PROSPECTO

YPF SOCIEDAD ANÓNIMA

(constituída conforme a las leyes de la República Argentina)

Programa Global de Emisión de Títulos de Deuda de Mediano Plazo

por un monto nominal máximo en circulación en cualquier momento de US$ 5.000.000.000

Podremos periódicamente emitir obligaciones negociables en una o más series en el marco de nuestro Programa Global de Emisión de Títulos de Deuda de Mediano Plazo (el “Programa”). El monto de capital total máximo de todas las obligaciones negociables en cualquier momento en circulación en el marco de este Programa será de US$ 5.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas).

Describiremos los términos y condiciones específicos de cada serie de obligaciones negociables en un suplemento de precio. Las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa podrán, según lo que se establezca en el correspondiente suplemento de precio, estar denominadas en dólares u otras monedas; tener vencimientos mínimos de siete días a partir de la fecha de emisión; devengar intereses a tasa fija o variable o por referencia a un índice o fórmula o estar emitidas sin devengar intereses; y contemplar un rescate a opción nuestra o a opción del tenedor.

Podremos rescatar la totalidad, pero no sólo una parte, de una serie de obligaciones negociables, a nuestra opción, si ocurrieran ciertos supuestos fiscales en Argentina, a un precio igual al 100% del capital más intereses devengados e impagos.

Salvo que se especifique de otro modo en el suplemento de precio aplicable a una serie de obligaciones negociables, las obligaciones negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales y no subordinadas no convertibles en acciones, con garantía común sobre nuestro patrimonio, y en todo momento con igual prioridad de pago que todo nuestro otro endeudamiento no garantizado y no subordinado, presentes y futuro (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho). Asimismo, si así lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables garantizadas o subordinadas.

Oferta pública autorizada por Resolución Nº 15.896, de fecha 5 de junio de 2008, de la Comisión Nacional de Valores, Resolución Nº 16.954, de fecha 25 de octubre de 2012 y Resolución Nº 17.076 de fecha 9 de Mayo de 2013 de la Comisión Nacional de Valores Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La Comisión Nacional de Valores no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente prospecto es exclusiva responsabilidad del órgano de administración y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la sociedad y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados contables que se acompañan. El órgano de administración manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente prospecto contiene a la fecha de su publicación información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la sociedad y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes.

Podremos solicitar la admisión de las obligaciones negociables de una serie al régimen de cotización de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para la negociación en el mercado Euro MTF, el mercado alternativo de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, y para su cotización en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (la “BCBA”) y el Mercado Abierto Electrónico S.A. (“MAE”). No podremos garantizar, no obstante, que estas solicitudes serán aceptadas. Podrán emitirse obligaciones negociables en el marco de este Programa que no cotizarán en bolsa. El suplemento de precio aplicable a una serie de obligaciones negociables especificará si las obligaciones negociables de esa serie cotizarán en la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF, en la BCBA, en el MAE, o en cualquier otra bolsa de valores.

La inversión en las obligaciones negociables implica riesgos significativos. Véase el capítulo “Información Clave sobre la emisora - Factores de Riesgo” en el presente prospecto. El respectivo suplemento de precio de cualquier serie de obligaciones negociables podrá detallar otros riesgos que deberán ser considerados al realizar la inversión.

Este Programa cuenta solo con una calificación de riesgo. Con fecha 7 de mayo de 2013, Fitch Argentina Calificadora de Riesgo S.A. lo ha calificado “AA (arg)” en escala nacional. En caso de que las series de obligaciones negociables bajo este Programa sean calificadas de diferente manera, nosotros proveeremos las calificaciones y la información relativa a ellas en el suplemento de precio respectivo. Una calificación no es una recomendación para comprar, vender o tener títulos valores, y puede estar sujeta a la revisión o retiro en cualquier momento por parte de la entidad calificadora designada. Las calificaciones utilizadas por las entidades calificadoras argentinas pueden diferir en aspectos importantes de aquellas utilizadas por las entidades calificadoras en los Estados Unidos u otros países.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 119 de la Ley N° 26.831 (la “Ley de Mercado de Capitales”), los emisores de valores, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización, estos últimos en materia de su competencia, y en su caso los oferentes de los valores con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores con oferta pública, serán responsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV. Según lo previsto en el artículo 120 de la Ley de Mercado de Capitales, las entidades y agentes intermediarios en el mercado que participen como organizadores, o colocadores en una oferta pública de venta o compra de valores deberán revisar diligentemente la información contenida en los prospectos de la oferta. Los expertos o terceros que opinen sobre ciertas partes del prospecto sólo serán responsables por la parte de dicha información sobre la que han emitido opinión.

Las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa no han sido ni serán registradas según la Ley de Títulos Valores de 1933 de Estados Unidos y sus modificatorias (la “Ley de Títulos Valores Estadounidense”), ni ninguna ley de títulos valores estadual. Las obligaciones negociables podrán ser ofrecidas únicamente en operaciones exentas del registro exigido por la Ley de Títulos Valores Estadounidense y las leyes de títulos valores de otras jurisdicciones. En consecuencia, solamente ofreceremos y venderemos obligaciones negociables registradas en tales términos o en operaciones exentas del registro a “compradores institucionales calificados” (según se define en la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense) o en cumplimiento de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. Para una mayor descripción de ciertas restricciones sobre la venta y transferencia de las obligaciones negociables, véase “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia”, en el presente prospecto.

Podremos ofrecer las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa directamente o a través de uno o más colocadores que oportunamente elijamos, quienes podrán comprar nuestras obligaciones negociables, en nombre propio, para su venta a inversores y a otros compradores a diversos precios relacionados con los precios prevalecientes en el mercado, según determine dicho colocador en el momento de la venta o, de acordarlo, a un precio de oferta fijo. Asimismo, podremos acordar con un colocador que podrá emplear sus esfuerzos razonables para colocar nuestras obligaciones negociables en nuestra representación según fuera especificado en el respectivo suplemento de precio. Tales colocadores estarán indicados en el suplemento de precio que se utilice. Nos reservamos el derecho de revocar, cancelar o modificar cualquier oferta de obligaciones negociables contemplada en este prospecto o en cualquier suplemento de precio sin más trámite. Véase “De la Oferta y la Cotización — Plan de Distribución”. Este prospecto solamente podrá ser utilizado a los fines para los que se publica.

La fecha de este prospecto es 9 de mayo de 2013

ÍNDICE

Página

INTRODUCCIÓN 5

DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN 8

RESUMEN 20

DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA 27

INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA 32

INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA 54

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA 150

DIRECTORES, GERENCIA DE LA PRIMERA LÍNEA Y EMPLEADOS 191

ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS 201

INFORMACIÓN CONTABLE 205

DE LA OFERTA Y LA COTIZACIÓN 232

INFORMACIÓN DEL MERCADO 281

DIVIDENDOS 286

INFORMACIÓN ADICIONAL 289

YPF Sociedad Anónima (CUIT N° 30-54668997-9) es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina (“Argentina”). En el presente prospecto, las referencias a “YPF”, “la Compañía”, “la Sociedad”, “nosotros” y “nuestro” equivalen a YPF Sociedad Anónima y a sus sociedades controladas, si el contexto lo requiere, sus sociedades antecesoras. “YPF Sociedad Anónima” se refiere únicamente a YPF Sociedad Anónima. Llevamos nuestros libros y publicamos nuestros estados contables en pesos argentinos. En el presente prospecto, las referencias a “pesos”, “Ps.” o “$” lo son a pesos argentinos, y las referencias a “dólares”, “dólares estadounidenses” o “US$” lo son a dólares de los Estados Unidos.

Los inversores deben basarse únicamente en la información contenida en este prospecto, el respectivo suplemento de precio u otros suplementos. Ni nosotros ni los colocadores, de existir, hemos autorizado a ninguna persona a suministrar información diferente a la información contenida en este prospecto y cualquier suplemento de precio u otros suplementos y ni nosotros ni los colocadores, de existir, incurriremos en responsabilidad alguna por cualquier información que difiera de la misma. La información contenida en este prospecto es nuestra única responsabilidad y se basa en información provista por nosotros y otras fuentes que creemos que son confiables, y es exacta únicamente a la fecha del presente prospecto, sin considerar el momento de su distribución ni de la venta de las obligaciones negociables.

Al adoptar la decisión de invertir en las obligaciones negociables, los inversores deben basarse en su propio examen acerca de nuestra Compañía y de los términos de la oferta, incluidos los méritos y riesgos que implica realizar la operación. No deben interpretar el contenido de este prospecto como un asesoramiento legal, comercial o impositivo. Deben consultar con sus propios apoderados, asesores comerciales o impositivos.

La distribución de este prospecto o de cualquiera de sus partes, incluido cualquier suplemento de precio, y la oferta, venta y entrega de las obligaciones negociables pueden estar limitadas por ley en ciertas jurisdicciones. Junto a los colocadores requerimos que las personas en cuyo poder se encuentre el presente prospecto tomen conocimiento y cumplan con tales restricciones. Este prospecto no constituye una oferta de venta ni una invitación a presentar ofertas para comprar obligaciones negociables en ninguna jurisdicción a ninguna persona a quien fuera ilícito realizar la oferta o invitación, ni constituye una invitación ni una recomendación a suscribir o comprar obligaciones negociables por parte de la Compañía ni de los colocadores. Para una mayor descripción de las restricciones sobre las ofertas, ventas y entregas de las obligaciones negociables y la distribución de este prospecto y los documentos de la oferta relacionados con las obligaciones negociables, véase “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia” y “De la Oferta y la Cotización — Plan de Distribución”.

Las obligaciones negociables no llevan la recomendación de ninguna comisión de títulos valores ni ente regulador federal o de los estados de Estados Unidos. Asimismo, las mencionadas autoridades no han confirmado la exactitud ni determinado la suficiencia de este documento. Cualquier declaración en contrario constituye un delito penal.

De conformidad a lo dispuesto por la Ley N° 24.587, vigente a partir del 22 de noviembre de 1995 y el Decreto Nº 259/1996, las sociedades argentinas no pueden emitir títulos valores al portador o en forma nominativa endosable. Conforme a ello, y en la medida en que dicha ley esté vigente, sólo emitiremos obligaciones negociables nominativas no endosables.

Las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa revestirán el carácter de “obligaciones negociables simples no convertibles en acciones” según la Ley Nº 23.576 de Argentina y sus modificatorias (la “Ley de Obligaciones Negociables”) y tendrán derecho a los beneficios establecidos en dicha ley y estarán sujetas a sus requisitos de procedimiento. Las obligaciones negociables colocadas a través de una oferta pública en Argentina se ajustarán a las disposiciones de las Resoluciones Nº 470/2004 y 597/2011 dictadas por la Comisión Nacional de Valores (“la CNV” y las “Resoluciones 470 y 597”).

La creación de este Programa fue autorizada por resolución de nuestros accionistas adoptada en la asamblea ordinaria y extraordinaria celebrada el 8 de enero de 2008 y por resolución del Directorio aprobada el 6 de febrero de 2008. La delegación de facultades en el Directorio de la Sociedad con respecto a la determinación de los términos y condiciones del Programa y su facultad de subdelegar fue resuelta por la Asamblea General Ordinaria de accionistas celebrada el 26 de abril de 2011 Con fecha 13 de septiembre de 2012, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas de la Sociedad resolvió (i) ampliar el monto del Programa de U$S 1.000.000.000 o su equivalente a U$S 3.000.000.000 o su equivalente; (ii) prorrogar el plazo del Programa por 5 años contados a partir del 25 de octubre de 2012, fecha del dictado de la Resolución N° 16.954 por parte del Directorio de la CNV; (iii) ampliar el destino de fondos proveniente de la emisión de nuevas Obligaciones Negociables para incluir todas las alternativas previstas en le Ley de Obligaciones Negociables y (iv) prorrogar por dos años a partir de la fecha de dicha asamblea, la delegación en el Directorio de la determinación de términos y condiciones del Programa y de las nuevas Obligaciones Negociables a ser emitidas, con posibilidad de subdelegar dichas facultades en funcionarios autorizados de la Sociedad. El Directorio de la Sociedad, en su reunión del 18 de octubre de 2012 resolvió implementar lo resuelto en la referida asamblea del 13 de septiembre de 2012. Asimismo, el Directorio de la Sociedad, en su reunión del 11 de marzo de 2013 resolvió actualizar el Programa.

Adicionalmente, con fecha 30 de abril de 2013, la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de la Sociedad resolvió ampliar el monto del Programa de U$S 3.000.000.000 o su equivalente a U$S 5.000.000.000 o su equivalente.

INTRODUCCIÓN

El presente prospecto contiene los términos y condiciones de nuestro Programa, los factores de riesgo relacionados con una inversión en las obligaciones negociables, información sobre nuestro negocio, bienes, resultados de las operaciones y situación patrimonial y financiera, un análisis de la dirección sobre nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones, nuestros estados contables consolidados y demás información contable y de otra naturaleza relacionada con nosotros. Oportunamente actualizaremos, modificaremos o complementaremos este prospecto, actualizaciones, modificaciones o suplementos que podrán ser incluidos en un suplemento de precio o en otros suplementos del presente. Si hubiera diferencias entre la información aquí contenida y la contenida en un suplemento, deberán basarse en el suplemento, que se considerará reemplaza a la información de este prospecto.

Antes de invertir en las obligaciones negociables, deberán leer cuidadosamente este prospecto, junto con el respectivo suplemento de precio y cualquier otro suplemento o modificación del presente.

Excepto que se determinara lo contrario en este prospecto, las referencias a “US$” y “dólares” equivalen a dólares de los Estados Unidos de América y las referencias a “Ps.” y “pesos”, a pesos argentinos.

Información disponible

Integran el presente prospecto los estados contables correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011. El presente prospecto podrá contener resúmenes de ciertos acuerdos que podremos celebrar en relación con esta oferta. Las descripciones contenidas en el presente y en tales acuerdos no pretenden ser completas y se encuentran sujetas o condicionadas en su totalidad por referencia a los contratos definitivos. Podrán obtenerse copias de los contratos definitivos solicitándolas sin cargo en la siguiente dirección: Macacha Güemes 515, C1106BKK Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, (5411) 5441-5531.

Presentamos estados contables y demás informes en forma periódica a la CNV, sita en 25 de Mayo 175, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Se podrá consultar los estados contables de la Compañía, el presente prospecto, cualquier suplemento correspondiente y cualquier suplemento de precio relacionado con una serie a ser emitida en virtud del mismo en el sitio web de la CNV (www.cnv.gob.ar) en el ítem “Información Financiera”. Asimismo, aquellos inversores que lo deseen podrán solicitar en soporte papel ejemplares del presente prospecto y los estados contables que lo integran en la dirección indicada en el párrafo anterior.

Manifestaciones sobre el futuro

El presente prospecto, inclusive cualquier documentación incorporada por referencia al mismo, contiene manifestaciones que creemos constituyen manifestaciones sobre el futuro. Dichas manifestaciones hacia el futuro pueden incluir manifestaciones referidas a nuestra intención, entendimiento o expectativas actuales y a las de nuestra Dirección, e inclusive manifestaciones con respecto a tendencias que afectan la situación financiera, precios, ratios financieros, resultados de operaciones, negocio, estrategia, concentración geográfica, reservas, volumen futuro de producción de hidrocarburos y la capacidad de la Sociedad de cumplir con sus compromisos de venta a partir del futuro suministro de hidrocarburos disponible para la Sociedad, nuestra capacidad para pagar dividendos en el futuro y para cancelar nuestras deudas, fechas y períodos en los cuales la producción se estima podrá extraerse, como también nuestros planes con respecto a nuestros gastos y erogaciones de capital, estrategia de negocio, concentración geográfica, ahorro de costos, inversiones y política sobre dividendos. Dichas manifestaciones no garantizan el rendimiento futuro y están sujetas a riesgos e incertidumbres significativas, cambios y otros factores que pueden escapar a nuestro control y ser difíciles de predecir. En consecuencia, la situación financiera, ratios financieros, resultados de operaciones, negocio, estrategia, concentración geográfica, volumen de producción y reservas, como también nuestros gastos e inversiones de capital, ahorro de costos, inversiones, capacidad para cumplir con nuestros compromisos, pagar dividendos o cancelar nuestras obligaciones de deuda podrían diferir en forma significativa de los indicados en forma expresa o tácita en cualquiera de dichas manifestaciones hacia el futuro. Entre dichos factores se encuentran, pero no se limitan a, eventuales fluctuaciones del tipo de cambio, la inflación, el precio de los productos derivados del petróleo, la capacidad para realizar reducciones de costos y el logro de la eficiencia operativa y sin interrumpir indebidamente las operaciones del negocio, el reemplazo de reservas de hidrocarburos, consideraciones ambientales, reglamentarias y legales, incluyendo la imposición de regulaciones gubernamentales a los negocios en los que opera la Compañía, cambios en nuestra estrategia de negocio y operaciones, nuestra capacidad para encontrar socios u obtener financiamiento, la capacidad para mantener nuestras concesiones, y la situación económica y empresaria general en la Argentina, como así también los factores que se describen en este prospecto, en particular bajo los títulos “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo” y “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera - Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones”. No nos comprometemos a actualizar o corregir públicamente las manifestaciones sobre el futuro, aun cuando por la experiencia o los cambios futuros se torne claro que los resultados proyectados o la situación que indican en forma expresa o tácita no se realizarán.

