Plan Estratégico YPF 2012-2017

Estrategia de gesti贸n 2013 - 2017 Plan de los 100 d铆as 30 de Agosto, 2012

Nota legal 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 Act of 1995”).

Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía (“forward-looking statements”) tal como se definen 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, sus resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastos futuros de capital, inversiones planificados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos se concretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o que pueden 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 de negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, 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 de participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos, fiscales, 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, así como otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities and Exchange 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 finalizado el 31 de Diciembre de 2011, registrado ante la Securities and Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir.

YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios futuros indiquen claramente 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.

2

Plan de los 100 dĂ­as

1

Contexto

2

Plan de alto impacto

2012 - 2013

3

Plan de negocios

2013 - 2017

4

Consideraciones financieras

3

Nuestro ADN

Seguridad y medio ambiente

Valor para los accionistas

Profesional Competitiva

Global

Sentido nacional Integrada 4

La demanda de energía en Argentina ha superado el suministro doméstico PBI ; demanda de energía

Producción / Importaciones

Crecimiento sin precedentes

Indice (100 = 1990)

Tasa anual últimos 10 años

MBOE

Argentina petróleo y gas

230 220

PBI

600

+7%

500

-2%

400

+4%

210 200 190 180 170 160

Demanda energética 300

150 140

YPF petróleo y gas

130

200

120 110

Importación de energía* (+USD 10 mil M.)

100

-6%

100

90 50

80 70

0

99

00

01

02

Fuente: IMF, World Bank , Secretaria de Energía de la Nación

03

04

05

06

07

08

09

10

11

* Volumen de importación de energía primaria

5

Alto potencial - infraestructura robusta y mercado dinámico Ductos y red eléctrica

Producción 2011 (por propietario)

La paz

Cuiabá

Santa cruz

2,5

30

30

3

23

Tucumán

Norte

Mercosur

Rio de janeiro

22

22

Petróleo y gas

São paulo

20 20

6

Uruguaiana Paraná

Centro oeste

3

San jerónimo

Santiago

São mateus

1

12

Paisandú

16 33

14

Otras 15%

Tecpectrol 2%

Yabog -gayrg Porto Alegre

Montevideo

GNEA

Buenos Aires

29

Plus Petrol 3%

YPF 36%

Chevron San Jorge 3% Wintershall 6%

2

Loma La lata

496 MBOES

Enap Sipetrol 1%

Sinopec 3% 9

Concepción

Total

Campo durán

5

Tocopilla Taltal

Belo horizonte

16

Bahía Blanca

NEUBA I y II Total Australl 6%

19

San Martin Petrobras 7% Pan American 18%

Completa conectividad regional • Norte, sur, este, oeste 5 • Acceso abierto

Capital humano • +100,000 trabajos calificados • Gestión calificada

100 años de operaciones +50 operadores y proveedores de servicios (incluye operadores internacionales) 6

Plan de los 100 días

Estrategia de crecimiento rentable

Nuevo paradigma Crecimiento Alto impacto Detener el declino

Establecer nuevo ADN operativo Yacimientos maduros

Nueva plataforma de trabajo

Cambiar el futuro del sector energético Desarrollo masivo de recursos no convencionales

Recursos no convencionales en modo factoría

Argentina: exportador de energía Revertir la tendencia negativa

Refino y comercialización

7

Plan de los 100 dĂ­as

1

Contexto

2

Plan de alto impacto

2012 - 2013

3

Plan de negocios

2013 - 2017

4

Consideraciones financieras

8

Equipo de gesti贸n experto

200+ a帽os de experiencia acumulada en petr贸leo y gas

9

Equipo de gesti贸n experto

Experiencia local e internacional

+15 a帽os de experiencia en la industria en promedio 10

Seguridad y medio ambiente

primero

45.000 Participantes en el programa de formaci贸n t茅cnica y productividad

11

Priorizar la seguridad y el medio ambiente

Creación de la función CSSMA a nivel corporativo con reporte directo al CEO Compromiso con el medio ambiente Mapeo de procesos y capacidades para minimizar el impacto

