Pasado, presente y futuro de la energía en Argentina

Pasado, presente y futuro de la energía en Argentina Javier Iguacel Ministro de Energía Neuquén, agosto de 2018

Nuestra visión Proveer a los argentinos de energía abundante, limpia y a precio accesible, y transformar al país en un proveedor mundial a través del desarrollo masivo y responsable de recursos no convencionales y de la incorporación de energías renovables, alcanzando costos competitivos para el desarrollo de las PyMEs, las industrias y el transporte. 2

Nuestros seis objetivos en el mediano plazo 1. Duplicar la producción de gas en 5 años, llegando a 260 MMm 3 por día, y exportando 100 MMm 3 diarios. 2. Duplicar la producción de petróleo en 5 años, llegando a 1 millón de barriles por día, y exportando 500 mil barriles por día. 3. Alcanzar 500 mil empleos asociados al desarrollo de Vaca Muerta. 4. Contribuir a que Argentina tenga superávit en su balanza comercial, aportando en 5 años 15.000 MMUSD de exportaciones netas. 5. Desarrollar el potencial de los recursos renovables, alcanzando en 2025 una contribución del 20% de estas fuentes en el consumo de energía eléctrica nacional. 6. Gracias a esta gran oferta, lograr precios muy competitivos en el mundo para desarrollar las PyMEs, la industria y el transporte. 3

Inversiones privadas en el sector energético - 2018 4

Vaca Muerta: un recurso de clase mundial ü Cuenca Neuquina ü Formación sedimentaria (Shale) ü Alto contenido orgánico ü Ambiente marino ü 200+ millones de años ü Máximo espesor 450/550 m ü Estimulación hidráulica Uno de los mayores recursos del mundo Recursos no convencionales de gas Recursos no convencionales de petróleo Fuente: EIA 2013. 35,000 km 2 Volumen generado (Vaca Muerta) 5.000 Bboe Reservas P1+P2 Argentina 6 Bboe No almacenado Volumen in situ 2.000 Bboe Volumen almacenado en reservorios no convencionales 2.460 Bboe (98%) Cuánto es técnicamente recuperable? Según el DOE (EEUU) 69 Bboe (3%) 5% - 125 Bboe 10% - 250 Bboe Volumen almacenado en reservorios convencionales 40 Bboe (2%) Bboe Producido: 8,5 Remanente: 3,9 No recuperable: 27,6 Fuente: IHS. 5

Proyectos clave Piloto Desarrollo Area Operador 1 Loma Campana YPF 2 El Orejano YPF Black Oil Light Oil Wet Gas Dry Gas Cond 2010 11 12 13 14 15 16 17 18 3 Aguada Pichana Este Total 4 Fortín de Piedra Tecpetrol 29 25 28 19 22 13 26 27 24 8 10 9 12 21 2 18 14 20 3 30 15 4 16 4 11 6 17 1 5 23 7 5 La Amarga Chica YPF 6 Bandurria Sur YPF 7 Cruz de Lorena - Sierras Blancas Shell 8 La Escalonada Total 9 Rincon de la Ceniza Total 10 Bajo del Choique - La Invernada ExxonMobil 11 Bandurria Centro PAE 12 Pampa de las Yeguas I ExxonMobil 13 Rincon del Mangrullo YPF 14 Aguada de la Arena YPF 15 La Ribera I YPF 16 La Ribera II YPF 17 Aguada Federal Wintershall 18 Bandurria Norte Wintershall 19 Aguada Pichana Oeste - Aguada de Castro PAE 20 Bajada de Anelo Shell 21 San Roque Total 22 Los Toldos I Sur ExxonMobil 23 Bajada de Palo Vista Oil & Gas 24 Bajo del Toro YPF 25 Cerro Arena YPF 26 Las Tacanas YPF 27 Las Tacanas Norte Pampa 28 Cerro Las Minas YPF 29 Salinas del Huitrin YPF 30 La Calera Pluspetrol Fuentes: WoodMackenzie, Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén y Ministerio de Energía de la Nación 6

Jugadores actuales en Vaca Muerta (Wood Mackenzie) Más de 30 operadores independientes y compañías locales mantienen posiciones en Vaca Muerta Acreage en Vaca Muerta por compañía 7

