1

Complementariedad energética e integración regional

David TEZANOS

29 de octubre 2015 – Santiago de Chile

Declaración bajo la protección otorgada por la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 de los Estados Unidos de América (“Private Securities Litigation Reform Actof 1995”).Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía (“forward-looking statements”) tal como sedefinen en la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 (“Private Securities Litigation Reform Act of 1995”).Dichas afirmaciones pueden incluir declaraciones sobre las intenciones, creencias, planes, expectativas reinantes u objetivos a la fecha de hoy por parte de YPF y su gerencia,incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, susresultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastosfuturos de capital, inversiones planif icados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos ypolít icas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenesde refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos seconcretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o quepueden ser difíciles de predecir.En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y denegocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de lossocios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras como el precio del petróleo y sus derivados,márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones.Factores importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda,tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida departicipación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modif icaciones legislativos, f iscales, legales y regulatorios,condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras, actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, asícomo otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities andExchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en la Ítem 3 titulada “Key information– Risk Factors” y la Ítem 5 titulada“Operating and Financial Review and Prospects” del Informe Anual de YPF en Formato 20-F para el año fiscal f inalizado el 31 de Diciembre de 2013, registrado ante la Securitiesand Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir.Excepto por requerimientos legales, YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios futuros indiquenclaramente que las proyecciones o las situaciones contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones no se concretarán.Este material no constituye una oferta de venta de bonos, acciones o ADRs de YPF S.A. en Estados Unidos u otros lugares.

Nota Legal

2

3

Matriz Energética Gas Natural dependiente

El 52,4% del Consumo de Energía Primaria depende del Gas Natural a pesar de las restricciones de suministro

Pocos países presentan estas característica: Rusia, Holanda, Qatar y Trinidad & Tobago.

Son países con sustanciales reservas de GN, grandes exportaciones y plantas de industrialización de GN

Estimaciones de consultores indican que sin las restricciones al sector industrial y la sustitución de FO y GO en Generación eléctrica, esta cifra llegaría a 65%

SEN 2014 - Oferta de Energía Primaria (Miles de TEP)

4

Producción y Disponibilidad para la venta

-2,7% -3,3%-3,4% -5,2% 2,7%-0,5%YoY

Producción datos IAPG (SIPG online)Disponible para la venta cálculo propio

Los planes de incentivos a la producción modificaron la tendencia de declino

A fines de 2014 casi la totalidad de Productores se encontraban inscriptos alguno de los Planes vigentes

El PG1 prevé un crecimiento comprometido. No así el PG2.

3

5

Producción por Cuenca

55 

60 

65 

70 

75 

80 

ene‐09

jul‐09

ene‐10

jul‐10

ene‐11

jul‐11

ene‐12

jul‐12

ene‐13

jul‐13

ene‐14

jul‐14

ene‐15

Mm³/d

ía

NEUQUINA

Variación 2012/2015 : 2,39 %Áreas operadas por YPF mismo período: 16,25 %

15 

20 

25 

30 

35 

ene‐09

jul‐09

ene‐10

jul‐10

ene‐11

jul‐11

ene‐12

jul‐12

ene‐13

jul‐13

ene‐14

jul‐14

ene‐15

Mm³/d

ía

AUSTRA

L

‐

5 

10 

15 

20 

ene‐09

jul‐0

9

ene‐10

jul‐1

0

ene‐11

jul‐1

1

ene‐12

jul‐1

2

ene‐13

jul‐1

3

ene‐14

jul‐1

4

ene‐15

Mm³/d

ía

GOL

FO SAN

 JORG

E

‐

5 

10 

15 

20 

ene‐09

jul‐0

9

ene‐10

jul‐1

0

ene‐11

jul‐1

1

ene‐12

jul‐1

2

ene‐13

jul‐1

3

ene‐14

jul‐1

4

ene‐15

Mm³/d

ía

NOR

OESTE

Variación 2012/2015 : 7,16 %Áreas operadas por YPF mismo período: 33,98 %

Variación 2012/2015 : -12,39 %Áreas operadas por YPF mismo período: -30,30 %

Variación 2012/2015 : -25,76 %Áreas operadas por YPF mismo período: 0 %

6

115,4  112,3  108,5  104,9  99,4  98,9  101,5 

4,8  5,1  8,0  13,0 15,4  16,4  16,2 

2,1  4,9  6,6  6,3  7,3  8,8  8,2 4,7  6,0  9,3  7,3  7,3 

0

20

40

60

80

100

120

140

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GNLEscobarGNL BB

Bolivia

GN Local

Oferta GN (MMm³/d)

