubre de 2016, se incrementaron a un promedio del 233%, con incrementos que varían del 80% hasta el 560%.

Asimismo, el 7 de octubre de 2016, se publicó la normativa del ENARGAS correspondiente al traslado de precios de gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte a las tarifas de los usuarios residenciales y comerciales de las distribuidoras de gas por el período comprendido entre el 1º de octubre de 2016 y el 31 de marzo de 2017.

Con fecha 31 de marzo de 2017, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 74/2017 del Ministerio de Energía y Minería, en virtud de la cual se estableció el cuadro tarifario del gas natural en el punto de ingreso al sistema transporte para el período comprendido entre el 1º de abril de 2017 y el 30 de septiembre de 2017. En la Provincia de Santa Cruz, las tarifas de gas al 1º de abril de 2017, se incrementaron a un promedio del 233%, con incrementos que varían del 80% hasta el 560%, respecto de las tarifas vigentes para el período comprendido entre el 1º de octubre de 2016 y el 31 de marzo de 2017.

Con posterioridad a la emisión de la Resolución Nº 74/2017, el ENARGAS emitió la normativa correspondiente a las tarifas de los usuarios residenciales y comerciales de las distribuidoras de gas por el período comprendido entre el 1º de abril de 2017 y el 30 de septiembre de 2017. Cualquier fallo que evite que la nueva administración adopte nuevas medidas para el incremento de los precios del gas, podría tener un efecto disruptivo en la industria del petróleo y del gas y podría afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía. Además, el reciente y los eventuales futuros incrementos de los precios en el segmento residencial y comercial podrían enfrentar oposición política o social, lo que podría demorar o incluso evitar la adopción o aplicación efectiva de los aumentos de los precios, conforme sea propuesto o aprobado o generar descontento político y social que podría generar un efecto disruptivo en el sector y afectar en forma adversa el negocio y los resultados de la Compañía.

Asimismo, la Compañía considera que los incrementos recientes de los precios del gas que podrían resultar de los incrementos decididos por la actual administración, serán compensados con una reducción en los subsidios del gobierno. Si bien la Compañía considera que los incrementos de los precios beneficiarán su negocio, es muy temprano para estimar el resultado que estas medidas tendrán en el resultado de sus operaciones.

Si bien en mayo de 2016, el Ministerio de Energía y Minería creó un nuevo programa de estímulo dirigido a productores de gas que no sean beneficiarios de los programas de estímulo existentes, la Compañía no puede asegurar que, como resultado del reciente y eventuales futuros aumentos en los precios del gas, el nuevo gobierno no emitirá nueva normativa relativa al mercado de gas que impacte o afecte las operaciones de la Compañía o mantenga vigentes los programas de estímulo o de subsidios actualmente en vigencia (o similares) respecto de los cuales la Compañía es actualmente beneficiaria y que representaron el 14% de sus ingresos netos durante 2015 y el 23% durante 2016. Además, la Compañía no puede asegurar que, aun cuando los programas de estímulo y de subsidios se mantengan, continuará calificando como beneficiaria de las compensaciones previstas bajo los mismos. Tampoco puede asegurar que estos programas proveerán a la Compañía de una compensación adecuada. Por otra parte, los pagos de los subsidios se encuentran sujetos al riesgo de que el gobierno decida cancelarlos mediante pagos no dinerarios como, por ejemplo, pagos con bonos del Estado Nacional.

Para mayor información, véanse las secciones “Factores de riesgo - Riesgos relacionados con la

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industria del petróleo y del gas - Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Compañía y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía – Tendencias relacionadas con el negocio del transporte y del gas – Precios del gas”, en este Prospecto.

Precios del GNC en estaciones de servicios

El 17 de noviembre de 2014 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución de la Comisión N° 231/214 de la Comisión (a la fecha de este Prospecto, disuelta en virtud del Decreto Nº 272/2015 y cuyas facultades fueron transferidas al Ministerio de Energía y Minería de la Nación), dispuso que el precio del gas natural comprimido en estaciones de servicio, se incrementará en el mismo porcentaje que en la Argentina, excluyendo impuestos de gasolina de calidad “super” de más de 93 octanos o de cualquier producto que la sustituya en el futuro, de conformidad con lo previsto en dicha resolución.

El 1° de abril de 2016, el Ministerio de Energía y Minería dictó la Resolución N° 34/2016 en virtud de la cual se derogó la Resolución N° 231/2014 y se estableció que (i) con efectos al 1° de mayo de 2016, los distribuidores de GNC para estaciones de servicios deberán adquirir el gas de la cuenca en la que se encuentre localizada su zona o área de distribución; y (ii) se autoriza un aumento de los precios del GNC a ser abonado por dichos distribuidores.

GLP

La Ley Nº 26.020 establece el marco regulatorio para la industria y comercialización de GLP. Esta ley regula las actividades de producción, envasado, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de GLP en Argentina y declara esas actividades como de interés público. Entre otras cosas, establece:

• crea el Registro de Envases de GLP obligando a los fraccionadores de GLP a registrar los envases de su propiedad,

• protege las marcas comerciales de los fraccionadores de GLP,

• crea un sistema de precios de referencia, en virtud del cual la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) publicará periódicamente precios de referencia para el GLP vendido en envases de 45 kilogramos o menos,

• requiere a la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) cumplir con las siguientes tareas: (i) crear mecanismos de transferencia de GLP con el fin de garantizar el acceso al producto a todos los agentes de la cadena de abastecimiento, (ii) establecer mecanismos para la estabilización de los precios de GLP cobrados a los fraccionadores locales de GLP y (iii) junto con la CNDC, hacer un análisis del mercado de GLP y su comportamiento, con el fin de establecer límites a la concentración del mercado en cada fase del mismo, o a la integración vertical a lo largo de la cadena de la industria de GLP. Esas limitaciones deben incluir a sociedades vinculadas, subsidiarias, y sociedades controladas,

• otorga libre acceso a las instalaciones de almacenamiento de GLP y

• crea un fondo fiduciario para atender el consumo residencial de GLP envasado para usuarios de bajos recursos y para la expansión de redes de gas a zonas no cubiertas por redes de gas natural. Estará integrado por los siguientes recursos: a) la totalidad de los recursos provenientes del régimen de sanciones establecido en la Ley de GLP, b) los fondos que por ley de presupuesto se asignen; c) los fondos que se obtengan en el marco

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de programas especiales de créditos que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e internacionales y d) los aportes específicos que la autoridad de aplicación convenga con los operadores de la actividad.

La Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) estableció, a través de varias resoluciones subsiguientes, precios de referencia aplicables a las ventas de envases de GLP de menos de 45 kilogramos y a las ventas de GLP al por mayor exclusivamente a fraccionadores de GLP. Asimismo, la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) aprobó el método para calcular la paridad de exportación de GLP que será actualizada mensualmente por la Subsecretaría de Combustibles. La Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) aumentó en el año 2007 los volúmenes de GLP a ser vendidos a los fraccionadores a los precios de referencia establecidos en las resoluciones mencionadas precedentemente.

Con respecto a las regulaciones en materia de exportación de GLP, la Disposición Nº 168/05 de la Subsecretaría de Combustibles de la Nación requiere que las compañías que intentan exportar GLP obtengan primero la autorización de la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación). Las compañías que desean exportar GLP deben demostrar primero que la demanda local ha sido satisfecha o que se ha hecho una oferta de vender GLP en el mercado local y ésta fue rechazada.

La Resolución Nº 127/08, de marzo de 2008, modificó la tasa sobre los derechos de exportación del GLP. Determinando una tasa variable con un valor de corte del precio neto de exportación de US$250 /m3 (aprox. US$455/tn o US$39,7/boe). Además fijó una tasa mínima del 45%, que equivale a una retención efectiva del 31% sobre el precio bruto.

Respecto del mercado interno, de acuerdo con las regulaciones del Ministerio de Energía y Minería de la Nación (ex Secretaría de Energía de la Nación), los productores de GLP están obligados a satisfacer la demanda residencial a las tarifas determinadas por el Ministerio de Energía y Minería de la Nación (ex Secretaría de Energía de la Nación). Solo el excedente de producción podrá ser vendido en el mercado desregulado a precios acordados entre las partes. En 2007, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto Nº 329/2007, el cual aprobó el acuerdo entre los productores del GLP y el Ministerio de Energía de la Nación (ex Secretaría de Energía de la Nación) para la provisión de propano a las redes de distribución, ratificando el acuerdo existente para el abastecimiento de gas propano para redes de distribución (el “Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano”). Dicho acuerdo termina la tarifa en pesos del propano que deben pagar los distribuidores así como el subsidio que debe pagar el Estado Nacional.

En 2008 (por Resolución Nº 1070/08), el precio interno del GLP pasó de $990/tn a $100/tn más una compensación de $350/tn a pagar con un fondo fiduciario, cuyos ingresos son fruto de la retención de un aumento al acuerdo de precios de gas firmado en junio de 2007. A partir del mes de junio de 2011, el aporte del fondo fiduciario al precio del GLP pasó a ser de $470/tn.

En 2008 la Secretaría de Energía (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) y los productores de GLP firmaron el Acuerdo Complementario, el cual sólo será aplicable al GLP vendido a fraccionadores que declaren su intención de envasar dicho GLP en garrafas de 10,12 y 15 kg. El Acuerdo Complementario requiere a los productores de GLP que provean a los fraccionadores el mismo volumen de GLP suministrado al año anterior y que acepten el precio por tonelada establecido en el acuerdo. El vencimiento de ese acuerdo operará el 1 de diciembre de 2009, pudiendo ser prorrogado sólo por voluntad de las partes manifestada en forma expresa.

En 2010, los productores de GLP firmaron una segunda modificación al Acuerdo Complementario la cual lo extiende hasta el 31 de diciembre de 2011. Dicha modificación estableció que los

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productores de GLP debían suministrar al mercado en 2011, el mismo volumen vendido durante 2010.

En 2012, la Resolución Nº 77/2012 de la Secretaría de Energía de la Nación (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), que ratificó la ejecución de la ampliación del Acuerdo Complementario para el año 2012 respecto a la provisión de garrafas de GLP de 10, 12 y 15 kilogramos para los usuarios residenciales. Asimismo, establece que todos los productores de GLP, independientemente de que sean parte o no del Acuerdo Complementario, deben suministrar los volúmenes de GLP a ser determinado por la Secretaría de Energía argentina a los precios de referencia establecidos en el Acuerdo Complementario del que la Compañía fue suscriptora. El incumplimiento de tales obligaciones puede dar lugar a la aplicación de las sanciones de embotellado de GLP establecidos en la Resolución, incluida la prohibición de exportar GLP y la limitación de las ventas de GLP en el mercado interno.

De conformidad con las Resoluciones Nº 37 y 532 de la Secretaría de Energía de La Nación (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación), publicadas el 21 de febrero de 2014 y el 18 de mayo de 2014 respectivamente, los términos y condiciones del Acuerdo Complementario para el suministro de botellas de GLP de 10, 15 y 20 kilogramos fue extendido por el año 2014. Entre otras cuestiones la Resolución 532 mencionada estableció que los productores de GLP deben ofrecer el volumen vendido de botellas por empresa durante el año 2013 más 25.000 toneladas en 2014. La Resolución 380/2014 del 29 de diciembre de 2014, publicado el 8 de enero de 2015, elevó el valor de las compensaciones pagadas a los productores de GLP de acuerdo con el Acuerdo Complementario.

En 2015 la Secretaría de Energía de la Nación (a la fecha de este Prospecto, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación) dictó las Resoluciones Nº 49/2015 y 70/2015 en virtud de las cuales se creó un régimen específico para la provisión de botella de GLP de 10, 12 y 15 kilogramos. Estas resoluciones establecieron nuevos volúmenes que los productores de GLP deben ofrecer a la demanda residencial, nuevas tarifas a ser pagadas a los productores de GLP (propano y butano) y nuevos esquemas de subsidios a ser pagados por el gobiernos a los productores de GLP.

El 1° de abril de 2016, el Ministerio de Energía y Minería dictó la Resolución N° 28/2016 en virtud de la cual los precios del propano no diluido para usuarios residenciales fueron sustancialmente incrementados. Los usuarios residenciales y comerciales que alcancen un ahorro del 15% del consumo en comparación con el mismo período del año anterior estarán sujetos a tasas inferiores de aumento. Para mayor información, ver el apartado “Precios del gas natural para el mercado regulado (consumidores residenciales y comerciales)” en esta Sección.

Debido a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, la Compañía pasó a ser productor de GLP y ha obtenido la inscripción como productor de GLP ante el Ministerio de Energía y Minería de la Nación con fecha 2 de junio de 2016.

Regulaciones ambientales argentinas

La sanción de los artículos 41 y 43 de la Constitución Nacional, reformada en 1994, y de nuevas leyes nacionales, provinciales y municipales, ha fortalecido el marco legal de protección al medio ambiente. Los órganos legislativos y gubernamentales han adoptado una actitud más proactiva en lo atinente al acatamiento de las leyes y reglamentaciones relativas al medio ambiente, aumentando las sanciones por violaciones ambientales.

De acuerdo con el nuevo texto de los artículos 41 y 43 de la Constitución Nacional, todos los habitantes gozan del derecho a un ambiente sano y tienen el deber de preservarlo. El daño ambiental generará prioritariamente la obligación de recomponer, según lo establezca la ley aplicable. El Estado Nacional dicta normas con presupuestos mínimos para la protección del medio ambiente, en tanto que las provincias dictan normas complementarias a esas normas, así

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como otras normas ambientales.

Conforme las normas reseñadas, el poder de policía en materia ambiental es concurrente entre las provincias y el Estado Nacional.

Las leyes y reglamentaciones nacionales, provinciales y municipales relacionadas con la calidad ambiental en Argentina afectan las operaciones de la Compañía. Estas leyes y reglamentaciones fijan estándares para determinados aspectos de la calidad ambiental, establecen penalidades y otras responsabilidades en caso de violación de dichos estándares y prevén la obligación de recomponer en determinadas circunstancias.

La Compañía se encuentra sujeta a los requisitos de una gran cantidad de normas nacionales, provinciales y municipales. Así, a modo ejemplificativo, la Compañía se encuentra sujeta a las siguientes normas (incluidas sus disposiciones reglamentarias):

Constitución Nacional (artículos 41 y 43);

Ley de Política Ambiental Nacional N° 25.675;

Ley de Gestión Integral de Residuos de Origen Industrial y de Actividades de Servicio N° 25.612;

Ley de Residuos Peligrosos N° 24.051;

Ley de Preservación de Recursos del Aire N° 20.284;

Ley de Gestión Ambiental de Aguas N° 25.688;

Ley de Gestión y Eliminación de Policlorobifenilos N° 25.670;

Código Penal; y

Código Civil y Comercial, que establece las normas generales del derecho de daños.

Estas normas abordan cuestiones ambientales, incluyendo límites a la descarga de desperdicios asociados con las operaciones de hidrocarburos, investigación y limpieza de sustancias peligrosas, seguridad e higiene en el lugar de trabajo, reclamos por daño ambiental de incidencia colectiva, reclamos por indemnización por daños y perjuicios y responsabilidad por hechos ilícitos extracontractuales respecto de sustancias tóxicas. Asimismo, estas leyes requieren, habitualmente, el cumplimiento de reglamentaciones y permisos asociados y disponen la imposición de sanciones en caso de incumplimiento.

Por otra parte, el 1º de agosto de 2015 entró en vigencia el nuevo Código Civil y Comercial de la Nación que en su artículo 14, en concordancia con el texto constitucional, reconoce los derechos de incidencia colectiva y expresamente prohíbe el ejercicio abusivo de un derecho individual cuando pueda afectar el ambiente.

Asimismo, estamos sujetos a muchas otras reglamentaciones nacionales, federales y municipales, incluyendo aquellas relativas al venteo de gas, derrames de petróleo, abandono de pozos, etc.

Mediante la Resolución Nº 404/94, la Secretaría de Energía modificó la Resolución Nº 419/93, y creó el Registro de Profesionales Independientes y Empresas Auditoras de Seguridad, los cuales pueden actuar con respecto a áreas de almacenamiento de hidrocarburos, refinerías de petróleo, estaciones de servicio de gas natural, plantas comercializadoras de combustibles y plantas de fraccionamiento de GLP en contenedores o cilindros. La resolución dispone que las auditorías externas de refinerías de petróleo, estaciones de servicio y todas las plantas de almacenamiento de

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combustibles deben ser realizadas por profesionales inscriptos en el Registro. Las compañías que fabrican y comercializan combustibles tienen prohibido suministrar esos productos a las estaciones de servicio que no cumplen con sus obligaciones. Las sanciones por no realizar las auditorias y las tareas de reparación o de seguridad incluyen la descalificación de plantas o estaciones de servicio de gas. Además hay un conjunto de obligaciones en relación con los sistemas subterráneos de almacenamiento de combustible, incluyendo un mecanismo para la notificación instantánea en caso de pérdidas o sospecha de pérdidas de las instalaciones de almacenamiento.

El citado Registro de Profesionales Independientes y Empresas Auditoras de Seguridad fue luego reemplazado, por medio de la Resolución N° 266/08 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, por el Registro de Universidades Nacionales para la Realización de Auditorías Técnicas, Ambientales y de Seguridad, por lo que las auditorías de los tanques de almacenamiento, bocas de expendio, refinerías de combustible, etc., debe ser realizado por las universidades nacionales allí inscriptas.

A nivel provincial, cabe destacar la regulación de la Provincia de Santa Cruz. En efecto, mediante la Ley N° 2658 se estableció el procedimiento de evaluación de impacto ambiental, en virtud del cual toda actividad susceptible de modificar directa o indirecta el ambiente deberá obtener para su implementación una declaración de impacto ambiental. En caso de incumplimiento a lo previsto por la ley mencionada, las sanciones, según la magnitud del daño o peligro ambiental ocasionados y la reincidencia, podrían consistir en: (i) apercibimiento; (ii) multa desde mil pesos hasta dos mil veces esa suma; (iii) suspensión total o parcial de la concesión; (iv) caducidad total o parcial de la concesión; (v) clausura temporal o definitiva, parcial o total del establecimiento; (vi) recomposición del ecosistema afectados; (vii) retención de los bienes respecto de los cuales haya antecedentes para estimar un uso o consumo nocivo o peligroso para el ambiente; (viii) decomiso de bienes materiales o efectos que hayan sido causa o instrumento de la infracción; y (ix) destrucción de bienes que hayan sido causa o instrumento de la infracción e impliquen un daño o peligro para el ambiente.

Por otra parte, mediante Ley N° 3122, la Provincia de Santa Cruz estableció un programa de saneamiento ambiental destinado a las áreas afectadas por la exploración y explotación de hidrocarburos. A tal efecto, las operadoras de áreas deberán presentar anualmente una declaración jurada de los pasivos ambientales de cada concesión, un plan anual de trabajo y un cronograma de inversiones para la remediación. En caso de incumplimiento, las sanciones, según la gravedad de la falta, podrán consistir en: (i) apercibimiento; y (ii) multa desde el monto equivalente a 500 litros de gasoil según valor en el Automóvil Club Argentino de Río Gallegos, hasta 1500 veces esa suma.

La descripción precedente de las principales normas ambientales argentinas es un simple resumen y no pretende ser una descripción global del marco regulatorio argentino en materia ambiental. El resumen se basa en las reglamentaciones argentinas relacionadas con asuntos ambientales vigentes a la fecha del presente Prospecto, estando las mismas sujetas a cambios.

Impuestos – Importación y exportación de hidrocarburos

Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación están sujetos a impuestos federales, provinciales y municipales y aranceles aduaneros normales sobre las importaciones. La Ley de Hidrocarburos otorga a esos titulares una garantía legal contra nuevos impuestos y contra determinados incrementos impositivos a nivel provincial y municipal, salvo incremento general de impuestos.

En virtud de los artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual de superficie que se basa en la cantidad de km² de cada área y que varía dependiendo de la etapa de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del

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permiso de exploración. En 2007, entró en vigencia el Decreto Nº 1454/07 el cual incrementó significativamente el monto de los cánones a pagar por superficies de exploración y explotación expresados en pesos argentinos y pagaderos a diferentes jurisdicciones donde los hidrocarburos se encontraban. La Ley Nº 27.007, en vigencia desde el 31 de octubre de 2014, actualizó los montos que deben ser pagados en virtud de los artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos.

Además, las “ganancias netas” (según la definición de la Ley de Hidrocarburos) de los titulares de permisos o concesiones, devengadas de la actividad como titulares de permisos o concesiones podrían estar sujetas a la aplicación de un impuesto especial a las ganancias del 55%. Este impuesto nunca fue aplicado y las compañías productoras de hidrocarburos se encuentran sujetas al régimen tributario general argentino.

Luego de la introducción de precios de mercado para los productos de petróleo downstream en conexión con la desregulación de la industria petrolera, la Ley Nº 23.966 estableció un impuesto, basado en el volumen, sobre las transferencias de determinados tipos de combustible, reemplazando al régimen anterior, el cual se basaba en el precio regulado. La Ley Nº 25.745 modificó, con vigencia a partir de agosto de 2003, el mecanismo para el cálculo del impuesto, reemplazando el antiguo valor fijo por litro según el tipo de combustible por un porcentaje aplicable al precio de venta, manteniendo el antiguo valor fijo como impuesto mínimo. La Ley Nº 26.942, modificatoria de la ley 23.966, que entró en vigencia a partir del 4 de julio de 2014, no efectuó modificaciones a las alícuotas y mínimos previstos en la Ley 25.745.

Reducción de impuestos sobre combustibles

El 30 de diciembre de 2014 por medio del Decreto 2579/2014, se redujo el impuesto al transporte de combustible con respecto a diésel y a gasolina sin plomo superior a 92 octanos. El decreto también estableció una reducción en el impuesto al fondo de infraestructura impuesto por la Ley Nº 26.181 y el cual aplica a transferencia de gasolina sin plomo superior a 92 octanos. Esta reducción fue efectiva desde el 1º de enero de 2015.

Derechos de Exportación

En 2002, el Estado Nacional comenzó a implementar derechos de exportación sobre las exportaciones de hidrocarburos. La Resolución Nº 394/07 del Ministerio de Economía y Producción, desde el 16 de noviembre de 2007, aumentó los derechos de exportación sobre las exportaciones argentinas de petróleo (según las define el regulador), petróleo crudo y otros productos derivados del crudo. En el marco de ese régimen dispone que cuando el precio internacional supera el precio de referencia, que está fijado en US$60,9/barril, el productor podrá cobrar US$/barril, y la diferencia restante sea retenida por el Estado Nacional como derecho de exportación. Si el precio internacional de las exportaciones argentinas de petróleo estuviere por debajo del precio de referencia pero por encima de US$45/barril, se aplicará una tasa de retención del 45%. Si ese precio estuviere por debajo de US$45/barril, el derecho de exportación aplicable se determinará dentro de los 90 días hábiles. Mediante la Resolución Nº 1/2013 del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas de la Nación, la Resolución 394/17 fue modificada incrementándose los valores máximos de US$42 por barril a US$70 por barril y el precio de referencia de US$60.90 a US$80 para el petróleo crudo. Esto significa que cuando el precio del crudo ese a US$80 el barril, el productor local se quedará con US$70, recaudando el resto el Estado Nacional.

Sin embargo, con fecha 31 de diciembre de 2014 se dictó la Resolución N° 1077/2014 que derogó la Resolución 394/07 (sus modificatorias y complementarias) y estableció un nuevo programa de retención basado en el precio internacional del petróleo crudo. Este precio internacional se calcula en función del valor de Brent para el mes correspondiente menos la suma de US$8,00 por barril. El nuevo programa estableció una retención nominal general de 1% aplicable a todos los productos incluidos en la resolución, incluyendo el petróleo crudo, diesel, gasolina y lubricantes, así como

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otros productos derivados del petróleo, en la medida en que el precio internacional está por debajo de US$71,00 por barril. La resolución establece además una tasa de retención ascendente, en la medida en que el precio internacional supere los US$71,00 por barril. Como resultado, el precio máximo que un productor puede cobrar es de aproximadamente US$70,00 por barril exportado, dependiendo de la calidad del crudo vendido. La resolución también establece el aumento de las tasas de retención a las exportaciones de diesel, gasolina, lubricantes y otros derivados del petróleo cuando el precio internacional supera los US$71,00 por barril.

La Resolución N° 127 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país. Respecto del propano, butano y GLP, la Resolución 127 fue modificada por la Resolución 60/15, que dispuso que en caso de que el precio informado diariamente por la Secretaría de Energía se mantuviera por debajo del valor de referencia que establece el Anexo de dicha resolución (esto es, U$S 235,3/m³ para propano, U$S 273,7 /m³ para butano, y U$S 252,5/m³ para la mezcla de ambos), la retención aplicable sería del 1%. En caso que el precio de dichos productos superara o igualara el valor de referencia, la alícuota aplicable se calcularía de acuerdo a la fórmula prevista en la Resolución Nº 127.

La prórroga sobre los derechos de exportación establecida por la Ley 26.732 venció el día 7 de enero de 2017 sin que se sancionara una nueva prórroga, por lo que el esquema de retenciones a las exportaciones de petróleo y sus derivados quedó sin efecto.

Repatriación de moneda extranjera

El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1589/89, relacionado con la desregulación de la industria upstream del petróleo, permitía a las compañías dedicadas a actividades de producción de hidrocarburos en Argentina vender y disponer libremente de los hidrocarburos producidos. Adicionalmente, bajo el Decreto Nº 1589/89, los productores de petróleo tenían derecho a mantener fuera de la Argentina hasta el 70% del producido en moneda extranjera por ventas de exportación de petróleo crudo y gas, pero el 30% restante a través del MULC a la Argentina.

En 2002, el Procurador del Tesoro de la Nación emitió el Dictamen Nº 235 que efectivamente habría requerido liquidar el 100% de los créditos por exportaciones en Argentina, en lugar del 30% establecido en el Decreto Nº 1589/89, basado en el supuesto de que el Decreto Nº 1589/89 había sido sustituido por otros decretos (Decreto Nº 530/91 y 1606/01) emitidos por el Estado Nacional. Luego de este dictamen, sin embargo, el Estado Nacional emitió el Decreto Nº 2703/02 ordenando al Banco Central aplicar el régimen del 70%/30% establecido en el Decreto Nº 1589/89.

Como resultado de la nueva política cambiaria impulsada por el Estado Nacional, mediante el dictado del Decreto N° 1722/2011, del 26 de octubre de 2011 se restableció el Decreto N° 2581/64 exigiendo que todas las empresas de petróleo, gas y sus derivados, deben repatriar el 100% de sus créditos en moneda extranjera vinculados a exportaciones y negociarlas en el MULC.

La Compañía promovió un reclamo impropio contra el Decreto N° 1722/2011 por considerar que el beneficio establecido en el Decreto Nº 1589/89 ha sido incorporado a los títulos legales de sus concesiones y contratos de asociación y, por lo tanto, forman parte de un derecho adquirido que integra su derecho de propiedad en los términos del artículo 17 de la Constitución Nacional según los alcances que la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación le ha otorgado a esa garantía, además de cuestionar la constitucionalidad de la delegación legislativa efectuada. A la fecha de este Prospecto, dicha impugnación no ha sido resuelta.

Aunque el requisito obligatorio impuesto por el Decreto Nº 1722/2011 permanece vigente, su aplicación práctica se flexibilizó durante 2016, ya que el plazo requerido para la repatriación de los créditos por exportaciones en moneda extranjera se extendió considerablemente, de 30 días

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calendario a partir de diciembre 2015, hasta 5 años en diciembre de 2016, a través de las Resoluciones N° 91/2016 y N° 242/2016 de la Secretaría de Comercio. Más recientemente, la Secretaría de Comercio emitió la Resolución N° 47-E/2017 de enero de 2017 que prorrogó dicho plazo hasta 10 años. Por su parte, el BCRA dictó en mayo de 2017 la Comunicación “A” 6244 (conforme fuera modificada por la Comunicación “A” 6312) que, con efectos a partir del 1º de julio de 2017, eliminó la totalidad de las restricciones cambiarias vigentes, manteniendo exclusivamente la vigencia de ciertos regímenes informativos y la obligación de ingresar y liquidar las divisas provenientes de exportaciones de bienes, dentro de los plazos previstos por la Resolución N° 47-E/2017 de la Secretaría de Comercio. La Comunicación “A” 6244 del BCRA dejó sin efecto las Comunicaciones “A” 5235 y 5262, que aclaraban los alcances y los requisitos que debían cumplir las empresas de petróleo y gas a fin de ingresar y liquidar en el MULC el contravalor en divisas de las exportaciones de petróleo, gas y derivados.