Estándares de calidad como clave de la eficiencia operativa

YPF Y LOS TRABAJADORES Programa de capacitación técnica focalizado en la seguridad y productividad de los trabajadores

+ 45,000 participantes

+ 220 instructores 12

Relanzamiento exploraci贸n

x 2.5 50 pozos exploratorios en 2012

13

Plan alto impacto exploración

Inversiones y pozos 350

Proyectos de alto impacto 50

Inversiones (MUSD)

50

300

Pozos

40

250

9 Pozos

15 Pozos

Relanzamiento exploración gas convencional (Cuenca Neuquina, CGSJ) e Incremento exploración tight gas (Lajas-Molles)

Exploración en dominio minero maduro con rápida puesta en producción de recursos adiocionales

200 30

150

19

Pozos exploratorios

20 265

Mensual

Situación inicial

Situación actual

Abril 2012

Agosto 2012

Acumulado

20

100

CZK 60.00

132

130

50

10

22

50

10 8 0

0

Media 2007/2011

Plan anterior 2012

Plan alto impacto 2012

6

10

4 2 0

CZK 0.00

Enero - diciembre 2012

14

5 nuevos descubrimientos de shale

3 Vaca 2 Muerta D-129

Golfo San Jorge

15

Nuevo descubrimiento de shale en la Cuenca del Golfo San Jorge

Formación D129 - Golfo de San Jorge

Pozos exploratorios exitosos Pozos con información geoquímica Área total delineada: 747 km2 Bloques 100% de YPF: • Cañadón Yatel: 237 km2

• Los Perales-Las Mesetas: 1202 km2

LP.xp-2529

• El Guadal - Lomas del Cuy: 531 km2 ECh.xp-159

Las Heras

LC.xp-818 Presentado a la SEN en Abril y Junio 2012



Productividad probada en roca madre adicional: extendiendo el shale oil y shale gas a la cuenca productiva más antigua de Argentina

16

Descubrimientos de shale gas en Vaca Muerta

LDM.x-1 (Loma del Molle.x-1) Locación 67 km al OSO de la localidad de Rincón de los Sauces

YPF.Nq.LDMo.x-1

Participación en exploración YPF 45% (operador), Exxon-Mobil 45% y G&P 10% Rincón de los Sauces

LDMo.x-1

EOr.x-2 (El Orejano.x-2)

EOr.x-2

Añelo

YPF.Nq.EOr.x-2

Locación 60 km al NO de la localidad de Añelo Participación Exploración 100 % YPF Presentado a la SEN el 13/08/12

17

Continuación del desarrollo enfocado de Vaca Muerta

Pozos Vaca Muerta 2010-2011 Vaca Muerta 2012

Delineación completa en curso

Agrio 2012 Perforados al 30/07/2012 En perforación o espera de terminación

Asegurar acreage shale

Areas Bloques Operados por YPF Con participación de YPF

Delineación 930 km2 zona Norte LLL

Aumento de valor del acreage shale

Ventana de petróleo Ventana gas húmedo Ventana gas seco

Delineación de nuevos clusters de desarrollo 18

2012

2013

Detener el declino

Retomar el crecimiento 19

Plan alto impacto explotación - producción Producción petróleo (Kbbl/d)

Producción gas (Mm3/d) 47

2008-2011 -5% p.a.

256

2008-2011 -10% p.a.