Requisitos de calificación y ley argentina

El Decreto Nº 656/92 del Poder Ejecutivo de la Nación, dictado el 23 de abril de 1992, modificado por el Decreto Nº 749/00, fechado el 29 de agosto de 2000, junto con las resoluciones adoptadas por la CNV, ha establecido reglas generales sobre las calificaciones de riesgo aplicables a emisoras que tienen intención de ofrecer títulos de deuda por oferta pública en la Argentina. Según el Decreto Nº 749/00, ya no se exige que los títulos valores, como las obligaciones negociables, sean calificados por dos sociedades calificadoras de riesgo argentinas, debidamente autorizadas. No obstante, el Decreto Nº 749/00 dispone que las emisoras podrán solicitar la calificación de sus obligaciones negociables a sociedades calificadoras de riesgo, estén o no las mismas sujetas a las normas que rigen la oferta pública. Sin perjuicio de lo precedente, la CNV podrá establecer la obligatoriedad de la calificación cuando las especiales condiciones de la emisión así lo requieran.

Si una emisora optara por obtener cualquier calificación, o si la CNV considerara necesario obtener una calificación en una determinada circunstancia de la oferta, la Resolución Nº 368/2001 de la CNV y sus modificatorias disponen que las calificaciones de programas de obligaciones negociables de corto y/o mediano plazo deben obtenerse (i) antes de la emisión de obligaciones negociables respecto del valor nominal del programa, o (ii) antes de la emisión de cada serie respecto del valor nominal de dicha serie. Antes de la emisión de cada serie, las emisoras deberán determinar si las obligaciones negociables serán calificadas respecto del valor nominal de dicha serie. Las emisoras que opten por calificar sus obligaciones negociables elegirán una o dos sociedades calificadoras, según se detalle en el suplemento de precio de cada serie o tramo emitido en el marco del Programa.

La CNV ha dispuesto que las emisoras que opten por hacer calificar sus obligaciones negociables al momento de su emisión deberán mantener tal calificación hasta su amortización total, salvo que se acuerde lo contrario por resolución unánime de los tenedores.

La emisora que opte por no hacer calificar sus obligaciones negociables por al menos dos sociedades calificadoras de riesgo deberá incluir, en toda y cualquier referencia a las obligaciones negociables, en los prospectos, obligaciones negociables, anuncios, material publicitario, y cualquier otra forma de comunicación, la siguiente leyenda: (a) “ESTAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES NO HAN SIDO CALIFICADAS”, o (b) “ESTAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES TIENEN UNA SOLA CALIFICACIÓN”, según corresponda.

Las pautas específicas para las normas sobre las cuales se van a basar las calificaciones son remitidas por las sociedades calificadoras de riesgo argentinas autorizadas a la CNV para su aprobación.

El Decreto N° 656/92 establece que la deuda debe ser calificada en cinco categorías de calificación de deuda básicas, de la “A” a la “E”. Además, pueden crearse sub-categorías. Las categorías de la “A” a la “D” corresponden a las emisiones de deuda para las cuales se cumple con los requisitos informativos de conformidad con las leyes y las regulaciones argentinas y la categoría “E” corresponde a las emisiones de deuda para las que no se cumplen dichos requisitos. Los parámetros precisos de cada categoría y subcategoría se incluyen en la documentación presentada por cada calificadora para la aprobación de la CNV.

Una calificación no constituye una recomendación para comprar, mantener o vender obligaciones negociables, en la medida en que dicha calificación no se expresa sobre un precio de mercado o respecto a si es apropiado para inversores particulares. La calificación de un programa trata sobre la probabilidad del pago del capital y los intereses de las obligaciones negociables de conformidad con sus términos. No es posible asegurar que una calificación se mantenga durante un período determinado o que esa calificación no vaya a ser rebajada o retirada por la sociedad calificadora de riesgo si, a su criterio, lo justifican las circunstancias del futuro.

Este Programa cuenta solo con una calificación de riesgo. Con fecha 7 de mayo de 2013, Fitch Argentina Calificadora de Riesgo S.A., domiciliada en Sarmiento 663, Piso 7°, lo ha calificado “AA(arg)” en escala nacional. La categoría de calificación AA nacional implica una muy sólida calidad crediticia respecto de otros emisores o emisiones del país. El riesgo crediticio inherente a estas obligaciones financieras difiere levemente de los emisores o emisiones mejor calificadas dentro del país.

La Sociedad puede también calificar cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa, según se informe en el suplemento de precio correspondiente.

DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN

El 16 de abril de 2012, la Compañía fue notificada mediante acta notarial, del Decreto N°530/12 del Poder Ejecutivo Nacional (el “Decreto 530”), que estableció la intervención temporaria de la Compañía (la “Intervención”) por un período de treinta (30) días, con el objetivo de asegurar la continuidad de la empresa, la preservación de sus activos y de su patrimonio, el abastecimiento de combustibles y garantizar la cobertura de las necesidades del país y garantizar que el objetivo de la Ley de Expropiación sea cumplido. Ver “Información sobre la Emisora –Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino - Ley de Expropiación”.

Conforme al Artículo 3 del Decreto 530, se le asignaron temporalmente al Interventor, Julio M. De Vido (el “Interventor”), las facultades que el Estatuto de YPF confiere al Directorio y/o al Presidente de la Compañía, hasta la Asamblea General de Accionistas llevada a cabo el 4 de junio de 2012, cuando fue designado el nuevo Directorio, véase dentro de este Item “Directorio”.

La Ley de Expropiación, que fue aprobada por el Congreso el 3 de mayo de 2012 declaró de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. representado por igual porcentaje de las acciones Clase D de dicha empresa, pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación, las cuales fueron declaradas de utilidad pública, serán distribuidas del siguiente modo: el cincuenta y un por ciento (51%) pertenecerá al Estado nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. La Ley de Expropiación establece que YPF continuará sus operaciones como una “sociedad anónima abierta” y la gestión de las acciones sujetas a expropiación se llevará a cabo de acuerdo a los siguientes principios: (i) contribución estratégica de la compañía según los objetivos establecidos en la Ley de Expropiación; (ii) la gestión de la compañía de acuerdo a las mejores prácticas de la industria y el gobierno corporativo, preservando los intereses de los accionistas y creándoles valor; y (iii) la gestión profesional de la compañía.

El 7 de mayo de 2012, mediante Decreto N°676/2012 del Poder Ejecutivo Nacional, el Sr. Miguel Matías Galuccio fue designado Gerente General de la Compañía durante la Intervención. Adicionalmente, el 4 de junio de 2012 se resolvió por Asamblea General Ordinaria los nuevos miembros del Directorio de la Compañía, concluyendo así la intervención de la misma.

En cumplimiento de lo dispuesto por la Ley de Expropiación, la CNV convocó a una Asamblea General de Accionistas, celebrada el 4 de junio de 2012. Se aprobó la remoción de todos los miembros titulares y suplentes de nuestro Directorio y Comisión Fiscalizadora. Además, dicha Asamblea General de Accionistas fijó el número de miembros titulares y suplentes de nuestro Directorio y Comisión Fiscalizadora y nombró a sus nuevos miembros titulares y suplentes. Véase "Factores de Riesgos relacionados con Argentina-, el gobierno federal argentino ha tomado el control sobre la sociedad y lo operará de acuerdo con las políticas energéticas nacionales, de conformidad con la Ley de Expropiación "e" Información sobre la Emisora-Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno argentino, la Ley de Expropiación ".

La información proporcionada a continuación describe la composición y responsabilidades de nuestro Directorio y de los comités a la fecha de este Prospecto.

Directorio

Composición de nuestro Directorio.

Nuestras operaciones son conducidas por el Directorio, de acuerdo con nuestro estatuto social y con la Ley de Sociedades Comerciales de la República Argentina N°19.550 (la “Ley de Sociedades Comerciales”). Nuestro estatuto social prevé la existencia de un Directorio integrado por un número de miembros que oscila entre once (11) y veintiuno (21), según lo determine la asamblea de accionistas, y hasta un número equivalente de miembros suplentes. Los miembros suplentes son elegidos por los accionistas con el fin de reemplazar a los directores titulares que estuvieran ausentes en las reuniones o que no pudieran ejercer sus funciones, cuando y por el plazo que sean designados por el Directorio para cumplir con tal fin. Los miembros suplentes tendrán las mismas responsabilidades, deberes y facultades que los directores titulares en la medida en que sean convocados para asistir a las reuniones del Directorio y siempre que asuman dicho cargo.

Los directores se mantendrán en su cargo por un período de uno a tres ejercicios, según lo determinen las asambleas de accionistas. En virtud de lo resuelto en la Asamblea de Accionistas del 4 de junio de 2012, nuestro Directorio se compone actualmente de 17 directores titulares y 11 directores suplentes.

De acuerdo con nuestro estatuto social, el Estado Nacional, único tenedor de acciones Clase A, tiene derecho a elegir un director titular y un director suplente por dichas acciones. Bajo las disposiciones de la Ley de Sociedades Comerciales, la mayoría de nuestros directores deben ser residentes en la Argentina. La totalidad de los directores deben constituir domicilio legal en la Argentina para el diligenciamiento de notificaciones con relación a sus funciones.

Nuestro estatuto social requiere que el Directorio se reúna al menos una vez por trimestre, ya sea en forma personal o a través de video o tele conferencia, con un quórum de mayoría absoluta de los miembros que lo integren. Si no se obtuviera el quórum requerido una hora después de la hora de inicio fijada para la celebración de la reunión, el Presidente o su sustituto, podrá invitar al o los suplentes de las clases correspondientes a los directores ausentes para asistir a la reunión, o convocar a una reunión para otra fecha. Las resoluciones deberán ser adoptadas por la mayoría de los directores presentes y a distancia, y el Presidente o su sustituto tendrá doble voto en caso de empate.

A continuación se indican los miembros de nuestro Directorio, sus cargos ejecutivos, en su caso, sus respectivas edades, el año en que fueron designados originalmente y el año de vencimiento de su mandato:


Nombre	Cargo	Edad	Director desde	Plazo vence en
Miguel Matías Galuccio	Presidente del Directorio, Gerente General y Vicepresidente Ejecutivo (CEO)	44	2012	2013

Eduardo M. Basualdo	Director Titular	67	2012	2013
Héctor Walter Valle	Director Titular	77	2012	2013
José Iván Brizuela	Director Titular	39	2012	2013
Gustavo Alejandro Nagel	Director Titular	45	2012	2013
Roberto Ariel Ivovich	Director Titular	39	2012	2013
Oscar Alfredo Cretini	Director Titular	55	2012	2013
Walter Fernando Vázquez	Director Titular	45	2012	2013
Ricardo Luis Saporiti(1)	Director Titular	61	2013	2013
Manuel Arévalo(2)	Director Titular	61	2013	2013
Sebastián Uchitel	Director Titular	41	2012	2013
Rodrigo Cuesta	Director Titular y Director Corporativo de Servicios Jurídicos	38	2012	2013
Luis García del Río	Director Titular	46	2012	2013
Fernando Dasso	Director Titular y Director Ejecutivo Recursos Humanos	46	2008	2013
Fernando Giliberti	Director Titular	46	2012	2013
Carlos Alfonsi	Director Titular y Director Ejecutivo Downstream	52	2008	2013
Axel Kicillof (3)	Director Titular	41	2012	2013
Sergio Affronti	Director Suplente y Director de Servicios Compartidos	43	2012	2013
Ricardo Dardo Esquivel	Director Suplente	64	2012	2013
Luis Alberto Bontempo	Director Suplente	56	2012	2013
Carlos Héctor Lambré	Director Suplente	64	2012	2013
Francisco Ernesto García Ibañez	Director Suplente	48	2012	2013
Carlos Agustín Colo	Director Suplente	55	2012	2013
Gerardo Andrés Doria Muñoz	Director Suplente	41	2012	2013
Pablo Blanco Pérez	Director Suplente	42	2012	2013
Patricia María Charvay	Director Suplente	30	2012	2013

Asumió como Director en la reunión de Directorio del 17 de enero de 2013, en reemplazo de Oscar Lamboglia.
Asumió como Director en la reunión de Directorio del 17 de enero de 2013 en reemplazo de Guillermo Pereyra.
En representación de nuestras accciones Clase A.

Con fecha 30 de abril de 2013, la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas resolvió pasar a un cuarto intermedio la consideración de ciertos puntos del orden del día, fijándose como fecha de continuación de dicha asamblea el día 30 de mayo de 2013. Los puntos a ser tratados en esa fecha serán, entre otros, la designación de nuevas autoridades y la consideración de la gestión y remuneración de miembros del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora por el ejercicio 2012.

Tenencias accionarias de los integrantes del Directorio y Gerentes de primera línea

El Director Gustavo Alejandro Nagel poseía 380 acciones Clase D a la fecha de emisión de este prospecto, (representando aproximadamente el 0,000096% de nuestras acciones Clase D en circulación a dicha fecha), el Director Suplente Pablo Blanco Pérez poseía 5 acciones Clase D a la fecha de emisión de este prospecto (representando aproximadamente el 0.000001% de nuestras acciones Clase D en circulación a dicha fecha) y el Director Luis García del Río poseía 5 acciones Clase D a la fecha de emisión de este prospecto (representando aproximadamente el 0.000001% de nuestras acciones Clase D en circulación a dicha fecha), siendo los únicos Directores propietarios de acciones en YPF.

El Presidente del Directorio, quien de acuerdo a los Estatutos debe ser un director Clase D, fue elegido por el Directorio en su reunión del 4 de junio de 2012. Los directores que no son miembros del Directorio, es decir, los gerentes o directores de primera línea, pueden ocupar sus cargos a discreción del Directorio y pueden terminar su período en cualquier momento sin previo aviso.

A continuación se detalla un resumen de la experiencia profesional de los miembros del Directorio designados:

Miguel Galuccio

Miguel Galuccio, es ingeniero en petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires. Hasta el 16 de abril de 2012, Galuccio formó parte del equipo de dirección de Schlumberger en Londres. Tiene más de 20 años de experiencia internacional en la industria de gas y petróleo. Durante su carrera en Schlumberger, tuvo cargos de Gerente de Yacimientos en tiempo real, México, y Gerente General en América Central, Presidente de la Dirección del Proyecto Integrado –IPM y Presidente de la Dirección de Producción. En 2011, creó la estratégica división “Dirección de Producción Schlumberger”, con sede en Londres, que él dirigió hasta su nombramiento en YPF. A lo largo de su carrera en Schlumberger, Galuccio condujo compañias y equipos de trabajo en los Estados Unidos, Medio Oriente, Asia, Europa, America Latina, Rusia y China. Previo a Schlumberger, trabajó en YPF, donde participó del proceso de internacionalización de la Compañía como gerente de Maxus Energy. Durante su carrera en YPF, ocupó entre otras posiciones la de Gerente de Desarrollo – División Sud YPF, Asesor de Gerentes de Activos en Maxus – YPF Internacional y Gerente de Unidad de negocios en Maxus – YPF International. El 7 de Mayo de 2012, mediante el Decreto N°676/2012 del Poder Ejecutivo Nacional, Miguel Matías Galuccio fue nombrado Gerente General de la Compañía durante el período de la Intervención. El 4 de junio fue designado miembro titular del Directorio por la Asamblea y Presidente, Vicepresidente Ejecutivo y Gerente General (CEO) de YPF por el Directorio.

Axel Kicillof

Axel Kicillof obtuvo el título de Licenciado en Economía con orientación en el Sector Público en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires, y Doctorado en Economía, en la Universidad de Buenos Aires. Con una basta experiencia docente de grado y posgrado, se desempeñó como Investigador titular del Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad de Buenos Aires, Investigador del Conicet, Director del Proyecto de Investigación UBACYT E017 “Argentina después del colapso de la convertibilidad. Continuidades y rupturas. ¿Un nuevo patrón de crecimiento?”, Subdirector del Centro de Estudios para la Planificación del Desarrollo (CEPLAD) del IIE, UBA, e Investigador del Centro de Estudios para el Desarrollo Argentino (CENDA). Actualmente se desempeña como Secretario de Política Económica y Planificación del Desarrollo, en el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, desde diciembre de 2011.

Eduardo M. Basualdo

Eduardo M. Basualdo obtuvo el título de Licenciado en Economía y Ciencias Sociales en la Universidad Católica Argentina y el Título de Doctor en Historia, en la Facultad de Filosofía y Letras de la Universidad de Buenos Aires. Actualmente se desempeña como miembro de la Carrera de Investigador Científico del Conicet; dentro de la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales se desempeña como investigador principal y coordinador del Área Economía y Tecnología, es integrante del Comité Académico de dicha facultad, coordinador de la Maestría en Economía Política con Mención en Economía Argentina y Director de la colección de libros Economía Política Argentina. Asimismo se desempeña como miembro de la Comisión Directiva de CELS-Centro de Estudios Legales y Sociales-, miembro titular de la Junta de Calificación y Promoción de la Carrera de Investigador Científico y Tecnológico del CONICET, y coordinador del Centro de Investigación y Formación de la República Argentina, adscripto a la Secretaría General de la Central de Trabajadores Argentinos.