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RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA COMPAÑÍA

El siguiente análisis se basa en, y debe leerse en conjunto con, los estados financieros consolidados de la Compañía referidos en este Prospecto. Este análisis incluye manifestaciones sobre hechos futuros que reflejan los planes, estimaciones y creencias de la Compañía. Los resultados reales pueden diferir de modo significativo de los previstos en estas manifestaciones sobre hechos futuros. Los factores que pueden causar o contribuir a estas diferencias incluyen los indicados abajo en esta sección y en otras secciones de este Prospecto, en particular la sección “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo”.

Panorama general

La Compañía es una compañía de energía independiente, líder en el sector, que opera en Argentina y que se dedica al upstream, es decir, a la exploración, desarrollo y explotación de gas, petróleo y, en menor medida, GLP. La Compañía cuenta con una atractiva cartera de áreas de exploración y explotación de gas y petróleo en Argentina, estando su actividad sustancialmente enfocada en la exploración y producción de hidrocarburos en la cuenca Austral, ubicada en la Provincia de Santa Cruz, en la parte sur del país.

Con efectos al 1º de abril de 2015, la Compañía adquirió el negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral. La adquisición de estos activos aumentó notablemente el tamaño y alcance de la Compañía. La Compañía adquirió el 71% de participación en el área Santa Cruz I y el 50% de participación en el área Santa Cruz I Oeste –áreas muy familiares para la Compañía ya que era titular de la participación residual en dichas áreas con anterioridad a la adquisición-, como también participaciones en otras áreas ubicadas en la cuenca Austral. La adquisición fue financiada con los fondos obtenidos del préstamo sindicado otorgado el 30 de marzo de 2015 por ICBC como agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas, por $825 millones (que con fecha 20 de abril de 2015 fue ampliado por $250 millones adicionales) y que, a la fecha de este Prospecto se encuentra cancelado en su totalidad. Como resultado del perfeccionamiento de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, la Compañía adquirió el carácter de operadora de todas sus áreas en la cuenca Austral. Estas áreas han sido operadas marginalmente por Petrobras Argentina y la Compañía cree que, debido a la concentración de sus actividades en la cuenca Austral, podrá optimizar la operación de estas áreas incrementando su producción y mejorando sus márgenes de ganancia. Además, la Compañía cree que estas áreas ofrecen oportunidades de exploración a riesgo relativamente bajo.

Durante el período comprendido entre agosto de 2016 y julio de 2017, la Compañía fue el noveno productor de petróleo y gas de Argentina, en términos de producción en boca de pozo, de acuerdo con información publicada por el IAPG. La Compañía posee participaciones directas y opera aproximadamente 23 yacimientos de petróleo y gas en ocho áreas en la cuenca Austral. Además, la Compañía posee participaciones directas e indirectas en aproximadamente 17 yacimientos de petróleo y gas en cinco áreas ubicadas en las cuencas Neuquina, Noroeste y del Golfo de San Jorge en Argentina, así como en un área de la cuenca Oriente, en Venezuela. Las áreas de la Compañía cubren un total de 7,84 millones de acres brutos y 6,85 millones de acres netos. Las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste de la cuenca Austral representan casi la totalidad de la producción y reservas de la Compañía, y constituyen las áreas clave de la Compañía en las cuales concentrará sus actividades. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, estas áreas representaron, en conjunto, aproximadamente el 87% de la producción neta de petróleo y el 87% de la producción neta de gas natural en Argentina, así como el 85% de los ingresos netos de la Compañía (de las cuales el 14% representa los subsidios de gas del Estado Nacional para dichas áreas).

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la producción diaria promedio neta de la Compañía en Argentina fue de aproximadamente 5.619 bbl/d de petróleo crudo, 2.492 Mm³/d, o 15.674 boe/d, de gas natural, y 257 bbl/d de GLP, o 21.551 boe/d en total, representando

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26%, 73% y 1% del total de producción de la Compañía. Durante el mismo período, los principales productos de la Compañía en Argentina consistieron en (i) petróleo crudo (incluyendo gasolina), que representó el 52,9% de los ingresos netos de la Compañía, (ii) gas natural, que representó el 43,7% de los ingresos netos de la Compañía (incluyendo un 13,1% que representa los subsidios de gas del Estado Nacional); y (iii) GLP, que representó el 0,1% de los ingresos netos de la Compañía. Las áreas de la Compañía en Argentina tienen un estimado de 52.237 Mboe en reservas netas probadas, de los cuales 31.207 Mboe son desarrolladas y 21.030 Mboe son no desarrolladas, 24.911 Mboe en reservas netas probables y 19.381 Mboe en reservas netas posibles, al 31 de diciembre de 2016. En base a la producción para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 y considerando las reservas de la Compañía al 31 de diciembre de 2016, las reservas netas probadas estimadas de la Compañía representaron aproximadamente una vida promedio de 5,5 años para petróleo y 7,1 años para gas, o una vida promedio de la combinación de las reservas netas probadas de aproximadamente 6,6 años, mientras que la suma de las reservas netas probadas y probables de la Compañía representaron una vida promedio de aproximadamente 7,7 años para petróleo y 10,6 años para gas, o una vida promedio de la combinación de la suma de las reservas netas probadas y probables de aproximadamente 9,8 años.

Presentación de los estados financieros

El siguiente análisis se basa en los estados financieros consolidados incluidos en este Prospecto que fueron preparados de acuerdo a las NIIF.

Las fluctuaciones de la moneda y la inflación en la Argentina han tenido y continuarán teniendo un impacto significativo en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

De acuerdo con las NIIF, las transacciones realizadas en monedas diferentes al peso argentino han sido convertidas, en los estados financieros consolidados de la Compañía mencionados en este Prospecto, a pesos argentinos al tipo de cambio aplicable a la fecha de la transacción o de la valuación en caso de ítems medibles. Las diferencias de tipo de cambio resultantes de conversiones a pesos argentinos de estas transacciones o mediciones al cierre de los activos o pasivos valuados en moneda extranjera, son registradas en el estado de resultados de la Compañía como ganancia o pérdida, según corresponda. Para más información, véase la nota 3.2.4 de los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y la sección “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo – La fluctuación significativa del valor del peso podría afectar adversamente la economía argentina, así como la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto.

De conformidad con lo previsto en las NIIF, los estados financieros consolidados de la Compañía referidos en este Prospecto no han sido ajustados por inflación. En virtud de ello, la inflación puede afectar la posibilidad de comparación de la información de los períodos incluidos en este Prospecto. Para más información, véase la nota 3.2.4.1 de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y la sección “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo – La persistente elevada inflación podría tener un impacto sobre la economía argentina y afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto.

Con efectos al 1° de abril de 2015, la Compañía adquirió los el negocio Petrobras Argentina en la cuenca Austral en Argentina, con una porción de los fondos del obtenidos del préstamo sindicado otorgado el 30 de marzo de 2015 por ICBC como agente administrativo y prestamista, entre otros prestamistas, por $825 millones (que con fecha 20 de abril de 2015 fue ampliado por $250 millones adicionales) y que, a la fecha de este Prospecto se encuentra cancelado en su totalidad, lo que incrementó significativamente el tamaño de la Compañía. Como resultado de ello, los resultados de las operaciones de la Compañía para los períodos presentados en los cuadros que siguen a continuación no son completamente comparables. Este Prospecto no incluye estados financieros históricos para los activos adquiridos. Para más información, véase la sección

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“Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo - Riesgos relacionados con Compañía – Si bien la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral aumentó significativamente el tamaño y alcance de la Compañía, este Prospecto no incluye estados financieros históricos para el negocio adquirido”. Los efectos de la adquisición de estos activos se encuentran reflejados en el estado de situación financiera consolidado de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 y al 30 de junio de 2017 y, desde la fecha en que fueron adquiridos, se encuentran reflejados en el estado de resultados integrales consolidado de la Compañía correspondiente al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. Para mayor información ver la nota 28 d) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016.

Factores clave que afectan el negocio y los resultados operativos de la Compañía

Ganancias y costos

La Compañía obtiene la mayoría de sus ingresos principalmente de la venta de petróleo crudo, gas y, en menor medida GLP. También, la Compañía recibe subsidios del Estado Nacional bajo programas de estímulo, como el Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida (el “Plan Gas II”) y el Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano. Los ingresos de la Compañía por subsidios son registrados en los estados financieros tanto bajo el rubro ventas como bajo el rubro otros ingresos y egresos operativos, según la naturaleza del subsidio, estímulo o incentivo. Durante 2016 y el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, los subsidios devengados bajo el Plan Gas II y el Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano, que consisten en un monto fijo denominado en dólares estadounidenses por unidad de producción, fueron registrados como ingresos netos. Los subsidios devengados bajo el Programa Petróleo Plus (que a la fecha de este Prospecto ya no se encuentra vigente), fueron registrados bajo el rubro otros ingresos y egresos operativos, ya que estos subsidios consisten en beneficios fiscales y no en una suma fija en dólares estadounidenses por unidad de producción. Para mayor información sobre los programas de incentivo, ver el apartado “Tendencias relacionadas con el negocio del petróleo y del gas – Precios del gas y subsidios” en este capítulo, y la sección “Información sobre la Compañía - Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas” en este Prospecto. Los estados financieros consolidados de la Compañía exponen las ventas de la Compañía netas de derechos de exportación de hidrocarburos. Para mayor información, ver la nota 24 a) de los estados financieros anuales consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 y la nota 20 a) de los estados financieros consolidados de la Compañía sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. Además, las ganancias y pérdidas derivadas del transporte de gas natural de algunas de las subsidiarias de la Compañía, son reflejadas en los estados financieros anuales consolidados de la Compañía como ganancias y pérdidas de inversiones valuadas bajo el método de la participación. Para mayor información, ver la nota 24 g) de los estados financieros anuales consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 y la nota 20 f) de los estados financieros consolidados de la Compañía sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

Los costos de venta del negocio del petróleo y gas se relacionan principalmente con (i) los costos operativos (incluyendo servicios contratados, repuestos y reparaciones, salarios, jornales, cargas sociales y otros gastos de personal, impuestos, tasas y contribuciones; costos de energía; y gastos de oficina); (ii) la depreciación de propiedad, planta y equipo; y (iii) el pago de regalías, cánones a los superficiarios, y otros derechos de participación pagados en conexión con los permisos de exploración y las concesiones en Argentina. Para mayor información, ver la nota 24 b) de los estados financieros anuales consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 y la nota 20 b) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. En Argentina, los titulares de las concesiones de explotación y permisos de exploración deben abonar a las autoridades provinciales, regalías que

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pueden ir desde un mínimo del 12% hasta un máximo del 18% sobre la producción en boca de pozo valuada a los precios del punto de entrega, menos costos de transporte y tratamiento y otras deducciones. Además, titulares de concesiones de explotación y permisos de exploración deben abonar a las autoridades nacionales o provinciales un canon variable de superficie. Para mayor información, ver “Información sobre la Compañía - Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Pago de regalías y canon” en el Prospecto.

La Compañía también incurre en gastos de administración (incluyendo impuestos, tasas y contribuciones, honorarios y retribuciones por servicios, y sueldos, jornales y cargas sociales) y gastos de exploración derivados de sus negocios de petróleo y gas que son imputados por separado, y que sólo incluyen los pozos y estudios no exitosos. Para mayor información, ver las notas 24 d) y 24 e) de los estados financieros anuales consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2016 y las notas 20 d) de los estados financieros consolidados de la Compañía sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. Los costos de exploración y evaluación se capitalizan temporalmente como activos de exploración y evaluación bajo el rubro propiedad, planta y equipo –no sujetos a depreciación- hasta que los resultados de los esfuerzos exploratorios son evaluados a fin de determinar si hay suficientes reservas de hidrocarburos para explotar comercialmente los pozos. Si los esfuerzos exploratorios se consideran exitosos, los gastos de exploración se registran como pozos e instalaciones de producción, y en consecuencia, están sujetos a amortización. Para mayor información, ver las notas 3.2.5 y 24 e) de los estados financieros anuales consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2016.

La intención de la Compañía es enfocarse en las actividades de upstream y, adicionalmente, se encuentra actualmente evaluando oportunidades estratégicas con respecto a sus participaciones en compañías de transporte de gas, incluyendo la potencial venta de dichos activos.

Condiciones económicas de la Argentina

Dado que la mayoría de los activos, ganancias, operaciones y clientes están localizados en la Argentina, los resultados operativos y las condiciones financieras de la Compañía se encuentran afectados significativamente por las condiciones macroeconómicas y políticas del país. La volatilidad de la economía argentina y de las medidas adoptadas por el gobierno han tenido, y se espera que sigan teniendo, un impacto significativo sobre la Compañía. Para mayor información, ver “Información clave sobre la Compañía - Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Argentina” en el Prospecto.

El siguiente cuadro detalla ciertos indicadores económicos de la Argentina durante los períodos allí indicados.

Año finalizado el 31 de diciembre de2014 2015 2016

PBI Real (2,5) 2,3(1) (2,3)Índice de precios al

consumidor (% de variación)

23,9 26,9 40,3

Tipo de cambio oficial(3)

(en $/US$ al 31 de diciembre de)

8,55 13,04 16,10

Balanza comercial (en millones de US$) 6.653 (1.110,0) 2.128

Balanza fiscal (excluidos los intereses) (como

% del PBI)(0,9) (5,4) (4,6)

Deuda Pública (como % del PBI) 43 52,03 51,27

Índice de desempleo (% de variación) 6,9 5,9(4) 7,6

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(1) Información publicada por el INDEC el 29 de junio de 2016. Ver “Presentación de la información financiera y otra información contable” en este Prospecto.(2) Información del INDEC para el período de diez meses finalizado el 31 de octubre de 2015. A la fecha de este Prospecto, el INDEC no tiene información disponible para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015. Para mayor información, ver la sección “Presentación de la información financiera y otra información contable” en este Prospecto.(3) Tipo de cambio vendedor divisa del Banco de la Nación Argentina.

Para mayor información, ver “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con la Argentina - La credibilidad de varios índices económicos argentinos ha sido cuestionada, lo que puede derivar en una falta de confianza en la economía argentina y puede a su vez limitar la capacidad de la Compañía de acceder al crédito y a los mercados de capitales” en el Prospecto.

Tendencias relacionadas con el negocio del petróleo y del gas

Volúmenes

Debido a la composición de la base de recursos de la Compañía y las capacidades del su equipo de producción, la Compañía puede variar de manera eficiente la proporción de su producción de petróleo y gas en un plazo de tiempo relativamente corto, lo que le permite adaptarse con éxito a las condiciones cambiantes de los mercados de petróleo y gas y priorizar y aumentar la producción del producto más rentable.

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, el petróleo (incluyendo GLP) y el gas representaron el 27% y el 73% de la producción total neta de la Compañía.

En el siguiente cuadro se indica la producción diaria promedio neta de petróleo, gas natural y GLP en Argentina, para cada uno de los últimos tres ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016 y 2017.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de Período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014 2015(1) 2016 2016 2017

PRODUCCIÓNPetróleo (bbl/d) 2.843 6.155 6.486 7.053 5.619Gas (Mm3/d)(2) 879 2.035 2.510 2.627 2.492LPG (bbl/d) 660 592 269 257 257

Total (boe/d) 9.031 19.547 22.545 23.833 21.551 (1) El primer trimestre de 2015 no incluye los resultados atribuibles a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.(2) En boe, la producción de gas de la Compañía ascendió a 5.527, 12.800 y 15.790 para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016, respectivamente, y 16.522 y 15.674 para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, respectivamente.

Precios del petróleo

Los resultados de operación y flujos de efectivo de los negocios de petróleo y gas de la Compañía, están sujetos a los riesgos relacionados con la volatilidad de los precios internacionales del petróleo. Debido a factores económicos, regulatorios y políticos, los precios del petróleo en Argentina en el pasado fueron considerablemente más bajos que los precios en el mercado internacional. Además, con el fin de asegurar el abastecimiento interno y aumentar los ingresos del gobierno, la anterior administración impuso altos derechos de exportación y otras restricciones a la exportación que impidieron a las empresas beneficiarse de un aumento significativo en los precios internacionales del petróleo. Incluso con el cambio de gobierno, si bien los derechos de exportación fueron eliminados, las exportaciones de petróleo están todavía sujetas a la autorización

182

del Ministerio de Energía y Minería, que obliga a los productores a demostrar que la demanda local ha sido satisfecha o que sus ofertas de venta de petróleo a los compradores locales fueron rechazadas.

Con el fin de compensar parcialmente estas limitaciones, el Estado Nacional creó en el pasado programas de estímulo, tales como el programa Petróleo Plus y el Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo, que ya no están en vigencia, para incentivar la exploración y explotación de petróleo. Durante 2014 y 2015, se devengaron $65,5 y $0,9 millones bajo el Programa Petróleo Plus, respectivamente, que fueron abonados a los beneficiarios mediante la entrega de bonos del Estado Nacional en dólares estadounidenses (Bonos de la Nación Argentina en Dólares Estadounidenses 8%, 2020, Bonar 2020 US$) y, a la fecha de este Prospecto, se encuentran cancelados en su totalidad. Durante 2015, se devengaron $46,1 millones en concepto de incentivos bajo el Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo que, con fecha octubre 2016 fueron cancelados por el Estado Nacional. Para una descripción de estos programas, ver “Información sobre la Compañía - Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Regulación del mercado – Producción de petróleo crudo y reservas” e “Información sobre la Compañía - Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Regulación del mercado – Resolución N° 14/2015” en el Prospecto. Ver también las notas 24 a) y 24 f) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016.

Al cierre del mes de diciembre de 2016, según Bloomberg el barril de crudo Brent cotizó a US$53,29, lo que representa una suba del 43% frente a la cotización de US$37,28 al cierre de diciembre de 2015.

Si bien los precios del barril de petróleo en la Argentina no han reflejado en el pasado las variaciones a la baja en el precio internacional del petróleo, la reducción significativa mencionada precedentemente ha derivado en una reducción en el precio local de petróleo crudo de aproximadamente US$4 por barril durante 2015, a partir de negociaciones entre productores y refinadores, y otra reducción similar durante 2016.

Con motivo de las diferencias existentes entre los precios locales e internacionales del petróleo, el Ministerio de Energía y Minería promovió en el mes de enero de 2017 la firma de un “Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina” entre los productores y refinadores locales de petróleo. El objetivo del mencionado acuerdo (el cual ha sido suscripto por la Compañía) consiste en acercar los valores de los precios del crudo tipo Medanito y Escalante que ofrecen los productores locales a los estándares de precios internacionales para esos tipos de crudo, y como contraprestación de ello, las refinerías locales se comprometen a adquirir de los productores volúmenes de crudo equivalentes a los volúmenes adquiridos en el año 2014.

El acuerdo fija un punto de partida del precio del crudo Medanito (que se extrae en la cuenca neuquina) a US$59,4 por barril, mientras que el Escalante (Golfo de San Jorge) se establecerá en US$48,3 por barril. Prevé una curva descendente hasta julio 2017 y luego los valores, en US$55 y US$47 dólares respectivamente, quedarán fijos hasta diciembre. El acuerdo tiene una vigencia de 12 meses, contados a partir del 1° de enero del 2017. Asimismo, el acuerdo previó un tipo de cambio estimado entre los $15,50 y $20 por US$1. Si cambian estas condiciones, el acuerdo deberá renegociarse.

Por otra parte, si durante la vigencia del acuerdo el precio en el mercado local queda por debajo del internacional, su vigencia se suspenderá, toda vez que ya se habrían alcanzado los precios internacionales. No obstante, se reanudará su vigencia si se verificase durante diez días hábiles consecutivos una caída del precio internacional por debajo de los precios del Medanito previstos en el acuerdo.

183

En este sentido, en septiembre de 2017, el Ministerio de Energía y Minería comunicó, con efectos a partir del 1° de octubre, la suspensión de la vigencia del acuerdo, dado que durante diez días consecutivos se verificó una cotización del precio internacional del Brent superior a la del precio del Medanito en el mercado local.

Para más información, ver “Información clave sobre la Compañía - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con la industria del petróleo y del gas - Cambios en la determinación de los precios de los hidrocarburos en Argentina podrían afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía” en el Prospecto.

El siguiente gráfico muestra la evolución de los precios del petróleo nacional e internacional desde 2006 hasta junio de 2017.

Jun-

06

Jun-

07

Jun-

08

Jun-

09

Jun-

10

Jun-

11

Jun-

12

Jun-

13

Jun-

14

Jun-

15

Jun-

16

Jun-

170

20

40

60

80

100

120

140

160

55.1

45.2 46.4

MedanitoUS$/bbl

WTIUS$/bbl

BrentUS$/bbl

La Compañía vende el petróleo crudo a través de contratos spot cuyo precio es una tarifa fija en dólares estadounidenses o el precio de mercado del barril de petróleo tipo “Medanito”, generalmente, menos un descuento en dólares estadounidenses de US$3 o US$4 dependiendo de cada contrato en particular. El precio es pagadero en pesos al tipo de cambio vendedor divisa informado por Banco de la Nación Argentina el día hábil anterior al pago. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, las ventas de petróleo crudo representaron el 52,9% de las ventas totales de la Compañía. Los principales clientes de la Compañía son Oil Combustibles, Axion Energy Argentina S.A., Petrobras Argentina, ENAP Refinerías S.A. y Refinor S.A. Para mayor información, ver “Información sobre la Compañía - Actividades de exploración y producción – Ventas de petróleo y gas – Contratos de Abastecimiento de Petróleo Crudo” en el Prospecto.

184

El siguiente cuadro indica los precios promedio de venta de petróleo crudo en Argentina durante los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, calculado en dólares estadounidenses, comparado con el precio del petróleo crudo tipo “Medanito” y el precio del petróleo crudo “Brent”.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de Período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014 2015 2016 2016 2017(en dólares estadounidenses por MMBtu)

Precio promedio de venta de petróleo crudo(1)(2) 76,7 70,0 56,1 56,6 50,9Precio promedio de venta de petróleo “Medanito”(1) 79,4 74,1 63,2 66,7 56,4Precio promedio de venta de petróleo “Brent” 99,4 53,6 40,4 49,7 51,7

(1) Los precios del petróleo se reflejan excluyendo las regalías y las participaciones de la Compañía.

(2) Excluye los ingresos recibidos bajo programas de estímulo o subsidios del Estado Nacional.

Durante 2016, el 58% de las ventas de petróleo crudo de la Compañía y el 26% de sus ingresos netos totales fueron destinados a Oil Combustibles, que se presentó en concurso preventivo el 31 de marzo de 2016. En la actualidad, la Compañía no se encuentra expuesta a una concentración de riesgo de crédito significativa en relación a ningún cliente en particular, estando dicha exposición atomizada entre un gran número de clientes y otras contrapartes. Al 30 de junio de 2017, Oil Combustibles representaba aproximadamente el 28% del total de los créditos por ventas. Para reducir su exposición derivada del concurso preventivo de Oil Combustibles, la política de la Compañía durante 2016 consistió en requerir a Oil Combustibles el pago del 60% de las ventas por adelantado y el 40% restante dentro de los 30 días de la entrega del crudo o a la fecha del siguiente embarque. Además, la Compañía no efectuaba nuevas entregas de crudo si Oil Combustibles adeudaba entregas previas. Durante 2017, y a fin de reducir aún más la exposición a Oil Combustibles, la Compañía adoptó una política más rigurosa, requiriendo a Oil Combustibles el pago del 100% de las ventas por adelantado a la fecha de la entrega de cada embarque de crudo. Como resultado de estas políticas, durante el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016, las entregas de petróleo de la Compañía y los volúmenes entregados a Oil Combustibles disminuyeron 21% y 43% con respecto al mismo período de 2015. Asimismo, si bien el inventario aumentó de $54,1 millones al 31 de diciembre de 2015 a $506,7 millones al 31 de diciembre de 2016, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 se registró una disminución de $328,1 millones. La Compañía redujo el stock acumulado al 31 de diciembre de 2016 mediante un incremento de las ventas de crudo durante los primeros seis meses de 2017, colocando la producción entre diversos clientes, tanto en el mercado local, como mediante exportaciones. Para mayor información, ver la sección “Información clave sobre la Compañía – Riegos relacionados con la Compañía - La Compañía obtiene una porción significativa de sus ingresos de un número limitado de clientes y las pérdidas registradas por un cliente importante pueden tener un efecto adverso significativo sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía” del Prospecto.

Precios del gas y subsidios

Históricamente, los precios del gas en el mercado regulado se han quedado sustancialmente detrás de los precios internacionales y regionales del gas, con motivo de una serie de medidas gubernamentales destinadas a garantizar el abastecimiento interno a precios asequibles.

Actualmente, de acuerdo con lo previsto por las regulaciones del ENARGAS, en particular la Resolución Nº 1410/2010, conforme fuera complementada por la Resolución Nº 89/2016 del Ministerio de Energía y Minería, los productores de gas están obligados a vender a las distribuidoras los volúmenes de gas necesarios para satisfacer la demanda del mercado regulado, también denominada demanda prioritaria, a los precios establecidos por el ENARGAS. Dichos volúmenes pueden ser suministrados por los productores en virtud de contratos celebrados con los

185

distribuidores a los precios determinados por el ENARGAS para el mercado regulado. Si para abastecer la demanda prioritaria fueran necesarios volúmenes mayores a los previstos en el Anexo I de la resolución, dichos volúmenes serán asignados por el Comité de Emergencia, caso por caso, bajo el nuevo procedimiento establecido por el ENARGAS mediante la Resolución Nº 3833/2016. Los volúmenes de gas que no han sido contratados por los distribuidores a los productores, serán asignados por el Comité de Emergencia, en primera prioridad, para abastecer la demanda prioritaria y otros servicios esenciales.

En línea con su estrategia para asegurar la demanda interna, la anterior administración adoptó una serie de medidas, incluyendo elevados derechos de exportación, que resultaron en restricciones a la exportación de gas natural desde Argentina. Al igual que en el caso del petróleo crudo, las exportaciones de gas continúan sujetas a la autorización del Ministerio de Energía y Minería, pero sus requisitos se han flexibilizado, siendo suficiente que el productor acredite que le ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir dichos productos. Como resultado de las restricciones impuestas durante la anterior administración, los precios del gas natural en el mercado desregulado argentino también se han quedado muy por detrás del precio de paridad de importación (medido como el costo más alto entre el costo de la compra de gas de Argentina a Bolivia y el costo de la importación de gas natural licuado). Los elevados derechos de exportación y otras restricciones han impedido que las empresas se beneficiaran de precios regionales más altos. Para mayor información ver “Información sobre la Compañía - Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas - Marco regulatorio del gas natural” en el Prospecto.

El siguiente gráfico muestra la evolución de los precios del gas natural desde 2011 hasta junio de 2017 en los mercados regulado y desregulado argentinos, comparados al precio de paridad de importación medido como el costo más alto entre el costo de la compra de gas de Argentina a Bolivia y el costo de la importación de gas natural licuado).

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Gas Importado de Bolivia GNL Importado Cuenca AustralArgentina

186

Desde el año 2004, debido a las restricciones de precios y a las exportaciones, Argentina ha enfrentado un mayor déficit energético y depende en gran medida de la importación de gas para satisfacer su demanda interna. Como resultado de este déficit y de la brecha entre los precios regionales y las tarifas locales en los mercados regulados y desregulado de gas, el Estado Nacional ha creado ciertos programas de estímulo como el Plan Gas II, del que actualmente la Compañía es beneficiaria. La compensación prevista en el Plan Gas II se calcula sobre una base de empresa a empresa, resultante de la suma de (i) cierto nivel de inyección base pre-establecido –equivalente al 85% de cierto nivel pre-establecido de inyección base a un declive del 15% anual–, a un precio fijo determinado, más (ii) la inyección excedente de la Compañía (es decir, los volúmenes inyectados por encima del nivel de base ajustado), al precio de la inyección excedente, que depende del nivel total de la inyección excedente, menos (iii) la inyección real total al precio real de venta (por ejemplo, el precio facturado al cliente).

