1

2

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 planificados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos ypolíticas 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, 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, 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 finalizado el 31 de Diciembre de 2014, 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 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.

Nota Legal

33

Rejuvenecimiento

y optimización

de campos maduros

Desarrollo sustentable

de gas convencional

Desarrollo

sostenido del

No Convencional

Apertura de nuevas

fronteras de actividad

exploratoria

Principales desafíos de nuestro portafolio…

01 02

03 04

44

Optimización

de las operaciones

Rejuvenecimiento y optimización de campos maduros

• Eficiencia operacional

• Racionalización de contratos

y contratistas

Optimización

de la recuperación

• Caracterización de reservorio: modelos

estáticos y dinámicos

• Intensificación de monitoreo

• Masificación de secundaria

(water shut-off /water conformance)

• Proyectos de terciaria

5*Fuente: Wood MacKenzie, elaboración propia. Basado en los 60 campos principales de Argentina

26%

44%

30%

Entre 0-20 años

Ente 20-35 años

+ de 35 años

Solo el 26%

de los bloques

producen hace

menos de 20 años

Campos Maduros en Argentina

Años en Producción (% de Bloques)*

35 añosPromedio de años de producción

de los 10 principales yacimientos

de Petróleo

20%Factor de Recobro en campos

de petróleo de Argentina.

Podría elevarse hasta un 35%.

6

Petróleo (Miles de barriles/día)Gas (Millones de m3/día)

Logramos revertir el declino y comenzar a crecer…

47

4138

34 33 34

42

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

257245 241

223 227 232245

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

+25%vs 2011

+10%vs 2011

**

* Incluye YSUR y P° Hernández

7

25

46

65

74

2011 2012 2013 end 3Q 2014

2.1972.661

4.178

6.077

2011 2012 2013 2014

Inversiones Upstream (MUSD) Equipos de Perforación (#)

En base a incrementos de Inversión y Actividad…

+177%

+196%

2014

8

Incorporación Reservas de Petróleo Incorporación Reservas de Gas

112%

137%

155%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

-

20

40

60

80

100

120

140

160

2012 2013 2014

Incorporación (Mbbl) IRR (%)

60%

176%184%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2012 2013 2014

Incorporación (Mm3) IRR (%)

Sin descuidar nuestras Reservas…

9

2.200 2.200 2.500 3.500 3.500

16.900 17.100 17.500

22.600

27.100

19.100 19.300 20.000

26.100

30.600

2010 2011 2012 2013 2014

Empleados Directos Empleados Indirectos

Headcount

58%

y al esfuerzo de mucha gente…

10

El crecimiento de los costos de E&P se ha debido principalmente a Operar & Mantener y servicios de operación

TCAC% 2009-2013 (USD)

Impacto% costo total 2014

Impacto Promedio(14%1)

1 Impacto promedio es 1/7 del costo (todas las categorías tienen el mismo valor) TCA: tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR, Compound annual growth rate,)

11

Rejuvenecimiento de yacimientos maduros

El ciclo de vida de un yacimiento se caracteriza por tres etapas principales: Crecimiento, plateau, y declino de la producción

Mantener los niveles de producción durante el ciclo de vida requiere un buen conocimiento y la capacidad

de controlar los mecanismos de recuperación involucrados.

A

Comprobadas desarrolladas

Comprobadas No desarrolladas

Probables

Posibles

Extensión areal

y vertical

B Optimización y masificación

de recuperación secundaria

C Recuperación

terciaria

Producción diaria

Tiempo

Pico Plateau

C

B

A

5 años 10 años

Declinación

1212

Enfoque paso por paso

Recuperación primaria

Pozos Horizontales/ Alto-Angulo

Minimizar daño de formación

Completaciones Under balanced

Efectivo control de arenas

Estimulación/fracturas hidráulicas

Optimización levantamiento artificial

Mejora en la estrategia de

completación Perforación Infill

Recuperación secundaria

Inyección de agua

Aumentar la estimulación de pozos

Recompletaciones

Mejora de las instalaciones

Perforación Step-out

Recuperación terciaria

Inyección Gas - CO2

Inyección alternada agua y gas (WAG)