Héctor Walter Valle

Héctor Walter Valle obtuvo el título de Licenciado en Economía Política en la Universidad de Buenos Aires. Obtuvo una especialización en Planificación Económica y Social en el Instituto Latinoamericano de Planificación Económica y Social, y un Stage de especialización en Problema de Desarrollo Económico y Comercio Exterior en la Universidad de Grenoble. Entre otros cargos se desempeño como Vicepresidente segundo del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Capital Federal, Presidente de la Comisión de Economía del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Capital Federal, Vocal del Colegio de Graduados en Ciencias Económicas de la Capital Federal. Es el Presidente de la Fundación de Investigaciones para el Desarrollo (FIDE) desde 1991, y desde enero del 2005 hasta junio del presente año fue Presidente del Fondo Nacional de las Artes.

Ivan Brizuela

Ivan Brizuela obtuvo el título de Licenciado en Administración con orientación en Finanzas y Licenciado en Sociología con orientación en sociología de la Cultura, en la Universidad de Buenos Aires. Entre otros cargos, se desempeñó como Consultor Senior en sistema Financiero en Alpha Estudio de Economía; dentro del Ministerio de Economía se desempeñó como Director de la Agencia de desarrollo de Inversiones (ADI), Coordinador general del United Nations Development Program (UNDP), Representante de la Secretaría de Energía en Nucleoeléctrica Argentina S.A. y Representante de la Secretaría de Industria en el INTI. En 2004 fundó la sociedad Brisa de Argentina S.A., en la cual se desempeña como Director.

Carlos Alfonsi

Carlos Alfonsi obtuvo el título de químico en la Universidad Tecnológica de Mendoza, Argentina, el título de “IMD Managing Corporate Resources” de Lausanne University y estudió en el Massachussets Institute of Technology. En 1987 se incorporó a nuestra Compañía ocupando diversos cargos. Los cargos ocupados incluyen los cargos de Gerente de operaciones, director de la refinería La Plata, así como director de planeamiento operativo, Director de Comercio y Transporte para América Latina, Director de Refino y Marketing en Perú, Gerente de país para Perú, y R&M para Perú, Chile, Ecuador y Brasil. Actualmente el Sr. Alfonsi es nuestro Director Ejecutivo de Downstream.

Gustavo Alejandro Nagel

Gustavo Alejandro Nagel obtuvo el título de Ingeniero Industrial con Orientación Mecánica en la Universidad Nacional del Comahue en Neuquén, y realizó un Master en Dirección de Empresas en la Escuela Internacional de Negocios. Entre otros cargos, se desempeñó como Jefe de Equipos y Mantenimiento Filial Sud Oeste, Team Leader Servicios y Operaciones Petroleras en Venezuela, Gerente de Área de Negocios (Neuquén- Mendoza-Rosario), Gerente de Oil and Gas Argentina y Bolivia y Gerente General Andina en Gas y Petróleo del Neuquén S.A. Fue Subsecretario de Planificación y Servicios Públicos de la Provincia del Neuquén, y actualmente se desempeña como Director Representante por la Provincia del Neuquén en Hidroeléctrica Piedra del Águila y Director de Exploración y Producción en Gas y Petróleo del Neuquén S.A.

Roberto Ariel Ivovich

Roberto Ariel Ivovich obtuvo el título de Contador Público Nacional en la Universidad Nacional de Córdoba. Entre otros cargos se desempeñó como Auditor de Proyectos de Inversión del Consejo Federal de Inversiones (C.F.I), Asesor Contable de la Municipalidad de El Calafate, Santa Cruz, en el sector de Recaudaciones. Se desempeña como Representante Titular por la Provincia de Santa Cruz ante la Comisión de Responsabilidad Fiscal de la Nación, Integrante de la Comisión Federal del Impuesto de la Nación, Integrante de la Comisión Arbitral del Convenio Multilateral (COMARB).

Oscar Alfredo Cretini

Oscar Alfredo Cretini obtuvo el título de Licenciado en Ciencias Geológicas en la Facultad de Ciencias Exactas y Naturales en la Universidad de Buenos Aires, y un Master en Administración de Empresas, Orientación Empresa y Medio Ambiente en la Escuela de Negocios Internacionales de la Universidad de Belgrano. Entre otros cargos se desempeñó como Chief Geologist en exploración de Uranio/Thorio en las Cuencas de San Jorge, Provincia del Chubut, Cuencas Tronco Amblayo, Salta, Cuenca Paraná en Paraguay y Cuenca jurásica en Colombia y como Asesor Senior en el Honorable Senado de la Nación en materia de Energía Combustible y Minería. Se desempeñó también como consultor profesional para el programa “Informe de Impacto Ambiental del Pozo Exploratorio y los Yacimientos Petrolíferos de Explotación de YPF, Cuenca Golfo San Jorge”, y una filial local del grupo GEA, provincias de Chubut y Santa Cruz.

Walter Fernando Vázquez

Walter Fernando Vázquez obtuvo el título de Abogado en la Universidad Nacional de Córdoba. Entre otros cargos se desempeñó como Asesor de Gabinete del Ministerio de Economía a cargo de la implementación y puesta en marcha del Plan de Apoyo al Sector Minero Argentino (PASMA), Miembro Titular ante el Consejo Federal de Minería y Subsecretario de Hidrocarburos, Minería y Energía de la Provincia de Mendoza. Actualmente se desempeña como Miembro titular ante el Consejo Federal de Minería de la Provincia de Mendoza y como Director de la sociedad DIOXITEK.

Sebastián Uchitel

Sebastián Uchitel obtuvo el título en Analista Universitario en Computación en la Facultad de Ciencias Exactas y Naturales de la Universidad de Buenos Aires, Licenciado en Ciencias de la Computación, Facultad de Ciencias Exactas y Naturales, Universidad de Buenos Aires, y PhD en Computación, Facultad de Ingeniería, Imperial College, London, Reino Unido. Entre otros cargos, se desempeñó como Profesor Adjunto Regular dedicación exclusiva, del Departamento de Computación, Facultad de Ciencias Exactas y Naturales, Universidad de Buenos Aires; Investigador Adjunto, CONICET; Profesor Adjunto del Departamento de Computación, Imperial College London, Reino Unido; Investigador Asociado, Departamento de Computación, Imperial College, London, Reino Unido; Socio Fundador y Director de Lemma Informática S.R.L.. Asimismo, se desempeñó como Profesor Asociado, dedicación simple del Departamento de Computación, Imperial College London, Reino Unido y como Investigador Independiente del CONICET.

Rodrigo Cuesta

Rodrigo Cuesta obtuvo el título de Bachiller en Derecho y de Abogado de la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires y el de Magister en Derecho Administrativo de la Universidad Austral. Entre otros cargos se desempeñó como Asesor Letrado en la Dirección Nacional de Asuntos Judiciales de la Procuración del Tesoro de la Nación, Secretario General del Grupo Aerolíneas Argentinas y Síndico General de la Nación Adjunto. Actualmente es nuestro Director Corporativo de Servicios Jurídicos.

Fernando Giliberti

Fernando Giliberti obtuvo el Título de Contador Público, en la Universidad Católica Argentina, Magister en Administración de Empresas en la UADE, Postgraduate Diploma in Management and Economics of Natural Gas, College of Petroleum Studies, Oxford Univerity, Reino Unido, y Master in Science of Managment, Sloan Program, GSB Standford USA. Entre otros cargos se desempeñó en YPF como Jefe de Contabilidad y Finanzas de UN Mendoza, Gerente de Apoyo a los Negocios División Sur, Gerente Operaciones Unidad Económica Piloto El Guadal-Lomas del Cuyo, Gerente de Desarrollo de Negocios y Director de Desarrollo de Negocios de Exploración y Producción. En San Antonio (Pride International), se desempeñó como Gerente de Apoyo a los Negocios División Sur, y VP de Unidad de Negocios Latinoamérica y Pioneer Natural Resources de Argentina, VP de Desarrollo de Negocios. En 2006, fundó Oper-Pro Services S.A. de la cual es el actual Presidente. Actualmente es nuestro Director de Planeamiento Estratégico y Desarrollo de Negocios.

Fernando Dasso

El Sr. Dasso obtuvo su título en relaciones laborales en la Universidad de Buenos Aires. En el año 1993, se unió a nuestra Compañía y ha ocupado varios cargos dentro de la Sociedad desde esa fecha. En el año 2006, fue designado Director de Recursos Humanos en la unidad de negocios de Exploración y Explotación para la Argentina, Bolivia y Brasil. Actualmente el Sr. Dasso es nuestro Director de Recursos Humanos.

Luis García del Río

El Sr. Luis García del Río obtuvo el título de Licenciado en Derecho por la Universidad de Sevilla (España) 1989, fue Abogado del Estado (España) 1993-1999, Asesor del Gabinete de la Ministra de Medio Ambiente (España) 1999-2000, Abogado del Estado en el Gestor de Infraestructuras Ferroviarias (España) 2000-2001, Responsable de asuntos contenciosos Repsol Butano, S.A. 2001-2004, Responsable Asuntos Jurídicos GLP y Secretario del Consejo de Repsol Butano (Grupo Repsol) 2004-2005, Responsable Asuntos Jurídicos Upstream y GNL (Grupo Repsol) 2005-2008. Es Abogado independiente y socio del despacho profesional García del Río & Larragaña Abogados desde el 1 de mayo de 2008, situación en la que permanece en la actualidad.

Patricia María Charvay

Patricia María Charvay obtuvo el título de Licenciada en Economía en la Universidad de Buenos Aires, y el Título de Doctora con orientación en Economía en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires. Entre otros cargos, se desempeñó como Consultora del Componente de Gestión de la Información y Calidad del Dato en el Consejo Nacional de Coordinación de Políticas Sociales. Actualmente se desempeña como Directora Titular en representación del Estado Nacional en Edenor S.A., Mirgor S.A., Endesa Costanera S.A., y es Coordinadora de Gabinete en la Subsecretaría de Planificación Económica, Secretaría de Política Económica y Planificación del Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas. La Sra. Charvay fue elegida como Directora suplente por las acciones Clase A a propuesta del Estado Nacional argentino

Sergio P. Affronti

Sergio P. Affronti obtuvo el título de Contador Público Nacional por la Universidad Católica Argentina, es Licenciado en Administración de Empresas por la Universidad Católica Argentina, y O&G Managment and Engineering Program, por la University of Texas of Austin, TX, USA. Entre otros Cargos se desempeñó como Gerente de Planificación y Administración de Regional Argentina Sur de YPF Upstream, Comodoro Rivadavia (1998-2001); Coordinador de Abastecimiento Estratégico Upstream de Repsol-YPF Upstream, , Buenos Aires (2001-2002), Gerente de Planificación Estratégica Upstream LATAM de Repsol-YPF Upstrean, Buenos Aires (2002-2004), Director de Compras y Contrataciones de Upstream, Repsol-YPF Upstream, Buenos Aires (2004-2006), Director de Planificación y Control de la regional Europa, Asia y África y del Proyecto Gassi Touil, de Repsol-YPF Upstream, Madrid, España y Arel –HM-GT, Argelia (2006-2008), Country Manager Ecuador y Director de UN de Upstream de Repsol-YPF Upstream, Quito, Ecuador (2008-2010) y Director de Desarrollo Corporativo de Upstream Repsol-YPF Corporación, Madrid España (2011-mayo 2012). Actualmente se desempeña como Director de Servicios Compartidos.

Ricardo Dardo Esquivel

Ricardo Dardo Esquivel obtuvo el Título de Técnico Químico Industrial en la ENET N°1 , de Río Tercero, Córdoba. Ingresó a trabajar en 1973 en Yacimientos Petrolíferos Fiscales, Area Catriel. Allí, entre otros cargos, se desempeñó como Auditor de Contratos de Servicios Petroleros y Presidente de la Mutual de Empleados de YPF Catriel. Entre 1995 y 1999 ocupó el Cargo de Presidente de la Legislatura Municipal de Catriel, Director de Hidrocarburos de la Provincia de Río Negro y representante de dicha Provincia ante la OFEPHI. Entre 1999 y 2003 fue Diputado Provincial de dicha Provincia. Luego se desempeñó, entre otros cargos, como Vicepresidente de la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial, Coordinador de la Secretaría de Recursos Naturales de la Provincia de Neuquén y Subsecretario de Medio Ambiente. Actualmente se desempeña como Director Titular de la Empresa Provincial Gas y Petróleo del Neuquén S.A.

Luis Alberto R. Bontempo

Luis Alberto Rafael Bontempo obtuvo el título de Arquitecto en la Facultad de Arquitectura y Urbanismo de la Universidad Nacional de Buenos Aires. Entre otros cargos, se desempeñó como Director de Planeamiento Urbano en la Municipalidad de Caleta Oliva, Secretario de Gobierno Municipal, Secretarío de Planificación y Asesor del Intendente de dicha Municipalidad. En el año 2003 ocupó el cargo de Jefe de Gabinete del Secretario de Obras Públicas de la Nación. Actualmente se desempeña como Subsecretario de Desarrollo Urbano y Vivienda de la Nación.

Carlos Héctor Lambré

Carlos Héctor Lambré obtuvo el título de Ingeniero en Petróleo en la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco. Entre otros cargos, se desempeñó como Gerente de la Unidad del Golfo San Jorge para Pan American Energy; Gerente General de Terminales Marítimas Patagónicas S.A. (Termap S.A.); Team Consultant y Director del “Programa de Mejoramiento contínuo y participación del Personal” y Superintendente Divisional de Producción en Amoco Argentina OLI CO. Dentro de la misma Compañía también se desempeñó en el Departamento de Ingeniería y de Seguridad. Asimismo, se desempeñó en el Sector Público, entre otros cargos, fue Director General de Control Fiscal y Estadísticas de la Secretaría de Hidrocarburos y Minería de Chubut, Asesor de la Dirección General de Rentas de la Provincia de Chubut y Asesor de Petrominera Chubut S.E. Actualmente se desempeña como subsecretario del Ministerio de Hidrocarburos de la Provincia de Chubut y como secretario ejecutivo de la OFEPHI.

Francisco E. García Ibáñez

Francisco Ernesto García Ibáñez obtuvo el título de Abogado en la Universidad Nacional del Litoral. Entre otros cargos se desempeño como Jefe de Gabinete del Ministerio de Infraestructura, Vivienda y Transporte; Consejero representante de la Provincia de Mendoza en el Consejo Federal de Energía Eléctrica; Asesor de Gabinete del Ministerio de Infraestructura, Vivienda y Transporte; Presidente de la Junta de Disciplina del Ministerio de Economía y Finanzas; Asesor Letrado en el Departamento Jurídico del Ministerio de Hacienda e Inspector Delegado en la Dirección de Compras y Suministros del Ministerio de Hacienda.

Ricardo Luis Saporiti

Ricardo Luis Saporiti obtuvo el título de Ingeniero Industrial en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Católica Argentina. Luego realizó una especialización en Ingeniería del Petróleo y el Gas en el Instituto del Petróleo y Gas de la Universidad de Buenos Aires. Dentro de ESSO S.A.P.A, entre otros cargos, se desempeñó como Jefe de Lubricantes, Representante de Ventas Industriales, Analista Económico Financiero en el Departamento Comercial, Gerente Regional Retail e Industria para la Provincia de Buenos Aires y Litoral, y Gerente de Red Directa. Luego se desempeñó como Gerente General en RADES S.A.- Compañía General de Combustibles S.A., y Gerente de Negocios Minoristas, Red de Estaciones de Servicios; y Gerente de Negocios Downstrean para Latinoamérica en Puma Energy S.A.. En la Secretaría de Hidrocarburos de Tierra del Fuego, fue el Director Provincial de Capacitación y Proyectos y Representante de dicha provincia en OFEPHI. Actualmente se desempeña comosecretario de Hidrocarburos y Control de la Energía de la Provincia de Tierra del Fuego. Asumió como Director en la reunión de Directorio celebrada el 17 de enero de 2013, en sustitución del Sr. Oscar Lamboglia.

Manuel Arévalo

Manuel Arevalo, entre otros cargos, se desempeñó como empleado en Servicios Petroleros Industriales. Trabajó en la empresa de Servicios de Perforación “Cadesa S.A.”, fue encargado de reparaciones y herramientas de Kenting Drilling Argentina. Luego ingresó al Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro y Neuquén. En el año 2000 fundó el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado del Neuquén, siendo el Secretario General. En la actualidad es el Secretario General del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén y Río Negro y Miembro Fundador y Presidente del Directorio del Consejo Directivo Mutual del Personal Jerárquico y profesional del Petróleo y Gas Privado. Asumió como Director en la reunión de Directorio celebrada el 17 de enero de 2013, en sustitución del Sr. Guillermo Pereyra

Carlos Agustín Colo

Carlos Agustín Colo obtuvo el título de Geólogo en la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco. En 1985 ingresó a trabajar en YPF y se desempeñó como Geólogo de Exploración. Luego ocupó diversos cargos dentro de la Sociedad, siendo Jefe de Distrito en la Cuenca Golfo San Jorge, Gerente General de Repsol Colombia, Director de Repsol en la Asociación Repsol Oxly en Cravo Norte, Colombia, Director de la Unidad Económica de Las Heras, Santa Cruz y Director de la Dirección Técnica Upstream YPF, Buenos Aires. Actualmente se desempeña como Director de Exploración de YPF en Buenos Aires.