En el marco del Plan Gas II, los productores de gas pueden recibir o pagar una compensación al Estado Nacional, en función de sus precios de venta y los niveles reales de inyección de gas. Los productores de gas recibirán compensaciones bajo el Plan Gas II, siempre que (i) su nivel real de inyección sea mayor al nivel de inyección de base ajustado pre-establecido; y (ii) el precio real de venta de gas, ya sea en el mercado regulado o desregulado, sea inferior al promedio del precio resultante de considerar el nivel de inyección de base ajustado pre-establecido y el nivel de inyección excedente al precio marginal. Por el contrario, los productores de gas deberán compensar al Estado Nacional cuando (i) el nivel real de inyección sea menor que el nivel de la inyección de base ajustado; o (ii) cuando el precio promedio real del gas, incluyendo las ventas en el mercado desregulado y desregulado, sea mayor al promedio del precio resultante de considerar el nivel de inyección de base ajustado pre-establecido y el nivel de inyección excedente al precio marginal. Bajo el Plan Gas II el precio marginal es de (i) US$4,00 por MMBtu cuando el nivel real de la inyección sea superior al nivel de la inyección de base ajustado mensualmente por una tasa anual de declive del 15%, e inferior a al nivel inicial de la inyección base ajustado mensualmente a una tasa anual de declive del 10%; (ii) US$5,00 por MMBtu cuando el nivel real de la inyección sea superior al nivel de la inyección de base ajustado mensualmente por una tasa anual de declive del 10%, e inferior al nivel inicial de la inyección base ajustado mensualmente a una tasa anual de declive del 5%; (iii) US$6,00 por MMBtu cuando el nivel real de la inyección sea superior al nivel de la inyección de base ajustado mensualmente a una tasa anual de declive del 5%, e inferior al nivel inicial de la inyección base sin ajuste por declive; y (iii) US$7,50 por MMBtu cuando el nivel real de la inyección sea superior al nivel inicial de la inyección de base sin ajuste por declive. En el caso de la Compañía, su nivel de inyección base se estableció en base a su nivel de inyección para el período de seis meses comprendido entre junio y noviembre de 2013 y el precio base se fijó en US$2,74 por MMBtu, también calculado como el precio promedio de ventas para dicho período. El plazo del Plan Gas II vence el 31 de diciembre de 2017. Para más información sobre el Plan Gas II, ver “Información sobre la Compañía - Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Marco regulatorio del gas -Resolución N° 60/2013” en el Prospecto.

Dado que los precios del gas y de los subsidios están denominados en dólares estadounidenses pero son pagaderos en pesos al tipo de cambio promedio del mes para el cual se calcula el subsidio, los retrasos en los pagos exponen a la Compañía a riesgos de inflación y devaluación de la moneda, así como a riesgos derivados de pagos no dinerarios o en especie, como pagos en bonos del Estado Nacional. El 15 de febrero de 2016, la Compañía recibió la suma de $78,4 millones en concepto de subsidios devengados hasta el 30 de junio de 2015. De acuerdo a lo previsto por el Decreto N° 704/2016, publicado en el Boletín Oficial el 23 de mayo de 2016, los subsidios devengados hasta diciembre de 2015 serán abonados a los beneficiarios en especie, mediante la entrega de bonos del Estado Nacional denominados en dólares estadounidenses (Bonos de la Nación Argentina en Dólares Estadounidenses 8%, 2020, Bonar 2020 US$). El 30 de junio de 2016, la Compañía recibió bonos del Estado Nacional por un valor nominal de US$15,7 millones para cancelar las compensaciones devengadas entre julio y diciembre de 2015 por la suma de $242,5 millones. Bajo este esquema de compensación, se previó la imposición de una multa

187

equivalente al 10% del valor de mercado del total de los bonos entregados si éstos son vendidos con anterioridad a diciembre de 2017, inclusive, en razón de ello, la Compañía ha reconocido una previsión por $26,9 millones al 30 de junio de 2017, por el monto probable de la multa (ver la nota 14 de los estados financieros consolidados sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017). El 28 de agosto de 2016, la Compañía recibió el pago de las compensaciones devengadas entre enero y marzo de 2016 por la suma de $206,5 millones. El 24 de febrero de 2017, la Compañía recibió el pago de las compensaciones devengadas entre julio y septiembre de 2016 por la suma de $194,9 millones. El 25 de abril de 2017, la Compañía recibió el pago de las compensaciones devengadas entre abril y junio de 2016 por la suma de $238,4 millones. El 17 de agosto de 2017, la Compañía recibió el pago de las compensaciones devengadas entre octubre y diciembre de 2016 por la suma de $134,4 millones. A la fecha de este Prospecto, el pago las compensaciones devengadas desde el 1 de enero de 2017 hasta el 30 de junio de 2017, ascienden a $274,4 millones, encontrándose pendiente su cancelación a la fecha de este Prospecto.

Durante su campaña presidencial, el nuevo presidente anunció planes para implementar reformas significativas en el sector energético del país que, en términos generales, permitan que el sector se maneje, en mayor medida, según las reglas de mercado.

Sin embargo, dichas medidas fueron declaradas nulas por la Cámara Federal de Apelaciones de La Plata, en julio de 2016, decisión que fue confirmada ,por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en agosto de 2016, argumentando que debió haberse convocado a audiencias públicas para decidir el aumento de las tarifas. Además, fijó para el futuro ciertas reglas para los futuros aumentos de tarifas, incluyendo el "criterio de igualdad” para permitir que los usuarios puedan prever estos aumentos en su planificación económica individual o familiar. A fin de cumplir con el fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, se celebraron audiencias públicas entre el 16 y el 18 de septiembre de 2016. El 7 de octubre de 2016, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería en virtud de la cual se aprobó un incremento en las tarifas del gas, denominados en dólares estadounidenses, aplicable a partir del 1º de octubre de 2016, ajustable semestralmente hasta alcanzar los precios de mercado en 2019 y, en el caso de Patagonia, Malargüe y la Puna, en 2022.

Las principales disposiciones de la Resolución Nº 212-E/2016 son las siguientes:

Se fijó el nuevo cuadro tarifario del gas en el mercado regulado (en el punto de ingreso al sistema de transporte) para usuarios residenciales y comerciales, aplicable para el período comprendido entre el 1º de octubre de 2016 y hasta el 31 de marzo de 2017; manteniéndose vigentes las tarifas al 31 de marzo de 2016 para el período comprendido entre el 1º de abril de 2016 y el 30 de septiembre de 2016;

Se establecieron topes entre el 300% y 500% a los incrementos de las tarifas para aquellas facturas emitidas por las distribuidoras a los usuarios residenciales o comerciales que superen la suma de $250. Dichos topes se fijaron en función de los importes facturados durante el mismo período del año anterior;

Se estableció una bonificación del 30% sobre la tarifa para los usuarios residenciales y comerciales que alcancen un ahorro del 15% del consumo en comparación con el mismo período del año anterior;

Se estableció una tarifa social para ciertos consumidores residenciales de bajos ingresos. En ese caso, el 100% del consumo de gas natural de estos usuarios será bonificado;

Se estableció un sendero de precios de normalización del precio de gas en boca de pozo para el mercado regulado para el gas producido. Los precios de gas en boca de pozo se fijados en dólares y serán trasladados a tarifas que pagan los usuarios de las distribuidoras

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en pesos de acuerdo al tipo de cambio vigente al momento del aumento. Para la Patagonia, el sendero de precios va desde US$1,29/MMBtu a partir del 1º de octubre de 2016 hasta alcanzar el objetivo de US$6,72/MMBtu el 1º de octubre de 2022; y

Se instruyó a la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos para que, hasta tanto los precios de gas en el mercado regulado sean determinados por la libre interacción de la oferta y la demanda, a elaborar semestralmente y elevar al Ministerio de Energía y Minería para su aprobación, la propuesta de precio de gas en el punto de ingreso al sistema de transporte correspondiente a cada semestre comprendido entre el 1º de abril y el 1º de octubre del año respectivo, sobre la base del sendero de precios y de reducción gradual de los subsidios previsto en los considerados de la Resolución Nº 212-E/2016 del Ministerio de Energía y Minería.

En la Provincia de Santa Cruz, las tarifas de gas al 1º de octubre de 2016, se incrementaron a un promedio del 233%, con incrementos que varían del 80% hasta el 560%.

Asimismo, el 7 de octubre de 2016, se publicó la normativa del ENARGAS correspondiente al traslado de precios de gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte a las tarifas de los usuarios residenciales y comerciales de las distribuidoras de gas por el período comprendido entre el 1º de octubre de 2016 y el 31 de marzo de 2017.

Con fecha 31 de marzo de 2017, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 74/2017 del Ministerio de Energía y Minería, en virtud de la cual se estableció el cuadro tarifario del gas natural en el punto de ingreso al sistema transporte para el período comprendido entre el 1º de abril de 2017 y el 30 de septiembre de 2017. En la Provincia de Santa Cruz, las tarifas de gas al 1º de abril de 2017, se incrementaron a un promedio del 233%, con incrementos que varían del 80% hasta el 560%, respecto de las tarifas vigentes para el período comprendido entre el 1º de octubre de 2016 y el 31 de marzo de 2017.

Con posterioridad a la emisión de la Resolución Nº 74/2017, el ENARGAS emitió la normativa correspondiente a las tarifas de los usuarios residenciales y comerciales de las distribuidoras de gas por el período comprendido entre el 1º de abril de 2017 y el 30 de septiembre de 2017.

La Compañía comercializa el gas en el mercado regulado a través de entregas a los distribuidores, de conformidad con las regulaciones argentinas, a los precios establecidos por el ENARGAS, que dependen del consumidor final y el lugar de consumo. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, los precios de la Compañía en el mercado regulado promediaron los US$1,17 por MMBtu para los usuarios residenciales y otros usuarios no industriales y US$4,89 por MMBtu para las centrales de generación. Actualmente, la Compañía no vende su producción de gas natural a distribuidores de gas natural comprimido para vehículos. Por lo general, la Compañía vende su producción excedente de gas a industrias y comercializadores, entre otros clientes, a través de contratos a corto plazo a un precio libremente convenido en dólares estadounidenses por metro cúbico de gas, a pagar en pesos al tipo de cambio vendedor publicado por Banco de la Nación Argentina el día hábil anterior a la fecha de pago. La Compañía es parte de un acuerdo a largo plazo con Aluar Aluminio Argentino S.A. a un precio inferior a los actuales en el mercado desregulado, que fue cedido a la Compañía por Petrobras Argentina como resultado de la adquisición de su negocio en la cuenca Austral en abril de 2015. Sin embargo, con fecha 17 de julio de 2017, la Compañía firmó una adenda sobre dicho contrato por la cual se renegociaron algunas condiciones del acuerdo, incluyendo un precio significativamente superior para el gas entregado a partir de 2018. Los principales clientes de la Compañía en el mercado desregulado son Aluar Aluminio Argentino S.A., Transportadora Gas del Sur S.A., Orazul S.A. y Cerro Vanguardia S.A. Para mayor información, ver “Información sobre la Compañía - Actividades de exploración y producción – Ventas de petróleo y gas – Contratos de Abastecimiento de Gas” en el Prospecto. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, las ventas de gas de la Compañía representaron el 43,7% de sus ingresos netos totales (incluyendo un 13,1% que

189

representa los subsidios de gas del Estado Nacional). Durante el mismo período, la Compañía vendió aproximadamente el 48,3% de su producción de gas natural en el mercado desregulado, lo que representó, sin considerar los subsidios de gas del Estado Nacional devengados como resultado de dichas ventas, el 14,8% de los ingresos netos totales de la Compañía, y el 51,7% en el mercado regulado, lo que representó, sin considerar los subsidios de gas del Estado Nacional devengados como resultado de dichas ventas, el 15,8% de los ingresos netos totales, respectivamente. La volatilidad de las ventas de gas de la Compañía en el mercado regulado respecto del mercado desregulado se debe a los efectos de la estacionalidad de la demanda del gas. Ver el apartado “Estacionalidad” en esta sección.

El siguiente cuadro detalla los precios promedio de venta y otros ingresos del gas natural en Argentina, excluyendo los ingresos recibidos bajo los programas de estímulo o de subsidios del Estado Nacional, durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017, calculados en dólares estadounidenses y desagregando la información para el mercado regulado y desregulado.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de Período de seis meses finalizado el 30 de junio de

2014 2015 2016 2016 2017(en millones de dólares estadounidenses por MMBtu)

Precio promedio de venta del gas natural 3,08 1,51 1,74 1,90 2,53Precio promedio de venta del gas natural en el mercado regulado(1)

0,43 0,50 1,19 1,58 2,86

Precio promedio de venta del gas natural en el mercado desregulado(1)

3,92 3,01 2,59 2,24 2,27

(1) Incluye los precios promedio para usuarios residenciales y otros usuarios no industriales, para distribuidores de gas natural comprimido para vehículos y para centrales de generación.

Además, el siguiente gráfico expone el precio promedio en el mercado regulado en Argentina durante 2016 y el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, incluyendo y excluyendo, según el caso, las compensaciones del Plan Gas II.

Jan-1

6

Feb-1

6

Mar-16

Apr-16

May-16

Jun-1

6Ju

l-16

Aug-16

Sep-16

Oct-16

Nov-16

Dec-16

Jan-1

7

Feb-1

7

Mar-17

Apr-17

May-17

Jun-1

70.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

Plan Gas Precio facturado

Programa de exploración y desarrollo

190

La Compañía está comprometida con el crecimiento sostenible de su negocio mediante la reinversión de su flujo de efectivo en operaciones de desarrollo y exploración dentro de sus áreas, muchas de las cuales estaban subexplotadas. La Compañía continuará dándole prioridad, como lo ha venido haciendo desde que su accionista controlante la adquirió en abril de 2013, en proyectos de producción y exploración de ciclo corto.

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, el programa de perforación de la Compañía ha alcanzado una tasa de éxito promedio ponderado del 92% de los pozos brutos perforados durante el período, convertidos a pozos productivos. Durante dicho período, la Compañía invirtió en propiedad, planta y equipo $903,0 millones. Como parte de estas inversiones, la Compañía perforó 11 pozos de desarrollo, con una tasa de éxito promedio de 100% y 1 pozo exploratorio sin éxito.

El plan de perforación de la Compañía para 2017 y los próximos dos años incluye inversiones de aproximadamente US$350 millones, con aproximadamente entre el 85% y el 90% de las inversiones destinadas al desarrollo de las reservas y el 15% - 10% a proyectos de exploración. La Compañía estima asignar una porción sustancial de su presupuesto de perforación a las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste.

En mayo de 2016, la Compañía adquirió una planta de compresión de gas (que había sido previamente alquilada) en Campo Boleadoras, provincia de Santa Cruz, encontrándose pendiente de pago, al 30 de junio de 2017, la suma de US$5 millones de acuerdo a lo previsto en el acuerdo de adquisición.

La Compañía también se encuentra evaluando actualmente proyectos a largo plazo que le puedan proporcionar un potencial de crecimiento significativo. Con el fin de aumentar la producción y las reservas existentes en sus áreas sin aumentar sustancialmente su apalancamiento, la Compañía considera, dentro de su estrategia, la celebración de contratos de farm-outs o acuerdos similares, tanto para el desarrollo de sus reservas como proyectos exploratorios; sin embargo, la Compañía no puede asegurar si dichos acuerdos se celebren y, de celebrarse, si resultaren en un incremento de la producción.

Estacionalidad

La demanda de gas natural es estacional, aumentando en invierno y disminuyendo en verano. Debido a la estacionalidad de la demanda y considerando que, históricamente, los precios en el mercado regulado se han encontrado sustancialmente por debajo de los precios del mercado desregulado, el precio promedio de la Compañía ha sido inferior en invierno, dado que se despachan mayores volúmenes en el mercado regulado, debido a que la Compañía es requerida a satisfacer en primer lugar la demanda residencial. Como resultado de la estacionalidad de la demanda, los precios del gas en el mercado desregulado (en especial, el precio spot) siguen, también, la dinámica estacional, con excepción de los precios de los contratos de largo plazo de la Compañía, típicamente aumentando en invierno, por la falta de producción excedente de gas para su despacho en el mercado desregulado, y disminuyendo en verano, debido al exceso de producción disponible. El incremento reciente en los precios del gas en el mercado regulado, en particular en el segmento residencial y comercial, podría afectar la estacionalidad de los precios promedio de gas de la Compañía.

Efectos significativos no dinerarios en los resultados de las operaciones de la Compañía

Los resultados de las operaciones de la Compañía para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 podrían no ser totalmente comparables con ejercicios previos o futuros, como resultado de ciertos efectos no dinerarios. Como resultado de la devaluación del peso durante 2016 y el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, la Compañía registró pérdidas no

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dinerarias derivadas del efecto de diferencia de cambio sobre deuda financiera bancaria y las obligaciones negociables emitidas bajo el Programa. Para mayor información, ver la nota 21 de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y la nota 17 de los estados financieros consolidados de la Compañía sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. El efecto en el estado de resultados por el período de seis meses finalizado al 30 de junio de 2017 generado por las diferencias de cambio sobre la deuda financiera bancaria y las obligaciones negociables en dólares estadounidenses asciende a $291,2 millones.

Por otra parte, los resultados de las operaciones de la Compañía para el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015 tampoco podrían ser totalmente comparables con ejercicios previos o futuros, como resultado de ciertos efectos no dinerarios. Para el ejercicio 2015, la Compañía registró $195,4 millones como ganancia no dineraria derivada de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, como resultado del efecto de la combinación del negocio, y registró $462,1 millones como ganancia no dineraria en otros ingresos y egresos operativos, relativos a la re-valuación a valor razonable de las participaciones que la Compañía previamente tenía en los activos de la cuenca Austral. Para mayor información, ver la nota 29 d) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015. Por otra parte, como resultado de la devaluación del peso durante 2015, la Compañía registró pérdidas no dinerarias derivadas de la re-valuación de los activos y pasivos de la Compañía denominados en moneda extranjera, por ejemplo, pérdidas por $459,2 millones por diferencias de cambio devengadas por las obligaciones negociables emitidas por la Compañía bajo el Programa Original denominadas en dólares estadounidenses. Para mayor información, ver la nota 24 h) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015.

Regalías

En Argentina, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deben abonar mensualmente una regalía al Estado Nacional o a la jurisdicción provincial que correspondiere, fijadas entre el 12% y el 18% del valor estimado de la producción en boca de pozo basados en los precios en los puntos de entrega, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones. Las regalías que abona la Compañía son registradas en sus estados financieros como costo de ventas. Ver la nota 24 b) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 y la nota 20 b) de los estados financieros consolidados de la Compañía sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017. Algunas de las concesiones de explotación y permisos de exploración de la Compañía, que vencían en o antes de noviembre de 2017, fueron prorrogadas bajo el Acuerdo de Prórroga. La extensión de los plazos de las concesiones o permisos generó un aumento de los costos de la Compañía, incluyendo el pago de regalías adicionales. Según la Ley de Hidrocarburos, la regalías en caso de extensión del plazo de las concesiones de explotación, pueden incrementarse un 3% por cada prórroga, hasta un máximo de 18%. Para mayor información, ver la sección “Información sobre la Compañía – Marco regulatorio de la industria hidrocarburífera y del transporte de gas – Pago de regalías y canon” en el Prospecto.

Resultado operativo

El siguiente cuadro refleja el estado de resultados para para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017 y para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016:

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Período de seis meses finalizado el 30 de junio de (no auditado)

2016 2017

$(en millones) % $

(en millones) %

Ingresos netos 1.857,9 100% 2.142,8 100,0%Costo de ventas (1.306,3) 70,3% (2.157,4) 100,7%

Resultado bruto 551,6 29,7% (14,5) 0,7%Gastos de comercialización (38,8) 2,1% (48,0) 2,2%Gastos de administración (118,2) 6,4% (141,6) 6,6%Gastos de exploración –– 0% –– 0,0%Otros ingresos y egresos operativos

(88,7) 4,8% (12,0) 0,6%

Resultado operativo 305,9 16,5% (216,2) 10,1%Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación

(3,8) 0,2% 90,5 4,2%

Resultado financiero neto (394,4) 21,2% (472,5) 22,1%Resultado antes de impuestos (92,3) 5,0% (598,3) 27,9%

Impuesto a las ganancias 30,1 1,6% 234,8 11,0%Resultado del período (62,2) 3,3% (363,4) 17,0%

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre

2014 2015(1) 2016

$(en millones) % $

(en millones) % $(en millones) %

Ingresos netos 942,1 100,0% 2.526,8 100,0% 3.475,1 100,0%

Costo de ventas (655,9) 69,6% (1.975,6) 78,2% (2.631,6) 75,7%

Resultado bruto 286,2 30,4% 551,2 21,8% 843,5 24,3%Gastos de comercialización (27,9) 3,0% (59,8) 2,4% (70,7) 2,0%Gastos de administración (85,2) 9,0% (200,3) 7,9% (236,2) 6,8%Gastos de exploración (6,8) 0,7% (56,0) 2,2% –– 0,0%Otros ingresos y egresos operativos

26,3 2,8% 411,6 16,3% (100,4) 2,9%

Resultado operativo 192,7 20,5% 646,8 25,6% 436,2 12,6%Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación

(19,2) 2,0% (145,5) 5,8% 21,3 0,6%

Resultado financiero neto 6,1 0,6% (583,1) 23,1% (811,6) 23,4%Resultado por combinación de negocio

–– 0,0% 195,4 7,7% –– 0,0%

Resultado antes de impuestos

179,5 19,1% 113,6 4,5% (354,0) 10,2%

Impuesto a las ganancias (66,5) 7,1% (56,1) 2,2% 121,8 3,5%Resultado del ejercicio 113,0 12,0% 57,5 2,3% (232,2) 6,7%

(1) El primer trimestre de 2015 no incluye la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral.

Resultados de las operaciones para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016 comparado con el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017

La tabla que sigue a continuación detalla los resultados de las operaciones de la Compañía para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017.

Período de seis meses finalizado el 30 de junio de (no auditado)

2016 2017 Variación

$ $ $ %

(en millones)Ingresos netos 1.857,9 2.142,8 284,9 15,3%Costo de ventas (1.306,3) (2.157,4) (851,0) 65,2%Resultado bruto 551,6 (14,6) (566,2) 102,6%Gastos de comercialización (38,8) (48,0) (9,2) 23,6%Gastos de administración (118,2) (141,6) (23,4) 19,8%

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Período de seis meses finalizado el 30 de junio de (no auditado)

2016 2017 Variación

$ $ $ %

(en millones)Gastos de exploración –– –– –– N/AOtros ingresos y egresos operativos (88,7) (12,0) 76,6 86,4%Resultado operativo 305,9 (216,2) (522,1) 170,7%Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación (3,8) 90,5 94,3 2.469,6%Resultado financiero neto (394,4) (472,5) (78,1) 19,8%Resultado antes de impuestos (92,3) (598,3) (505,9) 547,8%Impuesto a las ganancias 30,1 234,8 204,7 679,4%Resultado del período (62,2) (363,4) (301,2) 484,1%EBITDA Ajustado 762,0 300,8 (461,2) 60,5%

Los principales motivos de la variación en los resultados de las operaciones de la Compañía fueron (i) menores precios promedio de crudo en el mercado local durante los primeros seis meses de 2017 en comparación con 2016, (ii) un incremento del costo de ventas debido a mayores gastos imputables al costo de ventas, y (iii) una disminución de la producción de crudo durante los primeros seis meses de 2017 en comparación con 2016, debido a que (a) el nuevo equipo de perforación recién inició sus trabajos a partir de agosto de 2016 y (b) se realizaron ciertos trabajos de perforación no exitosos.

Ingresos netos

Los ingresos netos de la Compañía aumentaron $284,9 millones, o un 15,3%, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto al mismo período de 2016. Este incremento se debió, principalmente, a un aumento del volumen del petróleo vendido en 2017, debido a la existencia de un nivel de inventario superior al promedio a diciembre de 2016. Sin embargo este incremento se vio parcialmente compensado por una disminución de los precios del petróleo crudo locales, medidos en dólares, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto al mismo período de 2016. Durante 2017, los precios locales del petróleo crudo fueron negociados bajo el marco del “Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina” que entró en vigencia en el mes de enero de 2017. Para mayor información, véase la sección “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Compañía – Tendencias relacionadas con el negocio del petróleo y del gas – Precios del petróleo”.

Costo de ventas

El costo de ventas de la Compañía aumentó $851,0 millones, o 65,2%, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto al mismo período de 2016. Este incremento se debió principalmente a un aumento del volumen de petróleo vendido referido en el apartado anterior y a un aumento de los gastos imputables al costo de ventas del 22%. Los gastos por servicios contratados y mantenimiento de pozos se incrementaron en $215,0 millones, o 37%, en comparación con el mismo período de 2016. Para mayor información, ver la nota 20 b) de los estados financieros consolidados de la Compañía sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

Resultado bruto

El resultado bruto de la Compañía disminuyó $566,2 millones, o 102,6%, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto al mismo período de 2016. El margen del resultado bruto fue de 29,7% para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016 y fue negativo para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

Gastos de comercialización y de administración

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Los gastos de comercialización y administración de la Compañía aumentaron $32,6 millones, o 20,8%, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto al mismo período de 2016. Este incremento en los gastos de comercialización y de administración se debió principalmente a un aumento de $9,2 millones, o 23,6%, en el impuesto sobre los ingresos brutos, un aumento de $3,6 millones, o 10,1%, en honorarios y retribuciones por servicios, un incremento de $8,1 millones, o 17,2%, en salarios y cargas sociales y un aumento de $6,2 millones, o 105,5%, en repuestos y reparaciones. Para mayor información, ver las notas 20 c) y d) de los estados financieros consolidados de la Compañía sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

Gastos de exploración

La Compañía no registró esfuerzos exploratorios no exitosos para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, al igual que para el mismo período de 2016.

Otros ingresos y egresos operativos

En el rubro de otros ingresos y egresos operativos netos de la Compañía se observó un menor egreso por $76,6 millones, o 86,4%, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto al mismo período de 2016. Esta variación se debió principalmente a una disminución de $36,7 millones, o 90,2%, en los cargos por servicios contratados y una disminución de $31,3 millones, o 115,0%, en los cargos por previsión para juicios. Además, se registraron $5,6 millones en concepto de incentivos correspondientes al programa Petróleo Plus.

Resultado operativo

El resultado operativo de la Compañía disminuyó $522,1 millones, o 170,7%, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto al mismo período de 2016. El margen del resultado operativo fue de 16,5% para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016 y fue negativo para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación

Las ganancias netas de inversiones valuadas bajo el método de la participación aumentaron a $94,3 millones, o 2.469,6%, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto al mismo período de 2016. El aumento se debió, principalmente, al incremento de $98,6 millones de ganancias de Gasinvest.

Ingresos y costos financieros

En el rubro de resultados financieros netos de la Compañía se observaron mayores pérdidas por $78,1 millones, o 19,8%, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto al mismo período de 2016. Este incremento en los costos financieros netos se debió principalmente a la disminución de los ingresos financieros por $22,6 millones, o 79,6%, en el resultado atribuible a la medición a valor razonable de instrumentos financieros, el incremento en los costos financieros por diferencias de cambio, netas por $18,6 millones, o 10,4% producto de un mayor impacto de la devaluación como consecuencia de un incremento de la deuda financiera en dólares durante los primeros seis meses de 2017 en comparación al mismo período durante 2016, así como un incremento de $38,9 millones en otros egresos financieros correspondiente al costo financiero y comisiones bancarias generado principalmente por el rescate total y anticipado de las obligaciones negociables emitidas bajo el programa local con fecha 7 de marzo de 2017. Para mayor información, ver la nota 20 g) de los estados financieros consolidados de la Compañía sujetos a revisión correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017.