Microorganismos (MEOR)

Sulfactantes / químicos

Polímeros

Térmicos

Reactivación de pozos inactivos

Profundizaciones

Workovers

BES´s

Mejora de la Producción

13

Factor de recobro FR (%) vs. OOIP - Mundial

* Based on IHS data base

Recovery factor in the current portfolio world wide

Cumulative oil in place (bln bbl)

Promedio Campos

operados YPF

14

Mejora del factor de recuperación de crudo

Fuente: Mackenzie, dato estimado de Argentina

• El aumento de 1% del factor

de recuperación, representa

~500 MBbl, equivalente

a 2,2 años de la producción

de crudo de Argentina.

• Existe un gran potencial

de incorporar reservas vía

la mejora del factor

de recuperación de los

campos existentes.

15

Maduración y riesgo en proyectos EOR

Objetivo

V C D E

Reducir las incertidumbres asociadas con los yacimientos y el riesgo económico

16

Principales Proyectos EOR en YPF

Ejecución

Chihuido de la Sierra Negra: Single Well

Test / ASP.

Conceptualización y Definición

Señal Picada: Inyección de Polímeros

Visualización

Aguada Toledo / Puesto Hernandez:

Inyección de Polímeros

Loma la Lata: Inyección de Metanol

Medanito: ASP

Proyectos Neuquén

Ejecución

Desfiladero Bayo: Inyección de polímeros.

La Ventana: Piloto nano esferas

Conceptualización y definición

Vizcacheras, papagayos: Inyección

de polímeros, surfactante, nitrógeno,

Formación Barrancas: Inyección ASP.

Loma Alta Sur: Inyección de geles y polímeros

Visualización

Desfiladero Bayo Oeste: Inyección de

polímeros

Chachauen: SP

Puesto Molina: Inyección de polímeros

Proyectos Mendoza Proyectos Golfo San Jorge

Ejecución

Manantiales Behr- Grimbeek: Inyección

de polímeros

Conceptualización y Definición

Cañadón perdido: Inyección de polímeros.

Manantiales Behr Expansión polímeros,

yacimiento El Trébol inyección de geles

Visualización

El Trebol: Inyección de polímeros

Manatiales Behr Yac La Enramada: térmico

Grimbeek: ASP

Los Perales: Inyección de geles y polímeros,

Cañadón Seco-Leon: Inyección de polímeros

Loma del Cuy: Inyección de polímeros

Pico truncado: Inyección de geles y polímeros

1717

Mejora Factor de RecobroCaso: Grimbeek/Manantiales Behr

Fuente: G. Pedersen, J.Jury, C.Bernhart, P.Vazquez 2014

Chubut

Santa Cruz

Cca. Del Golfo

de San Jorge

Reservorios alojados en la Fm.

El Trébol, Miembro San Diego

o Complejo II

S Centro de cuenca Flanco Norte N

Grimbeek

La Begonia

San Diego

Voster

Escalante N.

P. Castillo N.

GransonLa Carolina

El Alba

El Alba Valle

Cdón. Botella

Myburg

AREA MANANTIALES BEHR Grimbeek se compone

de 3 bloques separados

por fallas E-O

Gbk II

Gbk Norte

Gbk Norte II

1818

[bar

]

Presión Simulada de Reservorio

Punto de Burbuja

2002 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 1410

50

100

500

1000

5000

10000

0

100

200

300

FECHA

[m3/

d]

• En el año 2011 se realiza una campaña infill bloque Grimbeek II.

• La pobre respuesta de primaria y mediciones de presión indican

un reservorio fuertemente depletado.

• Necesidad de represurizar el reservorio. Piloto de inyección de agua.

• Retraso en la respuesta de secundaria en la zona piloto. Pone en duda

la conectividad del reservorio y el éxito del plan de masificación de inyección.

• Modelo estático con falta de conectividad

y problemas durante la simulación dinámica.

• Marcada respuesta de Secundaria a fines del año 2012.