Gerardo A. Doria Muñoz

Gerardo Andrés Doria Muñoz obtuvo el título de Ingeniero Electrónico en la Universidad de la Patagonia San Juan Bosco. Durante su estadía en YPF se desempeñó en distintos cargos tales como Supervisor de Producción Área el Trebol- Escalante, Ingeniero de Reservorios Área el Trebol-Escalante, Gerente de Operaciones Área Manantiales Behr, Gerente de Operaciones Área Malargüe, Gerente de Control de Gestión Operativo, Director de la Unidad de Negocios Loma la Lata, Director de Calidad Upstream, y Director de Servicios Upstream (Perforación y Workover).

Pablo Blanco Pérez

El Sr. Pablo Blanco Pérez obtuvo su título de Licenciado en Derecho y Ciencias Económicas y Empresariales por la Universidad Pontificia Comillas (ICADE) en España. Entre otros cargos, se desempeñó como Abogado del Estado, responsable de los Servicios Jurídicos de la Comisión Nacional de Energía (CNE) hasta el año 2005, fecha en la que se incorporó a Repsol en donde actualmente se encuentra a cargo de los Servicios Jurídicos de Upstream y GNL del Grupo Repsol.

Prácticas del Directorio

Prácticas de nuestro Directorio

De acuerdo con lo establecido en la Ley de Sociedades Comerciales, los Directores tienen la obligación de cumplir sus deberes con la lealtad y diligencia de un buen hombre de negocios. Los directores son solidaria e ilimitadamente responsables ante nosotros, nuestros accionistas y terceros por el incumplimiento de sus deberes, por la violación de la ley o de nuestro estatuto social y otras regulaciones aplicables y por los daños y perjuicios causados por su dolo, abuso de facultades o culpa. Nuestro estatuto social, las regulaciones aplicables y las resoluciones de las asambleas de accionistas pueden asignar deberes específicos a un director. En tales casos, la imputación de responsabilidad de un director se hará atendiendo a su actuación individual siempre que su designación y asignación de funciones resuelta por asamblea estuviera inscripta en la IGJ.

Únicamente los accionistas a través de una asamblea de accionistas podrán autorizar a los directores para participar en actividades que se encuentran en competencia con nuestras actividades. Se autorizan las transacciones o los contratos celebrados entre directores e YPF, en la medida en que se realicen en condiciones justas de mercado. Las transacciones que no cumplan con los requerimientos antes mencionados deberán contar con la aprobación previa del Directorio o de la Comisión Fiscalizadora si no existiese quórum del Directorio. Asimismo, estas transacciones deberán ser posteriormente aprobadas por los accionistas reunidos en una asamblea general. Si nuestros accionistas no hubiesen aprobado la transacción relevante, los directores y miembros de la Comisión Fiscalizadora que aprobaron dicha transacción serán solidaria e ilimitadamente responsables por cualquier daño y perjuicio causado a nosotros.

Un director con intereses personales que fueran contrarios a los nuestros con relación a cualquier materia deberá notificarlo al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora y se abstendrá de votar sobre esas cuestiones. De lo contrario, dicho director será responsable hacia nosotros.

Un director no será responsable si, sin perjuicio de su presencia en la reunión en la cual se adoptó una resolución o aún teniendo conocimiento de dicha resolución, existiera un registro por escrito de su oposición a la resolución y si informara de su oposición a la Comisión Fiscalizadora antes de que se presente una demanda en su contra ante el Directorio, la Comisión Fiscalizadora, la Asamblea de Accionistas, el organismo gubernamental correspondiente o los tribunales. La responsabilidad de un director ante nosotros finaliza con la aprobación de su gestión por los accionistas, en una Asamblea General, siempre y cuando los accionistas que representaran al menos el 5% de nuestro capital accionario no tengan objeciones y su responsabilidad no resulte de una violación a las leyes, a nuestro estatuto social u otras regulaciones aplicables.

Primera Línea Gerencial

Nuestra primera línea gerencial a la fecha de este Prospecto esta compuesto por:

Nombre		Cargo (1)
Miguel Galuccio		Presidente del Directorio, Gerente General y Vicepresidente Ejecutivo (CEO)
Daniel González		Director Financiero (CFO)
Rodrigo Cuesta		Director Corporativo de Servicios Jurídicos
Jesús Grande		Director Ejecutivo Upstream
Carlos Alfonsi		Director Ejecutivo Downstream
Fernando Giliberti		Director de Planeamiento Estratégico y Desarrollo de Negocios
Nicolás Arceo		Director de Administración y Finanzas
Doris Capurro		Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales
Fernando Dasso		Director Ejecutivo Recursos Humanos
Sergio Affronti		Director de Servicios Compartidos

(*) La designación como Director no implica que las personas mencionadas son miembros de nuestro Directorio, cuya composición se encuentra descripta en el apartado “Directorio - Composición de nuestro Directorio”.

Daniel González

Daniel González es el Presidente del Comité de Transparencia. Daniel Gonzalez es Licenciado en Administración de Empresas de la Universidad Católica Argentina. Se desempeño durante 14 años en el banco de inversión Merrill Lynch & Co en Buenos Aires y Nueva York ocupando los cargos de Jefe de Fusiones y Adquisiciones para América Latina y Presidente para el Cono Sur (Argentina, Chile, Perú y Uruguay), entre otros. Durante su desempeño en Merrill Lynch, el Sr. González jugó un papel destacado en varias de las transacciones más importantes de banca de inversión en la región. Permaneció como consultor de Bank of America Merrill Lynch luego de su salida del banco. Anteriormente fue Jefe de Planeamiento Financiero y Relaciones con Inversores en Transportadora de Gas del Sur SA. Actualmente también es miembro del Directorio de Farmacity SA, de Hidroneuquén SA y de Hidroeléctrica Piedra del Aguila SA. A la fecha de emisión de este prospecto, el Sr. González es nuestro Director Financiero (CFO).

Jesús Grande

Jesús Grande es ingeniero graduado con medalla de oro en la Universidad Nacional de Tucumán. Trabajó en Schlumberger, empresa en la que ingresó en 1993 y en la que se ha desarrollado en diferentes áreas tales como Implementación de Estrategia Corporativa, Director de Recursos Humanos y como Presidente de una de sus líneas de servicios. Ocupó también funciones operativas y ejecutivas en Kuwait, Argentina, Brasil, Angola y Estados Unidos. Su especialidad es la gestión y optimización de operaciones. El Sr. Grande es nuestro Director Ejecutivo Upstream.

Nicolás Arceo

Nicolás Arceo es economista, graduado de la Universidad de Buenos Aires, con un doctorado en Ciencias Sociales y un Master en Política Económica de la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (FLACSO). El Sr. Arceo es nuestro Director de Administración y Finanzas.

Doris Capurro

Doris Capurro es Licenciada en Sociología. Durante su carrera la Sra. Capurro se especializó en relaciones públicas, medios de comunicación, publicidad, gestión política, marketing e investigación de mercado. La Sra. Capurro es presidente de dos consultoras líderes en la Argentina CAPComunications S.A. e Ibarometro S.A. Adicionalmente, la Sra. Capurro fundó y dirigió una agencia líder de servicios de publicidad y comunicación (Capurro y Asociados), durante 20 años, hasta que fue adquirida en 1999 por el grupo francés Publicis. Recibió varios premios nacionales e internacionales para la creatividad publicitaria, estrategia y gestión. La Sra. Capurro es la organizadora de las Jornadas Internacionales de Gerenciamiento Político en Buenos Aires, patrocinado por la Escuela de Postgrado de Gerencia Política de la Universidad George Washington y Torcuato Di Tella. Es profesora en el Máster de Comunicación Política de la Universidad Pontificia de Salamanca, España, y en la Universidad FLACSO en Buenos Aires. A la fecha de emisión de este prospecto, la Sra. Capurro es nuestra Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales.

La Comisión Fiscalizadora

La Comisión Fiscalizadora es responsable de supervisar el cumplimiento por parte del Directorio y funcionarios de la Ley de Sociedades, los estatutos, las regulaciones aplicables (si las hubiera) y las resoluciones de la asamblea de accionistas. Las funciones de la Comisión Fiscalizadora también incluyen, entre otras, asistir a todas las reuniones de Directorio, preparar un informe sobre los estados contables para nuestros accionistas, asistir a las asambleas de accionistas y proveer de información cuando los accionistas que representen al menos el 2% de nuestro capital así lo solicitaran.

Nuestro estatuto social dispone la creación de una Comisión Fiscalizadora formada por tres a cinco miembros titulares y tres a cinco miembros suplentes según lo determine la asamblea de accionistas, elegidos por el período de un ejercicio. Los accionistas Clase A tienen derecho a elegir un miembro titular y un miembro suplente de la Comisión Fiscalizadora mientras exista al menos una acción Clase A. Los tenedores de acciones Clase D eligen hasta cuatro miembros titulares y cuatro miembros suplentes de dicha comisión, de acuerdo con lo que determine la asamblea de accionistas. De conformidad con nuestro estatuto social, cualquier miembro podrá convocar a una reunión de la Comisión Fiscalizadora. La reunión exige la presencia de todos los miembros, y se adoptan las resoluciones por mayoría. Los miembros titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora no son miembros del Directorio. La función de nuestra Comisión Fiscalizadora difiere de la del Comité de Auditoría. Véase “Comité de Auditoría”. Para el período concluido el 31 de diciembre de 2012, la remuneración total pagada a los miembros de la Comisión Fiscalizadora fue de Ps. 1,7 millones.

A continuación aparece un detalle con los nombres de los miembros actuales de la Comisión Fiscalizadora, el año de su designación original y el año en el cual vencen sus mandatos actuales:

Nombre	Clase de acciones representadas	Cargo	Edad	Miembro desde	Cargo vence en
Gustavo Adolfo Mazzoni	A	Síndico titular	61	2012	2013(*)
María de las Mercedes Archimbal	D	Síndico titular	31	2012	2013(*)
Enrique Alfredo Fila	D	Síndico titular	54	2012	2013(*)
Raquel Inés Orozco (suplente)	A	Síndico suplente	57	2012	2013(*)
Guillermo Leandro Cadirola (suplente)	D	Síndico suplente	38	2012	2013(*)
Cecilia Leonor Carabelli (suplente)	A	Síndico suplente	42	2012	2013(*)

(*) Los miembros de nuestra Comisión Fiscalizadorason designados en relación con el año fiscal. Nuestros accionistas, en la asamblea general ordinaria de accionistas celebrada el 4 de junio 2012 designaron a los miembros de la Comisión Fiscalizadora para el ejercicio fiscal 2012.

Gustavo Adolfo Mazzoni

El Sr. Mazzoni es Contador Público por la Universidad Nacional de Buenos Aires, Psicólogo Social por la Escuela de Psicología Pichon Riviere y especialista en Administración Financiera por la Universidad Nacional de Buenos Aires. Entre los años 1976 y 1980 se desempeñó en el Estudio de Auditoría Price Waterhouse & Co, como auditor senior, a partir del año 1980 y hasta 1993 en la Sindicatura General de Empresas Públicas, realizando tareas como Jefe de equipos de auditoría, Jefe del departamento de auditoría y síndico en diversas empresas del Estado Nacional. A partir del año 1993 se desempeñó en la Sindicatura General de la Nación como síndico y Gerente de Supervisión Institucional y Social teniendo a su cargo la supervisión de equipos propios de auditoría y las unidades de auditoría interna de los Ministerios de Educación, Desarrollo Social, Salud, Trabajo, Interior, Justicia, la Jefatura de Gabinete de Ministros y las Universidades Nacionales. Actualmente se desempeña como síndico titular en Aerolíneas Argentinas S.A., Austral S.A., Optar S.A., ARSAT, EBISA, CEATSA, Gas Natural BAN y como director en Radio Televisión Argentina.

María de las Mercedes Archimbal

Obtuvo el título de abogada por la Universidad Católica Argentina, Especialista en Relaciones y Negociaciones Internacionales por la Universidad de San Andrés y la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (FLACSO), Magister en Relaciones y Negociaciones Internacionales por la Universidad de San Andrés, Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (FLACSO) y la Universidad de Barcelona. Entre los años 2006 y 2012 se desempeñó como asesora legal en diversas áreas del sector público. Entre otros cargos fue coordinadora legal de la Subsecretaría de Promoción al Financiamiento de la Pequeña y Mediana Empresa de la Secretaría de la Pequeña y Mediana Empresa y Desarrollo Regional del Ministerio de Industria e integró el Grupo Ad- Hoc y la Comisión Asesora para el Fondo de Garantías de MERCOSUR para Micro, Pequeñas y Medianas Empresas. Actualmente, se desempeña como Síndico en la Gerencia de Fiscalización de Sociedad, Empresas y Entidades Financieras de la Sindicatura General de la Nación. Es síndico titular en Nación Fideicomisos S.A. y síndico suplente en Radio y Televisión Argentina S.E., Euromayor S.A. Inversiones y Pampa Energía S.A.

Enrique Alfredo Fila

El Sr. Fila obtuvo el título de Contador Público en la Universidad Nacional de La Plata. Se desempeñó durante más de veinte años en la actividad privada como administrador en las áreas de gestión de los recursos humanos, administración, e implementación de sistemas de calidad, desde estudios consultores, empresas comerciales y organizaciones industriales. Durante diez años se desempeñó en la actividad pública, entre otros cargos como Concejal en la ciudad de La Plata, Vicepresidente II del Cuerpo y asesor del Intendente durante el período 2006-2007 en las materias de su incumbencia profesional y fue consultor en el Ministerio de Desarrollo Social de la Nación dentro del Proyecto P.N.U.D Arg 08/002. Actualmente se desempeña como Síndico en la Gerencia de Fiscalización de Empresas, Sociedades y Entidades Financieras en la Sindicatura General de la Nación. Es Síndico Titular designado en Tandanor S.A.I.C. y N., Aeropuertos Argentina 2000 S.A., RTA S.E., Distribuidora de Gas Cuyana S.A., YPF Gas S.A. y Síndico Suplente de Nación A.F.J.P. .S.A., Servicios de Radio y Televisión de la Universidad Nacional de Córdoba – SRT S.A., Empresa de Transporte de Energía Eléctrica Por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires S.A. –Transba S.A., Compañía de Transporte de Energía Eléctrica- Transener, Veng S.A. Compañía Inversora de Trasmisión Eléctrica- Citelec S.A., y Sociedad del Estado Casa de Moneda.

Raquel Inés Orozco

La señora Orozco actualmente desempeña funciones como Síndico Societario Titular en las siguientes sociedades: CENTRAL TÉRMICA GUEMES S.A. desde el 26 de mayo de 2010, TELAM S.E. desde el 8 de noviembre de 2007; UBATEC S.A. desde el 14 de diciembre de 2010; INDER S.E. (e.l.) desde el 23 de noviembre de 2006; FONCAP S.A. desde el 31 de octubre de 2010 y en LT10 RADIO UNIVERSIDAD DEL LITORAL S.A. desde el 08 de septiembre 2006; como Sindico Societario Suplente en LOTERIA NACIONAL S.E. desde el 4 de agosto de 2011. La Sra. Orozco es Abogada graduada en la Universidad de Buenos Aires, con diversos cursos de actualización acordes con la función de Síndico Societario.

Guillermo Cadirola

El Sr. Cadirola obtuvo su título de Contador Público, graduándose con honores, en la Universidad de Buenos Aires, complementando su perfil académico con la realización de una Maestría en Economía y Dirección de Empresas (MBA) en el IESE Business School de Barcelona, España. Actualmente, es miembro de la Sindicatura General de la Nación (SIGEN), ejerciendo funciones de síndico en AGP S.E., ALL Central S.A. y ALL Mesopotámica S.A. Cuenta con amplia experiencia en la gestión de diversas empresas multinacionales en áreas de Operaciones, Compras y Finanzas.

Cecilia Leonor Carabelli

Obtuvo el título de Abogada por la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires. Realizó cursos de actualización en Derecho Notarial y Registral en la Universidad Católica Argentina y en Derecho Societario en la Universidad de Buenos Aires. En su experiencia profesional, entre otros cargos, trabajó en estudios jurídicos. Asimismo, se desempeñó en el sector público en la gerencia de asuntos jurídicos de la ANSeS, en la Secretaría de Desarrollo Social –Subsecretaría de Políticas Sociales-, en el Honorable Senado de la Nación como Sub directora de despacho, en la Legislatura de la Ciudad de Buenos Aires como jefa de despacho, en la Obra Social de la Ciudad de Buenos Aires como asesora legal del Directorio, integrante del Comité de Administración del Fondo Fiduciario de Deudores Hipotecarios en representación del Ministerio de Economía y Producción, en la Dirección de Asuntos Legales y Administrativos de la Administración Federal de Ingresos Públicos. Actualmente es Síndico de la Sindicatura General de la Nación.