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Impuesto a las ganancias

La pérdida antes de impuestos ascendió por $598,3 millones, generando una ganancia por impuesto diferido de $234,8 millones, durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, con respecto a una pérdida antes de impuestos de $92,3 millones y una ganancia por impuesto diferido de $30,1 millones para el mismo período de 2016.

Pérdida del período

Como resultado de lo detallado precedentemente, las pérdidas de la Compañía para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 ascendieron a $363,4 millones, con respecto a una pérdida de $62,2 millones del mismo período de 2016.

Resultados de las operaciones para el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2016 comparado con el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2015

La tabla que sigue a continuación detalla los resultados de las operaciones de la Compañía para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

2015 2016 Variación

$ $ $ %

(en millones)Ingresos netos 2.526,8 3.475,1 948,3 37,5Costo de ventas (1.975,6) (2.631,6) (656,1) 33,2Ganancia bruta 551,2 843,5 292,3 53,0Gastos de comercialización (59,8) (70,7) (10,9) 18,2Gastos de administración (200,3) (236,2) (35,9) 17,9Gastos de exploración (56,0) - 56,0 100,0

Otros ingresos y egresos operativos 411,6 (100,4) (512,0) 124,4Ganancia operativa 646,8 436,2 (210,5) 32,6Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación (145,5) 21,3 166,8 114,7Ingresos financieros 150,8 297,6 146,7 97,3Costos financieros (733,9) (1.109,2) (375,1) 51,1Resultado por combinación de negocio 195,4 - (195,4) 100,0

Resultado antes de impuestos 113,6 (354,0) (467,7) 411,6Impuesto a las ganancias (56,1) 121,8 177,9 317,1Resultado del ejercicio 57,5 (232,2) (289,7) 503,7EBITDA Ajustado 709,4 1.351,2 641,8 90,5

Los resultados de las operaciones de la Compañía para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2016 podrían no ser totalmente comparables con motivo de (i) la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral el 1° de abril de 2015. Las principales motivos de la variación en los resultados de las operaciones de la Compañía fueron (i) el reconocimiento contable en 2015 de la ganancia originada por la combinación de negocios y la revaluación de la participación anterior de la Compañía en los activos de Cuenca Austral adquiridos de Petrobras Argentina, tal como se detalladamente en la nota 28 (d) de los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016; (ii) mayor carga financiera por devengamiento de intereses y diferencia de cambio por deuda financiera en dólares estadounidenses en el ejercicio económico finalizado al 31 de diciembre de 2016 respecto al ejercicio anterior. Estos motivos fueron compensados con mayor venta de gas y mayores beneficios por programas de estímulo a la inyección de gas en el ejercicio económico terminado al 31 de diciembre de 2016 respecto al ejercicio anterior.

Ingresos netos

196

Los ingresos netos de la Compañía aumentaron $948,3 millones, o un 37,5% durante 2016 con respecto a 2015. Este incremento se debió, principalmente, a (i) una mayor venta de gas, que se incrementó un 117,1% respecto al ejercicio anterior, debido a (a) el aumento de los precios promedio en dólares más la devaluación del tipo de cambio en un 75% y (b) mayores unidades vendidas, que aumentaron en un 25% con respecto al mismo período de 2015, (ii) mayores ingresos bajo el Plan Gas II, que aumentaron $432,9 millones, o 117,6% respecto al ejercicio anterior. Estos incrementos se vieron parcialmente compensados por un menor ingreso de ventas de petróleo del 4,9% debido a la combinación de los siguientes factores, disminución del 22% de los volúmenes vendidos y mayor precio promedio del 19% medido en pesos.

Costo de ventas

El costo de ventas de la Compañía aumentó $656,1 millones, o 33,2%, durante 2016 con respecto a 2015. Este incremento se debió principalmente a mayores niveles de actividad y al incremento en las tarifas de servicios petroleros. Este incremento se debió a un aumento de $404,8 millones, o 53%, en los costos de servicios contratados, un aumento de $62,0 millones, o 28%, en costos de repuestos, reparaciones y mantenimientos de pozos, un aumento de $168,9 millones, o 56%, en cánones de superficiarios, servidumbres y regalías, un aumento de $66,8 millones, o 100%, en salarios y jornales, y un incremento de $374,4 millones, o 93%, en depreciación de pozos, planta y equipo

Resultado bruto

El resultado bruto de la Compañía aumentó $292,3 millones, o 53,0%, durante 2016 con respecto a 2015. El margen del resultado bruto fue de 22% en 2015 y 24% en 2016.

Gastos de comercialización y de administración

Los gastos de comercialización y administración de la Compañía aumentaron $46,7 millones, o 18,0%, durante 2016 con respecto a 2015. Este incremento en los gastos de comercialización y de administración se debió principalmente a un aumento de $10,9 millones, o 18%, en el impuesto sobre los ingresos brutos, un aumento de $4,4 millones, o 7%, en honorarios y retribuciones por servicios, un incremento de $8,8 millones, o 11%, en salarios y cargas sociales y un aumento de $6,6 millones, o 168%, en repuestos y reparaciones

Gastos de exploración

En el ejercicio 2016 no se han imputado cargos a gastos de exploración, mientras que en el ejercicio 2015 ascendieron a $56,0 millones correspondientes a las bajas de inversiones en perforaciones exploratorias improductivas y sísmica exploratoria en la UTE El Sauce.

Otros ingresos y egresos operativos

Los otros ingresos y egresos operativos netos de la Compañía tuvieron mayores egresos por $512,0 millones, o 124,4%, durante 2016 con respecto a 2015. Este incremento se debió principalmente a mayores cargos en las cuentas de previsión para juicios y contingencias $26,0 y en la cuenta de previsión para cuentas comerciales por cobrar por $24,2 millones en el ejercicio 2016 y a $462,1 millones de ingresos adicionales como resultado de la revaluación a valor razonable de la participación de la Compañía en el negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral que tuvo lugar en el ejercicio 2015. Para mayor información, ver las notas 24 f) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016.

Resultado operativo

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La ganancia operativa de la Compañía disminuyó $210,5 millones, o 32,6%, durante 2016 con respecto a 2015. El margen del resultado operativo fue de 26% en 2015 y 13% en 2016.

Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación

El resultado neto de inversiones valuadas bajo el método de la participación aumentó $166,8 millones, o 115%, durante 2016 con respecto a 2015. El incremento se debió, principalmente, a un aumento de $70,9 millones de las ganancias de GasAndes Argentina y GasAndes Chile , menores pérdidas de TGN y Gasinvest por $23,2 millones, y menores pérdidas de Petronado por $70,0 millones. Para mayor información, ver la nota 24 g) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016.

El aumento de las ganancias de GasAndes se debió principalmente a mayores ingresos por ventas. Las menores pérdidas de Gasinvest, consolidadas con TGN, durante 2016 se debieron principalmente al impacto en 2015 del tipo de cambio sobre la deuda de TGN denominada en dólares estadounidenses como resultado de la devaluación del peso respecto del dólar estadounidense. A partir del 1° de octubre de 2015, la Compañía contabiliza la inversión en Petronado utilizando el método del valor razonable con cambios a través de ganancias y pérdidas de acuerdo a la NIC 39 y NIIF 9 en lugar del metro de la participación. El resultado de la participación de Petronado en el año 2015 fue una pérdida de $70,0 millones.

Ingresos y costos financieros

En el rubro de resultados financieros netos de la Compañía se observaron mayores pérdidas por $228,6 millones, o 39,2%, durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2016, con respecto al mismo período de 2015. Este incremento en los costos financieros netos se debió principalmente al aumento en el costo de intereses financieros por $261,3 millones, o 92% producto del mayor nivel de endeudamiento que presenta la Compañía acorde al nivel de su plan de inversión para el desarrollo de hidrocarburos, parcialmente compensado por ganancias por diferencias de cambio netas. Para mayor información, ver la nota 20 h) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2017.

Resultado por combinación de negocios

La ganancia por el efecto de la combinación de negocios por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2015 ascendió a $195,4 millones y ha sido registrada en la línea de “resultado por combinación de negocio” del estado de resultados integral de la Compañía. Dicha ganancia corresponde al exceso del valor razonable de los principales activos y pasivos objetos de la adquisición y la consideración total que incluye el valor razonable de la contraprestación transferida (monto desembolsado) y el valor razonable de la participación sobre el negocio adquirido, previo a la combinación de negocios.

Impuesto a las ganancias

La pérdida antes de impuestos ascendió por $354,0 millones, generando una ganancia por impuesto diferido de $121,8 millones, durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2016, con respecto a una ganancia antes de impuestos de $113,6 millones y una pérdida por impuesto diferido de $56,1 millones del ejercicio 2015.

Resultado del ejercicio

Como resultado de lo detallado precedentemente, las pérdidas de la Compañía para el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2016 ascendieron a $232,2 millones, con respecto a una ganancia de $57,5 millones del ejercicio 2015.

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Resultados de las operaciones para el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2015 comparado con el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2014

La tabla que sigue a continuación detalla los resultados de las operaciones de la Compañía para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2015.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

2014 2015 Variación

$ $ $ %

(en millones)Ingresos netos 942,1 2.526,8 1.584,7 168,2Costo de ventas (655,9) (1.975,6) (1.319,7) 201,2Ganancia bruta 286,2 551,2 265,0 92,6Gastos de comercialización (27,9) (59,8) (31,9) 114,3Gastos de administración (85,2) (200,3) (115,1) 135,1Gastos de exploración (6,8) (56,0) (49,2) 726,2Otros ingresos y egresos operativos 26,3 411,6 385,3 1464,8Ganancia operativa 192,7 646,8 454,1 235,7Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación

(19,2) (145,5) (126,3) 656,9

Ingresos financieros 87,1 150,8 63,8 73,3Costos financieros (81,0) (733,9) (652,9) 806,0Resultado por combinación de negocio 0,0 195,4 195,4 N/AResultado antes de impuestos 179,5 113,6 (65,9) (36,7)Impuesto a las ganancias (66,5) (56,1) 10,4 (15,6)Ganancia del ejercicio 113,0 57,5 (55,5) (49,1)

EBITDA Ajustado 347,0 709,4 362,5 104,5

Los resultados de las operaciones de la Compañía para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2015 podrían no ser totalmente comparables con motivo de (i) la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral el 1° de abril de 2015; y (ii) la significativa depreciación del peso en relación el dólar estadounidense ocurrida entre el 31 de diciembre de 2014 y el 31 de diciembre de 2015, principalmente durante el mes de diciembre de 2015. Los principales motivos de la variación en los resultados de las operaciones de la Compañía fueron (i) mayores ventas como resultado del incremento de los volúmenes vendidos de petróleo y de gas; (ii) mayores ingresos obtenidos con motivo de los subsidios de gas del Estado Nacional; (iii) ganancias no dinerarias derivadas de la consolidación de los negocios de la Compañía debido a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, y ganancias no dinerarias y extraordinarias en otros ingresos y egresos operativos relativos a la revaluación a valor razonable de las participaciones que tenía la Compañía en las áreas Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste con anterioridad a la adquisición. Estos motivos fueron compensados con (i) una caída en los resultados de las inversiones en compañías valuadas bajo el método de la participación; (ii) un incremento en los costos de intereses derivados de mayores niveles de deuda debido a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral y la devaluación del peso respecto del dólar estadounidense; y (iii) un incremento en los costos de exploración registrados en 2015 debido al incremento en el número de pozos no exitosos perforados en años anteriores.

Ingresos netos

Los ingresos netos de la Compañía aumentaron $1.584,7 millones, o un 168,2% durante 2015 con respecto a 2014. Este incremento se debió, principalmente, a un aumento del 124% en los volúmenes de petróleo y de gas vendidos y un incremento de $322 millones en los ingresos en concepto de compensaciones del Plan Gas II, que fueron compensados parcialmente con la caída del 5% en los precios promedio de ventas de petróleo y gas.

Este incremento en los ingresos netos, se debió principalmente a un incremento de la producción como resultado de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral en abril

199

de 2015, y en menor medida, $322 millones por los subsidios devengados bajo el Plan Gas II y $46 millones por los subsidios devengados bajo el Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo.

Costo de ventas

El costo de ventas de la Compañía aumentó $1.319,7 millones, o 201,2%, durante 2015 con respecto a 2014. Este incremento se debió principalmente a un aumento de $541 millones, o 233%, en los costos de servicios y honorarios contratados, un aumento de $138,7 millones, o 134%, en costos de operación y mantenimiento, un aumento de $166 millones, o 122%, en cánones de superficiarios, servidumbres y regalías, un aumento de $33 millones, o 100%, en salarios y jornales, y un incremento de $272 millones, o 210%, en depreciación de pozos, planta y equipo. Para mayor información, ver la nota 24 b) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015.

El incremento en los costos de servicios contratados, en los costos de operación y mantenimiento, en los cánones de superficiarios, servidumbres y regalías y en la depreciación de pozos, planta y equipo, se debió principalmente a un incremento de las ventas como resultado de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral y, en menor medida, a la inflación en Argentina.

Resultado bruto

El resultado bruto de la Compañía aumentó $26,05 millones, o 92,6%, durante 2015 con respecto a 2014. El margen del resultado bruto fue de 22% en 2015 y 30% en 2014.

Gastos de comercialización y de administración

Los gastos de comercialización de la Compañía aumentaron $147,0 millones, o 130,0%, durante 2015 con respecto a 2014. Este incremento en los gastos de comercialización y de administración se debió principalmente a un aumento de $43,8 millones, o 111%, en salarios y cargas sociales, un aumento de $34,8 millones, o 129%, en honorarios y retribuciones por servicios, y un aumento de $24,2 millones, o 863,7% en impuesto a los créditos y débitos. Para mayor información, ver las notas 24 c) y d) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015.

El incremento en salarios y cargas sociales durante 2015 se debió principalmente al aumento del personal derivado del aumento en las operaciones de la Compañía como resultado de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, como también por los aumentos derivados de la inflación.

Gastos de exploración

Los gastos de exploración de la Compañía aumentaron $49,2 millones, o 762,2%, durante 2015 con respecto a 2014. Este incremento se debió a esfuerzos exploratorios no exitosos en ciertas áreas de la Compañía durante 2014.

Otros ingresos y egresos operativos

Los otros ingresos y egresos operativos netos de la Compañía aumentaron $385,3 millones, o 1464,8%, durante 2015 con respecto a 2014. Este incremento se debió principalmente a $462,1 millones de ingresos adicionales como resultado de la revaluación a valor razonable de la participación de la Compañía en el negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral y, que fue parcialmente compensado por una disminución de $64,5 millones, o 99%, en los incentivos bajo el Programa Petróleo Plus. La caída de los incentivos bajo el Programa Petróleo Plus se debió a la

200

finalización del programa en junio de 2015. Para mayor información, ver las notas 24 f) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015.

Resultado operativo

El resultado operativo de la Compañía aumentó $454,1 millones, o 235,7%, durante 2015 con respecto a 2014. El margen del resultado operativo fue de 25,6% en 2015 y 20,5% en 2014.

Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación

El resultado neto de inversiones valuadas bajo el método de la participación aumentó $126,3 millones, o 656,9%, durante 2015 con respecto a 2014. El incremento se debió, principalmente, a un aumento de $39,6 millones, o 104,9%, de las pérdidas de Gasinvest, un aumento de $75,8 millones, o 1306,9%, en pérdidas de Petronado. Para mayor información, ver las notas 24 g) y 31 de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015.

El aumento de las pérdidas de Gasinvest, consolidadas con TGN, durante 2015 se debió principalmente al impacto del tipo de cambio sobre la deuda de Gasinvest denominada en dólares estadounidenses como resultado de la devaluación del peso respecto del dólar estadounidense. El incremento en las pérdidas de Petronado se debió principalmente a la caída del precio internacional del petróleo y los controles de cambio en Venezuela.

Ingresos y costos financieros

Los costos financieros netos de la Compañía aumentaron $589,1 millones, o 9.722%, durante 2015 con respecto a 2014. Esta variación se debió principalmente a un incremento de $404 millones en el valor de libros en pesos de las obligaciones negociables emitidas bajo el Programa Original denominadas en dólares estadounidenses y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable, cuyo fondos fueron utilizados para financiar inversiones en activos fijos de la Compañía, como resultado de la devaluación del peso con respecto al dólar estadounidense en diciembre de 2015, como también por un incremento en $254 millones de intereses, con motivo de la toma de los fondos del Préstamo Sindicado para financiar la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral e inversiones en bienes de capital. Para mayor información, ver la nota 24 h) de los estados financieros consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015.

Resultado por combinación de negocios

El resultado por combinación de negocios de la Compañía al 31 de diciembre de 2015 fue de $195,4 millones, derivados de la valuación final a valor razonable de los principales activos y pasivos adquiridos con motivo de la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral, como resultado de la combinación del negocio.

Impuesto a las ganancias

El impuesto a las ganancias de la Compañía disminuyó $10,4 millones, o 15,6%, durante 2015 con respecto a 2014. La disminución se debió a una disminución de $65,9 millones, o 36,7%, en ingresos antes de impuestos. El índice de impuestos de la Compañía fue de 49% en 2015 y 37% en 2014.

Ganancia del ejercicio

201

La ganancia del ejercicio de la Compañía disminuyó $55,5 millones, o 49,1%, durante 2015 con respecto a 2014.

Liquidez y Recursos de Capital

Fuentes y uso de fondos

Las fuentes de liquidez de la Compañía, históricamente, fueron sus flujos de fondos derivados de sus operaciones y su endeudamiento. El uso de los fondos por la Compañía ha sido históricamente destinado a capital de trabajo, inversiones en bienes de capital, adquisiciones y cancelación de deuda. Durante 2017, la Compañía espera efectuar inversiones por US$56 millones en su programa de perforación. La Compañía espera que los flujos de fondos proyectados para sus operaciones y los fondos que obtenga de la emisión de Obligaciones Negociables bajo el Programa serán suficientes para fondear la cancelación de su endeudamiento y las inversiones en bienes de capital presupuestadas por la Compañía, así como las necesidades de capital de trabajo. La Compañía está enfocada en optimizar su estructura financiera y obtener fuentes adicionales de financiamiento, en línea con su estrategia de inversiones. A los fines de financiar futuras inversiones en bienes de capital, la Compañía se encuentra evaluando realizar farm-outs u otros acuerdos similares para inversiones estratégicas de largo plazo que le provean de potencial de crecimiento sin la necesidad de incrementar su apalancamiento financiero.

Flujo de fondos histórico

La siguiente tabla muestra los flujos de fondos de la Compañía a las fechas allí indicadas y los flujos netos de fondos utilizados para operaciones, inversiones y financiamiento en los períodos que allí se indican.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre dePeríodo de seis meses (no

auditado) finalizado el 30 de junio de

2014 2015 2016 2016 2017(en millones de pesos)

Flujo de fondosEfectivo, equivalentes del efectivo y descubiertos bancarios al inicio del ejercicio

76,3 20,4 199,5 199,5 1.873,2

Flujo neto (utilizado en) generado por operaciones

185,2 (165,2) 586,9 593,0 610,5

Flujo neto utilizado en las actividades de inversión

(321,5) (1.597,1) (1.342,2) (642,4) (761,4)

Flujo neto generado por (utilizado en) las actividades de financiación

70,9 1.885,7 2.251.9 (148,8) (485,0)

Resultados financieros generados por el efectivo

9,5 55,7 177,1 46,2 50,6

Efectivo, equivalentes del efectivo y descubiertos bancarios al final del ejercicio

20,4 199,5 1.873,2 47,5 1.287,9

Variación del flujo de fondos para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016

Flujo neto para (utilizado en) actividades operativas

El flujo neto para actividades operativas fue de $185,2 millones en 2014, principalmente debido al resultado neto del período (neto de los ajustes para calcular el flujo neto de actividades operativas) que ascendió a $324,5 millones y la (utilización) de $(139,3) millones en cambios de activos y pasivos operativos. El flujo neto (utilizado) en actividades operativas fue de $(165,2) millones en 2015, principalmente debido al resultado neto del período (neto de los ajustes para calcular el flujo neto de actividades operativas) que ascendió a $340,6 millones y la (utilización) de $(505,8)

202

millones en cambios de activos y pasivos operativos. El flujo neto generado por actividades operativas fue de $586,9 millones en 2016, principalmente debido al resultado neto del período (neto de los ajustes para calcular el flujo neto de actividades operativas) que ascendió a $586,9.

Flujo neto para (utilizado en) inversiones

El flujo neto para inversiones fue de $(321,5) millones en 2014, principalmente debido a inversiones en propiedad, planta y equipo por $(241,0) millones e inversiones en compañías asociadas por $(99,8) millones. El flujo neto para inversiones fue de $(1.597,1) millones en 2015, principalmente debido a inversiones en propiedad, planta y equipo por $(874,4) millones y a la adquisición del negocio de Petrobras Argentina en la cuenca Austral por $(728,4) millones. El flujo neto para inversiones fue de $1.342,2 millones en 2016, principalmente debido a inversiones de propiedad, planta y equipo por $(1.041,8) millones, adquisición de inversiones en sociedades por $(78,6) millones y colocación de fondos en inversiones corrientes por $(221,8) millones.

Flujo neto para (utilizado en) financiamiento

El flujo neto para financiamiento fue de $70,9 millones en 2014, principalmente debido a aportes irrevocables de capital por $98,0 millones. El flujo neto para financiamiento fue de $1.885,7 millones en 2015, principalmente debido al aumento de $2.187,4 en la deuda financiera de la Compañía y los intereses pagados por deuda financiera por $(301,7) millones. El flujo neto para financiamiento fue de $2.251,9 millones en 2016, principalmente debido a nueva deuda financiera obtenida, neta de cancelaciones por $2.782,3 millones y los intereses pagados por deuda financiera por $(530,4) millones.

Variación del flujo de fondos para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2016 y 2017

Flujo neto generado por (utilizado en) actividades operativas

El flujo neto generado en operaciones fue de $593,0 millones durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016, principalmente debido al resultado neto del período (neto de los ajustes para calcular el flujo neto de actividades operativas) que ascendió a $598,8 millones y la utilización de $(5,8) millones en cambios de activos y pasivos operativos. El flujo neto generado en operaciones fue de $610,5 millones durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, debido principalmente al resultado neto del período (neto de los ajustes para calcular el flujo neto de actividades operativas) que ascendió a $(244,3) millones y la generación de $854,8 millones en cambios de activos y pasivos operativos.

Flujo neto (utilizado en) generado por actividades de inversión

El flujo neto utilizado en actividades de inversión fue de $(642,4) millones durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016, principalmente debido a inversiones en propiedad, planta y equipo por $(376,8) millones y un incremento en inversiones de corto plazo por $(187,0) millones. El flujo neto utilizado en actividades de inversión fue de $(761,4) millones durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, principalmente debido a inversiones en propiedad, planta y equipo por $(903,0) millones, neto de dividendos cobrados por $64,2 millones y disminución de inversiones en sociedades y en inversiones corrientes por $77,4 millones.

Flujo neto (utilizado en) generado por financiamiento

El flujo neto utilizado en financiamiento fue de $(148,8) millones durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2016, principalmente debido a nueva deuda financiera obtenida, neta de cancelaciones por $93,5 millones y al pago de intereses por deuda financiera por $(242,3) millones. El flujo neto utilizado en financiamiento fue de $(485,0) millones durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, principalmente debido a cancelaciones de deuda

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financiera, neta de nueva deuda financiera obtenida por $(208,7) millones y al pago de intereses por deuda financiera por $(276,3) millones.

Endeudamiento

Para mayor información véase la sección “Información clave sobre la Compañía – Información financiera – Síntesis de la situación patrimonial – Capitalización y endeudamiento” en este Prospecto.

Políticas de distribución

La Compañía no ha adoptado, y no tiene actualmente planes de adoptar, una política formal de distribución de dividendos. Durante los últimos tres ejercicios, la Compañía no distribuyó dividendos.

Al 31 de diciembre de 2014, la Compañía tuvo ganancias realizadas y líquidas por $113 millones. El 17 de abril de 2015, la asamblea de accionistas de la Compañía aprobó la propuesta del directorio de destinar la ganancia del ejercicio a la reserva para capital de trabajo y futuros dividendos.

Al 31 de diciembre de 2015, la Compañía tuvo ganancias realizadas y líquidas acumuladas por $69,8 millones. El 31 de marzo de 2016, la asamblea de accionistas de la Compañía aprobó la propuesta del directorio de destinar $3,5 millones a la reserva legal y $66,3 millones a la reserva para capital de trabajo y futuros dividendos.

Al 31 de diciembre de 2016, la Compañía tuvo pérdidas acumuladas por $(231,1) millones. El 21 de abril de 2017, la asamblea de accionistas de la Compañía aprobó la propuesta del directorio de absorción resultados negativos por $231,1 con la reserva para capital de trabajo y futuros dividendos.

A la fecha de este Prospecto, la Compañía no ha distribuido dividendos. Al 30 de junio de 2017, la Compañía registró pérdidas por $(363,1) millones.

De acuerdo con la Ley General de Sociedades, la declaración anual de distribución de dividendos es aprobada por la asamblea general ordinaria anual de accionistas de la Compañía. En general, pero no necesariamente, el directorio da recomendaciones en relación con el pago de dividendos. Sin embargo, los accionistas de la Compañía pueden no considerar el consejo del directorio.

Salvo las restricciones al pago de dividendos previstas en los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables Clase “A”, emitidas bajo el Programa Internacional, la Compañía no tiene prohibiciones de distribuir dividendos. Bajo dichos términos y condiciones la Compañía podrá distribuir dividendos siempre que: (1) la Compañía no haya incurrido ni subsista ningún incumplimiento; (2) la Compañía pueda incurrir en al menos US$1,00 de deuda; y (3) el monto total desembolsado por todos los pagos restringidos realizados en o a partir de la fecha de emisión de las Obligaciones Negociables Clase “A” no supere la suma de: (A) el 50% del monto total del resultado neto consolidado (o, si el resultado neto consolidado es una pérdida, menos el 100% del monto de la pérdida) devengado en forma acumulativa durante el período, considerado como un mismo período contable iniciado el 1° de enero de 2016 y finalizado el último día del trimestre económico completo más reciente de la Compañía para el que se dispone de estados financieros internos, más (B) sujeto al inciso (C), el total de los fondos netos en efectivo y el valor de mercado de los bienes y títulos valores negociables recibidos por la Compañía (excepto que sean recibidos de una subsidiaria) después de la fecha de emisión de las Obligaciones Negociables Clase “A” como resultado de: (i) la emisión y venta de participaciones de capital calificadas de la Compañía, o (ii) cualquier aporte a su capital social, más (C) un monto igual a la suma, para todas las subsidiarias no restringidas, de: (x) la reducción neta, de las inversiones en una subsidiaria no

204

restringida, (y) la porción (proporcional a la participación de capital de la Compañía en dicha subsidiaria no Restringida) del valor de mercado de los activos menos los pasivos de una subsidiaria no restringida al momento en que dicha subsidiaria no restringida es designada subsidiaria restringida, (D) la reducción neta, de cualquier otra inversión efectuada con posterioridad a la fecha de emisión de las Obligaciones Negociables Clase “A”, como resultado de cualquier venta, cancelación, rescate, distribución en concepto de liquidación u otra realización (no incluida en el resultado neto consolidado), en todos los casos sin exceder el monto de la inversión realizada.

Según lo detallado en los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables Clase “A”, las restricciones anteriormente detalladas no prohibirán: (i) la declaración o pago de cualquier dividendo o distribución con fondos de la venta u otra disposición de (i) los activos de transporte de gas (“midstream”) de la Compañía en tanto el monto total de dichos dividendos y distribuciones no exceda el 60% del producido bruto total de dicha venta o disposición, o (ii) los activos no principales de exploración y producción de petróleo y gas, por el tiempo en que el monto total de dichos dividendos y distribuciones no excede el 50% del producido bruto total de dicha venta o disposición; o (iii) pagos restringidos no permitidos de otra forma por un monto total no superior a US$4 millones, o su equivalente en otras monedas, en total en cualquier ejercicio económico (pudiendo los montos no utilizados en cualquier ejercicio económico ser trasladados al ejercicio siguiente, con un período máximo de acumulación de un año). Las limitaciones al pago de dividendos anteriormente descriptas son idénticas a las previstas en el Préstamo Sindicado en Dólares. Para mayor información sobre estas restricciones, ver la sección “Ciertos Compromisos—Limitación a los Pagos Restringidos” del suplemento de precio de fecha 18 de octubre de 2016 (conforme fuera modificado por las adendas de fecha 19 de octubre y 25 de octubre de 2016) correspondiente a las Obligaciones Negociables Clase “A”.Riesgo de mercado

La Compañía se encuentra expuesta a riesgo de mercado relacionado principalmente a las fluctuaciones de las tasas de interés, de los tipos de cambio y del precio de los commodities, que puede afectar adversamente el valor de sus activos financieros, su endeudamiento y nuestras ganancias. Para mayor información, ver la nota 4.1.1 de los estados financieros consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2016.