2012-2013 +7%

2012-2013 +3%

41 38

243

243

240

34

33

2011

2012

34

228 221

2008

2009

2010

2011

2012

Situación inicial

2008

2013

2009

2010

Situación actual

Situación inicial

2013

Situación actual

37 235

35 230

33 225

31

220

29

Plan alto impacto Plan anterior

215

Plan alto impacto Plan anterior

27 25

210 Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dic

20

Plan alto impacto explotación - actividad Equipos

Situación inicial

Situación actual

Abril 2012

Agosto 2012

Pozos perforados

Situación inicial

Situación actual

Abril 2012

Agosto 2012 Acumulado

Petróleo

Equipos perforación

60

1,564

250

1600 1400

55

50

200 1200

36

40

1000

150

29

800

30 100

600

20

324 200

0 Q1

Q2

Q3

Q4

Q1

Q2

2012

Gas

400

174

50

10

16

Q3

Q4

0

0 Q1

Q2

2013

Q3

Q4

Q1

Q2

2012

Q3

Q4

2013 Acumulado

Equipos perforación e intervención

35

140

122

14

15

12

30

120

25

100

20

80

15

60

10 8 6

5

10

4

1

2

2

5

0 Q1

40

Q2

Q3

2012

Q4

Q1

Q2

Q3

2013

Q4

5

20

0

0 Q1

Q2

Q3

2012

Q4

Q1

Q2

Q3

Q4

2013

21

Aumento de producci贸n de refinados Reducci贸n de importaciones

+ 7%

en 2012 vs. Plan anterior

- 47% en 1S-2012 vs. 1S-2011 22

Plan de alto impacto refino 2012

2013

Incremento del procesamiento de crudos optimizando el tren de lubricantes

Puesta en marcha de unidades de hidrotratamiento

Aumento de la utilización de la capacidad existente Mayor producción de fuel oil sustituyendo importaciones

Pilares

Incremento de la producción de gasoil

Producción de fueloil

Importaciones de naftas, gasoil y jet

m3 1S 2011 vs. 1S 2012

m3 1S 2011 vs. 1S 2012 600.304

Incremento de la producción de naftas vía CCR

Factor de utilización

Producción de productos refinados „000 m3

%

764.702

92%

+ 46%

88%

+ 6%

+ 7%

82%

- 47%

410.291

Gasoil

401.750

+ 4%

+ 7% Naftas

1H-2012

1H-2011

1H-2012

7.180

6.800

6.380

1H-2011

11.290

10.757 10.076

1Q-2012

2012P

2013P

3.696

2012P (Anterior)

3.957

4.110

2012P Actual. 2013P 2013P 2012Pa(nuevo) (nuevo)

23

Estabilidad financiera

asegurada

24

Estabilidad financiera asegurada Mantuvimos y extendimos las líneas de crédito locales El único acreedor que exigió la aceleración del repago de la deuda fue Repsol (USD 125 millones, pago ya realizado), todos los otros acreedores enviaron “waivers”, cartas de no-aceleración o continúan trabajando con la compañía como siempre Repagamos la ON internacional 2028 Lanzamiento inminente de obligaciones negociables locales a través de 6 prominentes bancos locales Recibimos propuestas de financiamiento cross-border por parte de bancos internacionales Convocatoria de asamblea de accionistas para ampliar el programa de emisión; mandato de un primer tramo internacional entregado a una institución de primera línea Planeando non-deal roadshow para comunicar el plan estratégico a la comunidad financiera internacional 25

Plan de los 100 dĂ­as

1

Contexto

2

Plan de alto impacto

2012 - 2013

3

Plan de negocios

2013 - 2017

4

Consideraciones financieras

26

Plan de desarrollo de negocios

Flujo de caja y generación de valor

Recursos

Suministro

Generar valor

Objetivo

Inversiones Gestión de portafolio

Financiamiento externo

Inversiones y resultados financieros

Maximizar el valor de la companía

Exploración Personas y organización

Tecnología y procesos

Seguridad, salud y medio ambiente

Imagen y comunicación

Plan estratégico

Explotación

Impacto en producción/ suministro

Gas natural

MBOE

160 2013

Refino

Comercial

Cartera de proyectos con TIR > costo de capital

Usos de caja generada

Inversiones

2017

Dividendos Pago de deuda

27

Portafolio s贸lido con alto potencial adicional

2.400 Mbbl Recursos de petr贸leo

400.000 Mm3 Recursos de gas

28

Sólido portafolio de proyectos - significativo potencial adicional

Petróleo

Total 2.426 MBbl

+500

Proyectos caracterizados

Gas

Total 400.750 Mm3 (14 TCF)