Relativo estancamiento del abastecimiento de GN

El abastecimiento 2015 crece 1,3% con un crecimiento de oferta local de 2,7%

Ahorro de importación GNvs

Demanda invernal continua insatisfecha

119,7  119,8  125,4  127,8  129,2  129,2  130,9 

4

7

Importación GN (MMm³/d)

4,8  5,1  8,0 13,0  15,4  16,4  16,2 

2,1 4,9 

6,6 

6,3 7,3 

8,8  8,2 4,7 

6,0 

9,3 7,3  7,3 

0

5

10

15

20

25

30

35

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

4,7  6,0 9,3 

7,3  7,3 

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Escobar

2,1 4,9  6,6  6,3  7,3  8,8  8,2 

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Bahía Blanca

4,8  5,1 8,0 

13,0 15,4  16,4  16,2 

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Bolivia

 ‐

 5

 10

 15

 20

 25

 30

 35

 40

 45

 50

ene‐0

9

abr‐0

9

jul‐09

oct‐0

9

ene‐1

0

abr‐1

0

jul‐10

oct‐1

0

ene‐1

1

abr‐1

1

jul‐11

oct‐1

1

ene‐1

2

abr‐1

2

jul‐12

oct‐1

2

ene‐1

3

abr‐1

3

jul‐13

oct‐1

3

ene‐1

4

abr‐1

4

jul‐14

oct‐1

4

ene‐1

5

abr‐1

5

jul‐15

Bolivia GNL Escobar GNL Bahía Blanca

8

Abastecimiento Demanda (MMm³/d)

Demanda y Oferta Histórica de Gas Natural: 2009 - 2015

La demanda de gas natural creció a una ritmo del 2,2%, mientras que la producción no acompañó dicho crecimiento, declinando al -3,1%

Se requirieron de proyectos de regasificación y creciente importación de gas de Bolivia para cubrir los faltantes de gas natural, incrementándose asimismo el nivel de sustitución de líquidos.

Consumo por segmento de cliente –Fuente: ENARGAS 

5

9

Aumento significativo de la actividadInversiones x 2

4970

92 101 96

2011 2012 2013 2014 Q2 2015

46,941,3

38,134,2 33,4 33,9

37,2

43,5 44,9 43,7 43,9 44,6

2008 2009 2010 2011 2012 2013 Q1 14 Q2 14 Q3 14 Q4 14 Q1 15 Q2 15

256,8

244,9240,9

222,6227,4

232,3241,6 240,9

246,0 249,8 247,2 249,8

2008 2009 2010 2011 2012 2013 Q1 14 Q2 14 Q3 14 Q4 14 Q1 15 Q2 15

2.6614.178

6.077

2012 2013 2014

Se ha revertido la tendencia a la baja en la producción de los últimos años; un crecimiento sólido

Upstream Capex (M USD)1 Equipos de Perforación Equipos de Workover200% 108%

Producción de Crudo (k bbl/d) Producción de Gas natural (Mm3/d)

(1) Capex converted considering an average FX rate of 4.6, 5.5, 8.1 for 2012, 2013 and 2014 respectively.