Riesgo de tasa de interés

Al 31 de diciembre de 2016, la deuda financiera de la Compañía sujeta a tasa de interés variable ascendía a $72,8 millones. El 30 de junio de 2017 la compañía no tiene deuda sujeta a tasa de interés variable. Teniendo en cuenta su escasa materialidad, la Compañía no está expuesta a un riesgo significativo de flujo de fondos como consecuencia de cambios en las tasas de interés.

Riesgo de moneda extranjera

Sustancialmente la mayoría de los ingresos de la Compañía se encuentran denominados en dólares estadounidenses. Si bien una porción significativa de los costos de la Compañía se encuentran denominados en dólares estadounidenses, la mayoría de sus costos están denominados en pesos. Al 31 de diciembre de 2016, la Compañía poseía pasivos, netos de activos de $3.840,7 millones denominado en dólares estadounidenses. Las pérdidas potenciales que podría representar para la Compañía el efecto de una variación hipotética del 20% del tipo de cambio, sobre los activos y pasivos en moneda extranjera de la Compañía, sería de aproximadamente $768,1 millones, sin considerar los fondos que podrían obtenerse de la emisión de obligaciones negociables bajo el Programa. La Compañía considera que una variación del tipo de cambio, tendrá un impacto en sus activos y pasivos denominado en moneda extranjera similar al estimado para el ejercicio 2016. Al 31 de diciembre de 2016 y el 30 de junio de 2017, la Compañía poseía un endeudamiento

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financiero de $6.038,3 y $6.181,5 millones denominado en dólares estadounidenses, es decir un 99% y 100% de su endeudamiento financiero, respectivamente. La Compañía no tiene actualmente cobertura frente al riesgo de moneda extranjera.

Riesgo relacionado con el precio de los commodities

Durante el año 2016, los resultados de la Compañía derivados del negocio del petróleo y del gas constituyeron la totalidad del EBITDA Ajustado de la Compañía. La Compañía no posee contratos de cobertura contra una caída en el precio del petróleo y del gas.

Investigación, desarrollo, innovación, patentes y licencias

Debido al tipo de negocio de la Compañía referido a actividades de exploración y explotación de petróleo crudo, gas natural y sus derivados (upstream) y transporte de gas natural, no se registran inversiones en investigación, desarrollo, innovación, patentes y licencias.

Para mayor información véase la sección “Información sobre la Compañía – Propiedad intelectual” en el Prospecto.

Política ambiental

Véanse las secciones “Información sobre la Compañía - Procedimientos legales” e “Información sobre la Compañía - Políticas de seguridad, salud y medio ambiente” en el Prospecto.

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DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA Y EMPLEADOS

Directores y gerencia

Aspectos Generales

Actualmente, el directorio de la Compañía está compuesto por ocho directores titulares y seis directores suplentes. De acuerdo con el estatuto de la Compañía, el directorio está compuesto por el número de directores que decida la asamblea especial de clases de accionistas, el cual no deberá ser menor a cinco ni mayor a once, en el caso de los directores titulares, ni mayor a seis, en el caso de los directores suplentes. Cada director es elegido por mayoría dentro de la clase de accionistas que lo designa por el término de dos años, pudiendo ser reelegidos.

El directorio, en su primera reunión, designa un presidente y un vicepresidente.

Los actuales miembros titulares y suplentes del directorio de la Compañía fueron designados por dos ejercicios por la asamblea general ordinaria y especial de accionistas clase A y B de accionistas Nº 175 de fecha 21 de abril de 2017. Todos los mandatos finalizarán en la asamblea de accionistas que considere los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio que finalizará el 31 de diciembre de 2018.

Las reuniones de directorio pueden ser convocadas por el presidente o el vicepresidente del directorio, o a discreción de la comisión fiscalizadora.

El directorio sesiona válidamente con la presencia de la mayoría absoluta de los miembros que lo componen. El directorio toma sus resoluciones por mayoría de votos de sus miembros presentes. En caso de empate, el voto del presidente se computa doble.

El directorio tiene los más amplios poderes y atribuciones para la dirección, organización y administración de la Compañía, sin otras limitaciones que las que resulten de la Ley General de Sociedades y las previstas por el estatuto de la Compañía. Puede en consecuencia celebrar, en nombre de la Compañía, toda clase de actos y contratos que tiendan al cumplimiento del objeto social; entre ellos, operar con toda clase de bancos, compañías financieras o entidades crediticias oficiales o privadas; dar o revocar poderes especiales y generales judiciales, de administración u otros, con o sin facultad de sustituir; iniciar, proseguir, contestar o desistir denuncias o querellas penales y realizar todo otro acto jurídico que haga adquirir derechos o contraer obligaciones a la Compañía.

Directores, gerentes de primera línea y órgano de fiscalización

Para mayor información sobre los directores, la gerencia de primera línea de la Compañía y el órgano de fiscalización, ver “Datos sobres Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización – Directores Titulares, Suplentes y Gerentes” de este Prospecto.

Remuneración

En la asamblea general ordinaria y extraordinaria de accionistas clase “A” Nº 174 de fecha 31 de marzo de 2016, se decidió autorizar al directorio a (i) pagar anticipos a los siguientes directores que cumplen funciones ejecutivas para la Compañía: Eduardo Hugo Antranik Eurnekian, Daniel Kokogian, Guillermo Nielsen, Matías Brea, Ignacio Noel y Norberto Andrés Lembo, por el monto total de $5.700.000 pagaderos al tiempo que el directorio decida su pago y a cuenta de futuros honorarios que pudieran corresponderles en el transcurso del ejercicio correspondiente al año 2016, “ad referéndum” de lo que resuelva la asamblea de accionistas en la que se aprueben los

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estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016; y (ii) pagar anticipos hasta la suma de $324.000 a los miembros de la comisión fiscalizadora en los plazos y montos que resuelva el directorio, a cuenta de futuros honorarios que pudieran corresponderles en el transcurso del ejercicio correspondiente al año 2016, “ad referéndum” de lo que resuelva la asamblea de accionistas en la que se aprueben los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016.

Los anticipos de honorarios correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016 fueron aprobados por la asamblea general ordinaria y especial de accionistas clase “A” y “B” Nº 175 de fecha 21 de abril de 2017.

El total de los honorarios pagados a los directores, gerentes de primera línea y síndicos de la Compañía por el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2016, ascendió a $8.236.666, de los cuales (i) $7.963.666 corresponden a remuneraciones a favor de los directores que han cumplido funciones ejecutivas; y (ii) $273.000 corresponden a honorarios a favor de los integrantes de la comisión fiscalizadora.

En la asamblea general ordinaria y extraordinaria de accionistas clase “A” y “B” Nº 175 de fecha 21 de abril de 2017, se decidió “ad referéndum” de lo que resuelva la asamblea de accionistas en la que se aprueben los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2017 autorizar al directorio a (i) pagar anticipos a los siguientes directores que cumplen funciones ejecutivas para la Compañía: Eduardo Hugo Antranik Eurnekian, Matías Brea, Daniel Kokogian, Ignacio Noel, Daniel Simonutti, Jorge del Aguila y Norberto Andrés Lembo, por el monto total de hasta $9.000.000 pagaderos al tiempo que el directorio decida su pago y a cuenta de futuros honorarios que pudieran corresponderles en el transcurso del ejercicio correspondiente al año 2017,; y (ii) pagar anticipos hasta la suma de $350.000 a los miembros de la comisión fiscalizadora en los plazos y montos que resuelva el directorio, a cuenta de futuros honorarios que pudieran corresponderles en el transcurso del ejercicio correspondiente al año 2017.

Ni la Compañía ni sus subsidiarias han otorgado un plan de beneficios o pensiones para los miembros del directorio o de la comisión fiscalizadora en caso de retiro.

Empleados

El siguiente cuadro presenta información sobre la cantidad de empleados de la Compañía al 31 de diciembre de 2014, 2015 y 2016 y por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017:

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de

Ejercicio finalizado el 30 de junio de

2014 2015 2016 2017Empleados por segmento de actividad

Exploración y explotación de hidrocarburos 16 105 123 125Transporte de gas 7 6 6 6

Corporativa y otros 38 41 46 47Total 61 154 175 178

La Compañía no ha emitido a favor de los empleados ninguna acción, opción o cualquier otro valor negociable sobre el capital de la Compañía.

Propiedad Accionaria de Directores

A la fecha del presente Prospecto, ningún director es titular de acciones de la Compañía ni tampoco poseen opciones sobre las mismas.

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ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

Principales accionistas

Tenencias de los principales accionistas

El capital social de la Compañía es de $399.137.856 representado por 399.137.856 acciones ordinarias nominativas no endosables de valor nominal un peso ($1) cada una y con derecho a un voto por acción, de las cuales (a) 279.396.499 son acciones Clase A y (b) 119.741.357 millones son acciones Clase B. Cada acción, sin importar su clase, representa los mismos derechos políticos y económicos, excepto respecto de la elección de los miembros del directorio, cuyo procedimiento se describirá más adelante en esta sección.

Los accionistas de la Compañía son actualmente los siguientes:

Accionista Clase Cantidad de acciones PorcentajeLatin Exploration S.L. A 279.396.499 70%

Sociedad Comercial del Plata S.A.

B 119.741.357 30%

Información de los accionistas principales

Latin Exploration S.L.U.

Latin Exploration S.L.U. es una sociedad de responsabilidad limitada unipersonal constituida por tiempo indefinido en las Islas Canarias, Santa Cruz de Tenerife, con fecha 30 de noviembre de 2005, mediante escritura otorgada ante el Notario de Madrid Ignacio Martín-Gil Vich, bajo el número de orden del protocolo 4853 e inscripta en el Registro Mercantil de Santa Cruz de Tenerife al Tomo 2778, Folio 17, hoja número TF-38249, inscripción 1ª. Asimismo, dicha sociedad se encuentra registrada bajo el número de identificación fiscal B-84522606, y domiciliada en Hermosilla Nº 11, planta 4º, 28001, Madrid, España. Se encuentra inscripta ante la Dirección Provincial de Personas Jurídicas de la Provincia de Buenos Aires bajo el número de folio 5258, legajo Nº 1/141235, de conformidad con el artículo 123 de la Ley Nº 19.550.

En abril de 2013, S.A. Exploration Corp., titular del 100% de las acciones de Latin Exploration S.L.U, transfirió la totalidad de su participación accionaria en dicha sociedad, a Cedicor S.A., una sociedad anónima constituida en la República Oriental del Uruguay, con domicilio en Plaza Cagancha 1145, piso 4º, Montevideo.

Con fecha 29 de abril de 2013, se presentó ante la CNDC, la solicitud de autorización de la transferencia accionaria antes mencionada. La misma fue otorgada en fecha 26 de abril de 2017.

Con fecha 19 de noviembre de 2015, Cedicor S.A. (controlante indirecto de la Compañía) transfirió a A.C.I. Capital S.à r.l. la totalidad de su participación accionaria en Latin Exploration S.L.U. (controlante directo de la Compañía). A.C.I. Capital S.à r.l. es una sociedad de responsabilidad limitada constituida en Luxemburgo, con domicilio en L-2453 Luxemburgo, 6, rue Eugène Ruppert. Dicha transferencia fue perfeccionada con fecha 21 de diciembre de 2015.

A.C.I. Capital S.à r.l. es controlada por Corporación América International S.à r.l. una sociedad de responsabilidad limitada constituida en Luxemburgo, con domicilio en L-2453 Luxemburgo, 6, rue Eugène Ruppert. A su vez, Corporación América International S.à r.l. es controlada por Liska Investments Corp., una sociedad constituida conforme a las leyes de las Islas Vírgenes Británicas.

Por su parte, Liska Investments Corp. es controlada por Southern Cone Foundation, una fundación constituida bajo las leyes del Principado de Liechtenstein, con sede social en Vaduz. El propósito

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de la fundación es administrar sus activos a través de decisiones adoptadas por su directorio independiente. Conforme la información que posee y tiene conocimiento la Compañía, los potenciales beneficiarios de dicha fundación son miembros de la familia Eurnekian e instituciones religiosas, de caridad y educativas.

Sociedad Comercial del Plata S.A.

Sociedad Comercial del Plata S.A. es una sociedad anónima constituida e inscripta el 7 de junio de 1927 en la IGJ bajo el Nº 98, del Libro 41, Folio 580, Tomo “A” de Estatutos Nacionales, con sede social en Reconquista 1088, piso 9°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Sociedad Comercial del Plata S.A. lista sus acciones en BYMA, y se encuentra sujeta a sus regulaciones y a las de la CNV.

De conformidad con los estados financieros de Sociedad Comercial del Plata S.A., correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017, publicados en el ítem “Información financiera” de la página web de la CNV (http://www.cnv.gob.ar), no existe ninguna persona física o jurídica, en los términos de la Ley de Mercado de Capitales, que posea en forma directa o indirecta, individual o conjuntamente, según el caso, una participación por cualquier título en el capital social o valores con derecho a voto que, de derecho o de hecho, en este caso si es en forma estable, les otorgue los votos necesarios para formar la voluntad social en asambleas ordinarias o para elegir o revocar la mayoría de los directores.

Información sobre los derechos de los accionistas principales de acuerdo al estatuto de la Compañía

De acuerdo con el estatuto de la Compañía, los accionistas Clase B que representen al menos el 30% del capital social tienen el derecho de elegir dos directores. Los restantes miembros del directorio son elegidos por la clase A de accionistas.

En el caso de transferencias de acciones por cualquiera de los accionistas clase A a un tercero de buena fe, exceptuando las transferencias entre integrantes del mismo grupo económico, y únicamente para el supuesto de que tal transferencia importe la transferencia del control de la Compañía, todos o cualquiera de los accionistas clase B tendrán el derecho, pero no la obligación, de vender acciones de la Compañía en los mismos términos, al mismo momento y al mismo precio unitario en que los accionistas clase A vendan sus acciones, según se especifique en la notificación de oferta.

En el caso de transferencias de acciones por accionistas clase A, exceptuando las transferencias entre integrantes del mismo grupo económico, y únicamente para el supuesto de venta de la totalidad de las acciones clase A a un tercero de buena fe, y de estar referida la oferta de dicho tercero a la totalidad del capital accionario, los accionistas clase B tendrán la obligación de vender su acciones bajo los mismos términos y condiciones ofrecidos por el tercero.

Información sobre acuerdos entre los accionistas de la Compañía

Los accionistas de la Compañía no son parte de ningún acuerdo de accionistas o de sindicación de acciones.

Variaciones significativas en los últimos tres años en relación con la tenencia accionaria de la Compañía

De conformidad con lo detallado en “Información de los accionistas principales” de esta sección, en abril de 2013, S.A. Exploration Corp., titular del 100% de las acciones de Latin Exploration S.L.U, transfirió la totalidad de su participación accionaria en dicha sociedad, a Cedicor S.A., sujeta a la autorización de la CNDC, que fue otorgada en fecha 26 de abril de 2017. El 19 de noviembre de 2015, Cedicor S.A. transfirió a A.C.I. Capital S.à r.l. la totalidad de su participación accionaria en Latin Exploration S.L.U. Dicha transferencia se perfeccionó con fecha 21 de diciembre de 2015.

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Por otra parte, la asamblea general ordinaria y extraordinaria de accionistas de fecha 17 de abril de 2015 de la Compañía aprobó (i) la capitalización de un aporte irrevocable efectuado por Latin Exploration S.L.U. el 10 de marzo de 2015 por un monto de US$11.741.921, equivalente a $97.986.331 llevando la nueva cifra de capital social de la Compañía a $301.151.525, cuya suscripción fue efectuada íntegramente por Latin Exploration S.L.U. De manera concomitante, Latin Exploration S.L.U. aceptó transferirle a Sociedad Comercial del Plata S.A. 29.395.899 acciones a fines de mantener las proporción de tenencia accionaria de cada uno de los accionistas en la Compañía; y (ii) un aumento de capital de $231.151.525, llevando la nueva cifra de capital social de la Compañía a $399.137.856 las cuales fueron íntegramente suscriptas por Latin Exploration S.L.U. y Sociedad Comercial del Plata S.A en la proporción de sus tenencias en la Compañía (70% y 30% respectivamente).

Estructura y organización de la Compañía y su grupo económico

Para mayor información sobre la estructura y organización de la Compañía y su grupo económico, ver “Información sobre la Compañía – Principales inversiones y desinversiones de la Compañía en los últimos tres ejercicios” e “Información sobre la Compañía – Estructura y organización de la Compañía y su grupo económico” en este Prospecto.

Transacciones con partes relacionadas

Adquisición de acciones de UENE

Para mayor información sobre la adquisición de acciones de UENE, ver “Información sobre la Compañía – Principales inversiones y desinversiones de la Compañía en los últimos tres ejercicios – Inversión en UENE” en este Prospecto.

Servicios prestados por Corredor Americano S.A.

La Compañía contrata los servicios de Corredor Americano S.A., una compañía también controlada indirectamente por Southern Cone Foundation, para la realización de determinadas tareas vinculadas con la operación de la Compañía en la cuenca Austral, ligadas principalmente a las actividades de explotación. Al 30 de junio de 2017, los mencionados servicios ascendieron a $211,8 millones. Al 31 de diciembre de 2015 y 2016, los mencionados servicios ascendieron a $4,2 millones y $208,7 millones, respectivamente. La Compañía no registra prestación de servicios por parte de Corredor Americano S.A. durante el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2014. Interés de expertos y asesores

Ninguno de los expertos y asesores designados por la Compañía en relación con el Programa es empleado de la Compañía sobre una base contingente, ni posee acciones de la Compañía o de sus subsidiarias, o tiene un interés económico importante, directo o indirecto, en la Compañía o que depende del éxito de la oferta de las Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa.

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INFORMACIÓN CONTABLE

Estados financieros y otra información financiera

Véase la Sección “Información clave sobre la Compañía” en este Prospecto y los estados financieros correspondientes a (i) los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, (ii) el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 (presentados en forma comparativa), y (iii) el período finalizado el 30 de junio de 2017 presentado en forma comparativa con saldos y otra información correspondiente al ejercicio 2016 y a sus períodos intermedios que se encuentran publicados en el sitio de Internet de la CNV (http://www.cnv.gob.ar) en el ítem “Información Financiera”, bajo los ID N° 4-527890-D, 4-463721-D y 4-510725-D, respectivamente, y en el sitio web institucional de la Compañía (http://www.cgc.com.ar). Asimismo, podrán obtenerse copias de dichos estados financieros en la sede social de la Compañía sita en Bonpland 1745, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en días hábiles en el horario de 10 a 18 hs. Los mencionados estados financieros no han sido revisados por la CNV.

Los estados financieros consolidados correspondientes a (i) los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, y (ii) el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 (presentados en forma comparativa), preparados por la Compañía de acuerdo con las NIIF, fueron auditados por PwC, cuyo socio a cargo fue el contador Dr. Alejandro P. Frechou, quien se encuentra matriculado en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, bajo el Tomo 156 – Folio 85, con domicilio profesional en Bouchard 557, piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El informe de auditoría de PwC sobre los estados financieros consolidados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 fue emitido con fecha 10 de marzo de 2016.

El informe de auditoría de PwC sobre los estados financieros consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 presentado en forma comparativa con el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015 fue emitido con fecha 9 de marzo de 2017.

Los estados financieros correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 presentado en forma comparativa con saldos y otra información correspondiente al ejercicio 2016 y a sus períodos intermedios, preparados por la Compañía de acuerdo con NIIF, fueron objeto de revisión por PwC, domiciliado en Bouchard Nº 557, piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, cuyo socio a cargo fue el contador Dr. Alejandro P. Frechou, quien se encuentra matriculado en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, bajo el Tomo 156 – Folio 85.

El informe de revisión de PwC sobre los estados financieros consolidados condensados intermedios correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2017 presentados en forma comparativa con saldos y otra información correspondiente al ejercicio 2016 y a sus períodos intermedios fue emitido el 9 de agosto de 2017.

Procedimientos legalesVéase la Sección “Información sobre la Compañía” – “Procedimientos legales” de este Prospecto.

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DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN

La siguiente es una descripción de los términos y condiciones generales que podrán tener las Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa. Los términos y condiciones específicos aplicables a cada una de las Series y/o Clases de Obligaciones Negociables en particular a ser emitidas bajo el Programa constarán en el Suplemento de Precio correspondiente. Dicho Suplemento de Precio complementará, modificará y reemplazará, en lo pertinente, los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables descriptos en este Prospecto, sin contradecir los términos y condiciones del Programa ni resultar menos favorables para los tenedores de las Obligaciones Negociables. Todo interesado en alguna Serie y/o Clase de las Obligaciones Negociables deberá leer atentamente las disposiciones de este Prospecto y del correspondiente Suplemento de Precio antes de realizar su inversión.

Descripción general de las Obligaciones Negociables

Las Obligaciones Negociables de todas las Series y/o Clases en todo momento en circulación en virtud del Programa están limitadas a un monto de capital total de hasta US$250.000.000 (o su equivalente en pesos u otras monedas). Sujeto a la previa aprobación de la CNV, y sin el consentimiento de los tenedores de las Obligaciones Negociables, la Compañía podrá modificar en cualquier momento el monto del Programa para aumentar el capital total de Obligaciones Negociables que pueden ser emitidas en el marco del mismo.

Las Obligaciones Negociables se emitirán conforme a la Ley de Obligaciones Negociables y tendrán derecho a los beneficios allí establecidos. Las Obligaciones Negociables revestirán el carácter de obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones. Salvo que en el Suplemento de Precio correspondiente se especifique de distinto modo, las Obligaciones Negociables constituirán obligaciones incondicionales y no subordinadas, con garantía común, con al menos igual prioridad de pago en todo momento que todo otro endeudamiento no garantizado y no subordinado, presente y futuro (salvo por las obligaciones que gocen de preferencia por la legislación aplicable). De así especificarlo el Suplemento de Precio correspondiente, la Compañía podrá emitir Obligaciones Negociables con o sin recurso limitado, garantizadas por un convenio de cesión, privilegio u otra garantía respecto de los bienes allí especificados que tendrán prioridad de pago, con el alcance de la garantía, sobre todo otro endeudamiento no garantizado, presente y futuro (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley) de la Compañía. Si así lo especificara el respectivo Suplemento de Precio, la Compañía podrá emitir Obligaciones Negociables subordinadas que estarán en todo momento sujetas al pago del endeudamiento garantizado de la Compañía y, en tanto allí se establezca en tal sentido, parte del endeudamiento no garantizado y no subordinado de la Compañía (así como de las obligaciones que gocen de preferencia por ley).

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas periódicamente en una o más Clases compuestas por una o más Series para lo cual no será necesario el consentimiento de los tenedores de Obligaciones Negociables de las Series y/o Clases en circulación. Los términos y condiciones de cada Serie y/o Clase podrán variar con respecto a los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables de las Series y/o Clases en circulación. La Compañía establecerá los términos específicos de cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables en el respectivo Suplemento de Precio.

Los términos específicos de cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables, incluidos, entre otros, la fecha de emisión, precio de emisión, capital, moneda de denominación, moneda y forma de integración y pago, vencimiento, tasa de interés, descuento o prima, si hubiera, legislación aplicable y, de corresponder, las disposiciones sobre rescate, amortización, subordinación, privilegios, serán establecidos para cada una de tales emisiones en las Obligaciones Negociables, según se describa en el Suplemento de Precio correspondiente.

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Moneda de emisión. Moneda y forma de integración y pago

Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en cualquier moneda, según se determine en el correspondiente Suplemento de Precio.

Conforme se determine en el Suplemento de Precio correspondiente, la integración de las Obligaciones Negociables podrá ser realizada en cualquier moneda y/o en especie (incluyendo, sin que implique limitación, la integración con cualquier valor negociable) sujeto a lo que las normas aplicables permitan. Asimismo, la Compañía podrá emitir Obligaciones Negociables cuyo capital e intereses sean pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que dichas Obligaciones Negociables se denominen y/o en especie (incluyendo, sin que implique limitación, la integración con cualquier valor negociable), con el alcance permitido por la legislación aplicable.

Forma y denominación

Las Obligaciones Negociables se emitirán bajo la forma de títulos globales nominativos, títulos cartulares nominativos con o sin cupones de intereses, en forma escritural, u otra forma que eventualmente autoricen las normas aplicables. De conformidad con lo dispuesto por la Ley N° 24.587 y el Decreto Nº 259/96, las sociedades argentinas no pueden emitir títulos valores al portador o en forma nominativa endosable. Conforme a ello, y en la medida en que dicha legislación esté vigente, la Compañía sólo emitirá Obligaciones Negociables nominativas no endosables.

De tal manera, la Compañía podrá emitir Obligaciones Negociables representadas en certificados globales o parciales inscriptos o depositados en regímenes de depósito colectivo nacionales o extranjeros, como ser DTC, Euroclear, Clearstream o Caja de Valores S.A., entre otros. Las liquidaciones, negociaciones y transferencias dentro de aquellas entidades se realizarán de acuerdo con las normas y procedimientos operativos habituales del sistema pertinente.

La forma en la cual se emita cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables, así como también las denominaciones mínimas, entre otras, se especificará en el Suplemento de Precio correspondiente, sujeto a la legislación aplicable.

Precio de emisión

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a la par, con descuento o con una prima sobre su valor nominal, o estar sujetas a cualquier otra condición y modalidad, de acuerdo a como se determine en el Suplemento de Precio correspondiente.

Amortización

La forma de pago del capital bajo las Obligaciones Negociables se realizará de acuerdo a lo que se determine en el Suplemento de Precio correspondiente, y sujeto a la legislación y reglamentaciones aplicables.

Intereses

Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses o no. Los intereses (si fuera el caso) podrán devengarse a una tasa fija o variable, o a una tasa ajustable en función de la evolución de activos financieros, acciones, opciones de cualquier tipo y naturaleza u otros activos, inversiones e índices, sujeto a lo que las normas aplicables permitan, conforme se determine para cada Serie y/o Clase en el correspondiente Suplemento de Precio.

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Vencimientos

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a corto, mediano o largo plazo. Se emitirán con vencimientos como mínimo de siete días desde la fecha de emisión, o dentro del plazo mínimo o máximo que pueda ser fijado por las reglamentaciones aplicables, según se determine en el Suplemento de Precio correspondiente.

Pagos

Salvo que se determine lo contrario en el Suplemento de Precio correspondiente, los pagos relativos a las Obligaciones Negociables serán efectuados en la respectiva fecha de pago mediante transferencia de los importes correspondientes al agente de pago o sistema de depósito colectivo correspondiente, para su acreditación en las respectivas cuentas de los tenedores con derecho al cobro.

Los montos que deban ser abonados bajo una Obligación Negociable serán pagados en las fechas especificadas en el Suplemento de Precio correspondiente. Salvo que sea especificado de distinto modo en el Suplemento de Precio, si una fecha de pago de cualquier monto bajo las Obligaciones Negociables no fuera un día hábil, dicho pago será efectuado en el día hábil inmediatamente posterior y no se devengarán intereses durante el período comprendido entre dicha fecha de pago original y la fecha efectiva de pago.

El Suplemento de Precio particular podrá determinar el pago de intereses moratorios a una tasa determinada a partir de la mora en el cumplimiento de las obligaciones.

Salvo que se especifique de distinto modo en el Suplemento de Precio correspondiente, los pagos de intereses sobre cualquier Obligación Negociable respecto de cualquier fecha de pago de intereses incluirán los intereses devengados hasta dicha fecha de pago de intereses, exclusive.