Básica 15%

Básica 20%

Shale 51%

+100 Proyectos caracterizados

Shale 57%

Primaria 11%

Primaria 9%

Tight gas 15%

Secundaria 10% Terciaria (EOR) 2% Crudos pesados 2%

Optimizaciones Infill 1% 3%

Infill 1% Optimizaciones Compresiones 1% 2%

Sólo el 20% de la cartera de recursos está en reservas probadas (que sustenta mayoritariamente el plan de producción 2013-2017)

29

Renovar el enfoque de la exploraci贸n

250

Pozos exploratorios 2013 - 2017

30

Plan exploratorio

Portafolio exploratorio

Inversión y actividad en exploración Menor riesgo / mayor potencial

45%

Promedio anual Inversión (MUSD)

40%

NO CONVENCIONAL (FUERA DE ESCALA) > 12.000 MBOES PROBABILIDAD ÉXITO PROMEDIO

35%

30%

25%

20%

15%

10%

Total 5 años CUENCAS PRODUCTIVAS 597 MBOE – 71 PROSPECTOS

Inversión (MUSD) EEUU GOM 76 MBOE-2 PROSPECTOS

NUEVAS CUENCAS 141 MBOE-14 PROSPECTOS

Mayor riesgo / menor potencial

ARGENTINA OFFSHORE SOMERO MBOES-4 PROSPECTOS

INTERNACIONAL 168 MBOES 5 PROSPECTOS

0%

10 El tamaño de las burbujas representa el recurso (unrisked)

Pozos exploratorios

2012 - 2017

132

288

19

50

2007 - 2011

2012 - 2017

660

1.440

90

250

Valor esperado del proceso no incluido en curvas de producción

5%

1

Pozos exploratorios

2007 - 2011

VOLUMEN PROMEDIO UNRISKED (MBOE)

100

ARGENTINA OFFSHORE 688 MBOES – 5 PROSPECTOS

El vector de crecimiento exploratorio se focaliza en la extensión de cuencas productivas y en caracterizar recursos no convencionales

31

Plan exploratorio 2013-2017 - visión Cobertura integral de cuencas y conceptos exploratorios alineados con los objetivos estratégicos Exploración en cuencas productivas •

Relanzamiento exploración gas convencional (Cuenca Neuquina, CGSJ)

•

Exploración en dominio minero maduro con rápida puesta en producción

•

Investigar faja de crudos pesados

Exploración no convencional •

Viabilizar los plays no convencionales (VM, Lajas-Molles, GSJ, Agrio y Cuyana)

•

Vector de crecimiento petróleo y gas

•

Grandes tallas

•

Requieren esfuerzos en inversiones

Exploración offshore •

Iniciar la exploración en la Cuenca del Colorado y del margen norte de la Plataforma Continental Argentina

•

Relanzar la exploración en las cuencas Austral y Malvinas

Exploración nuevas cuencas •

Definir el potencial de las cuencas actualmente sin producción en base al Plan Argentina

Exploración internacional •

Exploración en países de la región en línea con los objetivos estratégicos 32

CONFIDENCIAL

Estrategia exploración - convencional vs. no convencional Del play concept a la ejecución

3-5 años

+25 años

Recursos prospectivos

Convencional

Play concept Geología de superficie gravimetría

Leads Posibles estructuras

Recursos contingentes

Prospecto exploratorio Cuantificación de recursos prospectivos

Reservas comprobadas (probadas desarrolladas y no desarrolladas )