Desempeño Reciente: fuerte énfasis en el aumento de producción

+57%

+10% (vs. 2012)

+34% (vs. 2012)

+45.5%

25

46

6574 75

2011 2012 2013 2014 Q2 2015

10

Pozos terminados totales

La mayor actividad se tradujo en más pozos puestos en producción

Pozos totales extracción efectiva

Fuentes: SEN

Participación YPFParticipación YPF

6

11

11,0 10,2

8,1 7,4

USD 0

USD 2

USD 4

USD 6

USD 8

USD 10

USD 12

2011 2012 2013 2014 YTD

Desarrollo del Shale Oil/Gas (Boe/d)

El desarrollo de la producción no convencional se obtiene con una sostenidareducción del costo del ciclo de perforación

194

+320 Pozos en producción Producción actual + 41.000 boe/día

La producción equivale HOY a un 19% de la producción de YPF en Cuenca Neuquina

Producción bruta operada nivel concesión (LoCa, Band ,LaCh, Bañ, ElOr; PYga)

Locación + Equipamiento

Completación Perforación

Costo Pozo Vertical (millones de USD)

3.1

et/p

ozo

4.5

et/p

ozo

4.8

et/p

ozo

5et

/poz

o

04.0008.000

12.00016.00020.00024.00028.00032.00036.00040.00044.000

01-2

013

02-2

013

03-2

013

04-2

013

05-2

013

06-2

013

07-2

013

08-2

013

09-2

013

10-2

013

11-2

013

12-2

013

01-2

014

02-2

014

03-2

014

04-2

014

05-2

014

06-2

014

07-2

014

08-2

014

09-2

014

10-2

014

11-2

014

12-2

014

01-2

015

02-2

015

03-2

015

Vaca Muerta Total: 30.000 km2

YPF: 12.000 km2 aprox.

+320 Producción actual*+43.000bep/día

Loma Campana es hoy la 2° área en producción de petróleo de la Argentina.

Producción bruta operada nivel concesión (LoCa, Band ,LaCh, Bañ, ElOr; PYga)

Petróleo y Gas Natural (bep/d)

3 proyectos en ejecución: ~500 km2

YPF es el operador

Pozos en producción

Producción bruta operada nivel concesión (LoCa, Band, LACh, Bañ, ElOr; PYga)* Marzo 2015

Resultados en el desarrollo del No Convencional

7

Play Vaca Muerta Eagle Ford Bakken Barnett Haynesville Marcellus

Fluids Oil & Liquid Rich Gas

Oil & Liquid Rich Gas Oil Gas Gas Gas

Area (ac) ~7,500,000 ~ 3,000,000 ~13,000,000 ~4,200,000 ~ 6,000,000 ~6,200,000

Thickness (ft) ~1,000 ~130 ~150 ~300 ~250 ~200

Comparación de los recursos de los Play – Area y Espesor

Fuente: Chevron Report. “Vaca Muerta unconventional plays review ”

Bakken

Neuquén(Vaca Muerta)

Eagle Ford

Proportional area & thickness of target

Liquids PlaysGas Plays

Vaca Muerta es muygruesa y lateralmentemuy extensa

Oil

Humid Gas

Dry Gas

Barnett

Haynesville

Marcellus

Vaca MuertaArea Total: 7,500 M acresYPF net Area: 2,975 M acres

Chesapeake

YPF es la titular de la tercera superficie de no convencional de América

ExxonMobilYPFChevronApache

14

2014

USD 2.000 M de inversión anual400 pozos produciendoUSD 100 M de regalías 5% del PBI provincial

Vaca Muerta HOYUSD 368.000 M de inversión ~ 4000 pozos por añoUSD 128.000 M en impuestos y regalías 10% del PBI nacional

Vaca Muerta en 20 años (*)

Desarrollo de No Convencional – Potencial

(*) Fuente: Accenture 2014

8

15

Capex (MMUSD)

Número de Pozos

4 proyectos en desarrollo[3% de Vaca Muerta]

Vaca Muerta • Total: 30,000 km2

• YPF: 12,000 km2 aprox.