Sweet spots de Vaca Muerta porcentaje del área a explotar Ventana gas 13.008 km 2 Ventana petróleo 21.994 km 2 Gas Producción NC 2030 14,1 BCF/d Producción en 25 años 129 TCF EUR / Pozo 13,4 BCF/pozo Pozos 9.619 Landing points/km 2 2,5 Km 2 explotados 3.848 (30%) Petróleo Producción NC 2030 1.045 kbbl/d Producción en 25 años 9.534 MMbbl EUR / Pozo 570 kbbl/pozo Pozos 16.727 Landing points/km 2 2,5 Km 2 explotados 6.691 (30%) 8

Vaca Muerta vs. plays de EEUU Play TOC [%] Thickness [m] Presión de reservorio [psi] Acreage Vaca Muerta ~35.000 km 2 Acreage Eagle Ford ~38.000 km 2 Vaca Muerta 3 10 30 450 4.500 9.500 Barnett 4 5 60 90 3.000 4.000 Haynesville 0,5 4 60 90 7.000 12.000 Marcellus 2 12 10 60 2.000 5.500 Eagle Ford 3 5 30 100 4.500 8.500 Wolfcamp (Permian) 3 200 300 4.600 Espesor Máx Vaca Muerta ~450 m Espesor Máx Eagle Ford ~100 m Fuentes: Energy Information Administration (EEUU), 2013 e YPF, 2014 9

Producción shale oil - pozos horizontales Kbbl/d 50 45 40 35 30 25 20 +5,0% Incremento de la producción total de petróleo junio 18 vs. junio 17 +54% Incremento de la producción de shale oil horiz. junio 18 vs. junio 17 Jun 18 48 kbbl/d 15 10 Kbbl/d 60 50 40 30 Total no convencional 14% 12% 10% 8% 6% 5 20 10 4% 2% 0-0% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Producción shale gas - pozos horizontales MMm 3 /d 20 18 16 14 12 10 8 +8,2% Incremento de la producción total de gas natural junio 18 vs. junio 17 +162% Incremento de la producción de shale gas horiz. junio 18 vs. junio 17 Jun 18 20 MMm 3 /d 6 4 2 0 MMm 3 /d 40 35 30 25 20 15 10 5 Total no convencional - 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5

Producción de petróleo 1.600 1.500 1.400 1.300 Condensado No convencional P1ND + P2 + P3 Vamos a duplicar la producción de petróleo en 5 años 1.320 0,2 Bbbl 1.500 90.000 80.000 1.200 P1 Desarrolladas 70.000 kbbl/día 1.100 1.000 900 800 700 648 600 500 488 560 15% a.a. 650 750 870 1.000 15% a.a. 3,1 Bbbl 10% a.a. 60.000 50.000 40.000 30.000 Miles de m 3 400 20.000 300 200 0,8 Bbbl 10.000 100 1 Bbbl - - 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Dato real enero-junio. Producción julio-diciembre estimada manteniendo crecimiento intermensual observado durante el primer cuatrimestre 2018. 12

Producción de gas natural MMm 3 /día 450 425 400 375 350 325 300 275 250 225 200 175 150 125 100 138 Gas asociado al shale oil No convencional P1ND + P2 + P3 P1 Desarrolladas 132 Exportaciones (MMm 3 /d): Chile: 10 (2019); 30 (2022). Brasil: 3 (2019); 9 (2022); 30 (2025). Mundo (GNL): 40 (2023); 80 (2024); 120 (2025). Más demanda local: Mini GNL Polo petroquímico Transporte: Gasoducto Nqn Rosario 12 (2021); 35 (2022) Duplicar capacidad del NEUBA (45) 151 14% a.a. 165 177 191 238 13% a.a. 26,8 Tcf 383 8,7 Tcf 400 10% a.a. 16 14 12 10 8 6 4 BCF/día 75 50 2 25 5,9 Tcf 5,6 Tcf - -0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Dato real enero-junio. Producción julio-diciembre estimada manteniendo crecimiento intermensual observado durante el primer cuatrimestre 2018. 13