Reservas no comprobadas (probables, posibles)

Plan de desarrollo

Ejecución

Avanzada - desarrollo - infill

No convencional

Play concept

Prospecto

Delineación

Geoquímica modelo de madurez

Testeo roca madre

Extensión roca madre Resource play

Vaca Muerta

Plan de desarrollo

Ejecución

Piloto - factoría

33

Aumento en la producci贸n de petr贸leo

+29%

Tasa de producci贸n Promedio 2013-2017 vs. 2011-2012

34

Plan explotación - petróleo

Producción 400

Promedio anual

Inversión

Kbbl/d

4.500

350

+ 19%

300 250

+ 29%

Pozos

MUSD

1.200

x2

4.000 3.500

1.000

3.000

800

#

+55%

2.500

200

600

2.000

150

1.500

100

1.000

50

500

-

400 200 -

2011-12

2013-17

2018-22

2011-12

2013-17

2018-22

2011-12

2013-17 2013-17

2018-22 Shale Oil

2013 - 2017 (incremental)

251 Mbbl

USD 19.600 millones

5.380 pozos

Crudos pesados Optimización – secundaria

32%

24%

Optimización - primaria

27%

Infill Drilling

46%

49%

53%

Terciaria (EOR)

16% 14%

15%

Desarrollo - secundaria Desarrollo- primaria Básica

35

Ejemplo 1 - proyecto de recuperación primaria Desarrollo primario Barranca baya Flanco Norte Faja Plegada y Sector Occidental

Estrategia desarrollo  Caracterización detallada de fajas de canales  Disminuir distanciamientos

Barranca Baya

 Ubicaciones de pozos geológicamente optimizadas  Optimización de terminación y puesta en producción

Flanco Sur

Fecha de descubrimiento

1961

Límite de concesión

Noviembre 2017

OOIP/OGIP

780 MBbl (164 Mm3)

Factor recobro actual

11 %

Parámetros clave Fr Final 15 %

Petróleo (Kbbls) Gas (Mm3) Inversión (MUSD)

49.938 330 1.517

Pozos

886

Workovers

397

Costo desarrollo (USD/Boe)

29 36

Ejemplo 2 - proyecto de recuperación secundaria Área Los Perales Estrategia desarrollo

 Masificación de proyectos de recuperación secundaria  Optimización integral de producción  Desarrollo de áreas no explotadas  Proyectos de recuperación terciaria  Retar límites técnicos y aplicar nuevas tecnología Fecha de descubrimiento

1975

Limite de concesión

Noviembre 2017

OOIP/OGIP

1704 MBbl (271 Mm3)

Factor recobro actual

12 %

Estado actual

Parámetros clave Fr Final 22%

Desarrollo Propuesto

Petróleo (Kbbls) Gas (Mm3)

106.443 455

Inversión (MUSD)

3.834

Pozos

1.548

Workovers

1.618

Costo desarrollo (USD/Boe)

35 37

Ejemplo 3 - proyecto de recuperación terciaria Manantiales Behr - Polímeros Grimbeek Estrategia desarrollo  Maximizar recuperación mediante proceso más eficiente  Piloto para demostrar inyectividad

 Masificación de la tecnología luego de una secundaria corta  Retar límites técnicos y aplicar nuevas tecnologías Fecha de descubrimiento

1930

Limite de concesión

Noviembre 2015

OOIP/OGIP

730 MBbl (117 Mm3)

Factor recobro actual

20 %

Parámetros clave Fr Final 30 %

Petróleo (Kbbls) Gas (Mm3) Inversión (MUSD)

39.200 453 1.564

Pozos

801

Workovers

684

Costo desarrollo (USD/Boe)

