1 Perspectiva de Abastecimiento de Gas en el Corto y Mediano Plazo

2 Producción por Cuenca - Argentina

3 Análisis de Declinación

4 Producción Actual y Proyectada – Noroeste Disponibilidad máxima promedio de gas de yacimientos que abastecen el sistema Noroeste (MMm 3 /d)

5 Producción Actual y Proyectada – Neuquino Disponibilidad máxima promedio de gas de yacimientos que abastecen el sistema Neuquino (MMm 3 /d)

6 Producción Actual y Proyectada – Sur (I) Disponibilidad máxima promedio de gas de yacimientos que abastecen el sistema Sur (MMm 3 /d)

7 Producción Actual y Proyectada – Sur (II) Disponibilidad máxima promedio de gas de yacimientos que abastecen el sistema Sur (MMm 3 /d)

8 Producción Actual y Proyectada – Total Producción Local Caída esperada de 2.5 MMm 3 /d en 2012 – morigerada por incremento de capacidad de transporte sobre gas disponible en gasoducto San Martín -, y declinación de 4.6 MMm 3 /d para 2013.

9 Factibilidad de Incremento de Producción – Total País Los proyectos potenciales de incremento productivo de gas de corto plazo producirían un impacto neto importante aunque no sustentable en el tiempo: son proyectos de aceleración. Incrementos productivos brutos sistema argentino (MMm 3 /d)

10 Factibilidad de Incremento de Producción – Resumen Total País

11 Bolivia

12 Relación YPFB – Productores Propiedad de los Hidrocarburos producidos: YPFB. Obligación de los Productores: producir y entregar los hidrocarburos a los mercados que YPFB indique. Mercados: YPFB tiene el control sobre la comercialización de los hidrocarburos. Acuerdos de Entrega de Gas y Líquidos: entre YPFB – Productores  Establece las condiciones de entrega para cada Campo, reflejando las condiciones de los contratos de comercialización celebrados por YPFB.  Prioridades de Abastecimiento: 1° Merc.Interno, 2° Export. Brasil, 3° Export. Argentina Retribución a los Productores: Reconocimiento de costos más inversiones y un % sobre el resultado de las ventas.

13 YPFB Marco legal Contratos de transporte YPFB Transporte & Transierra Contratos de venta de HC Exportaciones de gas Mercado Interno de Gas Mercados de líquidos Exportaciones (Sin exportaciones actualmente) Exportaciones (Sin exportaciones actualmente) Contrato Operación Acuerdos de Entrega Petrobras Brasil ENARSA Argentina MI Consumo Industrialización Refinerías locales 80% Prod. Gas (60% Bra, 20% Arg) 20% Prod. Gas Productores

14 Acuerdo YPFB - ENARSA

15 Oferta de Gas Natural Boliviano - Megacampos en Bolivia (*) (*) Representan el 65 % de la producción total de Gas Natural de Bolivia Caipipendi Socios: Repsol YPF: 37.5% (operador) British Gas Bolivia: 37.5% PAE: 25% Producción Gas 2011: 2.6 MMm3/d San Alberto Socios: YPFB Andina: 50% Petrobras: 35% (operador) Total E&P Bolivia: 15% Producción Gas 2011: 10.9 MMm3/d San Antonio Socios: YPFB Andina: 50% Petrobras: 35% (operador) Total E&P Bolivia: 15% Producción Gas 2011: 13.8 MMm3/d Itaú Socios: Total E&P Bolivia: 41% (operador) Petrobras: 30% BG Bolivia: 25% YPFB Chaco: 4% Producción Gas 2011: 1.3 MMm3/d Producción Total 2011: 43.5 MMm3/d

16 Oferta de Gas Natural Boliviano - Apertura por Mercado - Caipipendi Fase I + 6MMm3/d - San Antonio + 1.6MMm3/d Adenda YPFB-ENARSA Contrato YPFB- ENARSA Itaú + 5 MMm3/d Caipipendi Fase II + 6 MMm3/d Incahuasi +6MMm3/d Inicio producción Caipipendi Inicio producción Itaú Inicio producción San Alberto Inicio producción San Antonio

17 Precio del Gas Natural Boliviano - Apertura por Mercado 1,02 8,55 10,62 US$/MMBtu

18 Gas No Convencional Neuqu é n

19 Vaca Muerta

20 Recursos: 113 Tcf de Gas y / MMbbl de Petróleo 3 pozos tipos, cuyos porcentajes sobre el total de pozos perforados son los siguientes: Gas Seco 28%, Gas Húmedo 26%, Petróleo 46%. 7 pozos / año por equipo (50 días de perforación con rama horizontal de metros). 120 equipos de perforación en el 2015 (máximo de 220 equipos en el 2030). Inversión Total = 794 Billones u$s ( 20 Billones u$s por año)  Perforación 788 Billones u$s ( pozos perforados)  Transporte y Tratamiento de Gas: 4 Billones u$s a partir del 2014 para incrementar capacidad en 180 MMm 3 /d  Transporte y Tratamiento de Petróleo: 2 Billones u$s a partir del 2014 para incrementar capacidad en 900 MBbl/d Desarrollo Acelerado de Vaca Muerta

21 Para el gas natural, después del 2050 se comenzarían a explotar las formaciones Vaca Muerta Superior y Los Molles. Perforación continúa hasta el 2050 en Vaca Muerta y luego en Los Molles