Inversiones en transporte de gas natural y petróleo TGN Inversiones en transporte de gas natural 1200 Las inversiones de TGS, Gasoducto Neuquén-Rosario y Oldelval corresponden a inversiones privadas. Las obras GNEA, Gasoducto regional centro II, Gasoducto de la Costa y Gasoducto Cordillerano se realizan por régimen de obra pública 1000 Nuevo Gasoducto TGS Neuquén 60 MMm 3 /día Plantas de licuefacción Oleoducto Oldelval TGS Gasoducto del Noroeste Argentino 11 MMm 3 /día Nuevo Gasoducto Neuquén- Rosario Hasta 35 MMm 3 /día Montos de inversión MMUSD 800 600 400 200 0 200 150 51 200 100 150 500 570 212 500 350 142,5 56 97 85 85 83 300 74 29 71 80 81 91 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Nuevo gasoducto TGS Neuquén Gasoducto regional centro / De la Costa / Cordillerano Gasoducto Neuquén-Rosario Oleoducto Oldelval Gasoducto Noroeste Argentino TGS S.A. TGN S.A. Nota: valores RTI expresados en dólares a TC 16 ARS/USD TGN y TGS: Obras por RTI correspondientes a mantenimiento y mejora de gasoductos y plantas compresoras. TGS: incluye realización de un gasoducto de 125 km. Oldelval: corresponde a inversión en capacidad de transporte de petróleo. 14

Inversiones en distribución de gas natural Inversiones por RTI GASNOR S.A. Cas del Centro S.A. Gas Cuyana S.A. 450 GASNEA S.A. 400 Litoral Gas S.A. 350 Gas Natural BAN S.A. Metrogas S.A. Camuzzi Gas Pampeana S.A. Inversiones en MMUSD 300 250 200 150 3 21 17 15 12 20 1 25 28 28 53 70 107 25 47 26 17 16 21 63 76 34 33 114 104 24 16 12 48 30 112 REDENGAS S.A. Paraná LITORAL GAS S.A. Región: Santa Fe DISTRIBUIDORA GAS CUYANA S.A. Región de Cuyo DISTRIBUIDORA GAS DEL CENTRO S.A. Región Centro CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. Región Buenos Aires, La Pampa CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. Región: Patagonia METROGAS S.A. Región: AMBA GASNEA S.A. Región Noreste Camuzzi Gas del Sur S.A. 100 48 GAS NATURAL BAN S.A. Región: Buenos Aires Norte 50 66 91 91 93 67 GASNOR S.A. Región: Noroeste 0 14 18 16 17 16 2017 2018 2019 2020 2021 Nota: valores RTI expresados en dólares a TC 16 $/USD Nota: Incluye inversión en expansión del sistema, confiabilidad y seguridad; y adquisición e infraestructura 15

Proyectos clave en curso petróleo Kbbl/día 1.800 1.700 1.600 1.500 1.400 1.300 1.200 1.100 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100-2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Loma Amarilla (100% YPF) Ag. Del Chañar (100% IEASA) Las Manadas (100% YPF) Bajo del Choique - La Invernada (90% Exxon Mobil - 10% GyP Neuquén); 11 Bajada de Palo (100% Vista Oil&Gas); 70 Cruz de Lorena S. Blancas (50% Shell - 40% O&G Developments - 10% GyP Neuquén) ; 100 La Amarga Chica (50% YPF-50% Petronas); 65 Bandurria Sur (100% YPF); 65 Loma La lata (100% YPF); 33 Loma Campana (50% YPF-50% Chevron); 90 Convencional; 398 Puesto Hernández (100% YPF) El Trapial (85% Chevron - 15% YFC) Los Toldos II (90% Americas Petrogras - 10% GyP Neuquén) C. Amargo Este (55% PAE - 35% Madalena - 10% PyG Neuquén) Águila Mora (90% O&G Developments - 10% GyP Neuquén) M. Buena Esperanza (50% YPF - 50% Pluspetrol) Lindero Atravesado (38% YPF - 62% PAE) Ag. Villanueva (100% Pluspetrol) Narambuena (50% YPF-50% Chevron) Chihuido de la S. Negra (100% YPF) Condensado C. Amargo Oeste (45% O&G Developments - 45% Shell - 10 %GyP Neuquén) Plateau kbbl/dia C. Amargo Sur (45% O&G Developments - 45% Shell- 10 %GyP Neuquén) Al Norte de la Dorsal (100% YSUR) San Roque (25% Wintershall - 34% YPF - 16% PAE - 25% Total) La escalonada (45% Total - 23% Shell - 23 % O&G Developments - 10% GyP Neuquén) Bandurria Centro (100% PAE) La Ribera I (100% YPF) La Ribera II (100% YPF) Bandurria Norte (90% Wintershall- 10% PyG Neuquén) Aguada Federal (90% Wintershall- 10% PyG Neuquén) Bajo del Toro (50% YPF - 50% Statoil)