Listado y Negociación

Para su negociación, las Obligaciones Negociables deberán ser listadas o negociadas en uno o varios mercados del país o del exterior. Sin embargo, la Compañía no puede asegurar que las solicitudes correspondientes sean aceptadas. Asimismo, podrán emitirse Obligaciones Negociables que no estén listadas o no se negocien en ningún mercado. La Compañía determinará en el Suplemento de Precio aplicables a cada una de las Series y/o Clases si las Obligaciones Negociables serán listadas o se negociarán y, en todo caso, en qué mercado lo harán. En caso que las Obligaciones Negociables estén listadas o se negocien en mercados del exterior, la Compañía presentará a la CNV toda aquella información adicional que deba presentar en dichos mercados a solicitud de la CNV.

Limitaciones a la transferencia

Conforme a las características particulares que tenga la Serie y/o Clase en cuestión, y según se prevea en tal sentido en el Suplemento de Precio, podrán existir ciertas limitaciones a la libre transmisibilidad de las Obligaciones Negociables.

Rescate y Compra

Rescate por Cuestiones Impositivas

A menos que se especifique lo contrario en el Suplemento de Precio, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas en todo o en parte en caso de ocurrir ciertos acontecimientos fiscales en Argentina.

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Rescate a Opción de la Compañía

A menos que se especifique lo contrario en el Suplemento de Precio correspondiente, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas a opción de la Compañía, en forma total o parcial, al precio o a los precios especificados en el Suplemento de Precio correspondiente. En todos los casos de rescate, se garantizará el trato igualitario entre los inversores.

Recompra de Obligaciones Negociables

A menos que se especifique lo contrario en el Suplemento de Precio correspondiente, la Compañía podrá en cualquier momento comprar o de otro modo adquirir cualquier Obligación Negociable mediante la compra o a través de acuerdos privados en el mercado abierto o de otra forma a cualquier precio, y podrá revenderlas o cancelarlas en cualquier momento a su solo criterio. Salvo que se disponga de otro modo en el Suplemento de Precio, para determinar si los tenedores representativos del monto de capital requerido de Obligaciones Negociables en circulación han formulado o no una solicitud, demanda, autorización, instrucción, notificación, consentimiento o dispensa en los términos del correspondiente Suplemento de Precio, las Obligaciones Negociables que mantenga la Compañía no se computarán y se considerarán fuera de circulación.

Montos Adicionales

A menos que se especifique los contrario en el Suplemento de Precio correspondiente, todos los pagos de capital, prima o intereses que deban ser realizados por la Compañía con respecto a las Obligaciones Negociables de cualquier Clase o Serie, serán efectuados sin deducción o retención por o en concepto de cualquier impuesto, multas, sanciones, aranceles, gravámenes u otras cargas públicas actuales o futuras de cualquier naturaleza determinados o gravados por Argentina o en su representación, o cualquier subdivisión política del país o cualquier autoridad con facultades para establecerlos (“Impuestos Argentinos”), salvo que la Compañía estuviera obligada por ley a deducir o retener dichos Impuestos Argentinos. En tal caso, la Compañía pagará los montos adicionales respecto de Impuestos Argentinos que puedan ser necesarios para que los montos recibidos por los tenedores de dichas Obligaciones Negociables, luego de dicha deducción o retención, sean iguales a los montos respectivos que habrían recibido al respecto de no haberse practicado dicha retención o deducción.

Colocación

Cuando la colocación por oferta pública y la distribución de las Obligaciones Negociables a ser emitidas en el marco del Programa sean efectuadas en la Argentina, será de acuerdo con la Ley de Mercado de Capitales y las Normas de la CNV. La creación del Programa ha sido autorizada por el directorio de la CNV mediante la Resolución N° 17.570 de fecha 10 de diciembre de 2014. Conforme se determine en el Suplemento de Precio de cada Serie y/o Clase en particular, las Obligaciones Negociables podrán ser ofrecidas fuera de la Argentina, lo cual será realizado únicamente de acuerdo con las leyes de las jurisdicciones aplicables y, cuando corresponda, valiéndose de exenciones a la oferta pública que establezcan las leyes de tales jurisdicciones. Los Suplementos de Precio correspondientes detallarán los esfuerzos de colocación que se realizarán en virtud de la Ley de Mercado de Capitales y las Normas de la CNV.

Colocadores

La Compañía podrá ofrecer y vender las Obligaciones Negociables periódicamente en forma directa o a través de uno o más colocadores que se designen oportunamente para cada Serie y/o Clase en el Suplemento de Precio aplicable.

Sistema de Compensación

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La Compañía podrá solicitar la admisión de las Obligaciones Negociables para su compensación en Caja de Valores S.A. y podrá solicitar, según se establezca en el Suplemento de Precio correspondiente, la admisión de las Obligaciones Negociables para su compensación en DTC, Euroclear, Clearstream u otro sistema de compensación que allí se establezca.

Agente de Registro, Agente de Transferencia, Agente de Cálculo y Agente de Pago

Según se establezca en el Suplemento de Precio correspondiente, la Compañía podrá designar para cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables una o más personas para que actúen como Agente de Registro, Agente de Transferencia, Agente de Cálculo y/o Agente de Pago.

Gastos y Costos

Los gastos y costos relacionados con la creación del Programa y la emisión de cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables estarán a cargo de la Compañía, salvo que se disponga lo contrario en el Suplemento de Precio correspondiente.

Compromisos

La Compañía podrá asumir compromisos en relación a cada Serie y/o Clase de las Obligaciones Negociables, los cuales se especificarán en el Suplemento de Precio correspondiente a dicha Serie y/o Clase.

Supuestos de Incumplimiento

Los supuestos de incumplimiento relativos a las Obligaciones Negociables que se emitan en el marco del Programa, en caso de existir, se especificarán en los Suplementos de Precio correspondiente.

Asambleas, Modificación y Dispensa

A menos que se especifique lo contrario en el Suplemento de Precio correspondiente, la Compañía podrá, sin el voto o consentimiento de tenedores de Obligaciones Negociables de una Serie y/o Clase, modificar los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables de una Serie y/o Clase con el objeto de:

• agregar a los compromisos de la Compañía los demás compromisos, restricciones, condiciones o disposiciones que sean en beneficio de los tenedores de dichas Obligaciones Negociables;

• ceder cualquier derecho o poder que se confiera a la Compañía;

• garantizar las Obligaciones Negociables de cualquier Serie y/o Clase de acuerdo con sus requisitos o de otra forma;

• desobligarse y acreditar la asunción por parte de la persona sucesora de sus compromisos y obligaciones en las Obligaciones Negociables en virtud de cualquier fusión por absorción, consolidación o venta de activos;

• cumplir cualquier requerimiento de la CNV a fin de dar efecto y mantener la calificación correspondiente;

• establecer la forma o los términos y condiciones de cualquier nueva Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables con el alcance permitido por este Prospecto;

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• realizar cualquier modificación que sea de naturaleza menor o técnica o para corregir o complementar alguna disposición ambigua, incompatible o defectuosa incluida en el Prospecto, Suplemento de Precio o en dichas Obligaciones Negociables, siempre que dicha modificación, corrección o suplemento no afecten en forma adversa los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de dicha Serie y/o Clase;

• realizar toda otra modificación, u otorgar alguna dispensa o autorización de cualquier incumplimiento o incumplimiento propuesto de cualquiera de los términos y condiciones de dichas Obligaciones Negociables, de forma tal que no afecte en forma adversa los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de dicha Serie y/o Clase en cualquier aspecto sustancial;

• designar un sucesor de cualquier agente de registro, pago y/u otro agente; y

• realizar modificaciones o reformas a fin de aumentar el monto del Programa.

En cualquier momento podrán convocarse y celebrarse asambleas de tenedores de Obligaciones Negociables para tratar y decidir sobre cualquier cuestión que competa a la asamblea de tenedores de las mismas. Tales asambleas se llevarán a cabo conforme con lo dispuesto por la Ley de Obligaciones Negociables, las normas aplicables de la CNV y las demás disposiciones legales vigentes resultando también de aplicación los artículos 354 y 355 de la Ley General de Sociedades en función de la aplicación del artículo 14 de la Ley de Obligaciones Negociables. La asamblea será presidida por el representante de los obligacionistas (o a falta de éste, por quien sea designado por los tenedores presentes en la asamblea en cuestión a fin de que presida la misma) y, a falta de éste, por un representante de la autoridad de control o por quien designe el juez. La convocatoria, el quórum, las mayorías y los demás aspectos de dichas asambleas se regirán por tales disposiciones legales. La convocatoria a cualquier asamblea de tenedores de Obligaciones Negociables o de tenedores de los títulos de una Serie y/o Clase (que incluirá la fecha, lugar y hora de la asamblea, el orden del día, y los requisitos para estar presente) se efectuará con no menos de diez días ni más de treinta días de anticipación a la fecha fijada para la asamblea en el Boletín Oficial de Argentina, en un diario argentino de amplia circulación, y también del modo previsto en "Notificaciones" de esta sección, conforme al artículo 237 de la Ley General de Sociedades y el artículo 14 de la Ley de Obligaciones Negociables. En caso de que una Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables fuera admitida para su listado y/o negociación en alguna bolsa o mercado de valores, las asambleas de tenedores y las convocatorias pertinentes también cumplirán con las normas aplicables bajo aquella bolsa o mercado de valores.

Reintegro de Fondos. Prescripción

Los fondos depositados o pagados a quien sea designado en el correspondiente Suplemento de Precio para el pago del capital o intereses u otros montos que debieran pagarse en relación o respecto de cualquier Obligación Negociable (y Montos Adicionales, si hubiera) y que no se hubieran destinado y permanecieran sin ser reclamados durante dos años después de la fecha en la que el capital o intereses u otros montos se hubieran tornado vencidos y pagaderos, salvo disposición en contrario conforme a la normativa obligatoria aplicable en materia de bienes que revierten al Estado o abandonados o no reclamados, será reintegrada a la Compañía por el agente de pago. El tenedor de dicha Obligación Negociable, salvo disposición en contrario conforme a la normativa obligatoria aplicable en materia de bienes que revierten al Estado o abandonados o no reclamados, recurrirá a partir de ese momento exclusivamente a la Compañía para cualquier pago que dicho tenedor tuviera derecho a cobrar.

Todos los reclamos que se hicieran a la Compañía por el pago de capital o intereses u otros montos que debieran pagarse en relación con cualquier Obligación Negociable (y Montos Adicionales, si hubiera) prescribirán, salvo que se realicen dentro de los cinco años en el caso del capital y dos años en el caso de los intereses contados desde la fecha de vencimiento de la correspondiente

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obligación.

Acción Ejecutiva

El artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que en caso de incumplimiento por parte de la Compañía en el pago de cualquier monto adeudado bajo una Obligación Negociable, el tenedor de dicha Obligación Negociable tendrá derecho a accionar por vía ejecutiva para obtener su cobro. Los artículos 129 y 131 de la Ley de Mercado de Capitales establecen que se podrán expedir comprobantes de saldo de cuenta de las Obligaciones Negociables o comprobantes de las Obligaciones Negociables representadas en certificados globales a favor de las personas que tengan una participación en las mismas a los efectos de legitimar al titular para reclamar judicialmente o ante jurisdicción arbitral en su caso, incluso mediante acción ejecutiva, para lo cual será suficiente título dichos comprobantes, sin necesidad de autenticación u otro requisito.

Notificaciones

Todas las notificaciones en relación con las Obligaciones Negociables que la Compañía deba efectuar a los tenedores de las mismas, se efectuarán mediante publicaciones que requieran las normas aplicables de la CNV y las demás disposiciones legales vigentes a través del sitio de Internet de la CNV, http://www.cnv.gob.ar en el ítem “Información Financiera”, así como mediante las publicaciones que requieran las normas aplicables del BYMA y/o de los otros mercados en los que se listen y/o se negocien las Obligaciones Negociables. Asimismo, podrá disponerse medios de notificación adicionales complementarios para cada Serie y/o Clase de las Obligaciones Negociables, los cuales se especificarán en el Suplemento de Precio correspondiente.

Ley Aplicable

En el Suplemento de Precio correspondiente a cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables se establecerá la legislación aplicable a las Obligaciones Negociables. En este sentido, si así se estableciera en el Suplemento de Precio correspondiente de la Serie y/o Clase respectiva, las Obligaciones Negociables se podrán regir y podrán ser interpretadas de acuerdo con una legislación distinta a la legislación argentina.

Sin embargo, los siguientes aspectos serán regidos por la ley argentina: (i) la calificación de las Obligaciones Negociables como obligaciones negociables bajo la Ley de Obligaciones Negociables; (ii) la capacidad y autoridad societaria de la Compañía para crear el Programa y ofrecer las Obligaciones Negociables en Argentina; y (iii) ciertos aspectos relativos a la validez de la asamblea de tenedores de las Obligaciones Negociables, incluyendo quórum, mayoría y requisitos para su convocatoria.

Jurisdicción

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos de Precio correspondientes, toda controversia que se suscite entre la Compañía y/o los tenedores de las Obligaciones Negociables en relación con las Obligaciones Negociables se resolverá por el Tribunal de Arbitraje de la BCBA. No obstante, conforme lo establecido por el artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales, los inversores tendrán el derecho de optar por acudir a los tribunales judiciales competentes. Asimismo, en los casos en que las normas vigentes establezcan la acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante un solo tribunal, la acumulación se efectuará ante el tribunal judicial.

Calificación de riesgo

La Compañía ha optado por no calificar al Programa y decidirá oportunamente si calificar o no cualquier Clase y/o Serie de títulos a ser emitidos bajo el Programa, circunstancia que será

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indicada en el correspondiente Suplemento de Precio.

Plan de Distribución

El Suplemento de Precio aplicable establecerá los términos de la oferta de cualquier Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables, incluyendo, entre otras cuestiones, el precio de compra, el destino del producido de la consumación de dicha venta, cualquier mercado de valores en los cuales puedan listarse dichas Obligaciones Negociables y cualquier restricción sobre la venta y entrega de Obligaciones Negociables. Los métodos de colocación a ser utilizados por la Compañía serán determinados en oportunidad de la colocación de cada Serie y/o Clase conforme la legislación aplicable vigente en dicho momento, y se detallarán en el Suplemento de Precio correspondiente.

Gastos de la Emisión

La Compañía informará los gastos relacionados con la emisión de cada Serie y/o Clase de las Obligaciones Negociables en el Suplemento de Precio de cada Serie y/o Clase que se emita. Los gastos de la emisión serán abonados totalmente por la Compañía.

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INFORMACIÓN ADICIONAL

A continuación se consigna cierta información relacionada con el capital accionario de la Compañía y un breve resumen de ciertas disposiciones significativas de su Estatuto y la legislación argentina. Esta descripción no pretende ser completa y está limitada por los Estatutos de la Compañía y la legislación argentina aplicable.

Capital social de la Compañía

A la fecha de este Prospecto, el capital social de la Compañía es de $399.137.856 representado por 399.137.856 acciones ordinarias nominativas no endosables de valor nominal un peso ($1) cada una y con derecho a un voto por acción, de las cuales (a) 279.396.499 son acciones Clase A y (b) 119.741.357 millones son acciones Clase B. Cada acción, sin importar su clase, representa los mismos derechos políticos y económicos, excepto respecto de la elección de los miembros del directorio, cuyo procedimiento se describirá más adelante en esta sección.

Los accionistas de la Compañía son actualmente los siguientes:

Accionista Clase Cantidad de acciones PorcentajeLatin Exploration S.L. A 279.396.499 70%

Sociedad Comercial del Plata S.A.

B 119.741.357 30%

A la fecha, la Compañía no posee por sí misma, ni por medio de subsidiarias, acciones propias en cartera.

Según surge del acta de directorio N° 1573 de fecha 6 de marzo de 2012, el directorio de la Compañía ha resuelto (i) tomar nota del oficio judicial librado en los autos “Compañía General de Combustibles S.A. s/ Concurso Preventivo s/ Incidente de Apelación Art. 250 CPR (Expte. 049738)” en trámite por ante el Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Comercial N° 18, Secretaría N° 36, que ordena a la Compañía a que proceda a registrar en su Libro de Registro de Accionistas, el levantamiento de la medida cautelar de no innovar y prohibición de contratar, que fuera ordenada el 7 de abril de 2006 en los autos caratulados “Sociedad Comercial del Plata S.A. s/ Concurso Preventivo s/ Incidente de Medidas Cautelares (Expte. N° 049523)” que había sido trabada e inscripta respecto de las acciones Clase A emitidas por la Compañía, y cuya titularidad corresponde a Latin Exploration S.L. y (ii) consecuentemente registrar dicho levantamiento de la medida cautelar en el Libro de Registro de Accionistas.

Conforme al acta de asamblea Nº 166 de fecha 19 de diciembre de 2013, los accionistas de la Compañía han aprobado la conversión de 7.700.000 (siete millones setecientos mil) acciones Clase A, que Latin Exploration S.L.U. transfirió a Sociedad Comercial del Plata S.A. en fecha 18 de diciembre de 2013, en acciones clase B. En virtud de dicha transferencia, en la misma asamblea se decidió aprobar la reforma del artículo cuarto del estatuto y la incorporación al mismo del artículo ocho bis por los cuales se modificaron: (a) la composición accionaria del capital social conforme surge del cuadro precedente; y (b) se incrementó a dos el número de directores titulares y suplentes que deben designar los tenedores de acciones clase B que representen al menos el 30% del capital social. Estas modificaciones estatutarias se encuentran pendientes de inscripción ante el Registro Público de Comercio.

La Compañía ha aumentado su capital el 17 de abril de 2015 y, en virtud de ello, ha reformado el artículo 4º del estatuto social el cual, actualmente, establece que el capital social es de $399.137.856 y estará representado en 399.137.856 acciones ordinarias, nominativas no endosables, de valor nominal $1, que serán clase “A” o clase “B” según se determine en sus condiciones de emisión. El capital podrá ser aumentado por decisión de la asamblea ordinaria

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hasta el quíntuplo, conforme lo dispone el artículo 188 de la Ley General de Sociedades Nº 19.550. Las acciones y certificados provisionales que se emitan contendrán las menciones del artículo 211 de la Ley General de Sociedades. Se pueden emitir títulos representativos de más de una acción. En caso de mora en la integración del capital, el directorio queda facultado para proceder de acuerdo con cualquiera de las vías previstas por el artículo 193 de la Ley General de Sociedades.

La Compañía no registra durante los tres últimos ejercicios reducciones o aumentos de capital.

Instrumento constitutivo y estatutos

La Compañía es una sociedad anónima constituida de acuerdo con las leyes de la República Argentina. Tiene su domicilio social en la calle Bonpland Nº 1745, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina. Fue inscripta en el Registro Público de Comercio con fecha 15 de octubre de 1920 bajo el número 136 del Libro 41, Folio 26 de Sociedades Anónimas. La duración de la Compañía será hasta el 1º de septiembre de 2100.

Objeto social de la Compañía

Con fecha 20 de julio de 2017, la asamblea general extraordinaria de accionistas N° 176 aprobó la reforma al artículo tercero del estatuto social de la Compañía, a partir de la cual el objeto social de la Compañía quedó redactado de la siguiente forma: La sociedad tiene por objeto dedicarse por cuenta propia, de terceros y/o asociada a terceros, a las siguientes operaciones: a) Industriales y Productivas: la exploración, explotación, industrialización, almacenamiento, comercialización, transporte y envasado de productos y subproductos de los hidrocarburos y sus derivados, así como la generación de energía eléctrica cualquiera sea su fuente; explotación e industrialización de productos y subproductos de la madera y sus derivados cualquiera sea su procedencia y destino, incluyendo forestación de tierras y la explotación, fabricación y elaboración de productos y materiales destinados a la industria de la construcción; b) Mineras: mediante la exploración, cateo y explotación de canteras o yacimientos mineros; c) Comerciales: mediante la importación, exportación, compra, venta, permuta, consignación, distribución, transporte, provisión, depósito, comodato y en general comercialización en el mercado nacional o en el extranjero de hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos como asimismo, la industrialización, transporte y comercialización de estos productos y sus derivados directos e indirectos, incluyendo también productos petroquímicos, químicos derivados o no de hidrocarburos y combustibles de origen no fósil, biocombustibles y sus componentes, así como la comercialización de energía eléctrica cualquiera sea su fuente a dichos efectos podrá elaborar hidrocarburos, utilizarlos, comprarlos, venderlos, permutarlos, importarlos o exportarlos, así como comercialización de materias primas, mercaderías elaboradas, productos, materiales, maquinarias, repuestos y accesorios, equipos y tecnología; el transporte terrestre, fluvial y marítimo en el país y en el exterior cumpliendo para ello con los requisitos que exijan las disposiciones vigentes en la oportunidad; la explotación y arrendamiento de surtidores y estaciones de servicios en todo el territorio del país, el ejercicio de representaciones, comisiones, consignaciones y servicios; d) Financieras: mediante inversiones o aportes de capital a empresas o sociedades constituidas o a constituirse para negocios o explotaciones presentes o futuras; compra, venta de títulos, acciones y otros valores mobiliarios nacionales o extranjeros, constitución de hipotecas, prendas y otros derechos reales y su transferencia; otorgamiento de fianzas, avales y todo tipo de garantías, así como de créditos, sean estos garantizados o no. Quedan excluidas las operaciones contempladas en la Ley de Entidades Financieras y toda otra que requiera el concurso público; e) Inmobiliarias: mediante la compraventa de inmuebles, sean urbanos o rurales, con fines de explotación, renta, fraccionamiento, enajenación, urbanización, construcción y toda operación, incluidas las del régimen de la propiedad horizontal. Para su cumplimiento la sociedad tendrá plena capacidad jurídica para realizar todo tipo de actos, contratos y operaciones que se relacionen directa o indirectamente con aquel, pudiendo en consecuencia adquirir fondos de comercio, formar

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sociedades principales o subsidiarias, efectuar funciones, combinaciones u otras comunidades de intereses con otras sociedades y empresas.

La Compañía realizó las presentaciones correspondientes ante la CNV para obtener la inscripción de la reforma, pero la misma aún se encuentra pendiente de aprobación por parte de dicho organismo.

Disposiciones estatutarias respecto de los directores y de la comisión fiscalizadora

La dirección y administración de la Compañía estará a cargo de un directorio compuesto del número de miembros que fija la asamblea general ordinaria entre un mínimo de cinco y un máximo de 11 con mandato por dos años, pudiendo ser reelegidos. Por medio de la Asamblea General Extraordinaria Nº 166 de fecha 19 de diciembre de 2013, se introdujo el artículo ocho bis al estatuto social en virtud del cual se modificó el número de directores que designará cada clase de accionistas, a saber: los accionistas clase B designarán dos directores titulares y dos directores suplente y los accionistas clase A designarán a los restantes directores titulares y suplentes. La sustitución, revocación o remoción de directores titulares o suplentes compete a la clase que los hubiera designado. El directorio elegirá de su seno un presidente, un vicepresidente que reemplazará al primero en caso de ausencia o impedimento, y un secretario. El directorio funciona válidamente con la presencia de la mayoría absoluta de sus integrantes y resuelve por mayoría de votos presentes. En caso de empate, el voto del presidente o de quien lo reemplace se computará doble. La asamblea fijará anualmente la remuneración del directorio.

El directorio tiene todas las facultades para administrar y disponer de los bienes, incluso aquellas para las cuales la ley requiere poderes especiales, conforme al artículo 375 del Código Civil y Comercial de la Nación (ex artículo 1881 del Código Civil) y artículo 9 del Decreto Ley Nº 5965. Puede en consecuencia celebrar en nombre de la Compañía toda clase de actos jurídicos que tiendan al cumplimiento del objeto social, entre ellos operar con los Bancos de la Nación Argentina, Nacional de Desarrollo, de la Provincia de Buenos Aires, Hipotecario Nacional y demás instituciones de crédito oficiales o privadas, nacional o extranjeras, establecer agencias, sucursales u otra especia de representación, dentro o fuera del país, otorgar a una o más personas poderes judiciales inclusive para querellas criminales o extrajudiciales con el objeto y extensión que juzgue conveniente. Asimismo estará facultado para disponer cuando lo estime conveniente, la introducción de los títulos y acciones de la Compañía en mercados nacionales y extranjeros y su cotización en bolsas y mercados autorizados, cargando la Compañía con los gastos necesarios.

El estatuto no contiene ninguna disposición relativa a la facultad de los directores de: (a) votar sobre una propuesta, convenio o contrato en el cual el director tenga un interés personal; (b) a falta de quórum independiente, de votar compensaciones para ellos o para cualquier miembro del órgano de administración; y (c) tomar préstamos, con excepción de las facultades de administración y disposición mencionadas en el párrafo precedente. El estatuto tampoco obliga a los directores a retirarse al cumplir una determinada edad ni obliga a que tengan una determinada cantidad de acciones para poder ser directores.

La fiscalización de la Compañía estará a cargo de una comisión fiscalizadora integrada por tres síndicos titulares elegidos por la asamblea, quien además deberá elegir tres síndicos suplentes. Los síndicos durarán en sus funciones un ejercicio, siendo reelegibles. Actuarán en forma colegiada y sesionarán y adoptarán sus resoluciones con la presencia y voto favorable de por lo menos dos de sus miembros, sin perjuicio de los derechos y atribuciones que la ley acuerda al disidente.

Derechos, preferencias y restricciones atribuidas a las acciones

Además de los derechos atribuidos a cada clase de acciones de la Compañía mencionados en “Capital social” en esta sección, a continuación se detallan otros derechos, preferencias y restricciones correspondientes a cada clase de acciones de la Compañía.

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El artículo 6 del estatuto de la Compañía establece que para el caso de transferencias de acciones por cualquiera de los accionistas clase A a un tercero de buena fe, exceptuando las transferencias entre integrantes del mismo grupo económico, y únicamente para el supuesto de que tal transferencia importe la del control de la Compañía, todos o cualquiera de los accionistas clase B tendrán el derecho, pero no la obligación, de vender acciones de la Compañía en los mismos términos, al mismo momento y al mismo precio unitario en que los accionistas clase A vendan sus acciones, según se especifique en la notificación de oferta. Dentro de los diez días corridos posteriores a la notificación de la oferta, los accionistas clase B que ejerzan el derecho de seguimiento, deberán dar indefectiblemente notificación escrita de ello a los accionistas clase A que hubieran cursado la notificación de oferta. Si la sumatoria del número de acciones a ser vendidas por los accionistas clase A y B excediera la cantidad de acciones que el adquiriente propuesto estuviera dispuesto a adquirir, la transferencia se realizará en proporción a la participación accionaria de cada accionista vendedor.

El artículo 7 del estatuto de la Compañía establece que para el caso de transferencias de acciones por accionistas clase A, exceptuando las transferencias entre integrantes del mismo grupo económico, y únicamente para el supuesto de venta de la totalidad de las acciones clase A a un tercero de buena fe, y de estar referida la oferta de dicho tercero a la totalidad del capital accionario, los accionistas clase B tendrán la obligación de vender su acciones bajo los mismos términos y condiciones ofrecidos por el tercero.

No hay disposiciones estatutarias referidas a: (i) el rescate de acciones; (ii) fondo de rescate de acciones; (iii) responsabilidad por otras compras de acciones por parte de la Compañía; y (iv) cualquier disposición discriminatoria contra cualquier tenedor existente o futuro de tales acciones como resultado de la tenencia por tal tenedor, de una cantidad sustancial de acciones de la Compañía.

La liquidación de la Compañía puede ser efectuada por el directorio o por los liquidadores designados por la asamblea, bajo la vigilancia de los síndicos. Cancelado el pasivo y reembolsado el capital, el remanente se repartirá entre los accionistas.

Asambleas de accionistas

El estatuto de la Compañía establece que se puede convocar a asamblea general ordinaria de accionistas en primera y segunda convocatoria en forma simultánea en cuyo caso se celebrará en segunda convocatoria el mismo día una hora después de fracasada la primera. La asamblea general ordinaria sesiona con un quórum que represente más de la mitad de las acciones con derecho a voto y resuelve válidamente con una mayoría que represente más de la mitad de las acciones con derecho a voto. Por su parte, las asambleas extraordinarias sesionan con un quórum equivalente a más del 60% de las acciones con derecho a voto y resuelve válidamente con la mayoría de los votos presentes. En asambleas extraordinarias convocadas para los casos previstos en los artículos 70 párrafo 3º y 244 párrafo 4º de la Ley de General de Sociedades, se resuelve tanto en primera como en segunda convocatoria por el voto favorable de la mayoría de las acciones con derecho a voto. La asamblea extraordinaria en segunda convocatoria, sesiona con quórum que represente cualquier número de acciones presentes con derecho a voto.