37 38

Aumento en la producci贸n de refinados

+37% Gasoil y naftas 2017 vs. 2013

39

Plan de refino Inversión

Ampliación de la capacidad de refinación

Aumento de productos refinados 2013 - 2017

Contribución por proyecto

Tasa de crecimiento anual

Total 2013-2017

USD 8.000 millones

Refinación

Petroquímica

Logística

Marketing

Utilización

Capacidad

Upgrading

Conversión

Naftas

6%

3%

10%

5%

Gasoil

8%

18%

9.5% 8.1% 5.6%

18%

+

+

+

Crudo liviano

Capacidad topping y vacío

Capacidad alquilación y reforming

+ Capacidad hydrocraking y coking

Incremento total 2013-2017 Naftas

24%

Gasoil

44%

Total

37% 40

Fuerte posicionamiento y flexibilidad comercial Participaciรณn de mercado (2011) Otros

8%

Esso

13%

Gasoil

15%

Naftas

28%

9%

Petrobras

Brechas de precio (2012 a la fecha)

Respecto a la competencia

Respecto a paridad de importaciรณn

11% 12%

Shell

15%

YPF

55% 55%

Procesamiento

34% 34% Cantidad de EESS

15%

14% 24%

Otros

5%

8%

Esso

13%

13%

Petrobras

8%

7%

19%

13%

Shell

YPF

54% 54%

59% 59%

Naftas

Gasoil

30% El incremento de producciรณn de productos refinados en un 8% anual permitirรก a YPF satisfacer la demanda creciente y a la vez reducir la brecha de precio con la competencia manteniendo una posiciรณn de liderazgo en el mercado 41

Relanzamiento desarrollo de gas natural

+23%

Tasa de producci贸n Promedio 2013-2017 vs. 2011-2012

42

Plan gas natural Gas Bolivia

Precios importaci贸n CAMPO DURAN

USD/Mbtu

10

Gasoil

TUCUMAN

23

TGN PARANA

URUGUAYANA

Fuel oil BEAZLEY SAN JERONIMO

BUENOS AIRES

LA MORA

TGS

BAHIA BLANCA

Mm3/d

13-17

8% p.a.

20.000 18.000 47 16.000 14.000 12.000 32 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 2013

18 GNL

LOMA LA LATA

Gas

2014

2015

2016

2017

USD 6.500 millones inversiones 2013-2017 para impulsar la producci贸n local de gas Sustituciones de importaciones con producci贸n local de gas

USHUAIA

Precios locales

Gas plus

Industria

USD/Mbtu

4-7

4-6 43

Plan explotación - gas

Producción 60

Promedio anual

Inversión

Mm3/d

1.800

+ 20%

50 40

+ 23%

Pozos

MUSD

1.600

400

x7

1.400

250

1.000

10 -

600

150

400

100

200

50

2011-12

2013 – 2017 (incremental)

200

800

20

2013-17

2018-22

35.687 Mm3

x9

300

1.200

30

#

350

2011-12

2013-17

2018-22

USD 6.500 millones

2011-12

2013-17

2018-22

1.160 pozos

Shale Tight gas Desarrollo

21% 32%

18%

33% 41%

42%

Optimizaciones Compresión Infill Drilling

27%

35%

39%

Básica

44

Ejemplo - proyecto gas natural Lotena (Loma la Lata, Cuenca Neuquina) Desarrollo integral del yacimiento Lotena en el bloque Loma La Lata - Sierra Barrosa El proyecto contempla obtener información del reservorio y desarrollo de gas en la zona (verificación del modelo, geometría de los reservorios, delineación de estructuras) para desarrollar 22 M BOE Producción de gas acumulada, actividad e inversión Gas Mm 2012

