Plan estratégico YPF

1. Estrategia de gestión 2013 - 2017 Plan de los 100 días 30 de Agosto, 2012

2. 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”) talcomo 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 sugerencia, incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo dereservas y otros, sus resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, asícomo 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, elprecio 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 yotros 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, concentracióngeográfica y de negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividadesexploratorias, 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 delpetróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda, tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones dereservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida de participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercadosemergentes, 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 susempresas 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 Anualde 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 mencionadoanteriormente, 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 lasproyecciones 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

3. Plan de los 100 días 1 Contexto 2 Plan de alto impacto 2012 - 2013 3 Plan de negocios 2013 - 2017 4 Consideraciones financieras 3

4. Nuestro ADN Seguridad y Valor para los accionistas medio ambiente Profesional Competitiva Global Sentido nacional Integrada 4

5. La demanda de energía en Argentina ha superado el suministro doméstico Tasa anual PBI ; Producción /Importaciones demanda de energía últimos 10 años Crecimiento sin precedentes Indice MBOE (100 = 1990) Argentina PBI 600 230 +7% petróleo y gas 220 210 500 -2% 200 190 180 +4% 400 170 160 Demanda energética 150 300 140 YPF petróleo y gas 130 200 -6% 120 110 Importación de energía* 100 (+USD 10 mil M.) 100 90 50 80 70 0 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 Fuente: IMF, World Bank , Secretaria de Energía de la Nación * Volumen de importación de energía primaria 5

6. Alto potencial - infraestructura robusta y mercado dinámico Ductos y red eléctrica Producción 2011 (por propietario) Cuiabá Santa cruz 2,5 30 30 Belo horizonte São mateus 496 MBOES 5 Campo durán Tocopilla Taltal 3 Mercosur Rio de janeiro Otras 15%Enap Sipetrol 1% 22 22 23 São paulo Tucumán 20 Norte 6 Tecpectrol 2% 20 UruguaianaParaná 12 Yabog -gayrg Centro oeste YPF 3 Porto Alegre Plus Petrol 3% S jerónimo 1 14 36% Paisandú Santiago Sinopec 3% MontevideoBuenos Aires 9 16 GNEA Chevron 33 San Jorge 3%Wintershall 6% Concepción 29 2 BahíaBlanca NEUBA I y II Loma La lata 16 Total Australl 6% San Martin 19 Petrobras 7% Pan American 18% Completa conectividad regional Capital humano 100 años de operaciones • Norte, sur, este, oeste • +100,000 trabajos calificados +50 operadores y proveedores de servicios • Acceso abierto • Gestión calificada (incluye operadores internacionales) 6

7. Plan de los 100 días Estrategia de crecimiento rentable Nuevo paradigma Crecimiento Cambiar el futurodel sector energético Alto impacto Establecer nuevoADN operativo Detener el declino Desarrollo masivo de recursos Yacimientos maduros no convencionales Recursos no convencionalesen modo factoría Nueva plataforma de trabajo Argentina: exportador de energía Revertir la tendencia negativa Refino y comercialización 7

8. Plan de los 100 días 1 Contexto 2 Plan de alto impacto 2012 - 2013 3 Plan de negocios 2013 - 2017 4 Consideraciones financieras 8

9. 200+ Equipo de gestiónexperto años de experiencia acumulada enpetróleo y gas 9

10. Equipo de gestión experto Experiencia locale internacional +15 años de experiencia en la industriaen promedio 10

11. 45.000 Seguridad ymedio ambiente primero Participantes en el programa de formacióntécnica y productividad 1

12. Priorizar la seguridad y el medio ambiente Creación de la función CSSMA a nivelcorporativo con reporte directo al CEO + 45,000 YPF Y LOS TRABAJADORES participantes Compromiso con Programa de capacitacióntécnica focalizado en laseguridad y productividadde los trabajadores el medio ambiente Estándares de calidad + 220 Mapeo de procesos como clave de la y capacidades para eficiencia operativaminimizar el impacto instructores 12