Caso: Grimbeek/Manantiales Behr

Antecedentes

Iny. Agua

# Pozos (eje derecho)

Bruta

Neta

Prod. Agua

1919

Caso: Grimbeek/Manantiales Behr

Mapa Base – Objetivos

Objetivos generales

Definir todo el Ciclo de Vida del Bloque:

Secundaria – Terciaria

Incrementar factor de recobro :

• Factor de recobro actual (primaria): 4% • Incremental Secundaria 11%

• Incremental Terciaria 15%

• Factor de recobro Esperado: 30%

Objetivos modelo de subsuelo

• Entender las heterogeneidades del reservorio

críticas en cada proceso de recuperación.

• Obtener pronósticos sólidos de secundaria

y terciaria.

• Generar planes de desarrollo por secundaria

y terciaria para los bloques Grimbeek Norte

y Norte II.

• Utilizar el modelo como herramienta

para el control y optimización de la

secundaria/ terciaria.

Porosidadpromedio

Permeabilidad Promedio

Grimbeek II

Grimbeek Norte

Grimbeek Norte II

Porosidadpromedio

Permeabilidad Promedio

Grimbeek II

Grimbeek Norte

Grimbeek Norte II

Porosidadpromedio

Permeabilidad Promedio

Grimbeek II

Grimbeek Norte

Grimbeek Norte II

Piloto de polímeros

2020

Obtener un modelo 3D robusto del área Grimbeek que permita entender, optimizar y predecir la inyección

de agua y los procesos de EOR (inyección de polímeros)

Caso: Grimbeek/Manantiales Behr

Modelo del Proyecto

Parámetros clave

• Definir unidades de flujo

• Mayor discretización vertical

• Conectividad lateral

y vertical

• Geometría interna

de los cuerpos Polaridad

(orientación)

Modelos Conceptuales

Canales simples

150 – 350 m

200 – 750 m

500 – 1500 m

Canales Multilaterales

Canales Amalgamados

Jerarquías

Reservorio

Correlación

y Modelado

Modelo 3D

Sa de San Bernardo

(Área Codo Río Senguer)

2121

Caso: Grimbeek/Manantiales Behr

Modelo Estático – Respuesta de secundaria

Fuente: J. Jury, G. Pedersen, 2014

0 500

1000

K

S4C10 -20

La distribución de propiedades petrofísicas basadas en un modelo de facies

ajustado logra identificar las principales vías por donde se moverá el agua.

Esto nos permite obtener una predicción servirá de herramienta para el control

y optimización de la secundaria / terciaria

Simulación de lineas de flujo

(“streamlines”) pozos inyectores

– zona piloto de polimeros

Se observó que el agua se mueve

por el centro de la faja de canal

y principalmente por los ciclos

superiores de mayor espesor

y mejores propiedades petrofísicas.

2222

Ciclo S4

Caso: Grimbeek/Manantiales Behr

Modelo Estático – Interacción con simulación dinámica

Las lineas de flujo muestran

como la distribución

de inyección esta fuertemente

controlada por uno de los

ciclos principales (faja

de canal de mayor espesor

y continuidad).

2323

Conclusiones

Los hidrocarburos seguirán siendo la principal fuente para satisfacer la creciente

demanda global de energía en los próximos 50 años. Durante los próximos años

el declino natural de la producción de los proyectos existentes deberá ser compensado

en parte con el aumento del factor de recobro.

Existe un importante reto por delante para las compañías operadoras

y de servicios para lograr maximizar la recuperación y reducir los costos

de manera de incorporar nuevas reservas.

El desarrollo tecnológico tendrá un rol muy importante en la búsqueda de la mejora

del factor de recobro de hidrocarburos. Ciencias tales como la física, la química,

la biotecnología y nanotecnologías deberán ser capaces de generar estos cambios.

En YPF uno de los principales desafíos de E&P es lograr el rejuvenecimiento

y optimización de campos maduros con foco en la excelencia de las operaciones

y en la mejora de la recuperación de hidrocarburos

24

NUESTRA ENERGÍA

“We usually find oil in

new places with old ideas.

sometimes, also, we

find oil in an old place

with a new idea, but

we seldom find much

oil in an old place

with an old idea.

Several times in the

past we have thought

we were running out

of oil whereas

actually we were only

running out of Ideas”

Parke A. Dickey