18 C

Los Barreales

LLL-584

LLL.a-411

Marimenuco

3

Total

3587

Pozos nuevos

Reparaciones

Capex M U$S

2012

2012

2012

Total

11

227

Total

1

18

2

Total

6

Curva de producción Proy. LLL Lotena - Gas km3/d 1400 1200

LLL-465

1000 800 600 400 200 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

45

Desarrollar el potencial de shale

+100 Kbbl/d Petr贸leo en 2017

+13 Mm /d 3

Gas en 2017 46

Resultados alentadores de shale en Vaca Muerta

Producciรณn de petrรณleo bbl/d

1.000

100

10

Producciรณn alcanzada 6.800 Boe/d

Pozos Vaca Muerta Promedio actual Pozo tipo de YPF (291 Kbbl) Pozo Ryder Scott (207 Kbbl)

Meses desde el inicio de la producciรณn

1 -

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

37

27

pozos perforados

pozos completados

10

Otros

pozos en espera de terminaciรณn

a perforar en 2012

26 pozos

22

47

Mejor perspectiva que la cuenca comparable de USA

Vaca Muerta

Eagle Ford 1.800

Producción de petróleo bbl/d (máximo del mes)

1.600 1.400

Pozos Eagle Ford Horizontales con un promedio de 15 fracturas hidráulicas Pozos Vaca Muerta Verticales con sólo 2 a 4 fracturas hidráulicas

1.200

TOC (%) Espesor (mts) Presión de reservorio (psi)

3 - 10

3-5

30 - 450

30 - 100

4.500 - 9.500

1.000 800

Promedio últimos 6 meses 320 bpd

2.500 – 8.500 600 400 200 0

1/2008

67/2008 meses

1/2009 1 año

7/2009 1,5 años

1/2010 2 años

7/2010 2,5 años

31/2011 años

Meses desde el inicio de la producción

48

Plan de desarrollo shale oil Alcance de los proyectos de petróleo 5% de la ventana de petróleo de Vaca Muerta

Producción

300

KBbl/d

Producción actual de la provincia de Neuquén

Dominio minero desarrollado

∑ 1055 Km2 186 Km2

250

114 Km2

Potencial

465 Km2

200

290 Km2 150

100

50

0 2013

2014

2015

Piloto + primer cluster Loma Campana / LLL norte

2016

2017

2018

Cluster #2

2019

2020

2021

Cluster #3

2022

2023

2024

Cluster #4

2025

2026

2027

Neto YPF 49

Plan de desarrollo shale gas Alcance de los proyecto de gas Producción

60

Mm3/d

Producción actual de la provincia de Neuquén

Dominio minero desarrollado

∑ 1888 Km2 22 Km2

20% de la ventana de gas de Vaca Muerta

50

47 Km2

Potencial

50 Km2 40

105 Km2 60 Km2

30

1379 Km2 185 Km2

20

41 Km2 10

0 2013

Piloto El orejano

2014

2015

Cluster #2

2016

2017

Cluster #3

2018

2019

Cluster #4

2020

2021

2022

Cluster #5

2023

2024

Cluster #6

2025

2026

Cluster #7

2027

Cluster #8

50

Argentina tiene un enorme potencial de no convencional Uno de los tres países con mayor potencial del mundo (junto a China y EEUU); el más avanzado en desarrollo de shale oil

Más de 45 pozos perforados por YPF a la fecha

Tarija Los Monos (shale gas)

Cretaceous Yacoraite (shale/tight/oil & gas)

Neuquina

Cuyana

Vaca Muerta (shale oil/gas) Los Molles (shale gas) Agrio (shale oil) Lajas (tight gas) Mulichinco (tight oil/gas)

Chaco Paraná Devonico – Permico (shale oil)

Cacheuta (shale oil) Potrerillos (tight oil)

Golfo San Jorge Pozo D-129 (shale oil/tight oil) Neocomiano (shale oil/gas)