Asesores legales

Ciertas cuestiones legales que se rigen por el derecho argentino serán determinadas por el Estudio O´Farrell, nuestros asesores legales en Argentina, y por Tanoira Cassagne Abogados u otros asesores legales que se especifiquen en el suplemento de precio aplicable como asesores legales en Argentina de los colocadores correspondientes. El Estudio O’Farrell tiene su domicilio en Av. De Mayo 645/651, (C1084AAB) Ciudad Autónoma de Buenos Aires, mientras que Tanoira Cassagne Abogados tiene su domicilio en Juana Manso 205, 7mo. Piso, Puerto Madero (C1107CBE), Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Auditores

Los auditores de los últimos tres (3) ejercicios anuales fueron los siguientes:


Balance al:	Firmado por:	Estudio contable:	Domicilio:	Matriculado en:
31 de diciembre de 2012	Guillermo D. Cohen	Deloitte & Co. S.A.	Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As.	C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 233, Folio 73
31 de diciembre de 2011	Diego O. De Vivo	Deloitte & Co. S.R.L.	Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As.	C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 223, Folio 190
31 de diciembre de 2010	Diego O. De Vivo	Deloitte & Co. S.R.L.	Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As.	C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 223, Folio 190

Diego O. De Vivo y Guillermo D. Cohen, socios de la firma auditora, se encuentran matriculados en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La asamblea de accionistas celebrada el 17 de julio de 2012 aprobó la designación de Deloitte & Co. S.A. (antes Deloitte & Co. S.R.L.) como auditores externos de nuestros estados contables por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. También la citada asamblea resolvió designar a los señores Guillermo D. Cohen y Fernando G. del Pozo (matriculado en el C.P.C.E.C.A.B.A., Tomo 254, Folio 138), indistintamente, como contadores certificantes por Deloitte & Co. S.A. Adicionalmente, el Comité de Auditoría de la Sociedad no tuvo objeciones en la designación de Deloitte & Co. S.A. como auditores externos de nuestros estados contables al 31 de diciembre de 2013, lo cual fue aprobado por nuestros accionistas en la Asamblea Ordinaria y Extraordinaria celebrada el 30 de abril de 2013.

RESUMEN

Panorama general

Somos la principal compañía de energía de la Argentina, y operamos una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los segmentos de upstream y downstream del país. Nuestras operaciones de upstream consisten en la exploración, explotación y producción de petróleo crudo, gas natural y gas licuado de petróleo (“GLP”). Nuestras operaciones de downstream incluyen la refinación, comercialización, transporte y distribución de petróleo y de una amplia gama de productos de petróleo, derivados del petróleo, productos petroquímicos, GLP y biocombustibles. Además, estamos trabajando activamente en los sectores de separación de gas y distribución de gas natural tanto directamente como a través de nuestra participación en sociedades afiliadas. En 2012, nuestras ventas netas consolidadas fueron de Ps. 67.174 millones y nuestra utilidad neta fue de Ps. 3.902 millones.

Hasta noviembre de 1992, la mayoría de nuestras predecesoras eran empresas de propiedad del Estado cuyas operaciones se remontan a la década de 1920. En noviembre de 1992, el gobierno argentino sancionó la Ley N° 24.145 (la “Ley de Privatización”), que estableció los procedimientos mediante los cuales nuestra compañía se privatizaría. En julio de 1993, conforme a la Ley de Privatización, completamos una oferta internacional de 160 millones de acciones Clase D, que anteriormente fueran de propiedad del Estado nacional. Como resultado de esa oferta y de otras transacciones, hacia fines de 1993, el porcentaje de nuestro capital accionario de propiedad del gobierno argentino se redujo del 100% a aproximadamente el 20%.

Desde 1999, y hasta la aprobación de la sanción de Ley de Expropiación, éramos una sociedad controlada por Repsol YPF, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en gran parte del mundo. Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% de nuestro capital accionario desde el año 2000 hasta el año 2008, cuando Petersen Energía adquirió en diferentes momentos acciones que representan el 15,46% de nuestro capital social. Asimismo, Repsol YPF había otorgado opciones a favor de ciertas afiliadas de Petersen Energía para adquirir hasta un 10% adicional de nuestro capital social en circulación, la cual fue ejercida en mayo de 2011.

El 3 de mayo de 2012, el Congreso de la Nación (el “Congreso”) sancionó la Ley de Expropiación. Entre otros asuntos, la Ley de Expropiación declaró de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. representado por igual porcentaje de las acciones Clase D, pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación, las cuales fueron declaradas de utilidad pública, serán distribuidas del siguiente modo: el cincuenta y un por ciento (51%) pertenecerá al Estado nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. La mencionada Ley también dispone que a fin de garantizar la continuidad en las actividades de exploración, producción, industrialización y refinación de hidrocarburos a cargo de YPF Sociedad Anónima, así como su transporte, comercialización y distribución y el incremento del flujo inversor, para el adecuado abastecimiento de los combustibles necesarios para el funcionamiento de la economía nacional, el Poder Ejecutivo Nacional, a través de las personas u organismos que designe, desde la entrada en vigencia de la ley ejercerá todos los derechos que las acciones a expropiar confieren en los términos de los artículos 57 y 59 de la Ley N° 21.499. A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la norma citada establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Argentina - El Estado nacional ejerce los derechos sobre las acciones sujetas a expropiación bajo la Ley 26.741 y se espera que la Sociedad sea operada conforme a la política energética de acuerdo con la mencionada ley”, “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación” y “Accionistas Mayoritarios y Transacciones con Partes Relacionadas”.

Asimismo, el 16 de abril de 2012, la Sociedad fue notificada a través de una certificación notarial, del Decreto N° 530/12 del Poder Ejecutivo Nacional, el cual estableció la intervención de YPF por un período de treinta días (habiendo sido posteriormente prorrogado hasta nuestra asamblea de accionistas llevada a cabo el 4 de junio de 2012, en la cual fueron designados los miembros de nuestro Directorio), con el objetivo de asegurar la continuidad de la empresa, la preservación de sus activos y de su capital, asegurar la provisión de combustibles y la satisfacción de las necesidades del país y garantizar que el objetivo de la Ley de Expropiación sea cumplido. Ver “Información sobre la Emisora –Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino - Ley de Expropiación.

Nuestra Asamblea General de Accionistas que se celebró el 4 de junio de 2012 designó a los nuevos miembros de nuestro Directorio. Véase “Directores, Gerencia de Primera Línea y Empleados” dando consecuentemente por finalizada la etapa de intervención de la Sociedad resuelta por el Poder Ejecutivo Nacional a través del Decreto de Necesidad y Urgencia N° 530/2012 (el “Decreto 530”), luego prorrogada por el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 730/2012. Véase “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación”.

La información contenida dentro de este prospecto para el ejercicio 2012 y sus correspondientes comparativos, fue obtenida de nuestros Estados Contables Consolidados Auditados y Memoria aprobados por el Directorio con fecha 11 de marzo de 2013.

Con fecha 20 de marzo de 2009, la F.A.C.P.C.E. aprobó la Resolución Técnica N° 26 “Adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”)” del Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”), posteriormente modificada por la Resolución Técnica N° 29 de fecha 3 de diciembre de 2010. Dicha resolución ha sido aprobada por la CNV a través de la Resolución General N° 562/09 del 29 de diciembre de 2009, modificada esta última por la Resolución General N° 576/10 del 1 de julio de 2010, para ciertas entidades incluidas en el régimen de oferta pública de la Ley de Mercado de Capitales. La aplicación de tales normas es obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio iniciado el 1 de enero de 2012, con fecha de transición 1 de enero de 2011. En la Nota 1 a nuestros Estados Contables Consolidados Auditados se incluye un detalle de los criterios adoptados en la transición a NIIF.

Upstream

Al 31 de diciembre de 2012, de acuerdo a información interna de la Compañía, teníamos participación en más de 90 yacimientos de petróleo y gas en Argentina, lo cual representaba aproximadamente el 42% de la producción total de petróleo crudo del país, excluyendo líquidos de gas natural (“LGN”), y aproximadamente el 34% de su producción total de gas, incluyendo LGN, en 2011, de acuerdo con la información suministrada por la Secretaría de Energía de la República Argentina (“Secretaría de Energía”).
De acuerdo a información y estimaciones internas de la Sociedad, tenemos reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012, de aproximadamente 590 mmbbl de petróleo y de aproximadamente 2.186 bcf de gas, lo cual representa de acuerdo a nuestros cálculos un total de reservas de aproximadamente 979 mmbpe.
Durante el ejercicio 2012, de acuerdo a información interna de la Compañía, produjimos aproximadamente 101 mmbbl de petróleo (275 mbbl/d) y aproximadamente 432 bcf de gas (1.179 mmcf/d).

Downstream

Somos el principal refinador de la Argentina con operaciones en tres refinerías de nuestra exclusiva propiedad con una capacidad de refinación anual combinada de aproximadamente 116 mmbbl (319,5 mbbl/d). También tenemos una participación del 50% en Refinería del Norte S.A. (“Refinor”), una sociedad controlada conjuntamente con y operada por Petrobrás Energía S.A. (“Petrobras”), que cuenta con una capacidad de refinación de 26,1 mbbl/d.
Al 31 de diciembre de 2012, nuestra red de distribución minorista de combustibles comprendía 1.535 con la marca YPF, y estimamos que contábamos con cerca del 33,9% de todas las estaciones de servicio de Argentina.
Somos uno de los más importantes productores petroquímicos en Argentina y el Cono Sur de América Latina, con operaciones llevadas a cabo en nuestras plantas de Ensenada y Plaza Huincul. Además, Profertil S.A. (“Profertil”), una sociedad controlada conjuntamente con Agrium Holdco Spain S.L. (“Agrium”), es productora líder de urea en el Cono Sur.

El 30 de Agosto de 2012 hemos aprobado y anunciado el Plan Estratégico 2013-2017 que constituirá las bases para nuestro desarrollo en los próximos años. Dicho plan tiene como base reafirmar nuestro compromiso de crear un nuevo modelo de compañía en la Argentina que alinea nuestros objetivos, buscando un crecimiento sostenido y rentable que genere valor para los accionistas, con los del país, posicionando a YPF como líder de la industria que apunte a revertir el desbalance energético nacional y a lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos en el largo plazo.

El mercado argentino

Argentina es el segundo productor de gas natural y el cuarto productor de petróleo crudo en América del Sur y América Central sobre la base de la producción de 2011, según el estudio de estadísticas de BP (BP Statistical Review of World Energy) de 2011, publicado en junio de 2012.

En respuesta a la crisis económica de 2001 y 2002 el gobierno argentino, de conformidad con la Ley de Emergencia Pública y Reforma al Régimen Cambiario Nº 25.561 (la “Ley de Emergencia Pública”), estableció retenciones a las exportaciones sobre ciertos productos hidrocarburíferos. En los años posteriores, a fin de satisfacer la demanda local creciente y reducir la presión inflacionaria, esa política se complementó con limitaciones a los precios locales, restricciones temporarias a las exportaciones y subsidios a las importaciones de gas natural y gasoil. Por consiguiente, hasta 2008, los precios locales de los productos del petróleo y gas natural permanecieron considerablemente más bajos que los precios en los países limítrofes y en las transacciones internacionales de commodities, aumentando la demanda local de esos productos. Luego de la crisis económica de 2001 y 2002, el Producto Bruto Interno (“PBI”) de Argentina ha crecido a una tasa promedio anual del 8,5% aproximadamente desde el año 2003 hasta el año 2008, desacelerándose en 2009 a raíz de la crisis del mercado financiero internacional, para luego recuperarse en el año 2010 y 2011, creciendo a una tasa real anual del 9.0% aproximadamente. Durante 2012, el PBI de Argentina creció a una tasa promedio anual de aproximadamente 1,9%, de acuerdo a información preliminar oficial. Impulsada por la expansión económica y por los precios locales bajos, la demanda de energía en la Argentina ha aumentado significativamente durante ese mismo período, sobrepasando el suministro de energía (que disminuyó en el caso del petróleo). Por ejemplo, el consumo de gas natural creció a una tasa promedio anual de aproximadamente 5% durante el período 2003-2011 según el BP Statistical Review of World Energy y la Secretaría de Energía. Como resultado de ese crecimiento acumulado de la demanda y de las medidas tomadas por las autoridades regulatorias de Argentina destinadas a respaldar el suministro local, los volúmenes exportados de productos hidrocarburíferos, especialmente de gas natural, gasoil y naftas disminuyeron a un ritmo constante durante ese período. Al mismo tiempo, Argentina ha incrementado las importaciones de hidrocarburos, convirtiéndose en un importador neto de ciertos productos como el gasoil, a la vez que aumentaron las importaciones de gas natural (incluyendo GNL). En el año 2003, las exportaciones de gasoil en la Argentina, netas de las importaciones del mismo producto, ascendieron a aproximadamente 1.349 mcm, mientras que en 2012 las importaciones netas ascendieron a aproximadamente 1275 mcm, según información de la Secretaría de Energía. Se están efectuando inversiones significativas en el sector de energía, y se espera que sean requeridas inversiones adicionales a fin de respaldar el crecimiento económico continuo.

La demanda de gasoil en Argentina excede la producción local. Además, los precios correspondientes a la importación de productos refinados han sido generalmente superiores a los precios promedio de venta locales de dichos productos, haciendo no rentables la importación y la reventa de los mismos. En consecuencia, en algunas ocasiones, las estaciones de servicio experimentan faltas temporales de producto haciendo por consiguiente necesario suspender o restringir las ventas de gasoil.

El 3 de mayo de 2012, la Ley de Expropiación fue aprobada por el Congreso. La Ley de Expropiación declaró el logro de la autosuficiencia en el suministro de hidrocarburos, así como en la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, un interés público nacional y una prioridad para la Argentina. Además, declara como objetivo garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleos, el aumento de la competitividad de diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sostenible de las provincias argentinas y regiones. Véase “Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación”

Fortalezas competitivas

Mayor productor, refinador y comercializador de crudo, gas natural y productos refinados de la Argentina

Al 31 de diciembre 2012 las reservas comprobadas de petróleo en Argentina tuvieron un incremento del 1.9% y las de gas natural incluido el LGN disminuyeron un 7.1%. Nuestras operaciones de refinación y marketing llevan a cabo la refinación y distribución de más productos refinados que cualquier otra compañía en Argentina. En 2012, tuvimos más del 50% de la capacidad de refinación del país y distribuimos más gasoil, nafta, lubricantes, asfalto y gas natural comprimido que cualquier otro distribuidor. Al 31 de diciembre de 2012, teníamos 1.535 estaciones de servicio con la marca YPF (incluyendo las estaciones de servicio de nuestra propiedad y las estaciones de servicio con franquicia), contábamos con aproximadamente el 33% de las estaciones de servicio de combustibles líquidos del país y poseíamos una participación en el mercado de naftas y gasoil de aproximadamente 56,5% de acuerdo al análisis que efectuamos de la información provista por la Secretaría de Energía. Somos uno de los más importantes productores petroquímicos en el mercado local, ofreciendo una amplia gama de productos, incluyendo aromáticos y fertilizantes, LAB, LAS, anhídrido maléico, polibutenos, metanol y solventes.

Fuertemente posicionados como actor integrado a lo largo de toda la cadena de valor del petróleo y del gas natural

Participamos en la exploración, producción, refinación, comercialización y distribución de hidrocarburos, obteniendo márgenes en todos los niveles, lo que nos brinda una flexibilidad única en el manejo de nuestro portafolio en relación a nuestros mercados objetivo. Nuestra producción de petróleo es destinada prácticamente en su totalidad a nuestras refinerías, representando aproximadamente el 82% y el 78% del petróleo crudo procesado por nuestras refinerías, respectivamente para 2012 y 2011. Nuestra producción de gas abastece no solamente a los sectores residenciales del país sino también al consumo de nuestras refinerías y complejos químicos propios, y también abastece, en diferentes medidas, las necesidades de gas de nuestras empresas participadas tales como Compañía Mega S.A. (separadora y fraccionadora de líquidos de gas natural), Profertil S.A. (productora y comercializadora de fertilizantes) y Refinor S.A. (refinería ubicada en el Noroeste del país), entre otras. Los combustibles vendidos en nuestras estaciones de servicio provienen en su gran mayoría de nuestras refinerías y son complementados por combustibles importados por nuestra sociedad cuando las oportunidades de mercado lo justifican y tal que la satisfacción de nuestros clientes sea superior a la que experimentan con nuestros competidores. Este esfuerzo por satisfacer la demanda actual nos asegura una cartera de clientes robusta en el largo plazo, reforzando las oportunidades de rentabilidad en el mismo a través de la cadena de valor integrada.