13. x 2.5 Relanzamiento exploración 50 pozos exploratorios en 2012 1

14. Plan alto impacto exploración Inversiones y pozos Proyectos de alto impacto 9 Pozos 15 Pozos 50 Inversiones (MUSD)Pozos 50 Relanzamiento exploración gasconvencional (Cuenca Neuquina, CGSJ)e Incremento exploración tight gas(Lajas-Molles) Exploración en dominio mineromaduro con rápida puesta en producción de recursos adiocionales 40 250 200 Pozos exploratorios Situación inicial Situación actual 30 Abril 2012 Agosto 2012 20 19 150 Mensual Acumulado 265 20 50 100 132 130 10 22 50 10 8 10 0 0 6 Media2007/2011 Plan anterior2012 Plan altoimpacto 2012 4 2 0 Enero - diciembre 2012 14

15. 3 D-129 5 nuevos descubrimientosde shale Golfo San Jorge 2 Vaca Muerta 1

16. Nuevo descubrimiento de shale en la Cuenca del Golfo San Jorge Formación D129 - Golfo de San Jorge Pozos exploratorios exitososPozos con información geoquímica Área total delineada: 747 km2Bloques 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

17. 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% LDMo.x-1 Rincón de los Sauces EOr.x-2 (El Orejano.x-2) EOr.x-2 Locación 60 km al NO de la localidad de Añelo Añelo YPF.Nq.EOr.x-2 Participación Exploración 100 % YPF Presentado a la SEN el 13/08/12 17

18. Continuación del desarrollo enfocado de Vaca Muerta Delineación completaen curso Pozos Vaca Muerta 2010-2011Vaca Muerta 2012 Agrio 2012 Perforados al 30/07/2012 Asegurar En perforación o esperade terminación acreage shale Areas Bloques Aumento de valordel acreage shale Operados por YPF Con participación de YPF Ventana de petróleoVentana gas húmedoVentana gas seco Delineación930 km2 zona NorteLLL Delineación de nuevosclusters de desarrollo 18

19. 2012 2013 Detener Retomar el el declino crecimiento 1

20. Plan alto impacto explotación - producción Producción petróleo (Kbbl/d) Producción gas (Mm3/d) 47 2008-2011 2008-2011 -10% p.a. 2012-2013 2012-2013 41 +3% 256 -5% p.a. +7% 38 243 243 240 34 34 33 228 221 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Situación inicial Situación actual Situación inicial Situación actual 37 235 35 230 33 225 31 220 29 215 Plan alto impacto 27 Plan alto impacto Plan anterior Plan anterior 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

21. Plan alto impacto explotación - actividad Equipos Situación inicial Situación actual Pozos perforados Situación inicial Situación actual Abril 2012 Agosto 2012 Abril 2012 Agosto 2012 Acumulado Petróleo 1,564 1600 250 60 Equipos perforación 1400 55 50 200 1200 40 36 1000 150 29 800 30 100 600 20 324 400 50 174 10 200 0 0 0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 2012 2013 2012 2013 Acumulado Gas Equipos perforación e intervención 16 35 140 122 14 120 15 30 12 25 100 10 20 80 8 15 60 6 5 10 40 4 5 1 2 5 2 20 0 0 0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 2012 2013 2012 2013 21

22. + 7% Aumento de producción de refinados en 2012 vs. Plan anterior - 47% Reducción de importaciones en 1S-2012 vs. 1S-2011 2

23. 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 Incremento de la producción de naftas vía CCR Producción de fueloil Importaciones de naftas, gasoil y jet Factor de utilización Producción de productos refinados m3 m 31S 2011 vs. 1S 2012 1S 2011 vs. 1S 2012 % „000 m 3 11.290 10.757 600.304 10.076 764.702 92% + 6% + 46% 88% + 7% 82% - 47% 7.180 410.291 6.800 6.380 Gasoil 401.750 + 4% + 7% 4.110 3.957 Naftas 3.696 1H-2011 1H-2012 1Q-2012 2012P 2013P 2012P (Anterior) 2012P (nuevo) 1H-2011 1H-2012 2013P (nuevo) 23