YPF operador3 proyectos en curso: ~ 500 km2

Capex (MMUSD)

Número de Pozos

3 Proyectos en actividad en 2014

Concretó asociaciones estratégicas para el desarrollo de Vaca Muerta con importantes compañías internacionales

Número de Equipos

16

Loma Campana290 km2 – 71,468 acresNeuquen BasinVaca Muerta

2014 Actividad

Inversión (M USD)

Número de pozos a perforar

Plateau de producción de Petróleo

Desarrollo completoNúmero de pozos productivos

Plateau de producción de gas natural

Inversión (M USD)

Equipos

Empleo Directo e indirecto

Numero de pozos

2013 - Piloto

(b/d)

(M m3/d) 16

Desarrollo No convencional en Loma Campana

9

17

Loma Campana

Desarrollo de dos pilotos de gas natural no convencional en El Orejano y Rincón del Mangrullo

Cuenca NeuquinaVaca Muerta

El Orejano

Área45km2 (11,090 acres) 188

Plan Piloto

Inversión

2Equipos

Número de pozos

16M USD

Área183km2(45,000 acres)

120Dow, inversióninicial

M USD

233Inversión (*)

M USD

151.5Pampa, inversión inicial

M USD

Número de pozos

42

Plan Piloto

(*) 1st phase: 81,5 million USD Pampa - 81,5 million USD YPF. 2nd Phase: 70 million USD Pampa 17

Rincón del Mangrullo

18

Loma Campana

Desarrollo Completo

Inversión Inicial (M USD)

Número de pozos

Primera Etapa

• YPF es el operador

• Posibilidad de continuar en modo factoría sobre la base de los resultados esperados

(475 Petronas / 75 YPF)

Inversión (M USD)

Fecha de inicio

• Proyecto de 3 años con fases anuales

Número de pozos

187 km2 – 46,084 acresCuenca NeuquinaVaca Muerta

18

Piloto no convencional La Amarga Chica

10

19

Loma La Lata (121 km2 – 29,900 acres)1

Objectivo: Formación LajasRincón del Mangrullo (183 km2 – 45,200 acres) Objetivo: Formación Mulichinco

Natural gas production (MMm3/d)

Natural gas production (MMm3/d)

(1) Refers to Lajas prospective area called “Segmento 5” in Loma La Lata block.

• Inversionesde más de USD 580 million• 80 pozos perforados• 68 pozos en producción• 4 equipos de perforaciónactivos

• Inversionesde más de USD 230 million• 38 pozos perforados• 37 pozos en producción• 3 equipos de perforaciónactivos

Q3 2014 Resultados Upstream – Tight gas

0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,60,9

1,5

2,22,4

2,6 2,7 2,92,6

3,53,8 3,9 4,2 4,1 4,0 4,0 4,1

mar

-13

abr-1

3m

ay-1

3ju

n-13

jul-1

3ag

o-13

set-1

3

oct-1

3no

v-13

dic-

13en

e-14

feb-

14m

ar-1

4ab

r-14

may

-14

jun-

14ju

l-14

ago-

14se

t-14

oct-1

4no

v-14

dic-

14

0,04 0,04 0,05 0,090,16 0,18

0,69

0,901,01

1,20 1,23 1,23

ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 set-14 oct-14 nov-14 dic-14

Gross Net

Infraestructura de gas natural

Red de gasoductos de interconexión entre argentina y los países limítrofes

S

Gasoducto Diámetro y longitud

Capacidad(MMsm3/d)

NorAndino20''

380 km 5

C. Noroeste20''

531 km 9

Gasandes24''

313 km 10

Pacífico20'' y 24''296 km 3,5

Methanex YPF12''8 km

2

Methanex SIP8''

1,2 km1,25

Methanex PAN10''

48,5 km 2

Pocitos12''

21 km 1,2

TGM24''

450 km 2,8

Petrouruguay10''

15 km 1

C.T. Casablanca16''

10,5 km 2

Cruz del Sur24'' (55 km)18'' (38 km) 6

11

21

Integración energética Regional

En Trillones de Metros Cúbicos

Fuente: BP Statistical reviewof world energy

22

Integración energética Regional

En Trillones de Metros Cúbicos

Fuente: BP Statistical reviewof world energy

12

Conclusiones

• Lecciones aprendidas

• Infraestructura

• Recursos en Argentina

Complementariedad energética e integración regional

24

NUESTRA ENERGÍA