Importante cartera de concesiones de petróleo y gas

Al 31 de diciembre de 2012, teníamos participación en 143 concesiones de explotación y permisos de exploración en Argentina, con una participación del 100% en 56 de ellas. Muchas de nuestras concesiones de explotación se encuentran entre las más productivas de Argentina, e incluyen concesiones en las cuencas Neuquina y del Golfo San Jorge que, en 2012 representaban alrededor del 84% de nuestra producción total en áreas operadas y no operadas. Si bien originalmente nuestras concesiones no expiran hasta el año 2017, en varios casos ya hemos negociado la extensión del plazo de vigencia hasta el año 2026 y 2027 (Véase “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y relación con el Gobierno Nacional Argentino – Acuerdos de Extensión de Concesiones con la Provincia de Neuquén y Mendoza”) mientras que en otros tantos ya hemos extendido los plazos hasta el año 2042 (Véase “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y relación con el Gobierno Nacional Argentino – Acuerdos de Extensión de Concesiones con la Provincia de Santa Cruz”). El proceso de obtención de la extensión de las concesiones continúa su marcha conforme a la estrategia de valorización de los activos diseñada, la cual determina la oportunidad y alcance de cada caso. Tenemos una cartera de yacimientos maduros que incluyen reservorios bajo procesos de recuperación secundaria y reservorios de gas de baja permeabilidad (“tight gas”) con características geológicas similares en muchos aspectos a aquellas en otras regiones (por ejemplo Estados Unidos) que han sido exitosamente rejuvenecidos mediante el uso de tecnologías de recuperación de petróleo de avanzada para aumentar los factores de recuperación de reservas y/o para favorecer la permeabilidad mediante mecanismos de estimulación de los reservorios

La mayoría de nuestros yacimientos han estado en funcionamiento durante varios años y, como consecuencia, aproximadamente el 79% de nuestras reservas comprobadas totales de 979 mmbpe se clasificaron como desarrolladas al 31 de diciembre de 2012.

Importantes activos de refinación y logística

Tenemos importantes activos de refinación con capacidad de procesamiento de alrededor de 330 mil barriles diarios que, estimamos, representan más del 50% de la capacidad total de refinación del país, y que operan con altas tasas de utilización. Nuestro sistema de refinación cuenta con una alta complejidad, lo cual nos otorga la flexibilidad necesaria para transferir parte de nuestros recursos de producción hacia productos con mayor valor agregado. Nuestros activos de refino también se benefician de la producción a gran escala (nuestra refinería de La Plata es la más grande de Argentina y cuenta con una capacidad de 189 mbbl/d), de una ubicación conveniente y están entre los mejores del mundo en términos de disponibilidad y mantenimiento.

Durante el año 2012 hemos operado nuestros complejos industriales de refinación al 90% de su capacidad.

En Argentina, también operamos una red de poliductos para el transporte de productos refinados con una longitud total de 1.801 km. Además, poseemos 17 plantas para almacenaje y distribución de productos refinados y 7 plantas de GLP con una capacidad total aproximada de 1.620.000 m³. Tres de nuestras plantas para almacenaje y distribución se encuentran anexadas a las refinerías de Luján de Cuyo, La Plata y Plaza Huincul. Diez de nuestras plantas para almacenaje y distribución tienen conexiones marítimas o fluviales. Operamos 53 aeroplantas (40 de ellas son propiedad de YPF en su totalidad) con una capacidad de 25.500 m³; poseemos 28 camiones, 123 surtidores y 17 expendedoras automáticas. Esas instalaciones ofrecen un sistema de distribución flexible en todo el país y nos permiten facilitar las exportaciones a mercados extranjeros, en la medida permitida conforme a las reglamentaciones gubernamentales. Los productos se despachan en camión, buque o barcaza fluvial.

Todas nuestras refinerías están conectadas a oleoductos de nuestra propiedad o en los cuales tenemos una participación significativa. El petróleo se bombea a nuestra refinería de Luján de Cuyo desde Puerto Hernández por un oleoducto de 528 km y a nuestra refinería de La Plata desde Puerto Rosales por otro oleoducto de 585 km. También tenemos una participación del 37% en Oleoductos del Valle S.A. (la compañía que opera el oleoducto desde la cuenca Neuquina hasta Puerto Rosales).

Fuerte posicionamiento de marca

Nuestra marca, “YPF”, es ampliamente reconocida por los consumidores argentinos. Nuestras más de 1.500 estaciones de servicios con la marca YPF están ubicadas en todas las áreas urbanas, suburbanas y rurales de Argentina, con la mayor cobertura de mercado del país; bajo nuestros programas de fidelización se encuentran activas 540 mil de tarjetas que ofrecen distintos servicios y beneficios a nuestros clientes. También potenciamos nuestro poder de marca para vender productos industriales, tales como los lubricantes, con una participación en el mercado argentino de aproximadamente 42.2% al 31 de diciembre de 2012 según datos SE.

Experimentado equipo directivo fortalecido con ejecutivos de amplia trayectoria en la industria a nivel internacional

Nuestra sociedad está dirigida por un equipo de profesionales experimentados y de gran reputación. Ciertos miembros claves del equipo ejecutivo de primer nivel (rango) forman parte de nuestra compañía desde hace mucho tiempo y poseen una vasta experiencia en el sector energético argentino. Durante el 2012 el equipo de gestión de la compañía fue fortalecido con la incorporación de un nuevo Gerente General y otros ejecutivos con amplia experiencia internacional en compañías de primer nivel mundial.

Estrategia de negocios

El 30 de Agosto de 2012, la Compañía ha aprobado y anunciado el Plan Estratégico 2013-2017 que constituirá las bases para el desarrollo de la misma en los próximos años. Dicho plan tiene como base reafirmar el compromiso de crear un nuevo modelo de compañía en la Argentina que alinea los objetivos de YPF, buscando un crecimiento sostenido y rentable que genere valor para los accionistas, con los del país, donde YPF se constituya en el líder de la industria que apunte a revertir el desbalance energético nacional y a lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos en el largo plazo.–Véase -Información sobre la Emisora - Historia de YPF-.

Nuestra estrategia de negocios se desarrolla a partir de una nueva visión de YPF como líder del cambio de paradigma energético de la Argentina, combinando nuestro fuerte sentido de pertenencia a Argentina con profesionalismo, competitividad y eficiencia. YPF jugará un rol clave para que Argentina deje de ser importador neto de energía y pueda ser capaz de explotar sus recursos hidrocarburíferos y convertirse en exportador y líder en el rejuvenecimiento de yacimientos maduros y en la explotación de recursos no convencionales.

Como la compañía integrada de petróleo y gas más importante de Argentina seremos una empresa comprometida con el crecimiento del país y la generación de valor para todos nuestros accionistas. Buscaremos mejorar nuestros márgenes operativos y alcanzar una rentabilidad sobre el capital invertido acorde con la de otros operadores del sector en el mercado mundial. Invertiremos para aumentar el tamaño de nuestro portafolio en forma balanceada e integrada, focalizándonos en explotar, en forma rentable y eficiente a nivel integrado, la mayor cantidad de oportunidades.

Los pilares de nuestra estrategia son las siguientes:

Upstream

Impulsar el rejuvenecimiento de nuestros yacimientos maduros con el objetivo de extender sus límites y vida útil mediante la mejora del factor de recobro. Buscaremos la expansión de los límites actuales de los yacimientos y la aplicación sistemática de técnicas tales como la perforación de tipo infill (búsqueda de petróleo remanente en el reservorio a través de nuevas perforaciones entre pozos existentes) y la inyección de agua, geles y polímeros para recuperación secundaria y terciaria. Muchas de estas técnicas han sido empleadas con éxito en otras cuencas maduras comparables, cuyos factores de recobro están alrededor del 35%. La diferencia entre este benchmark y el factor de recobro combinado de nuestros yacimientos, de alrededor de 21%, ofrece una idea de la magnitud del potencial de crecimiento. Sin embargo, como todos los proyectos petroleros su naturaleza es incierta y los resultados finales dependerán no sólo de la inversión y la aplicación eficaz de las técnicas referidas sino, en gran medida, del comportamiento y naturaleza geológica y petrofísica de los reservorios afectados.

Lanzar el desarrollo intensivo de nuestros recursos no convencionales. Estamos diseñando un piloto para aplicar el modo factoría de perforación, accediendo a la última tecnología disponible en materia de perforación y estimulación de pozos, palanca fundamental para el éxito del desarrollo del potencial de nuestro petróleo y gas no convencional. Los recursos no convencionales existen en acumulaciones de hidrocarburos que resultan generalmente muy extensas y que típicamente se encuentran en la roca generadora de los mismos. Por tanto, el modo factoría se caracteriza por la aplicación intensiva de técnicas especializadas de extracción sobre un área generalmente extensa, requiriendo elevados montos de inversión. Se estima que el desarrollo de un primer programa piloto de alrededor de 140 pozos con objetivo en la Formación Vaca Muerta conllevaría una inversión de aproximadamente US$1200 millones para perforación y terminación de pozos y las facilidades de producción asociadas. Durante el piloto se probarán distintos diseños de pozo y espaciamiento entre los mismos que optimicen el desarrollo sostenido sobre una superficie más extensa. Otras características intrínsecas en la economía de los proyectos de tipo factoría son que la performance de los pozos mejora con el conocimiento de los reservorios y que los costos disminuyen sustancialmente con el aumento del tamaño o escala de la factoría. La historia del desarrollo de “plays” no convencionales como Eagle Ford, Hanesvielle o Bakken en Estados Unidos – contra los cuales Vaca Muerta se compara más que favorablemente en términos geológicos y otros - demuestran la evolución referida.

Optimizar el valor de nuestra cartera de activos.Estamos tratando de optimizar nuestra cartera de activos de exploración y producción a través de la gestión activa de varios yacimientos secundarios, incluso mediante asociaciones potenciales con operadores más pequeños en algunos yacimientos con el fin de mejorar su eficiencia operativa.

Mejorar la eficiencia operativa de nuestra exploración y explotación. Nuestras unidades de negocios de exploración, explotación y servicios upstream están llevando a cabo una mejora operativa integral y un programa de reducción de costos que esperamos tengan un impacto positivo sobre nuestro negocio. Ellas comprenden iniciativas para mejorar la productividad de los pozos a través de una mejor gestión del agua, mejorar el mantenimiento de las instalaciones, optimizar el proceso de estimulación y reducir los costos de la energía, entre otras.

Invertir en la exploración onshore y offshore. Tenemos planeado relanzar nuestra actividad exploratoria orientada tanto a recursos convencionales como a no convencionales en tierra (“onshore”). En cuencas productivas argentinas, nuestra intención es desarrollar actividades exploratorias sobre activos ya operados e impulsar el posicionamiento de YPF en nuevo dominio onshore poco explorado, para lo cual tenemos planeado agregar equipos de perforación y contratar personal técnico adicional. Asimismo, para cuencas no productivas o de frontera, ampliaremos nuestra investigación y, eventualmente nuestro portafolio, sobre áreas relativamente inexploradas que ofrecen potencial según la visión actual de nuestro Plan de Exploración Argentina. Buscaremos también apalancar nuestro expertise exploratorio en países donde ya estamos presentes como Chile, Paraguay y Uruguay revisando continuamente nuestro posicionamiento a la luz de la composición total o integral de nuestro portafolio de oportunidades exploratorias.

Asimismo, continuaremos la exploración de yacimientos potencialmente productivos de la cuenca marítima argentina (“offshore”). La superficie offshore de Argentina, en su mayoría, aún no ha sido explorada y constituye el área más grande para el desarrollo de zonas no explotadas del país en la cual pretendemos participar activamente mediante la incorporación de nuevas áreas. También hemos incorporado superficie de exploración offshore en la plataforma marítima de Uruguay, siguiendo un patrón de investigación definido por nuestros expertos en geociencias. YPF realiza ésta actividad exploratoria específica en el offshore uruguayo junto a Petroleos Brasileiros, uno de los líderes en exploración offshore mundial. A su vez, tenemos asociaciones con otras compañías con expertise específico en cada uno de los proyectos exploratorios relevantes, de forma de diversificar el alto riesgo de esta actividad y aumentar, al mismo tiempo, el número de proyectos investigados, palancas que típicamente determinan el grado de éxito de una cartera de proyectos exploratorios.

Downstream

Continuar mejorando la eficiencia de producción y de costos en los negocios de downstream. Buscamos optimizar nuestro proceso productivo a fin de aumentar la utilización de la capacidad de refino existente así como incrementar la capacidad de procesamiento de nuestras plantas a través de la eliminación de “cuellos de botella” y la reforma de equipos. Asimismo intentamos mejorar la flexibilidad de nuestras instalaciones para transferir capacidad entre algunas categorías de productos, adaptar nuestras refinerías para sostener el actual liderazgo en la competencia en calidad de producto y desarrollar nuestros activos y redes logísticas para acomodarnos al crecimiento esperado de la demanda. Además, continuamos en el proceso de implementar varios programas de reducción de costos en todos nuestros activos de refinación y logística (incluyendo la reducción del consumo interno de energía y la optimización del abastecimiento), en la red de comercialización (incluyendo la centralización de las tareas de administración, la reducción del costo de los programas de fidelización) y en la división química (incluyendo la reducción de paradas de planta para mantenimiento).

Avanzamos con la construcción de la Planta de Reformado Catalítico Continuo (“CCR”) que se estima implicará una inversión total superior a US$ 384 millones y se espera comience a funcionar en el segundo trimestre del 2013. Esta planta utilizará la última tecnología para realizar procesos químicos de reformado de naftas a base de catalizadores, que implicará mejoras en términos de productividad, seguridad industrial y cuidado del medio ambiente. El régimen de producción permitirá elaborar aproximadamente unas 200.000 toneladas anuales de compuestos aromáticos que pueden ser utilizados como mejoradores octánicos de las naftas destinadas al consumo automotor. Asimismo, producirá aproximadamente 15.000 toneladas de hidrógeno las que permitirán realizar los procesos de hidrogenado de combustibles para aumentar su calidad y disminuir el contenido de azufre, reduciendo aún más el impacto ambiental de los motores de combustión interna.

Asimismo, y adicionalmente a lo mencionado en el párrafo precedente, iniciamos las inversiones en unidades de hidrotratamiento y desulfuración que implicarán destinar aproximadamente US$ 654 millones para mejorar aún más la calidad de las naftas y gasoil que producen nuestras refinerías en La Plata y en Luján de Cuyo, provincia de Mendoza, aprovechando el hidrógeno generado por el CCR. También se destinará parte de esta inversión a optimizar el uso de la energía y el aumento de la confiabilidad y capacidad eléctrica de las plantas. Estimamos que dicho proyecto esté terminado durante los próximos tres años. La obra correspondiente a la unidad de hidrotratamiento de Gas Oil en refinería La plata finalizó en noviembre 2012 y demandó una inversión de 278 MUSD.

Por último, avanza la construcción de la nueva unidad de Coque “A”, la cuál aumentará la capacidad de producción actual de la unidad en un 70%, equivalente a un incremento de aproximadamente 150.000 m3 anuales de nafta súper y 240.000 m3 anuales de gasoil. Se estima que esta nueva unidad implicará una inversión de más de US$ 792 millones y que podría comenzar a operar a fines del 2015.

Aumentar la creación de valor de los productos petroquímicos. Nuestra unidad de negocios de química llevará a cabo una actualización significativa de su planta de aromáticos mediante la migración hacia la última tecnología de punta según se menciona precedentemente. Creemos que nuestras inversiones facilitarán la integración con nuestra unidad de negocios de refino y marketing a través de un importante aumento en la producción de aromáticos, mucho de lo cual será empleado por nuestra unidad de negocios de refino y marketing para incrementar los niveles de octanaje de la gasolina y para producir hidrógeno a fin de mejorar la productividad de la planta de refino.

Nuestras principales oficinas administrativas están ubicadas en Macacha Güemes 515, (C1106BKK) Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina; nuestro número de teléfono general es (5411) 5441-2000; nuestro número de fax es el (5411) 5441-0232 y nuestra dirección de correo electrónico es [email protected]. Nuestro sitio web es www.ypf.com . La información que contiene dicho sitio web no se encuentra incluida como referencia en el presente Prospecto y no se la considerará parte de él.

DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

Este resumen detalla información importante sobre este Programa. Se recomienda leer este prospecto en su totalidad. Para mayor información sobre la serie en particular de obligaciones negociables que se propone comprar, el inversor también debe revisar el suplemento de precio aplicable. Los términos del respectivo suplemento de precio para una serie de obligaciones negociables podrán reemplazar la descripción de las obligaciones negociables contenida en el presente, únicamente en beneficio de los inversores.

Las referencias en el presente prospecto a “obligaciones negociables” equivalen a obligaciones negociables que podemos emitir en el marco de este Programa, salvo que el contexto indique lo contrario.


Emisora	YPF Sociedad Anónima.

Colocadores	Los eventuales colocadores respecto de cada serie de obligaciones negociables se designarán en el respectivo suplemento de precio correspondiente a cada serie de obligaciones negociables.

Monto del Programa	Podremos emitir obligaciones negociables por un monto de capital total máximo en circulación en cualquier momento de US$ 5.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas); teniendo en cuenta que, sujeto a la previa aprobación de la CNV, podemos modificar el Programa para aumentar el valor nominal total de obligaciones negociables que pueden ser emitidas en el marco del Programa en cualquier momento sin el consentimiento de los tenedores de obligaciones negociables.