Proyectos clave en curso gas 425 400 375 350 Gas asociado MMm 3 /día 325 300 275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 Otros proyectos Los Toldos I Sur (100% Exxon Mobil) Estación Fernández Oro (100% YPF) La Ribera I (100% YPF) Rincón la Ceniza (45% Total - 22,5% Shell - 22,5% P&G Developments - 10% GyP Neuquén) Las Tacanas (50%YPF - 50% Pluspetrol) Bajada de Añelo (50% Shell - 50% YPF) ; 5 Rincón del Mangrullo (100% YPF) ; 5 Aguada de la Arena (100% YPF) ; 15 Campo Indio - El Cerrito (100% CGC) ; 6 La Calera (50% Pluspetrol - 50% YPF) ; 8 Las Tacanas (50% YPF - 50% Pluspetrol) ; 9 Cerro las Minas (50% YPF - 50% Total) ; 13 Salinas del Huitrin (100% YPF) La Escalonada (45% Total - 22,5% Shell - 22,5% P&G Developments - 10% GyP Neuquén) Bajo del Choique - La Invernada (90% Exxon Mobil - 10% GyP Neuquén) Pampa de las Yeguas I (50% Exxon Mobil - 50% YPF) Cerro Arena (50% YPF - 50%) Ag. Pichana Oeste (45% PAE - 30% YPF - 25% Total) - Ag. de Castro (50% YPF - 50% Total) ; 18 Ag. Pichana Este (40% Total - 22,5% Wintershall - 22,5% YPF - 15% PAE) ; 29 Fortín de Piedra (100% Tecpetrol) ; 20 El Orejano (50% YPF - 50% DOW) ; 6 Convencional ; 61-2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Plateau MMm3/d Plateau MMm 3 /día 17

Pozos de extracción e inversiones asociadas Pozos terminados Inversiones MMUSD 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 471 364 78 202 Petróleo C Gas natural C Petróleo NC Gas natural NC 283 259 544 233 668 220 378 298 392 435 406 420 530 589 648 707 2.334 765 434 754 380 824 448 870 512 2.729 883 462 826 558 942 476 780 512 1.001 490 754 444 1.060 504 748 416 1.119 518 739 368 2.806 1.178 532 751 345 MMUSD 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0 2.167 1.676 916 1.847 2.785 2.487 2.360 3.501 3.060 5.106 6.383 7.833 1.740 1.805 1.869 1.934 2.438 2.709 2.979 3.250 19.037 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 8.848 4.670 10.210 6.597 1.998 2.063 2025 2026 2027 2028 2029 2030 3.521 3.792 23.179 4.063 2.127 9.685 7.304 4.334 2.191 9.155 6.725 4.605 2.256 8.847 5.839 4.875 2.320 8.778 5.514 5.146 2.385 8.674 4.899 21.321 2018 2019 2020 2021 2022 2023 5.417 2.449 8.806 4.649 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Petróleo C Gas natural C Petróleo NC Gas natural NC 18

Somos uno de los únicos tres países del mundo que están desarrollando los recursos no convencionales.