Otras disposiciones

El estatuto no contiene disposiciones en razón de las cuales se deba revelar la propiedad de la tenencia accionaria ni contiene ningún artículo que pueda causar la demora, diferimiento o prevención de un cambio de control de la Compañía, el cual sólo podría operar en caso de fusión, adquisición o reestructuración societaria.

Contratos importantes

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Ni la Compañía ni otros miembros del grupo económico tienen, a la fecha, contratos importantes ajenos a los que se celebran en el curso ordinario de los negocios, distintos de los detallados en otras secciones de este Prospecto.

Tipos de Cambio

Desde el año 1991 hasta fines de 2001, la Ley de Convertibilidad estableció un régimen bajo el cual el BCRA se encontraba obligado a vender dólares estadounidenses a un tipo de cambio fijo de $1 = US$1 y debía mantener reservas en divisas extranjeras, oro y otros instrumentos por un monto total al menos equivalente a la base monetaria, que consistía en las divisas en circulación y los depósitos en pesos de las entidades financieras en el BCRA. El 6 de enero de 2002 se sancionó la Ley de Emergencia Pública en virtud de la cual se dio formalmente por terminado el régimen establecido por la Ley de Convertibilidad, abandonando la paridad del tipo de cambio de peso a dólar estadounidense que rigió por más de 10 años y eliminando el requisito de mantener reservas del BCRA.

La Ley de Emergencia Pública, la cual ha sido prorrogada por plazos anuales y que tiene efectos hasta el 31 de diciembre de 2019, otorgaba al gobierno argentino el poder de fijar el tipo de cambio entre el peso y las divisas extranjeras y de dictar regulaciones relacionadas con el mercado de divisas extranjeras. Luego de un breve período en el cual el gobierno argentino estableció un sistema temporario dual de tipo de cambios, durante los comienzos de febrero de 2002 se permitió que el peso fluctúe libremente contra el valor de otras divisas. Sin embargo, el BCRA tiene el poder de intervenir en el tipo de cambio a través de la compra y venta de divisas por su cuenta, una práctica que ejerció y que puede volver a ejercer de manera regular. Posteriormente, en particular desde 2011, el gobierno argentino incrementó los controles sobre los tipos de cambio y la transferencia de fondos al exterior o su ingreso al País. Con el refuerzo de los controles de cambio a finales del año 2011, en particular con la introducción de medidas que limitaron el acceso por empresas privadas e individuos a la adquisición de moneda extranjera (a través, por ejemplo, de requerir la autorización previa de la AFIP para adquirir moneda extranjera), el tipo de cambio implícito, tal como se reflejaba en el listado de los títulos valores argentinos que se negociaban en mercados del exterior (llamado tipo de cambio del contado con liquidación), comparado con el correspondiente listado de dichos títulos valores en el mercado interno, se incrementó significativamente por sobre el tipo de cambio oficial. La nueva administración, desde diciembre de 2015, adoptó medidas para la liberación gradual de las restricciones cambiarias. A la fecha de este Prospecto, se suprimieron la totalidad de las normas que regulaban el acceso al MULC para ingreso y egreso de fondos, con excepción del régimen de ingreso y liquidación de divisas por cobro de exportaciones de bienes. La Compañía no puede asegurar que en el futuro no se aplicarán nuevos controles sobre los tipos de cambio y la transferencia de fondos desde y hacia el país. Para mayor información ver la sección “Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con Argentina –Los controles cambiarios y las restricciones sobre el ingreso y salida de capitales podrían limitar la disponibilidad de crédito internacional, afectando adversamente la economía argentina y, como resultado, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto.

En 2014, 2015 y 2016, el peso se depreció un 31,2%, 52% y 22,2% respectivamente respecto al dólar estadounidense. La Compañía no puede asegurar que en el futuro el peso no se depreciará o apreciará nuevamente. Para mayor información ver la sección “Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con Argentina – La fluctuación significativa del valor del peso podría afectar adversamente la economía argentina, así como la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto.

La siguiente tabla muestra los tipos de cambio más altos, más bajos, promedio y de fin del período para cada período indicado, expresados en pesos por dólar estadounidense y no ajustados por

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inflación. La Reserva Federal del Banco de Nueva York no reporta un tipo de cambio respecto del peso.

Tipo de cambio(1)

Alto Bajo Promedio(2) Fin del períodoAño finalizado el 31 de diciembre de

2012 4,30 4,30 4,55 4,912013 4,92 4,92 5,47 6,492014 6,52 6,52 8,12 8,552015 8,55 8,55 9,26 13,042016 16,03 13,20 14,78 15,89

MesEnero 2017 16,08 15,81 15,91 15,90Febrero 2017 15,80 15,36 15,59 15,48Marzo 2017 15,65 15,39 15,52 15,39Abril 2017 15,49 15,19 15,36 15,40Mayo 2017 16,19 15,29 15,72 16,10Junio 2017 16,63 15,88 16,12 16,63Julio 2017 17,79 16,80 17,19 17,64Agosto 2017 17,72 17,07 17,42 17,31

_________________________Fuente: Banco Nación(1) Tipo de cambio vendedor divisa publicado por Banco de la Nación Argentina(2) Promedio de las cotizaciones de cierre diarias.

Las conversiones de moneda, incluyendo las conversiones de pesos a dólares estadounidenses, son incluidas únicamente para conveniencia del lector y no deben ser interpretadas como una declaración respecto a que los importes en cuestión han sido, podrían haber sido o fueron convertidos a una denominación en particular o a un tipo de cambio en particular.

Al 27 de octubre de 2017, el tipo de cambio vendedor divisa del Banco de la Nación Argentina fue $17,85 por dólar estadounidense.

Control de Cambios en la Argentina

En enero de 2002, con la sanción de la Ley de Emergencia Pública, se declaró la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, y se facultó al Poder Ejecutivo Nacional para establecer el sistema que determinará la relación de cambio entre el peso y las divisas extranjeras y dictar regulaciones cambiarias. En tal contexto, en febrero de 2002 a través del Decreto Nº 260/2002 el Poder Ejecutivo Nacional estableció (i) el MULC, por el cual debían cursarse todas las operaciones de cambio en divisas extranjeras; y (ii) que las operaciones de cambio en divisas extranjeras debían ser realizadas al tipo de cambio libremente pactado y sujetarse a los requisitos y a la reglamentación que estableciera el BCRA.

En junio de 2005, mediante el Decreto Nº 616/2005, el gobierno argentino estableció que: (a) todos los ingresos de fondos al mercado de divisas extranjeras doméstico derivados de endeudamientos con el exterior incurridos por personas humanas o entidades del sector privado, con excepción de las operaciones de financiación del comercio exterior y las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados autorregulados; y (b) todos los ingresos de fondos de no residentes cursados a través del MULC destinados a tenencias de moneda local; adquisición de activos o pasivos financieros de todo tipo del sector privado financiero o no financiero, excluyendo la inversión extranjera directa y las emisiones primarias de títulos de deuda y de acciones que cuenten con oferta pública y listado en mercados autorregulados; e inversiones en valores emitidos por el sector público que sean adquiridos en mercados secundarios, debían cumplir con los siguientes requisitos: (i) los fondos ingresados sólo podían ser transferidos fuera del mercado local de cambios al vencimiento de un plazo de 365 días corridos, a contar desde la fecha en que los fondos fueron recibidos en Argentina; (ii) el resultado de la liquidación de los fondos ingresados debía acreditarse en una cuenta del sistema bancario local; (iii) la constitución de un depósito nominativo, no transferible y no remunerado, por el 30% del monto involucrado en la operación correspondiente, durante un plazo de 365 días corridos, de

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acuerdo a las condiciones que se establecían en la reglamentación; y (iv) el depósito mencionado debía constituirse en dólares estadounidenses en entidades financieras del país. Dichos depósitos no podían generar interés o beneficio de ningún tipo ni ser utilizado como garantía de operaciones de ningún tipo.

En diciembre de 2015, en línea con las reformas económicas implementadas por el gobierno de Macri, el Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas (actualmente el Ministerio de Hacienda) dictó la Resolución Nº 3/2015 que suprimió el requisito del depósito nominativo, no transferible y no remunerado, mediante la reducción del porcentaje de 30% a 0%. Como resultado de ello, el depósito ya no resultará a aplicable a, entre otras transacciones, deudas financieras con el exterior, ingreso de fondos de no residentes y repatriación de fondos de residentes. Además, la Resolución Nº 1-E/2017 del Ministerio de Hacienda, redujo a cero el plazo mínimo de permanencia en Argentina de los fondos provenientes de endeudamientos financieros (incurridos por residentes y otorgados por acreedores del exterior), así como inversiones de portafolio de no residentes. El Ministerio de Hacienda se encuentra facultado a modificar el porcentaje del encaje y el plazo mínimo de permanencia, cuando cambios en las condiciones macroeconómicas así lo requieran.

Adicionalmente, a partir del 1° de julio de 2017 entró en vigencia la Comunicación “A” 6244 (conforme fue modificada por la Comunicación “A” 6312 de fecha 30 de agosto de 2017), que dejó sin efecto, entre otras, todas las normas que reglamentaban la operatoria cambiaria, la posición general de cambios, el ingreso de divisas de operaciones de exportaciones de bienes y los seguimientos asociados a dicho ingreso. Sin embargo, mantienen su vigencia las normas vinculadas con regímenes informativos y relevamientos, entre ellos, el “Relevamiento de emisiones de títulos de deuda y pasivos externos del sector financiero y privado no financiero” (Comunicación “A” 3602 y complementarias) y el “Relevamiento de inversiones directas” (Comunicación “A” 4237 y complementarias).

La Comunicación “A” 6244 simplificó y flexibilizó la operatoria en el MULC, mediante, entre otras medidas, la supresión de la totalidad de las normas que regulaban el acceso al MULC para ingresos y egresos de fondos, con excepción del régimen de seguimiento del ingreso y liquidación de divisas por cobro de exportaciones de bienes.

La Compañía no puede asegurar que en el futuro no se implementarán nuevas restricciones sobre el mercado de cambios y las operaciones de cambio en divisas extranjeras en general. Para mayor información ver la sección “Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con Argentina –Los controles cambiarios y las restricciones sobre el ingreso y salida de capitales podrían limitar la disponibilidad de crédito internacional, afectando adversamente la economía argentina y, como resultado, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía” en este Prospecto.

Carga Tributaria

El siguiente es un resumen de las principales consecuencias tributarias en Argentina derivadas de la adquisición, titularidad y enajenación de las Obligaciones Negociables a ser emitidas por la Compañía bajo el Programa y se basa en las leyes impositivas de Argentina y sus reglamentaciones, según se encuentran en vigencia en la fecha de este Prospecto, y están sujetas a cualquier modificación posterior de las leyes y reglamentaciones argentinas que entren en vigencia después de dicha fecha.

Si bien se considera que este resumen constituye una interpretación adecuada de las leyes vigentes a la fecha de este Prospecto, no puede garantizarse que los tribunales o las autoridades fiscales a cargo de la aplicación de dichas leyes estarán de acuerdo con esta interpretación. Cabe destacar asimismo que las leyes impositivas argentinas han sido objeto de muchas modificaciones en el pasado y que dichas leyes pueden estar sujetas a reordenamientos, revocación de exenciones, re-establecimiento de impuestos y otras modificaciones que reduzcan o eliminen el retorno de la

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inversión.

Impuesto a las Ganancias

Pagos de Intereses

Con excepción de lo que se describe más adelante, los pagos de intereses sobre las Obligaciones Negociables (incluido el descuento de emisión original, en su caso) estarán exentos del impuesto a las ganancias de Argentina, si las Obligaciones Negociables se emiten de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables y reúnen los requisitos para el tratamiento de exención impositiva conforme al artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables. De conformidad con este artículo, los intereses sobre las Obligaciones Negociables estarán exentos si se cumplen las siguientes condiciones (las "Condiciones del Artículo 36"):

(i) las Obligaciones Negociables deberán ser colocadas a través de una oferta pública autorizada por la CNV;

(ii) el producido de la colocación de las Obligaciones Negociables deberá ser utilizado por la Compañía para (a) capital de trabajo a ser utilizado en Argentina; (b) inversiones en activos tangibles ubicados en Argentina; (c) refinanciación de deuda; (d) la integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a la sociedad emisora cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinos antes especificados en los incisos (a), (b) y (c), según se haya establecido en la resolución que disponga la emisión y se haya dado a conocer al público inversor a través del Prospecto; y

(iii) la Compañía deberá acreditar ante la CNV, en el tiempo, forma y condiciones que ésta determine en sus reglamentaciones, que los fondos obtenidos de la emisión fueron destinados a los propósitos descriptos en el párrafo (ii) precedente.

La oferta pública de las Obligaciones Negociables ha sido autorizada por la CNV mediante la Resolución Nº 17.570, de fecha 10 de diciembre de 2014. La Compañía destinará el producido de la oferta a los destinos establecidos en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables. Luego de la emisión de las Obligaciones Negociables, la Compañía presentará ante la CNV evidencia del cumplimiento de dichas condiciones. Con la aprobación de la CNV de dicha presentación, y mientras se cumplan las Condiciones del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, las Obligaciones Negociables gozarán de los beneficios fiscales previstos por dicha norma.

Si la Compañía no cumpliese con las Condiciones del Artículo 36, el artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que decaerán los beneficios resultantes del tratamiento impositivo previsto y la Compañía será responsable del pago de los impuestos que hubieran correspondido al inversor, calculados a la tasa máxima establecida por el artículo 90 de la Ley de Impuesto a las Ganancias (es decir, el 35%). En este caso, los tenedores de Obligaciones Negociables recibirán el monto de intereses que se establece en el título pertinente como si no hubiera sido exigible ningún impuesto. La AFIP se encuentra autorizada a determinar la forma, términos y condiciones para el pago.

De conformidad con el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, los intereses sobre las Obligaciones Negociables estarán exentos si se cumplen las condiciones previstas en dicha norma. Algunas excepciones establecidas por el artículo 21 de la Ley de Impuesto a las Ganancias y el artículo 106 de la Ley de Procedimientos Fiscales no se deben aplicar a beneficiarios no residentes de intereses pagados en relación con la tenencia de Obligaciones Negociables, y resultará de aplicación el tratamiento de exención tributaria mencionado anteriormente, independientemente de que este beneficio incremente o no el monto imponible en otro país.

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Conforme el Decreto Nº 1076/1992 del 2 de julio de 1992, reformado por el Decreto Nº 1157/1992 del 10 de julio de 1992, ratificado por la Ley Nº 24.307 del 30 de diciembre de 1993 (el "Decreto Nº 1076"), se eliminó la exención descripta precedentemente respecto de determinados contribuyentes argentinos. Como resultado del Decreto Nº 1076, los intereses pagados a los Tenedores que se encuentran sujetos a las normas fiscales sobre ajuste por inflación conforme al Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias (en general, entidades constituidas bajo la ley argentina, sucursales locales de entidades extranjeras, empresas unipersonales y personas humanas que desarrollan determinadas actividades comerciales en Argentina) están sujetos al pago del impuesto a las ganancias en Argentina a la alícuota del 35%.

Ganancias de Capital

En tanto se cumplan las Condiciones del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables en su totalidad, las personas humanas residentes y no residentes (incluidas las sucesiones indivisas) y las personas jurídicas extranjeras, con excepción de sus establecimientos permanentes en la Argentina, no están sujetas al impuesto a las ganancias derivadas de la venta, canje u otra forma de enajenación de las Obligaciones Negociables.

El Decreto Nº 1076 ha establecido que los contribuyentes sujetos a las normas fiscales sobre ajuste por inflación bajo el Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias de Argentina (como se describió anteriormente, las entidades argentinas en general) están sujetos al pago del impuesto a las ganancias por la venta u otra forma de enajenación de las Obligaciones Negociables.

Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta

La Ley N° 25.063 (7 de diciembre de 1998) estableció el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta que se aplica sobre la base de los activos (incluyendo las Obligaciones Negociables), siempre que dichos activos tengan un valor igual o superior a $200.000. Cuando el valor de los bienes supere la mencionada suma, quedará sujeto al gravamen la totalidad del activo gravado del sujeto pasivo del tributo. Los sujetos pasivos del impuesto son las sociedades constituidas en el país, las asociaciones y fundaciones domiciliadas en el país, las empresas unipersonales ubicadas en el país, pertenecientes a personas domiciliadas en el mismo, las entidades y organismos a que se refiere el Artículo 1° de la Ley Nº 22.016, los fideicomisos constituidos en el país conforme a las disposiciones de los artículos 1690 y 1691 del Código Civil y Comercial de la Nación, los fondos comunes de inversión constituidos en el país no comprendidos en el artículo 1° de la Ley Nº 24.083 y sus modificaciones, y los establecimientos estables domiciliados o ubicados en el país para el desarrollo de actividades en el país pertenecientes a sujetos del exterior.

La alícuota es del 1% que se aplica sobre el valor de los activos. Las entidades regidas por la Ley de Entidades Financieras, las compañías de seguro sometidas al control de la Superintendencia de Seguros de la Nación, las empresas que tengan por objeto principal la celebración de contratos de leasing en los términos, condiciones y requisitos establecidos por la Ley Nº 25.248 y en forma secundaria realicen exclusivamente actividades financieras y los fideicomisos financieros constituidos conforme a las disposiciones de los artículos 1690 y 1692 del Código Civil y Comercial de la Nación, cuyo objeto principal sea la celebración de dichos contratos, considerarán como base imponible del impuesto a la ganancia mínima presunta, el 20% del valor de sus activos gravados.

El impuesto a las ganancias determinado para el mismo ejercicio fiscal por el cual se liquida el impuesto a la ganancia mínima presunta podrá computarse como pago a cuenta de este gravamen. Si de dicho cómputo surgiere un excedente no absorbido, el mismo no generará saldo a favor del contribuyente en este impuesto, ni será susceptible de devolución o compensación alguna. Si por el contrario, como consecuencia de resultar insuficiente el impuesto a las ganancias computable como pago a cuenta del presente gravamen, procediere en un determinado ejercicio el ingreso del impuesto a la ganancia mínima presunta, se admitirá, siempre que se verifique en cualesquiera de

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los diez ejercicios inmediatos siguientes un excedente del impuesto a las ganancias no absorbido, computar como pago a cuenta de este último gravamen, en el ejercicio en que tal hecho ocurra, el impuesto a la ganancia mínima presunta efectivamente ingresado y hasta su concurrencia con el importe a que ascienda dicho excedente.

El valor susceptible de gravamen impositivo de las Obligaciones Negociables se determinará: (i) sobre la base de la última cotización a la fecha de cierre del año fiscal en cuestión si las Obligaciones Negociables se listan en las bolsas de comercio o en los mercados públicos; y (ii) si las Obligaciones Negociables no listan en bolsa, se tendrá en cuenta su costo, que sufrirá un incremento, en caso de ser relevante, sobre la base del monto de intereses y diferencias de cambio devengados a la fecha de cierre del año fiscal.

Este impuesto ha sido derogado con efectos a partir del ejercicio que comienza el 1º de enero de 2019.

Impuesto al Valor Agregado

El pago de intereses originado en las Obligaciones Negociables estará exento del impuesto al valor agregado en la medida en que sean colocadas por oferta pública autorizada por la CNV.

Además, en tanto y en cuanto las Obligaciones Negociables satisfagan las condiciones que establece el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, todo beneficio relacionado con la suscripción, colocación, transferencia, amortización, intereses o cancelación también se encontrará exento del impuesto al valor agregado en la Argentina.

Impuesto a los Bienes Personales

Las Obligaciones Negociables emitidas bajo la Ley de Obligaciones Negociables que son de propiedad de personas humanas o sucesiones indivisas de Argentina se encuentran sujetas al Impuesto a los Bienes Personales (“IBP”).

El IBP grava ciertos activos ubicados en el país y en el exterior, existentes al 31 de diciembre de cada año. En el caso de personas humanas domiciliadas en Argentina y a las sucesiones indivisas radicadas allí, se establecen ciertas exenciones. Para el período fiscal 2017, se encuentran exentos el grupo de activos sujetos al tributo (con exclusión de las acciones y participaciones de cualquier clase de sociedades reguladas por la Ley General de Sociedades) cuyo valor en conjunto, determinado de conformidad con las reglamentaciones del IBP, no supere el monto total de $950.000. En los casos en que el valor de los activos supere dicho monto, el valor en exceso estará sujeto a una alícuota del 0,5%. A partir del período fiscal 2018, cuando el valor de los activos sujetos al impuesto supere la suma de $1.050.000, el valor en exceso estará sujeto a una alícuota del 0,25%.

El presente impuesto se aplica (i) para el caso de las Obligaciones Negociables que se listan en un mercado de valores sobre el valor de mercado de dichos títulos; y (ii) para el caso de las Obligaciones Negociables que no se listan en un mercado de valores, sobre el costo de adquisición con más los intereses, actualizaciones y diferencias de cambio devengados. En ambos casos el valor se determina al 31 de diciembre de cada año calendario.

Si bien las Obligaciones Negociables directamente detentadas por personas humanas domiciliadas en el extranjero y sucesiones indivisas ubicadas fuera de Argentina estarían técnicamente sujetas al IBP, la Ley del IBP no establece ningún método o procedimiento para el cobro de dicho impuesto. La alícuota aplicable a estos contribuyentes es del: (i) 0,50% en el periodo fiscal 2017 y (ii) 0,25% en el periodo fiscal 2018 y siguientes.

La Ley de IBP establece una presunción legal, iure et de iure, es decir sin admitir prueba en

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contrario, en el sentido de que las Obligaciones Negociables emitidas bajo la Ley de Obligaciones Negociables son de propiedad de personas humanas o sucesiones indivisas de Argentina y que por lo tanto están sujetas al IBP, en los casos en que sean de titularidad de sociedades, cualquier clase de persona jurídica, compañías, establecimientos permanentes, sucesiones o empresas (i) domiciliados o ubicados o radicados en el exterior en cualquier país que no exige la nominatividad de los títulos valores privados; y (ii) que en virtud de su naturaleza jurídica o sus Estatutos (a) su actividad principal consiste en la realización de inversiones fuera de su país de constitución y/o (b) no puede realizar ciertas actividades en su propio país o realizar ciertas inversiones permitidas conforme a las leyes de dicho país.

En dichos casos la Ley del IBP impone al emisor (el "Responsable Sustituto") la obligación de pagar el IBP a una tasa del: (i) 1,00% en el periodo fiscal 2017; y (ii) 0,5% en el periodo fiscal 2018 y siguientes. El IBP autoriza asimismo al Responsable Sustituto a recuperar el monto pagado, entre otros medios, a través de una retención o ejecución de los bienes que originaron dicho pago.

La presunción legal precedente no es de aplicación a las siguientes personas jurídicas extranjeras que son titulares directos de dichos bienes: (i) compañías de seguros; (ii) fondos de inversión abiertos; (iii) fondos de pensión; y (iv) bancos o entidades financieras cuya casa matriz se encuentre constituida en un país cuyo Banco Central o autoridad equivalente haya adoptado los estándares internacionales de supervisión establecidos por el Comité de Basilea.

A ello debe agregarse que el Decreto N° 988/03 dispone que la presunción legal ya aludida no se aplicará a los títulos valores nominativos representativos de deuda, como es el caso de las Obligaciones Negociables, cuya oferta pública ha sido autorizada por la CNV y que se comercializan en las bolsas de comercio situadas en Argentina o en el exterior.

Con el propósito de garantizar que la presunción legal descrita no será aplicable y que, en concordancia con ello, el emisor no tendrá responsabilidad alguna en carácter de responsable sustituto respecto de las Obligaciones Negociables, éste llevará en sus registros (i) una copia debidamente certificada de la resolución de la CNV por la cual se autoriza la oferta pública de títulos valores nominativos representativos de deuda, y (ii) prueba que acredite que tal certificado o autorización se encontraba en vigencia al 31 de diciembre del año en el que se registró la deuda fiscal, según lo estipula la Resolución N° 2151 de la AFIP. En caso que la AFIP considere que no se cuenta con la documentación que acredita la autorización de la CNV y su negociación en mercados de valores del país o del exterior, la Compañía será responsable del ingreso del IBP.

Impuestos sobre Créditos y Débitos en Cuentas Corrientes

La Ley N° 25.413 (publicada en el Boletín Oficial el 26 de marzo de 2001) con sus modificatorias, establece, aunque con ciertas restricciones, la aplicación de un impuesto sobre los débitos y créditos en cuentas corrientes bancarias que se abran en entidades financieras situadas en la Argentina y a otras operaciones que sustituyan el empleo de dichas cuentas.

La alícuota general del impuesto es de 0,6% para cada débito y crédito. En algunos casos se podrá emplear una alícuota incrementada del 1,2% y una reducida del 0,075%.

En caso de que las sumas pagaderas en relación a las Obligaciones Negociables (por capital, intereses u otros conceptos) sean acreditadas a los tenedores de las Obligaciones Negociables, que no gocen de un tratamiento específico, en cuentas abiertas en entidades financieras locales, el crédito correspondiente a dicha acreditación se encontraría gravado con este impuesto, a la alícuota general del 0,6% por cada débito o crédito.

De acuerdo al Decreto Nº 380/01 y sus modificatorias y complementarias (el “Decreto 380”), también serán considerados como hechos imponibles de este impuesto: (i) ciertas operaciones en

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las que no se utilicen cuentas abiertas entidades financieras, efectuadas por las entidades comprendidas en la Ley de Entidades Financieras y (ii) todos los movimientos o entregas de fondos, aún en efectivo, que cualquier persona, incluidas las entidades comprendidas en la Ley de Entidades Financieras, efectúen por cuenta propia o por cuenta y a nombre de terceros, cualesquiera sean los mecanismos utilizados para llevarlos a cabo, las denominaciones que se les otorguen y su instrumentación jurídica. En la Resolución N° 2111/06 la AFIP aclaró que los movimientos o entregas de fondos referidos son aquellos efectuados a través de sistemas de pago organizados –existentes o no a la vigencia de este impuesto– que reemplacen el uso de la cuenta bancaria, efectuados por cuenta propia o ajena, en el ejercicio de actividades económicas.

El artículo 10 del Decreto establece que estarán exentos del impuesto, entre otras operaciones, los débitos y créditos correspondientes a cuentas utilizadas en forma exclusiva para las operaciones inherentes a la actividad específica y los giros y transferencias de los que sean ordenantes con igual finalidad, por los mercados autorizados por la CNV y sus respectivos agentes, las bolsas de comercio que no tengan organizados mercados de valores, cajas de valores y entidades de liquidación y compensación de operaciones autorizadas por la CNV. No resulta claro si la exención que este artículo establece en relación a “giros y transferencias” alcanza a la percepción de los mismos por parte del tenedor de Obligaciones Negociables, sea en la cuenta abierta en una entidad financiera o no.

También se encuentran exentos del impuesto los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del Banco Central) cuando las mismas estén abiertas a nombre de personas jurídicas del exterior y en tanto se utilicen exclusivamente para la realización de inversiones financieras en el país (véase Artículo 10, inciso (s) del anexo al Decreto 380). Conforme el Decreto N° 534/04, modificado por el Decreto Nº 1364/04, el 34% del impuesto abonado sobre créditos a una alícuota del 0,6% y el 17% del impuesto pagado sobre operaciones a una tasa del 1,2% se considerará como pago del impuesto a las ganancias, del impuesto a la ganancia mínima presunta o la Contribución Especial sobre el Capital de las Cooperativas.

Impuesto sobre los Ingresos Brutos

El impuesto sobre los ingresos brutos es un impuesto local que grava el ejercicio habitual de una actividad económica en una provincia o en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. La base del impuesto es el monto de las percepciones brutas facturadas como resultado de las actividades comerciales realizadas en la jurisdicción.