24. asegurada Estabilidad financiera 2

25. 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 continúantrabajando con la compañía como siempre Repagamos la ON internacional 2028 Lanzamiento inminente de obligaciones negociables locales a través de 6 prominentes bancos localesRecibimos propuestas de financiamiento cross-border por parte de bancos internacionales Convocatoria de asamblea de accionistas para ampliar el programa de emisión; mandato de unprimer tramo internacional entregado a una institución de primera línea Planeando non-deal roadshow para comunicar el plan estratégico a la comunidad financiera internacional 25

26. Plan de los 100 días 1 Contexto 2 Plan de alto impacto 2012 - 2013 3 Plan de negocios 2013 - 2017 4 Consideraciones financieras 26

27. Plan de desarrollo de negocios Generar valor Inversiones Flujo de caja y Recursos Suministro Objetivo generación de valor Gestión Maximizar el valor de la companía de portafolio Financiamiento Plan Cartera de proyectos externo Inversiones y resultadosfinancieros estratégico con TIR > costo de capital Exploración Personas Tecnología Explotación y organización y procesos Impacto en MBOE Seguridad, Imagen y salud y medio comunicaciónambiente producción/suministro 160 Gas natural Refino 2013 2017 Inversiones Dividendos Usos Pago de cajagenerada Comercial de deuda 27

28. 2.400 Mbbl Portafolio sólido conalto potencial Recursos de petróleo 400.000 Mm3 adicional Recursos de gas 2

29. Sólido portafolio de proyectos - significativo potencial adicional Petróleo Total Total Proyectos Gas +500 400.750 Mm3 +100 aracterizados 2.426 MBbl caracterizados (14 TCF) Básica15% Básica20% Primaria 9% Shale Primaria Shale 51% 11% 57% Tight gas 15% Secundaria 10% Infill1% Terciaria (EOR)2% Optimizaciones Crudos pesados Infill2% Optimizaciones 1% Compresiones 1% 3% 2% Sólo el 20% de la cartera de recursos está en reservas probadas (que sustenta mayoritariamente el plan de producción 2013-2017) 29

30. 250 Renovar elenfoque de la exploración Pozos exploratorios 2013 - 2017 3

31. Plan exploratorio Portafolio exploratorio Inversión y actividad en exploración Promedio anual 2007 - 2011 2012 - 2017 Menor riesgo /mayor potencial 45% Inversión (MUSD) 132 288 40% NO CONVENCIONAL Pozos exploratorios 19 50 (FUERA DE ESCALA) 35% > 12.000 MBOES 30% Total 5 años 2007 - 2011 2012 - 2017 25% CUENCAS PRODUCTIVAS 597 MBOE - Inversión (MUSD) 660 1.440 20% 71 PROSPECTOS Pozos exploratorios 90 250 15% EEUU GOM 76 MBOE-2 PROSPECTOS 10% NUEVAS CUENCAS Valor esperado del proceso no incluido en curvas de producción 141 MBOE-14 PROSPECTOS 5% INTERNACIONAL 168 MBOES ARGENTINA OFFSHORE SOMERO Mayor riesgo /menor potencial MBOES-4 PROSPECTOS 5 PROSPECTOS El vector de crecimiento exploratorio se focaliza ARGENTINAOFFSHORE688 MBOES - 0% en la extensión de cuencas productivas y en 1 10 VOLUMEN PROMEDIO UNRISKED (MBOE) 100 5 PROSPECTOS caracterizar recursos no convencionales El tamaño de las burbujas representael recurso (unrisked) 31

32. 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

33. CONFIDENCIAL Estrategia exploración - convencional vs. no convencional Del play concept a la ejecución 3-5 años +25 años Reservas Reservas no comprobadas Recursos Recursos comprobadas (probadas prospectivos contingentes (probables, desarrolladas y nodesarrolladas ) posibles) Convencional Play concept Prospecto Leads exploratorio Geología Ejecución Posiblesestructuras Plan de desarrollo de superficiegravimetría Cuantificación derecursos prospectivos Avanzada - desarrollo - infill No convencional Prospecto Play concept Delineación Plan de desarrollo Ejecución Testeo roca madre Geoquímica Extensión roca madre modelo de madurez Resource play Vaca Muerta Piloto - factoría 33