Duración del Programa	El plazo original del Programa era de cinco años a partir de la autorización del Programa por parte de la CNV. En virtud de lo resuelto por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas de la Sociedad del 13 de septiembre de 2012, dicho plazo fue prorrogado por cinco años a partir del 25 de octubre de 2012, fecha de la nueva autorización de oferta pública otorgada por el Directorio de la CNV.

Emisión en Clases y/o Series	Dentro de cada clase, podremos emitir series de obligaciones negociables, sujeto a términos idénticos a los de los demás series de dicha clase, salvo que la fecha de emisión, el precio de emisión y la fecha de pago de intereses inicial, pueden variar.

	Estableceremos los términos específicos de cada clase en un suplemento de precio de este prospecto.

Rango	Las obligaciones negociables emitidas en este Programa calificarán como obligaciones negociables simples no convertibles en acciones según la ley argentina y serán emitidas con ajuste a todos los requerimientos de la Ley de Obligaciones Negociables y las demás leyes y reglamentaciones argentinas aplicables y cumplirán todos sus términos.

	Salvo que se especifique de modo distinto en el respectivo suplemento de precio, las obligaciones negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales y no subordinadas, con garantía común sobre nuestro patrimonio, y en todo momento tendrán igual prioridad de pago que todo nuestro otro endeudamiento no garantizado y no subordinado, presente y futuro (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho).

	Si así lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables garantizadas por un convenio de cesión, privilegio u otra garantía respecto de los bienes allí especificados y tendrán privilegio, con el alcance de la garantía, sobre todo su otro endeudamiento no garantizado y no subordinado, presente y futuro (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho).

	Si lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables subordinadas que estarán en todo momento en inferior prioridad de pago al de nuestro endeudamiento garantizado y, en tanto allí se establezca en tal sentido, parte de nuestro endeudamiento no garantizado y no subordinado (así como las obligaciones que gocen de preferencia por ley o de puro derecho).

Precio de Emisión	Podremos emitir obligaciones negociables a su valor nominal o a descuento o prima de su valor nominal, según detalle el respectivo suplemento de precio. El Precio de emisión de las obligaciones negociables será concertado por nosotros y el(los) colocador(es) relevante(s) al momento de la emisión, tal como como se establecerá en el suplemento de precio respectivo.

Monedas	Podremos emitir obligaciones negociables en cualquier moneda según especifique el respectivo suplemento de precio. También podremos emitir obligaciones negociables con capital e intereses pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que se denominan, con el alcance permitido por la ley aplicable.

Vencimientos	Podremos emitir obligaciones negociables con vencimientos en la fecha especificada en el suplemento de precio respectivo, la cual deberá ser de no menos de siete días desde la fecha de emisión o el período mínimo establecido bajo la regulación de la CNV.

Intereses	Las obligaciones negociables podrán devengar intereses a una tasa fija o con un margen por sobre o debajo de una tasa variable en base a la tasa LIBOR, las tasas del Tesoro estadounidense o cualquier otra tasa base, o por referencia a un índice o fórmula según se indique en el respectivo suplemento de precio. También podremos emitir obligaciones negociables que no devenguen intereses, según pudiera especificar el respectivo suplemento de precio.

Rescate	El respectivo suplemento de precio podrá disponer que las obligaciones negociables de una serie podrán ser rescatadas a opción nuestra y/o a opción de los tenedores, en su totalidad o en parte, al precio o a los precios especificados en el suplemento de precio aplicable. El rescate parcial se realizará proporcionalmente.

Rescate por Cuestiones Impositivas	Las obligaciones negociables podrán ser rescatadas por nosotros en su totalidad, no en forma parcial, a un precio igual al 100% del monto de capital más intereses devengados e impagos en caso de ocurrir ciertos supuestos fiscales en Argentina. Véase “De la Oferta y la Cotización—Descripción de las Obligaciones Negociables—Rescate y Recompra—Rescate por Cuestiones Impositivas”.

Rescate ante un Supuesto de Nacionalización	Ante un Supuesto de Nacionalización especificado, deberán ser rescatadas todas las obligaciones negociables de la serie en un plazo de 30 a 60 días desde la recepción de la notificación del Fiduciario, si lo hubiera, o de tenedores del 25% o más del monto de capital total de las obligaciones negociables de la respectiva serie. Véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables – Rescate y Recompra – Rescate debido a un Evento de Nacionalización”.

Oferta de Recompra	El suplemento de precio correspondiente podría disponer que, ante ciertos acontecimientos allí descriptos, se nos exija que realicemos una oferta para recomprar obligaciones negociables de la respectiva serie a un precio establecido en y de acuerdo con las condiciones del suplemento de precio respectivo.

Compromisos	El presente prospecto contiene ciertos compromisos que, sujeto a importantes excepciones y salvo que se dispusiera de otro modo en el suplemento de precio relativo a una serie de obligaciones negociables, limitan nuestra capacidad de incurrir en ciertos gravámenes o de celebrar ciertas operaciones de venta con alquiler recíproco y, salvo que cumplamos con ciertos requisitos, limitan nuestra capacidad de fusionarnos, consolidarnos o transferir la totalidad o sustancialmente la totalidad de nuestros activos. Véase “De la Oferta y la Cotización – Descripción de las Obligaciones Negociables – Compromisos”.

Destino de los Fondos	Emplearemos el producido neto proveniente de la emisión de obligaciones negociables en el marco de este Programa, en cumplimiento de los requisitos establecidos en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y otras regulaciones aplicables, según lo especificado en el suplemento de precio correspondiente, para uno o más de los siguientes propósitos: (i) inversiones en activos físicos y capital de trabajo dentro de la Argentina; ii) a partir del 25 de octubre de 2012, a la refinanciación de pasivos; y/o (iii) integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a nosotros cuyo producido se aplique a los destinos antes especificados, en el país. Véase “Información Clave sobre la Emisora — Razones de la Oferta y Destino de los Fondos”.

Retenciones Fiscales; Montos Adicionales	Realizaremos los pagos respecto de las obligaciones negociables sin retención o deducción de impuestos u otras cargas públicas fijadas por Argentina, o cualquier subdivisión política o autoridad fiscal de dicho país. En caso de que la ley exija practicar tales retenciones o deducciones, sujeto a ciertas excepciones, pagaremos los Montos Adicionales (según se define en el presente) necesarios para que los tenedores reciban el mismo monto que habrían recibido con respecto a los pagos sobre las obligaciones negociables de no haberse practicado tales retenciones o deducciones. Véase “De la Oferta y la Cotización – Descripción de las Obligaciones Negociables – Montos Adicionales”.

Denominaciones	Emitiremos obligaciones negociables, en las denominaciones especificadas en el respectivo suplemento de precio, sujeto a las leyes aplicables y normas de la CNV.

Forma	Salvo que se especifique de modo distinto en el suplemento de precio correspondiente, las obligaciones negociables ofrecidas en Estados Unidos a compradores institucionales calificados en base a la Norma 144 A según la Ley de Títulos Valores Estadounidense estarán representadas por una o más obligaciones negociables globales de la Norma 144 A y las obligaciones negociables ofrecidas en base a la Regulación S estarán representadas por una o más obligaciones negociables globales de la Regulación S.

Restricciones a la Transferencia	No hemos registrado las obligaciones negociables en los términos de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, por lo que no podrán ser transferidas salvo en cumplimiento de las restricciones sobre transferencias detalladas en el título “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia”.

Derechos de Registro	De así especificarlo el respectivo suplemento de precio, podremos otorgar derechos de registro a los tenedores de una serie de obligaciones negociables.

	Según cualquier Contrato de Derechos de Registro, si hubiera, podremos acordar presentar ante la U.S. Securities and Exchange Commission (“SEC”) y emplearemos los esfuerzos comercialmente razonables para obtener la aprobación de una solicitud de autorización de oferta de canje de las respectivas obligaciones negociables (las “Obligaciones Negociables de Canje”), sustancialmente con iguales términos (pero sin restricciones sobre transferencias y ciertos otros términos sobre aumento de intereses, según se describe más adelante). Al aprobarse una solicitud de autorización de oferta de canje, ofreceríamos a los tenedores de tales obligaciones negociables que puedan efectuar ciertas declaraciones la oportunidad de canjear sus obligaciones negociables por un monto de capital igual de Obligaciones Negociables de Canje. En ciertas circunstancias, podremos estar obligados en cambio a presentar una solicitud de autorización de oferta para cubrir ventas de obligaciones negociables por parte de los tenedores. De no presentarse u obtenerse la aprobación de la solicitud de autorización de oferta de canje o llevarse a cabo la oferta de canje o, de ser requerido, de no presentarse u obtenerse la aprobación de la solicitud de autorización de oferta pública, dentro de los plazos especificados en el respectivo suplemento de precio, ello originará un aumento de la tasa de interés pagada por las respectivas obligaciones negociables. Véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables—Derechos de Registro”.

Cotización	Podremos solicitar la autorización para la cotización de obligaciones negociables de una serie en la Bolsa de Valores de Luxemburgo a través de su negociación en el mercado Euro MTF y para la cotización en la BCBA y el MAE o cualquier otro mercado de valores. No podemos garantizar, no obstante, que estas solicitudes serán aceptadas. Podrán emitirse obligaciones negociables en el marco de este Programa que no coticen en bolsa, y el respectivo suplemento de precio relacionado con una serie de obligaciones negociables especificará si las obligaciones negociables de dicha serie han sido admitidas al régimen de cotización de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF, en la BCBA, el MAE o en cualquier otra bolsa de valores.

Ley Aplicable	La Ley de Obligaciones Negociables establece los requisitos para que las obligaciones negociables revistan tal carácter y las leyes y reglamentaciones argentinas regirán nuestra capacidad y autoridad societaria para crear este Programa y ofrecer las obligaciones negociables en Argentina como así también otorgar las obligaciones negociables y ciertas cuestiones en relación con la asamblea de tenedores, incluyendo quórum, mayoría y requisitos para su convocatoria. Todas las demás cuestiones respecto de las obligaciones negociables se regirán y serán interpretadas de acuerdo con las leyes que oportunamente se establezcan en el respectivo suplemento de precio.

Colocación de las Obligaciones Negociables en Argentina	Las obligaciones negociables a ser emitidas en el marco de este Programa podrán ser ofrecidas al público en Argentina de acuerdo con las normas de la CNV y las Resoluciones 470 y 597. Este prospecto estará disponible al público en general en Argentina. La colocación de obligaciones negociables por oferta pública en Argentina tendrá lugar de acuerdo con las disposiciones establecidas en la Ley de Mercado de Capitales y las normas aplicables de la CNV, en especial las Resoluciones 470 y 597, a través de los siguientes actos, entre otros: (i) la publicación de un resumen de los términos y condiciones de este prospecto y el suplemento de precio aplicable en el Boletín de la BCBA y, de considerarlo necesario, en un diario de amplia circulación en Argentina; (ii) la distribución de este prospecto y el suplemento de precio aplicable al público en Argentina; (iii) presentaciones a eventuales inversores (road shows) en Argentina; y (iv) conferencias telefónicas con potenciales inversores en Argentina. Los suplementos de precio detallarán los esfuerzos de colocación que se realizarán en virtud de la Ley de Mercado de Capitales, la normativa de la CNV aplicable y las Resoluciones 470 y 597.

Calificaciones de Riesgo	Este Programa cuenta solo con una calificación de riesgo. Con fecha 7 de mayo de 2013, Fitch Argentina Calificadora de Riesgo S.A. lo ha calificado “AA (arg)” en escala nacional. En caso de que cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables bajo este Programa sean calificadas de diferente manera, nosotros proveeremos las calificaciones y la información relativa a ellas en el suplemento de precio respectivo. Una calificación no es una recomendación para comprar, vender o tener títulos valores, y puede estar sujeta a la revisión o retiro en cualquier momento por parte de la entidad calificadora designada. Las calificaciones utilizadas por las entidades calificadoras argentinas pueden diferir en aspectos importantes de aquellas utilizadas por las entidades calificadoras en los Estado Unidos u otros países. La Sociedad puede también calificar cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa, según se informe en el suplemento de precio correspondiente.

Factores de Riesgo	Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo” en este Prospecto y el suplemento de precio aplicable para obtener una descripción de los principales riesgos que implica realizar una inversión en las obligaciones negociables.

INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA

Resumen de información contable y operativa seleccionada

Los siguientes cuadros presentan nuestra información contable y financiera seleccionada. Dicha información debe leerse junto con los Estados Contables Consolidados Auditados y sus notas relacionadas, según se los define en el párrafo siguiente, y con la información que contienen las secciones “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera – Resumen de Información contable y operativa seleccionada” y “Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones”, en otra parte del presente Prospecto.

La información contable incluida en este Prospecto al 31 de diciembre de 2012 y 2011 y por los ejercicios finalizados en dichas fechas, surge de nuestros estados contables consolidados auditados (los “Estados Contables Consolidados Auditados”), incorporados al presente Prospecto, y la información contable incluída en el apartado indicado como “Información contable y financiera seleccionada al 31 de diciembre de 2010 y por el ejercicio finalizado en dicha fecha” lo cual surge de nuestros estados contables al 31 de diciembre de 2010 preparados conforme a las normas contables vigentes aplicables a la Sociedad a dicha fecha (normas contables vigentes previo a la aplicación de las NIIF). Nuestros Estados Contables Consolidados Auditados han sido preparados de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”)”. Con respecto a los mismos corresponde realizar la siguiente aclaración:

Con fecha 20 de marzo de 2009, la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) aprobó la Resolución Técnica Nº 26 “Adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”)” del Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”), posteriormente modificada por la Resolución Técnica Nº 29 de fecha 3 de septiembre de 2010. Dicha resolución ha sido aprobada por la CNV a través de la Resolución General Nº 562/09 del 29 de diciembre de 2009, modificada esta última por la Resolución General Nº 576/10 del 1 de julio de 2010, para ciertas entidades incluidas en la Ley de Mercado de Capitales. La aplicación de tales normas resulta obligatoria para nosotros a partir del ejercicio iniciado el 1º de enero de 2012, con fecha de transición 1 de enero de 2011. En la Nota 1 a nuestros Estados Contables Consolidados Auditados se incluye un detalle de los criterios adoptados en la transición a NIIF.

Algunas de las cifras contenidas en este Prospecto han sido objeto de ajustes por redondeo. En consecuencia, las cifras indicadas como totales pueden no coincidir debido a dicho redondeo.

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2011
	En millones de Pesos
Síntesis de resultados (1) Información de los Estados de Resultados Consolidados(1):

Ingresos ordinarios (2)	67.174	56.211
Utilidad bruta	16.907	15.068
Gastos de comercialización	(5.662)	(5.438)
Gastos de administración	(2.232)	(1.822)
Gastos de exploración	(582)	(574)
Otros egresos, netos	(528)	(46)
Utilidad operativa	7.903	7.188
Resultados de inversiones en sociedades	114	685
Resultados financieros, netos	548	(287)
Utilidad neta antes del impuesto a las ganancias	8.565	7.586
Impuesto a las ganancias	(2.720)	(2.495)
Impuesto diferido	(1.943)	(646)
Utilidad neta del ejercicio	3.902	4.445
Otros resultados integrales del ejercicio	4.241	1.852
Resultado integral total del ejercicio	8.143	6.297




Otros indicadores
EBITDA (7)	18.20518.205	14.950
Margen de EBITDA (8)	27%	27%


	Al 31 de Diciembre de 2012			Al 31 de diciembre de 2011
	En millones de Pesos
Datos de los Balances Consolidados (1):
Efectivo y equivalentes de efectivo	4.747		1.112
Capital de trabajo (3)	(2.582)		(7.750)
Total del Activo	79.949		60.990
Préstamos corrientes y no corrientes (4)	(17.104)		(12.198)
Total del Pasivo	(48.689)		(37.570)
Total de Aportes de los Propietarios (5)	10.674		10.674
Total de Reservas (6)	7.758		3.064
Total de Resultados no Asignados	6.741		7.818
Total Otros Resultados Integrales	6.087		1.864
Patrimonio neto	31.260		23.420

Otros datos de los balances consolidados
Depreciación activos fijos y amortización de activos intangibles	8.281		6.499
Efectivo utilizado en la adquisición de activos fijos	16.403		12.156

Indicadores	0,88		0,63
Liquidez corriente (9)
Solvencia (10)	0,64		0,62
Inmovilización del Capital (11)	0,77		0,78
Rentabilidad (12)	0,14		0,19

(1) Los estados contables reflejan el efecto de la aplicación del concepto de moneda funcional y moneda de presentación. Véase Nota 1.c.1) de los Estados Contables Consolidados Auditados al 31 de diciembre de 2012.

(2) Los ingresos ordinarios se exponen netos del pago del impuesto a la transferencia de combustibles y el impuesto a los ingresos brutos. Los derechos aduaneros sobre las exportaciones de hidrocarburos se exponen como gastos de comercialización en la línea “Impuestos, tasas y contribuciones” tal como se detalla en la Nota 2.k) a los Estados Contables Consolidados Auditados al 31 de diciembre de 2012. Las regalías correspondientes a nuestra producción se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar los ingresos. Véase la Nota 1.c.16) a los Estados Contables Consolidados Auditados al 31 de diciembre de 2012.