Los ingresos resultantes de cualquier operación relacionada con las Obligaciones Negociables emitidas de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables están exentos de la aplicación del impuesto a los ingresos brutos en las jurisdicciones de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y la Provincia de Buenos Aires. De conformidad con las disposiciones del Código Fiscal aplicable en ambas jurisdicciones a fin de acogerse a esta exención, las Obligaciones Negociables deben ser emitidas de acuerdo con las disposiciones establecidas en la Ley de Obligaciones Negociables y la exención impositiva mencionada anteriormente se aplicará en la medida que dichas operaciones estén exentas del impuesto a las ganancias (es decir, en la medida que se cumplan las Condiciones del Artículo 36).

Impuestos de Sellos

El impuesto de sellos es un impuesto local que grava en general las operaciones de carácter oneroso instrumentadas en una cierta jurisdicción provincial o en la ciudad de Buenos Aires o fuera de cierta jurisdicción provincial pero con efectos en dicha jurisdicción.

Sin perjuicio de ello, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, están exentos de la aplicación de este impuesto los actos, contratos y operaciones de cualquier naturaleza incluyendo entregas y

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recepciones de dinero, vinculados a la emisión, suscripción, colocación y transferencia de Obligaciones Negociables, emitidas de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables. Esta exención incluye a los incrementos de capital realizados para posibilitar la emisión de las acciones a otorgarse, la conversión de Obligaciones Negociables y la constitución de cualquier garantía real o personal a favor de los inversores o terceros garantes de la emisión, ya sea anteriores, simultáneas o posteriores a dicha emisión.

Ello no obstante, los instrumentos, actos y operaciones de cualquier naturaleza vinculados con la emisión de títulos representativos de deuda de sus emisores y cualquier otro título valor destinado a la oferta pública de acuerdo con la Ley de Mercado de Capitales por parte de sociedades autorizadas por la CNV a hacer oferta pública se encuentran asimismo exentos de la aplicación de este impuesto en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Esta exención se aplica asimismo a las garantías relacionadas con las emisiones. Sin embargo, esta exención queda sin efecto, si en un plazo de noventa (90) días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV y/o si la colocación de las Obligaciones Negociables no se realiza en un plazo de ciento ochenta (180) días corridos a partir de ser concedida la autorización solicitada.

Los actos y/o los instrumentos relacionados con la negociación de acciones y otros títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la CNV están exentos de la aplicación del impuesto de sellos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Esta exención queda asimismo sin efecto si se producen las circunstancias mencionadas en la segunda oración del párrafo precedente.

A su vez, en la Provincia de Buenos Aires, están exentos de la aplicación de este impuesto los actos, contratos y operaciones de cualquier naturaleza incluyendo entregas y recepciones de dinero, vinculados a la emisión, suscripción, colocación y transferencia de Obligaciones Negociables, emitidas de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables. Esta exención incluye a los incrementos de capital realizados para posibilitar la emisión de las acciones a otorgarse, la conversión de Obligaciones Negociables y la constitución de cualquier garantía real o personal a favor de los inversores o terceros garantes de la emisión, ya sea anteriores, simultáneas o posteriores a dicha emisión.

En la Provincia de Buenos Aires, los instrumentos, actos y operaciones de cualquier naturaleza vinculados con la emisión de títulos representativos de deuda de sus emisores y cualquier otro título valor destinado a la oferta pública bajo la Ley de Mercado de Capitales por parte de sociedades autorizadas por la CNV a hacer oferta pública se encuentran asimismo exentos de la aplicación de este impuesto. Esta exención se aplica asimismo a la constitución de cualquier garantía, real o personal, a favor de los inversores o terceros garantes de la emisión, ya sea anteriores, simultáneas o posteriores a dicha emisión. Sin embargo, esta exención queda sin efecto, si en un plazo de noventa (90) días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV y/o si la colocación de las Obligaciones Negociables no se realiza en un plazo de ciento ochenta (180) días corridos a partir de ser concedida la autorización solicitada.

Asimismo, los actos relacionados con la negociación de títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la CNV están exentos de la aplicación del impuesto de sellos en la Provincia de Buenos Aires. Esta exención queda asimismo sin efecto si se producen las circunstancias mencionadas en la segunda oración del párrafo precedente.

Considerando las atribuciones autónomas conferidas a cada jurisdicción provincial en relación con cuestiones impositivas, debe analizarse cualquier posible efecto derivado de estas operaciones, en forma adicional al tratamiento impositivo establecido por las demás jurisdicciones provinciales.

Impuestos a las Transferencias

No se gravan impuestos sobre las ventas y/o transferencias de Obligaciones Negociables. En

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Argentina tampoco se encuentra gravado el acervo hereditario ni las transmisiones gratuitas de bienes sobre el causante, donante, legatario o donatario.

Sin perjuicio de ello, a nivel provincial, la Provincia de Buenos Aires estableció por medio de la Ley N° 14.044 un impuesto a la transmisión gratuita de bienes (el “ITGB”) -con vigencia a partir del 01/01/2010- cuyas características básicas son las siguientes:

• El ITGB alcanza al enriquecimiento que se obtenga en virtud de toda transmisión a título gratuito, incluyendo: herencias, legados, donaciones, anticipos de herencia y cualquier otro hecho que implique un enriquecimiento patrimonial a título gratuito.

• Son contribuyentes del ITGB las personas humanas y las personas jurídicas beneficiarias de una transmisión gratuita de bienes.

• Para los contribuyentes domiciliados en la Provincia de Buenos Aires el ITGB recae sobre el monto total del enriquecimiento gratuito, tanto por los bienes situados en la Provincia de Buenos Aires como fuera de ella. En cambio, para los sujetos domiciliados fuera de la Provincia de Buenos Aires, el ITGB recae únicamente sobre el enriquecimiento gratuito originado por la transmisión de los bienes situados en la Provincia de Buenos Aires.

• Se consideran situados en la Provincia de Buenos Aires, entre otros supuestos, (i) los títulos y las acciones, cuotas o participaciones sociales y otros valores mobiliarios representativos de su capital, emitidos por entes públicos o privados y por sociedades, cuando éstos estuvieren domiciliados en la Provincia de Buenos Aires; (ii) los títulos, acciones y demás valores mobiliarios que se encuentren en la Provincia de Buenos Aires al tiempo de la transmisión, emitidos por entes privados o sociedades domiciliados en otra jurisdicción; y (iii) los títulos, acciones y otros valores mobiliarios representativos de capital social o equivalente que al tiempo de la transmisión se hallaren en otra jurisdicción, emitidos por entes o sociedades domiciliados también en otra jurisdicción, en proporción a los bienes de los emisores que se encontraren en la PBsAs.

• Están exentas del ITGB las transmisiones gratuitas de bienes cuando su valor en conjunto -sin computar las deducciones, exenciones ni exclusiones- sea igual o inferior a sean superiores a $78.000 o $325.000, en caso de transferencias entre parientes, hijos y cónyuges.

• En cuanto a las alícuotas, se han previsto escalas progresivas del 4% al 21,91% según el grado de parentesco y la base imponible involucrada.

La transmisión gratuita de las Obligaciones Negociables podría estar alcanzada por el ITGB en la medida que forme parte de transmisiones gratuitas de bienes cuyos valores en conjunto -sin computar las deducciones, exenciones ni exclusiones- sean superiores a $107.640 o $448.500, en caso de transferencias entre padres, hijos y cónyuges.

La Provincia de Entre Ríos implementó este impuesto a nivel provincial, mediante la Ley Nº 10.197, publicada en el Boletín Oficial de dicha provincia el 14 de enero de 2013, con características similares a las de impuesto implementado por la Provincia de Buenos Aires.

Tasas de Justicia

En el supuesto de que sea necesario interponer acciones judiciales en relación con las Obligaciones Negociables en Argentina, el monto de cualquier reclamo presentado ante los tribunales argentinos con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires estará gravado con una tasa de justicia (actualmente del 3,0%).

Oferta Pública y Exención Impositiva

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La Ley de Obligaciones Negociables requiere, para la colocación de títulos en el exterior, la colocación por oferta pública. Consecuentemente, la CNV ha establecido los requisitos mínimos para la colocación primaria de valores negociables, de acuerdo a lo previsto en las normas de la CNV.

Los principales requisitos para la colocación primaria de valores negociables son los siguientes:

Publicación de la versión definitiva del prospecto y de cualquier documento complementario requerido por las Normas de la CNV, según el tipo de valor negociable de que se trate, al menos cuatro días hábiles bursátiles previos al inicio de la subasta o licitación, que deberá contener, al menos la siguiente información: (i) tipo de instrumento; (ii) monto o cantidad ofertada indicando si se trata de un importe fijo o rango con un mínimo y un máximo; (iii) unidad mínima de negociación del instrumento, precio (aclarando si es un precio fijo o un rango sujeto con un mínimo y un máximo) y múltiplos; (iv) fecha de vencimiento; (v) amortización; (vi) forma de negociación; (vii) comisión de negociación primaria; (vii) información sobre las fechas y horarios de la subasta o licitación, para la recepción de las ofertas y para retirar las ofertas, de corresponder; (ix) definición de las variables que podrán incluir precio, tasa de interés, rendimiento u otras variables, y la forma de prorrateo de las ofertas; (x) todos los agentes de negociación y los agentes de liquidación y compensación que intervendrán en la oferta; (xi) proceso de licitación que podrá ser, a elección del emisor, ciega – de “ofertas selladas” – en las que ningún participante, incluidos los colocadores, tendrán acceso a las ofertas presentadas hasta después de finalizado el período de subasta; o abierta, de ofertas conocidas a medida que van ingresando por intermedio del mismo sistema de licitación; (xii) vencido el plazo para la recepción de ofertas, no podrán modificarse ofertas ingresadas ni podrán ingresarse nuevas; y (xiii) el prospecto y los documentos complementarios deberán publicarse en la Autopista de Información Financiera de la CNV, en la página web institucional de los mercados donde se listen o negocien los valores negociables, y en la página web institucional del emisor.

Los emisores deberán confeccionar un prospecto, o suplemento de precio, según corresponda, en el que se detallen los esfuerzos de colocación, los que deberán acreditarse ante las autoridades correspondientes, si así fuera requerido. La autorización de la CNV para la oferta pública de las obligaciones negociables no será suficiente para que la Compañía sea beneficiaria de los beneficios fiscales.

Los emisores podrán celebrar con los agentes que intervendrán en la oferta un contrato de colocación. En ese caso, sólo los agentes registrados ante la CNV a tales efectos podrán celebrar un contrato de colocación con el emisor. El requisito de oferta pública previsto por la Ley de Mercado de Capitales se considerará cumplido, siempre y cuando el agente registrado coloque los valores negociables autorizados para su oferta pública y utilice el procedimiento de colocación primaria para la venta de valores negociables, de acuerdo a lo previsto en adquiridos bajo el contrato de colocación. El agente deberá acreditar a la entidad emisora, la colocación primaria de los valores negociables mediante subasta o licitación pública detallada en esta sección, y la emisora deberá conservar dicha documentación para la procedencia de los beneficios impositivos previstos legalmente. Los derechos creditorios representativos del mutuo otorgado a la emisora que celebró el contrato de suscripción previa a la autorización de oferta pública, no pueden ser objeto de negociación secundaria en mercado alguno.

Convenios para Evitar la Doble Imposición

Argentina ha celebrado convenios con varios países para evitar la doble imposición. En la actualidad existen convenios vigentes con los siguientes países: Australia, Bélgica, Bolivia, Brasil, Canadá, Chile, Dinamarca, Finlandia, Francia, Alemania, Italia, Holanda, Noruega, México,

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Federación Rusa, España, Suecia, Suiza y el Reino Unido. No existe, actualmente, ningún tratado en vigencia entre la Argentina y los Estados Unidos.

Restricción con respecto a las jurisdicciones de baja tributación

De acuerdo con la Ley Nº 11.683 de Procedimientos Fiscales y sus modificatorias, cualquier entidad local que reciba fondos de cualquier índole (es decir, préstamos, aportes de capital, etc.) de entidades extranjeras radicadas en jurisdicciones de baja o nula tributación, está sujeta al pago del Impuesto a las Ganancias y el Impuesto al Valor Agregado sobre una base imponible del 110% de los montos recibidos de dichas entidades (sujeto a ciertas limitadas excepciones). Ello se basa sobre la presunción de que dichos montos constituyen aumentos patrimoniales no justificados para el receptor local. Por lo tanto, las Obligaciones Negociables no pueden (i) ser originalmente adquiridas por una persona domiciliada o constituida en una jurisdicción de baja tributación; (ii) ser adquiridas por cualquier persona mediante una cuenta bancaria abierta en una jurisdicción de baja tributación. Las jurisdicciones de baja o nula tributación, de conformidad con la legislación argentina, se enumeran en el artículo 21.7 del decreto reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias.

El Decreto Nº 589/2013 publicado en el Boletín Oficial el 30 de mayo de 2013 sustituyó al artículo 21.7 del decreto reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias estableciendo que a todos los efectos previstos en la Ley de Impuesto a las Ganancias y su decreto reglamentario, toda referencia efectuada a países de baja o nula tributación deberá entenderse efectuada a países no considerados cooperadores a los fines de la transparencia fiscal. Se consideran países cooperadores a los fines de la transparencia fiscal a aquellos países que suscriban un acuerdo con Argentina de intercambio de información en materia tributaria o un convenio para evitar la doble imposición internacional con cláusula de intercambio de información amplio, siempre que se cumplimente el efectivo intercambio de información.

La AFIP elabora y lleva un listado actualizado de los países considerados países cooperadores a los fines de la transparencia fiscal. Las disposiciones del Decreto Nº589/2013 tienen aplicación a partir del 1 de enero de 2014.

EL RESUMEN PRECEDENTE NO PRETENDE CONSTITUIR UN ANÁLISIS COMPLETO DE TODAS LAS CONSECUENCIAS TRIBUTARIAS QUE SE DESPRENDEN DE LA TITULARIDAD DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES. LOS TENEDORES POTENCIALES DEBEN CONSULTAR CON SUS PROPIOS ASESORES IMPOSITIVOS EN LO QUE SE REFIERE A LAS CONSECUENCIAS TRIBUTARIAS EN SU SITUACIÓN ESPECÍFICA.

Dividendos y agentes pagadores

La declaración, monto y pago de dividendos sobre las acciones de la Compañía debe resolverse en asamblea ordinaria, mediante el voto unánime de la totalidad de las acciones emitidas por la Compañía, y los dividendos declarados se pagarán en proporción a las respectivas participaciones de cada accionistas dentro del año de su sanción. El derecho a dividendos caduca a los tres años de la fecha fijada para el pago, después de cuya fecha quedarán prescriptos a favor de la Compañía.

El estatuto de la Compañía establece que las ganancias realizadas y líquidas se destinan: (i) 5% hasta alcanzar el 20% del capital social suscripto, para el fondo de reserva legal; (ii) a remuneración del directorio y comisión fiscalizadora; (iii) al pago de dividendo de las acciones preferidas con prioridad a las acumulativas impagas; (iv) el saldo, todo en parte, a dividendo de las acciones ordinarias, y a participación adicional de las acciones preferidas, o a fondo de reserva facultativa o de previsión o a cuenta nueva o al destino que determine la asamblea.

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Se perfeccionaron algunos acuerdos entre Latin Exploration S.L.U. y Sociedad Comercial del Plata S.A. en relación con el incremento de la participación de la Compañía en las sociedades Gas Andes Argentina S.A. y Gas Andes Chile S.A y la adquisición de las acciones de UENE, en virtud de los cuales Sociedad Comercial del Plata S.A. cedió a Latin Exploration S.L.U. su derecho a dividendos.

En este sentido, en garantía del pago del precio de: (i) las acciones de la Compañía que se emitieron con motivo de la capitalización del aporte irrevocable efectuado por Latin Exploration S.L.U. para adquirir las participaciones en las sociedades Gas Andes Argentina y Gas Andes Chile y (ii) las acciones de UENE que se aportaron en la Compañía; Sociedad Comercial del Plata S.A. cedió a favor de Latin Exploration S.L.U. cualquier suma que tenga derecho a recibir como accionista de la Compañía correspondiente a la totalidad de sus acciones en la Compañía en concepto de dividendos.

Declaración por parte de expertos

El presente Prospecto, no incluye una declaración o informe atribuido a una persona en carácter de experto.

Documentos a disposición

Podrán solicitarse copias del Prospecto de Programa, su versión resumida, Suplementos de Precio y estados financieros de la Compañía referidos en el Prospecto en la sede social de la Compañía sita en Bonpland 1745, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, en días hábiles en el horario de 10 a 18hs, teléfono/fax (5411) 4849-6100. Asimismo, el Prospecto definitivo y su versión resumida estarán disponibles en http://www.cnv.gov.ar , ítem “Información Financiera”.

Prevención de lavado de dinero

El concepto de lavado de dinero refiere generalmente a transacciones cuyo objetivo es el de introducir fondos generados por actividades ilícitas en el sistema institucional y, por lo tanto, dar la apariencia lícita a fondos obtenidos por medios ilícitos.

El 13 de abril de 2000, el Congreso aprobó la Ley Nº 25.246 (conforme fuera modificada y complementada por las Leyes Nº 26.087, 26.119, 26.268 y 26.683), que define al lavado de dinero como un tipo penal (la “Ley Antilavado”).

La Ley Antilavado define al lavado de dinero como aquel delito cometido por cualquier persona que convirtiere, transfiriere, administrare, vendiere, gravare, disimulare o de cualquier otro modo pusiere en circulación en el mercado, bienes provenientes de un ilícito penal, con la consecuencia posible de que el origen de los bienes originarios o los subrogantes adquieran la apariencia de un origen lícito, y siempre que su valor supere la suma de $300.000, sea en un solo acto o por la reiteración de hechos diversos vinculados entre sí. Las penas establecidas para dicho delito son las siguientes:

(i) prisión de tres (3) a diez (10) años y multa de dos (2) a diez (10) veces el monto de la transacción;

(ii) la pena prevista en el inciso (i) será aumentada en un tercio del máximo y en la mitad del mínimo, en los siguientes casos: a) cuando el autor realizare el hecho con habitualidad o como miembro de una asociación o banda formada para la comisión continuada de hechos de esta naturaleza; y b) cuando el autor fuera funcionario público que hubiera cometido el hecho en ejercicio u ocasión de sus funciones; y

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(iii) si el valor de los bienes no superare los $300.000, el autor será reprimido con la pena de prisión de seis (6) meses a tres (3) años.

El Código Penal, conforme fuera modificado por la Ley Antilavado, también reprime al que recibiere dinero u otros bienes provenientes de un ilícito penal, con el fin de hacerlos aplicar en una operación que les dé la apariencia posible de un origen lícito.

La Ley Antilavado, además, creó la Unidad de Información Financiera (la “UIF”), una entidad centralizada de monitoreo encargada de analizar, administrar y transmitir la información necesaria para la prevención del lavado de dinero resultante de: delitos vinculados con el narcotráfico o la comercialización de narcóticos; delitos vinculados con el contrabando de armas (Ley Nº 22.415); delitos provenientes de actividades de una organización ilegal, de acuerdo a lo previsto por el artículo 210 bis del Código Penal o por una organización terrorista, según lo establecido por el artículo 213 ter del Código Penal; delitos cometidos por organizaciones ilegales, definidas por el artículo 210 del Código Penal, cuyo propósito es llevar a cabo crímenes políticos o raciales; ciertos delitos contra la administración pública; la prostitución y la pornografía infantil; y delitos que involucren el financiamiento del terrorismo.

Recientemente, por Decreto Nº 260/2016, se creó el “Programa de Coordinación Nacional para el Combate del Lavado de Activos y la Financiación del Terrorismo” en el ámbito del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos. El propósito de este programa consiste en la reorganización, coordinación y fortalecimiento del sistema nacional de prevención del lavado de dinero y la financiación del terrorismo, tomando en consideración los riesgos específicos que podrían tener impacto en el territorio argentino y la demanda global por una efectiva aplicación y cumplimiento de las obligaciones y recomendaciones establecidas por el Grupo de Acción Financiera Internacional. Este propósito debe ser ejecutado e implementado mediante un coordinador nacional especialmente designado a tales fines. Además, se efectuó una modificación de la estructura institucional en la materia, estableciéndose que el Ministerio de Justicia y Derechos Humanos será la autoridad central para la coordinación intra institucional entre las agencias públicas y privadas con competencia en la materia; mientras que la UIF mantendrá las facultades de coordinación operativa a nivel nacional, provincial y municipal en materias estrictamente vinculadas con su carácter de agencia de inteligencia financiera.

La finalidad principal de la Ley Antilavado es la prevención del lavado de dinero y la financiación del terrorismo. Siguiendo la práctica internacional, la Ley Antilavado delegó el control de estas operaciones, en entidades del sector privado, incluyendo bancos, compañías de seguros y agentes del mercado de capitales. En este sentido, los sujetos enumerados en el artículo 20 de la Ley Antilavado (los “Sujetos Obligados”) están obligados a informar a la UIF las conductas o actividades de las personas humanas o jurídicas, a través de las cuales pudiere inferirse la existencia de una situación atípica que fuera susceptible de configurar un hecho u operación sospechosa, de lavado de activos o financiación de terrorismo. De acuerdo a la Ley Antilavado, los Sujetos Obligados quedarán sometidos a las siguientes obligaciones:

(a) recabar de sus clientes, documentos que prueben fehacientemente su identidad, personería jurídica, domicilio y demás datos que en cada caso se estipule como pre requisito para desarrollar determinada actividad;

(b) informar cualquier hecho u operación sospechosa al gobierno argentino; y

(c) abstenerse de revelar al cliente o a terceros las actuaciones que se estén realizando en cumplimiento de la Ley Antilavado.

La Ley Antilavado, conjuntamente con las Resoluciones de la UIF Nº 121/2011 (que, conforme se detalla a continuación, fue reemplazada por la Resolución de la UIF N° 30-E/2017) y 229/2011 (conforme fueran modificadas por la Resolución de la UIF Nº 104/2016), establecen que (i) en el

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marco de análisis de un reporte de operación sospechosa, los Sujetos Obligados no podrán oponer a la UIF el secreto bancario, fiscal, bursátil o profesional, ni los compromisos legales o contractuales de confidencialidad; y (ii) cuando la UIF haya agotado el análisis de la operación reportada y surgieren elementos de convicción suficientes para confirmar su carácter de sospechosa de lavado de activos en los términos de la Ley Antilavado, ello será comunicado al Ministerio Público a fines de establecer si corresponde ejercer la acción penal.

Con motivo del régimen de sinceramiento fiscal aprobado por la Ley Nº 27.260, la UIF dictó la Resolución Nº 92/2016 de fecha 5 de agosto de 2016 y con vigencia hasta el 31 de marzo de 2017, a fin de regular un mecanismo de reporte especial de operaciones sospechosas en el marco del régimen de sinceramiento fiscal. A pesar de haber expirado el plazo de vigencia de la Resolución, subsiste el plazo otorgado para realizar el reporte de operación sospechosa previsto en la Ley Antilavado.

En tal sentido, al fin de analizar si corresponde efectuar un reporte de operación sospechosa en el marco del régimen de sinceramiento fiscal, los sujetos obligados deberán considerar lo siguiente:

(i) Perfil del Cliente: los sujetos obligados deberán definir un perfil económico y financiero del cliente, que estará basado en la información y documentación relativa a la situación económica, patrimonial y financiera que hubiera proporcionado el mismo y que hubiera podido obtener el propio sujeto obligado.

(ii) Operaciones Inusuales: son aquellas operaciones tentadas o realizadas en forma aislada o reiterada, sin justificación económica y/o jurídica, ya sea porque no guardan relación con el perfil económico, financiero o patrimonial del cliente, o porque se desvían de los usos y costumbres en las prácticas de mercado, por su frecuencia, habitualidad, monto, complejidad, naturaleza y/o características particulares.

(iii) Operaciones Sospechosas: son aquellas operaciones tentadas o realizadas, que habiéndose identificado previamente como inusuales, luego del análisis y evaluación realizados por el sujeto obligado, exhiben dudas respecto de la autenticidad, veracidad o coherencia de la documentación presentada por el cliente, ocasionando sospecha de lavado de activos; o aun cuando tratándose de operaciones relacionadas con actividades lícitas, exista sospecha de que estén vinculadas o que vayan a ser utilizadas para la financiación del terrorismo, debiéndose gestionar los riesgos de la operación evaluando la relación de la misma con la actividad del cliente.

Por otra parte, siguiendo el criterio adoptado por la Resolución de la UIF Nº 92/2016, la Resolución Nº 141/2016 modificó las Resoluciones Nº 121/2011 (posteriormente remplazada por la Resolución de la UIF N° 30-E/2017) y 229/2011, a los fines de establecer que los Sujetos Obligados deberán definir el perfil económico y financiero del cliente sin tomar en consideración la información tributaria como elemento para la definición de dicho perfil.

El 11 de enero de 2017 la UIF dictó la Resolución Nº 4/2017, mediante la cual se estableció que los Sujetos Obligados podrán aplicar medidas de debida diligencia especial de identificación a inversores extranjeros y nacionales (los cuales para calificar como tales deben cumplir los requisitos establecidos por dicha norma) en la República Argentina al momento de solicitar la apertura a distancia de cuentas especiales de inversión. La debida diligencia especial no eximirá a los sujetos obligados de la Resolución N° 4/2017 de realizar el monitoreo y seguimiento de las operaciones durante el transcurso de dicha relación con un enfoque basado en el riesgo.

Asimismo, la Resolución N° 4/2017 establece que en los casos de apertura de cuentas corrientes especiales de inversión solicitadas por agentes de liquidación y compensación, la entidad bancaria local cumplirá con las normas vigentes en materia de prevención de lavado de activos y financiamiento del terrorismo cuando haya realizado la debida diligencia sobre los referidos agentes, siendo estos últimos los responsables por la debida diligencia de sus clientes. La

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Resolución N° 4/2017 establece expresamente que ello no exime a las entidades financieras de realizar un monitoreo y su seguimiento de las operaciones durante el transcurso de su relación con su cliente con un enfoque basado en el riesgo.

Además, el BCRA y la CNV, a través de sus propias regulaciones, requieren a las entidades sujetas a su contralor el cumplimiento de ciertas normas para la prevención del lavado de dinero.

El 21 de junio de 2017 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución de la UIF N° 30-E/2017, reemplazando la Resolución N° 121/2011.

La Resolución N° 30-E/2017 modificó por completo el criterio de regulación de las obligaciones de las entidades financieras como sujetos obligados, pasando de un enfoque de cumplimiento normativo formalista a un enfoque basado en riesgo. Asimismo, entre las modificaciones más relevantes cabe destacar: (i) la eliminación de la distinción entre clientes habituales y ocasionales, excluyéndose expresamente a los meros proveedores de bienes y/o servicios, salvo que mantengan relaciones de negocio ordinarias diferentes de la mera proveeduría; (ii) la determinación de medidas escalonadas de conocimiento del cliente según el nivel de riesgo del cliente; y (iii) la reducción del plazo para reportar operaciones sospechosas de lavado de activos de 30 días corridos a 15 días corridos desde que la entidad concluya que la operación reviste tal carácter.

La norma entró en vigencia el 15 de septiembre de 2017, sin perjuicio de que para la adopción de ciertas medidas referidas a la política basada en riesgos se estableció un cronograma para su implementación, cuya última etapa finalizará el 30 de junio de 2018.

Para un análisis más exhaustivo del régimen de prevención del lavado de dinero vigente al día de la fecha, se sugiere a los inversores consultar con sus asesores legales y dar una lectura completa del Título XII, Libro Segundo del Código Penal de la Nación, a la normativa emitida por la UIF y a las Normas de la CNV, y las normas del BCRA, entre otras normas aplicables en la materia. La normativa de la UIF se encuentra disponible en el sitio web de la UIF, http://www.uif.gob.ar/uif/index.php/es/. Las Normas de la CNV se encuentran disponibles en el sitio web de la CNV, http://www.cnv.gob.ar/web/. Las normas del BCRA se encuentran disponibles en el sitio web del BCRA, http://www.bcra.gov.ar/.

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