34. +29% Aumento en la producción de petróleo Tasa de producción Promedio 2013-2017 vs. 2011-2012 3

35. Plan explotación - petróleo Producción Inversión Pozos 400 Kbbl/d 4.500 MUSD # 1.200 +55% x2 350 4.000 Promedioanual + 19% 1.000 3.500 300 + 29% 3.000 800 250 2.500 200 600 2.000 150 1.500 400 100 1.000 200 50 500 - - - 2011-12 2013-17 2018-22 2011-12 2013-17 2018-22 2011-12 2013-17 2018-22 Shale Oil 251 Mbbl USD 19.600 millones 5.380 pozos 2013 - 2017(incremental) Crudos pesados Optimización - secundaria Optimización - primaria 32% 24% 27% Infill Drilling 46% 49% 53% Terciaria (EOR) 16% 14% 15% Desarrollo - secundaria Desarrollo- primariaBásica 35

36. Ejemplo 1 - proyecto de recuperación primaria Desarrollo primario Barranca baya Faja Plegada y Flanco Norte 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 Parámetros clave OOIP/OGIP 780 MBbl (164 Mm 3 )Factor recobro actual 11 % Fr Final 15 % Petróleo (Kbbls) 49.938 Gas (Mm3) 330 Inversión (MUSD) 1.517 Pozos 886 Workovers 397 Costo desarrollo (USD/Boe) 29 36

37. 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 Parámetros clave OOIP/OGIP 1704 MBbl (271 Mm3) Petróleo (Kbbls) 106.443Gas (Mm3) 455 Factor recobro actual 12 % Fr Final 22% Estado actual Desarrollo Propuesto Inversión (MUSD) 3.834 Pozos 1.548 Workovers 1.618 Costo desarrollo (USD/Boe) 35 37

38. 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 Parámetros clave OOIP/OGIP 730 MBbl (117 Mm3) Factor recobro actual 20 % Fr Final 30 % Petróleo (Kbbls) 39.200 Gas (Mm3) 453 Inversión (MUSD) 1.564 Pozos 801 Workovers 684 Costo desarrollo (USD/Boe) 37 38

39. +37% Aumento enla producción de refinados Gasoil y naftas 2017 vs. 2013 3

40. Plan de refino Aumento de productosrefinados 2013 - 2017 Inversión Ampliación de la capacidad de refinación Tasa de crecimiento anual Total 2013-2017 Contribución por proyecto USD 8.000 millones 9.5% Utilización Capacidad Upgrading Conversión 8.1% 5.6% Naftas 6% 3% 10% 5% Gasoil 8% 18% 18% Incremento total 2013-2017 + + + + Refinación PetroquímicaLogística Marketing 24% Naftas Crudo Capacidad Capacidad Capacidad liviano topping alquilación hydrocraking y vacío y reforming y coking 44% Gasoil 37% Total 40

41. Fuerte posicionamiento y flexibilidad comercial Participación de mercado (2011) Brechas de precio (2012 a la fecha) GasoilNaftas Otros 8% Esso 13% 28% 9% Respecto a la competencia Respecto a paridad de importación Petrobras 11% 15% 12% Shell 15% YPF 55% 34% Cantidadde EESS Procesamiento 15% 14% 24% Otros 5% 8% Esso 13% 13% 30% 8% 7% Petrobras 13% 19% Shell El incremento de producción de productosrefinados en un 8% anual permitirá a YPF satisfacerla demanda creciente y a la vez reducir la brechade precio con la competencia manteniendouna posición de liderazgo en el mercado 59% YPF 54% Naftas Gasoil 41

42. +23% Relanzamiento desarrollo de gas natural Tasa de producción Promedio 2013-2017 vs. 2011-2012 4