Austral Inoceramus

51

Desarrollando el potencial

Potencial

Fortalezas YPF

Socios

• Know – how

Estratégicos

• Facilidades

Expertos en formaciones no convencionales

• Personal calificado • Modelo factoría • G&G

Tecnológicos

• Caracterización de reservorio

Servicios y aplicaciones

• Relaciones laborales • Relaciones con el Gobierno Nacional

Shale oil y gas - Vaca Muerta Bruto

Área

YPF Neto

30.000 km2

Área

12.075 km2

• Relaciones con el Gobierno Provincial

Financieros Mercado local e internacional

52

Plan de los 100 dĂ­as

1

Contexto

2

Plan de alto impacto

2012 - 2013

3

Plan de negocios

2013 - 2017

4

Consideraciones financieras

53

Plan estratégico - inversiones totales Plan anual de inversiones* 9.000 9.0

2013 - 2017 composición

Miles de millones de USD

1%

8.000

22%

7.000 7.0

Refino y comercial**

6.000

Corporación

4% Exploración

5.000 5.0

4.000

3.0 3.000 2.000 1.000 1.0 0 1 2013

Total 2013-2017

Bruto

2 2014

3 2015

4 2016

5 2017

73%

Neto YPF

Explotación

USD 37.200 millones USD 32.600 millones

* Total plan base (bruto)

** Incluye logística y petroquímica

54

Generación de caja y necesidades de financiamiento externo Financiamiento de las inversiones Plan base (bruto) que genera crecimiento de producción 2013 – 2017 de:

USD Bn Socio shale Financiamiento

Petróleo y gas Nafta y gasoil

+ 32%

Perfil flujo de caja libre - neto YPF USD Bn

37.2

32.6

12%

20%

27.9

4.0 3.0

18% 2.0

Generación de caja propia

1.0

70% 71%

81% 80%

100% 100%

2013

2014

2015

2016

2017 2018

+ 37%

2019

2020

2021

-1.0

-2.0 17% Bruto

17% YPF Net Neto YPF

17% 2018 2018 - 2022 2022

Plan 2013 - 2017

Palancas clave

   

Fuerte desempeño operativo: crecimiento sostenido de EBITDA Endeudamiento prudente: máximo ratio deuda/EBITDA < 1,5x Socio shale con 50% de participación neta en el primer cluster (250 km 2), con una TIR atractiva (llevando a YPF carry en el piloto de desarrollo de 40 km2) Política de dividendos: pay out ratio > 5% 55

2022

Escenario de mínima - financiamiento externo reducido Escenario Sin socio shale

Plan de inversiones reducido Miles de millones USD

37,0

Perfil de producción KBOE/d - total petróleo y gas CAGR: (%)

24,7

474

4%

550

4%

650

Sólo USD 500 millones de deuda adicional p.a.

(2013 - 2015) 2013-2017

2018-2022

2013

2017

2022

Fuentes de financiamiento 6%

Financiamiento con bancos locales, mercados de capitales o instituciones gubernamentales

Financiamiento Generación de caja propia

94%

100%

2013-2017

2018-2022

Aumento de producción suficiente para abastecer una demanda creciente, manteniendo la participación de mercado objetivo

56

Escenario optimista - aceleración del desarrollo shale Escenario Más socios shale (50% participación neta)

 

1 shale oil cluster adicional (290 km2)

Plan de inversiones acelerado Miles de millones USD

40.4 7.7

Caso (bruto) Grossbase (base case) Upside Crecimiento adicional

33.7

Perfil de producción Base Caso base (bruto) Upside Crecimiento adicional

KBOE/d

75

1%

81

9%

CAGR: (%)

5.8

1 shale gas cluster (80 km2) 32.7

2013-2017

27.9

492

2018-2022

2013

641

659

2017

2022

Refleja sólo una parte del potencial (más del 65% del acreage de YPF de Vaca Muerta aún sin desarrollar al 2017)

57

2013 - 2017

32%

37%

Crecimiento producci贸n de petr贸leo y gas

Crecimiento producci贸n gasoil y naftas

+10 mil Puestos de trabajo

58

Estrategia de gesti贸n 2013 - 2017 Plan de los 100 d铆as 30 de Agosto, 2012