Los costos disminuyen y el desempeño mejora Costos de shale oil Loma Campana [USD/Boe] Costos de pozos horizontales en Loma Campana [kusd/pie horiz.] Development Costo de desarrollo cost OPEX OPEX Horizontal well cost Costo de pozos horizontales 26,9 16,4 16,1 12 13,1 11,9 9,1 6,9 3,05 2,27 1,63 1,39 2015 2016 2017 Q1 2018 Costos de shale gas El Orejano [USD/MMBTU] 2015 2016 2017 Q4 2017 Desempeño de pozos horizontales en Loma Campana Development Costo de desarrollo cost OPEX OPEX Avg. lateral length [km] Long. Lateral promedio [km] Avg. frac stages Cantidad promedio de fracturas 20 21 16 17 2,3 2,1 1,2 1,1 0,9 0,8 1,4 1,4 1,7 1,9 Fuente: YPF 2016 2017 Q1 2018 2015 2016 2017 Q4 2017 20

Break-evens líquidos Vaca Muerta vs. plays EEUU (Wood Mackenzie) Vaca Muerta oil Estimación actual* ( est. May 18) Vaca Muerta black oil Est. Woodmac May 18 Vaca Muerta light oil Est. Woodmac May 18 Fuente: Wood Mackenzie *Estimación actual de elaboración propia 21 21

Break-evens Gas Vaca Muerta vs. plays EEUU (Wood Mackenzie) Vaca Muerta dry gas Estimación actual* * Vaca Muerta dry gas Estimación Woodmac May 18 Fuente: Wood Mackenzie *Estimación actual de elaboración propia 22 22

Producción acumulada por tipo de pozos (Wood Mackenzie) 23

Valores económicos de pozos horizontales (Wood Mackenzie) 24

Acerca de los costos de Vaca Muerta La productividad se encuentra a un nivel similar al de los mejores plays de shale de EEUU. Con reducciones de costos del 10%, los pozos en todas las ventanas ofrecen retornos por encima del 20%. El break-even en los líquidos se alcanza entre los 40 y los 50 USD/bbl, y el del gas natural por debajo de los 3,5 USD/MMBTU, ambos muy por debajo de los precios actuales de mercado. 25

Estimación de la generación de empleo 800 700 Empleos directos, indirectos e inducidos en el sector de extracción 743 744 716 686 660 676 659 657 657 Miles de empleos totales 600 500 400 300 200 346 99 376 475 513 542 579 + 398 mil empleos 188 469 100 247 0 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2030 acum Estimación bottom up: Directos e Indirectos Total empleos 2017 (directos+indirectos+inducidos): 346 mil empleos. 500 empleos directos por equipo de perforación. Inducidos Empleos indirectos: 3,25 por cada empleo directo en sector de extracción de petróleo y gas (multiplicador empleo MIP 1997). Empleos inducidos: 1,7 por cada empleo directo en el sector de extracción de petróleo y gas (estimación MINEM-MINPROD) 26

En camino a recuperar el superávit comercial energético Saldo comercial de petróleo Saldo comercial de gas natural 1.000 900 800 700 Importaciones Exportaciones Saldo 895 200 175 150 125 Importación Bolívia Importación GNL Exportaciones Saldo 169 kbbl/d 600 500 400 300 MMm 3 /d 100 75 50 200 25 100 - - -25-100 -50 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 27

En camino a recuperar el superávit comercial energético MMUSD Saldo comercial de petróleo 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 50 USD/BBL 75 USD/BBL 100 USD/BBL 30.741 22.651 14.561 55.000 50.000 45.000 40.000 35.000 Saldo comercial P+G bajo medio alto 48.138 36.763 MMUSD - 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Saldo comercial de gas natural 20.000 15.000 10.000 5.000 - -5.000-10.000 2008 2010 GNL: 6 USD/MMBTU Bol: 5 USD/MMBTU GNL: 8 USD/MMBTU Bol: 7 USD/MMBTU GNL: 10 USD/MMBTU Bol: 10 USD/MMBTU 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2022 2024 2024 2026 2026 2028 2028 2030 17.397 14.112 10.827 2030 MMUSD 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 - -5.000-10.000 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 25.388 2030

Tenemos las capacidades Tenemos el conocimiento Tenemos la tecnología Tenemos la decisión y tenemos a las personas para desarrollar Vaca Muerta.