43. Plan gas natural Gas Gas Bolivia Precios importación MPO DURAN Mm3/d 8% p.a. 10 USD/Mbtu 47 TUCUMAN 32 23 TGN PARANA URUGUAYANA Fuel oil BEAZLEY 18 2013 2014 2015 2016 2017 SAN JERONIMO UENOS AIRES LA MORA GNL USD 6.500 millonesinversiones 2013-2017 AHIA BLANCA 13-17 A LA LATA TGS para impulsar la producción local de gas Sustituciones de importaciones con producción local de gas Precios locales Gas plus Industria USD/Mbtu 4 - 7 4 - 6 USHUAI 43

44. Plan explotación - gas Producción Inversión Pozos 1.800 Mm3/d 60 MUSD 400 # 1.600 Promedioanual 350 x9 50 + 20% x7 1.400 300 1.200 40 + 23% 250 1.000 30 200 800 150 20 600 100 400 10 50 200 - - - 2011-12 2013-17 2018-22 2011-12 2013-17 2018-22 2011-12 2013-17 2018-22 Shale 35.687 Mm3 USD 6.500 millones 1.160 pozos 2013 - 2017(incremental) Tight gas Desarrollo 21% 18% 32% 33% Optimizaciones 41% 42% Compresión Infill Drilling 35% 39% Básica 27% 44

45. 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 3 Pozos nuevos Reparaciones Capex M U$S 2012 Total 2012 Total 2012 Total 2012 Total 18 3587 1 18 2 6 11 227 C LLL-584 Los Barreales Curva de producción LLL.a-411 1400 Proy. LLL Lotena - Gas km3/d Marimenuco 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

46. +100Kbbl/d Desarrollar el potencial Petróleo en 2017 de shale +13 Mm3/d Gas en 2017 4

47. Resultados alentadores de shale en Vaca Muerta Producción de petróleo 37 27 1.000 bbl/d pozos pozos perforados completados 100 10 Otros 10 26 pozos Producción alcanzada Pozos Vaca MuertaPromedio actual pozos en 6.800 Boe/d a perforaren 2012 espera determinación Pozo tipo de YPF (291 Kbbl)Pozo Ryder Scott (207 Kbbl) Meses desde el inicio de la producción 1 - 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 47

48. Mejor perspectiva que la cuenca comparable de USA Vaca Muerta Eagle Ford Producción de petróleobbl/d (máximo del mes) 1.800 1.600 Pozos Eagle Ford Horizontales con un promedio de 15 fracturas hidráulicas 1.400 Pozos Vaca Muerta Verticales con sólo 2 a 4 fracturas hidráulicas 1.200 TOC (%) 3 - 10 3 - 5 1.000 Espesor (mts) 30 - 450 30 - 100 Promedioúltimos 800 Presión de reservorio (psi) 4.500- 9.500 2.500- 8.500 6 meses 600 320 bpd 400 200 0 1/2008 6 meses 1 año 1,5 años 2 años 2,5 años 3 años Meses desde el inicio de la producción 48

49. Plan de desarrollo shale oil Alcance de los proyectos de petróleo Producción actual de la provincia de Neuquén 5% de la ventana de Dominio minero Producción desarrollado petróleo de Vaca Muerta 300 KBbl/d ∑ 1055 Km2 186 Km 2 250 114 Km2465 Km2 Potencial 200 290 Km2 150 100 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Piloto + primer cluster Neto YPF Cluster #2 Cluster #3 Cluster #4 Loma Campana / LLL norte 49

50. Plan de desarrollo shale gas Alcance de los proyecto de gas Producción actual de la provincia de Neuquén Producción Dominio minero desarrollado 60 ∑ 1888 Km 2 Mm3/d 22 Km2 50 47 Km2 20% de la ventana degas de Vaca Muerta Potencial 50 Km2105 Km2 40 60 Km21379 Km2 30 185 Km2 41 Km 2 20 10 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 PilotoEl orejano Cluster #2 Cluster #3 Cluster #4 Cluster #5 Cluster #6 Cluster #7 Cluster #8 50