(3) El Capital de Trabajo corresponde al total del Activo Corriente neto del total del Pasivo Corriente al 31 de diciembre de 2012 y 31 de diciembre de 2011 según Estados Contables Consolidados Auditados.

(4) Los préstamos incluyen montos no corrientes por Ps. 12.100 millones al 31 de diciembre de 2012 y Ps 4.435 millones al 31 de diciembre de 2011 y deuda a corto plazo por Ps. 5.004 millones y Ps.7.763 millones al 31 de diciembre de 2012 y 31 de diciembre de 2011, respectivamente. Véase “Gestión de Riesgos Financieros-Riesgo de Liquidez” en la Nota 1.e) a los Estados Contables Consolidados Auditados al 31 de diciembre de 2012.

(5) Nuestro capital suscripto al 31 de diciembre de 2012 y 2011 está representado por 393.312.793 acciones ordinarias y dividido en cuatro clases de acciones, con un valor nominal de Ps. 10 y un voto por acción. Dichas acciones están totalmente suscriptas, integradas y autorizadas para su cotización en bolsa. Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 el total de aportes de los propietarios se conforma por: Ps. 3.933 millones de Capital suscripto, Ps.6.101 y 6.101 millones de Ajuste del capital respectivamente, y Ps. 640 millones de Primas de emisión.

(6) Al 31 de diciembre de 2012 se conformaba por Ps.2.007 de Reserva legal, y Ps 5.751 millones de Reserva para inversiones, siendo las mismas de Ps. 2.007 millones de Reserva legal, y Ps. 1.057 millones de Reserva para futuros dividendos en 2011.

(7) El EBITDA se calcula excluyendo de la utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias e impuesto diferido y la depreciación de los bienes de uso y amortización de activos intangibles. Para conocer sobre la conciliación del EBITDA con la utilidad neta, véase “–Conciliación de EBITDA”.

(8) El margen de EBITDA se calcula dividiendo el EBITDA por nuestros ingresos ordinarios.

(9) Liquidez corriente es calculada como el cociente entre el Activo Corriente y el Pasivo Corriente.

(10) Solvencia es calculada como el cociente entre el Patrimonio Neto y el Pasivo Total.

(11) Inmovilización del Capital es calculado como el cociente entre el Activo No Corriente y el Activo Total.

(12) Rentabilidad es calculada como el cociente entre la Utilidad Neta y Patrimonio Neto promedio.

Conciliación de EBITDA

El EBITDA se calcula excluyendo de nuestra utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y diferido, la depreciación de los bienes de uso y amortización de activos intangibles. Nuestra Dirección considera que el EBITDA es un dato significativo para los inversores porque es una de las principales medidas utilizada por nuestra Dirección para comparar nuestros resultados y eficiencia con aquellos de otras empresas similares en la industria del petróleo y gas, excluyendo el efecto sobre la comparabilidad de las variaciones en la depreciación y amortización que resulta de las diferencias en el agotamiento de sus campos de petróleo y gas. Asimismo, el EBITDA es una medida habitualmente informada y ampliamente utilizada por analistas, inversores y otras partes interesadas en la industria del petróleo y gas. El EBITDA no es una medida explícita del rendimiento financiero según las NIIF, y puede no ser comparable con mediciones con denominación similar que utilizan otras empresas. El EBITDA no debe considerarse como una alternativa a la utilidad operativa, como indicador de nuestro rendimiento operativo, o como una alternativa a las variaciones del efectivo generado por las actividades operativas como medida de nuestra liquidez.

El siguiente cuadro muestra, para cada uno de los ejercicios indicados, nuestro EBITDA conciliado con la utilidad neta:


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2011
	En millones de Pesos
Utilidad neta	3.902	4.445
Intereses generados por activos	(198)	(180)
Intereses generados por pasivos	1.557	1.045
Depreciación de los bienes de uso y amortización de activos intangibles	8.281	6.499
Impuesto a las ganancias	2.720	2.495
Impuesto diferido	1.943	646
EBITDA	18.205	14.950

Información contable y financiera seleccionada al 31 de diciembre de 2010 y por el ejercicio finalizado en dicha fecha

La información contable que se detalla en el cuadro siguiente surge de nuestros estados contables al 31 de diciembre de 2010 preparados conforme a las normas contables vigentes aplicables a la Sociedad a dicha fecha (normas contables vigentes previas a la aplicación de las NIIF). Atento a lo mencionado previamente, esta información contable no resulta comparable con la información contable bajo NIIF que se presenta en otras partes de este Prospecto.


Síntesis de resultados conforme a PCGA Argentinos vigentes al 31 de diciembre de 2010 y aplicables a la Sociedad
	2010

Información de los Estados de Resultados Consolidados(1):	(en millones de Pesos)

Ventas netas (2)	44.162
Utilidad bruta	14.263
Gastos de administración	(1.429)

Gastos de comercialización	(3.015)


(Continúa en la página siguiente)

Síntesis de resultados conforme a PCGA Argentinos(1)
	2010

	En millones de Pesos
Gastos de exploración	(344)
Utilidad operativa	9.475
Resultados de inversiones no corrientes	79
Otros (egresos) ingresos, netos	(155)
Intereses generados por pasivos	(931)
Otros resultados financieros y por tenencia, netos	552
Utilidad neta antes del impuesto a las ganancias	9.020
Impuesto a las ganancias	(3.230)
Utilidad neta	5.790

Datos de los Balances Consolidados (1):
Caja y Bancos	570
Capital de trabajo (3)	(4.299)
Total del Activo	46.589
Préstamos corrientes y no corrientes (4)	7.789
Total del Pasivo	27.549
Total de Aportes de los Propietarios (5)	11.854
Total de Reservas (6)	2.839
Total de Resultados no Asignados	4.610
Patrimonio neto (7)	19.040
Otros Datos Contables Consolidados:
Depreciación de los bienes de uso	5.273
Efectivo aplicado a adquisiciones de bienes de uso	8.729
Otros indicadores
EBITDA (8)	15.106
Margen de EBITDA (9)	34%
Indicadores	0,749
Liquidez corriente
Solvencia	0,691
Inmovilización del Capital	0,725
Rentabilidad	0,315

(1) Los estados contables reflejan el efecto de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda por aplicación del método de reexpresión en moneda constante establecido en la Resolución Técnica N° 6 de la F.A.C.P.C.E. y teniendo en cuenta la Resolución General N° 441 de la CNV, que dispuso la suspensión de la reexpresión de los estados contables en moneda constante de la Argentina a partir del 1° de marzo de 2003. Véase Nota 1 de los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables Auditados.

(2) Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, las ventas netas se exponen netas del pago del impuesto a la transferencia de combustibles, el impuesto a los ingresos brutos y los derechos aduaneros sobre las exportaciones de hidrocarburos. Las regalías correspondientes a nuestra producción se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas. Véase la Nota 2(f) a los Estados Contables Individuales correspondientes a los estados contables auditados al 31 de diciembre de 2010.

(3) El Capital de Trabajo corresponde al total del Activo Corriente neto del total del Pasivo Corriente al 31 de diciembre de 2010 según estados contables auditados a dicha fecha.

(4) Los préstamos incluyen montos no corrientes por Ps 1.613 millones al 31 de diciembre de 2010 y deuda a corto plazo por 6.176 al 31 de diciembre de 2010.

(5) Nuestro capital suscripto al 31 de diciembre de 2010 estaba representado por 393.312.793 acciones ordinarias y divididas en cuatro clases de acciones, con un valor nominal de Ps. 10 y un voto por acción. Dichas acciones estaban totalmente suscriptas, integradas y autorizadas para su cotización en bolsa. Al 31 de diciembre de 2010 el total de aportes de los propietarios se conformaba por: Ps. 3.933 millones de Capital suscripto, Ps. 7.281 millones de Ajuste del capital respectivamente, y Ps. 640 millones de Primas de emisión.

(6) Al 31 de diciembre de 2010se conformaba por Ps. 2.243 millones de Reserva legal, y Ps. 596 millones de Reserva para futuros dividendos en 2010.

(7) Al 31 de diciembre de 2010 el total del Patrimonio neto incluía Ps. 263 millones de Resultados diferidos negativos, respectivamente. Véase la Nota 2(d) y la Nota 10 a los Estados Contables Individuales correspondientes a los estados contables auditados al 31 de diciembre de 2010.

(8) El EBITDA se calcula excluyendo de la utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y la depreciación de los bienes de uso.

(9) El margen de EBITDA se calcula dividiendo el EBITDA por nuestras ventas netas. Véase “Conciliación de EBITDA para el ejercicio 2010”

Conciliación de EBITDA para el ejercicio 2010

La información contable que se utiliza en el cuadro siguiente surge de nuestros estados contables al 31 de diciembre de 2010 preparados conforme a las normas contables vigentes aplicables a la Sociedad a dicha fecha (normas contables vigentes previas a la aplicación de las NIIF). Atento a lo mencionado previamente, esta información contable no resulta comparable con la información contable bajo NIIF que se presenta en otras partes de este Prospecto

El siguiente cuadro muestra, para el ejercicio 2010, nuestro EBITDA conciliado con la utilidad neta:

	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
			2010
	(en millones de pesos)

Utilidad neta		5.790
Intereses generados por activos		(118)
Intereses generados por pasivos		931
Depreciación de los bienes de uso		5.273
Impuesto a las ganancias		3.230
EBITDA		15.106

Reservas comprobadas, producción y otra información operativa

El siguiente cuadro presenta información sobre nuestras reservas, producción y otra información operativa para los ejercicios indicados, la cual está basada en cálculos e información interna de la Sociedad.

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2011	2010
Revisiones, extensiones, descubrimientos y mejoras en la recuperación de reservas comprobadas al cierre del ejercicio (1)
Petróleo (mmbbl)(2)	106	153	101
Gas (bcf)	255	270	352
Total (mmbpe) expenses	152	201	164
Reservas comprobadas al final del ejercicio
Petróleo (mmbbl)(2)	590	585	531
Gas (bcf)	2.186	2.361	2.533
Total (mmbpe) expenses	979	1.005	982
Reservas comprobadas desarrolladas al cierre del ejercicio
Petróleo (mmbbl) (2)	453	437	404
Gas (bcf)	1.807	1.760	1.948
Total (mmbpe) expenses	775	751	751
Producción promedio diaria del ejercicio
Petróleo (mbbl) (2)	275	274	293
Gas (mmcf)	1.179	1.208	1.346
Total (mbpe)(3) expenses	485	488	533
Capacidad de refinación(3)
Capacidad (mbbl/d)	320	320	320
Distribución minorista al cierre del ejercicio
Estaciones de servicio (3)	1.535	1.557	1.622

El siguiente cuadro presenta información sobre nuestra producción y otra información operativa para los ejercicios indicados, la cual surge de nuestros datos internos.


	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
	2012	2011
Producción promedio diaria del período(3)
Petróleo (mbbl) (2)	275	274
Gas (mmcf)	1.179	1.208
Total (mbpe)	485	488
Capacidad de refinación(3)
Capacidad (mbbl/d)	320	320

Véase “Información de Emisora – Exploración y Producción – Reservas de Petróleo y Gas” para mayor información sobre nuestras reservas.
Incluye líquidos de gas natural.
De acuerdo a nuestra información interna.

Capitalización y endeudamiento

El siguiente cuadro muestra nuestra deuda, patrimonio neto y capitalización total al 31 de diciembre de 2012 y 2011. Este cuadro debe leerse junto con la información que aparece bajo el título “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera – Resumen de Información Contable y Operativa Seleccionada”, “Análisis y Explicaciones de la Dirección sobre la Situación Financiera y los Resultados de las Operaciones” y nuestros estados contables y las notas a los mismos incluidas en el presente Prospecto.


	Al 31 de diciembre de 2012	Al 31 de diciembre de 2011
	(en millones de pesos)	(en millones de pesos)
Préstamos corrientes	5.004	7.763
Préstamos no corrientes	12.100	4.435
Total patrimonio neto	31.260	23.420
Total capitalización	48.364	35.618

Razones de la oferta y destino de los fondos

Emplearemos el producido neto proveniente de las obligaciones negociables en el marco de este Programa para uno o cualquiera de los siguientes objetos, en cumplimiento de los requisitos establecidos en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y su reglamentación, según lo especificado en el suplemento de precio correspondiente:

Inversiones en activos físicos en el país;
Capital de trabajo dentro de la República Argentina;
A partir del 25 de octubre de 2012, a la refinanciación de pasivos; y/o
Integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a nosotros cuyo producido se aplique a los destinos antes especificados, en el país.

Estando pendiente su aplicación, los eventuales fondos podrán ser invertidos en títulos del gobierno y en inversiones de corto plazo, o según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente.

Factores de riesgo

Invertir en las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa implica riesgos. Antes de adoptar una decisión de inversión, los eventuales compradores deberán considerar cuidadosamente los riesgos descriptos a continuación y los descriptos en el respectivo suplemento de precio, si hubiera. Nuestra actividad, situación patrimonial y financiera y los resultados de nuestras operaciones podrían verse seria y adversamente afectados por cualquiera de estos riesgos. El precio de negociación de las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa podría caer debido a cualquiera de estos riesgos, perdiendo los inversores todo o parte de su inversión. Los riesgos descriptos a continuación y los descriptos en el respectivo suplemento de precio, si hubiera, son riesgos de los que nosotros actualmente tenemos conocimiento y consideramos que nos pueden afectar sustancialmente o a quienes inviertan en las obligaciones negociables del Programa. También podrán existir otros riesgos que actualmente no consideramos sustanciales pero que podrían afectar a su actividad en el futuro.

Las operaciones e ingresos de YPF están sujetos a riesgos como resultado de cambios en las condiciones competitivas, económicas, políticas, legales, regulatorias, sociales, industriales, de negocios y financieras. Los inversores deberán considerar cuidadosamente estos riesgos.

Riesgos relacionados con la oferta

Las obligaciones negociables estarán efectivamente subordinadas al pago de nuestro endeudamiento garantizado.

Salvo que se especifique de modo distinto en el respectivo suplemento de precio, las obligaciones negociables tendrán por lo menos igual prioridad de pago que toda nuestra demás deuda existente y futura no garantizada y no subordinada, salvo aquellas obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho, incluyendo, entre otras, los créditos fiscales y laborales. Salvo que se especifique de modo distinto en el suplemento de precio pertinente, el contrato de fideicomiso, si lo hubiera, no prohibirá que incurramos en endeudamiento adicional y contendrá excepciones significativas a la restricción sobre nuestra posibilidad de incurrir en deuda garantizada. Si nos declaráramos en quiebra o fuéramos liquidados, los prestamistas garantizados tendrán prioridad sobre los reclamos de pago de las obligaciones negociables en la medida de los activos que constituyan su garantía. Si quedaran activos luego del pago de los prestamistas garantizados, esos activos podrían resultar insuficientes para satisfacer los créditos de los tenedores de las obligaciones negociables y otra deuda no garantizada, así como los créditos de otros acreedores generales quienes tendrán derecho a participar a prorrata con los tenedores de obligaciones negociables.

De así especificarlo el respectivo suplemento de precio, también podremos emitir obligaciones negociables subordinadas. En ese caso, además de la prioridad de ciertos otros acreedores descriptos en los párrafos precedentes, las obligaciones negociables subordinadas también estarán sujetas en todo momento al pago de cierta deuda no garantizada y no subordinada por nosotros, según describa el respectivo suplemento de precio.

Podrá no desarrollarse o no ser sostenible un mercado de negociación activo para las obligaciones *negociables.*

Las obligaciones negociables en el marco de este Programa constituyen títulos nuevos por los que actualmente no existe un mercado de negociación activo. Podremos solicitar la cotización de las obligaciones negociables de una serie en la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF y en la BCBA y el MAE o cualquier otro mercado de valores; no obstante, no podemos garantizar que se aceptarán estas solicitudes. Más aún, podremos decidir que las obligaciones negociables de una serie no cotizarán en bolsa. Si las obligaciones negociables fueran negociadas luego de su emisión inicial, podrán negociar a descuento a su precio de oferta inicial, dependiendo de las tasas de interés prevalecientes, el mercado de títulos similares, las condiciones económicas generales y su comportamiento financiero.

No podemos garantizar que se desarrollará un mercado de negociación activo para las obligaciones negociables de una serie, o de desarrollarse, que se mantendrá tal mercado. Si no se desarrollara o mantuviera un mercado activo para la negociación de las obligaciones negociables, el precio de mercado y liquidez de las obligaciones negociables podrán verse seriamente afectados.

Las obligaciones negociables podrían estar sujetas a restricciones sobre transferencias que podrían *limitar la capacidad de sus tenedores de venderlas.*

Las obligaciones negociables podrán ser ofrecidas en base a una exención de los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. Como resultado, las obligaciones negociables podrán ser transferidas o vendidas únicamente en operaciones registradas según sus términos o sobre la base de una exención de dicho registro y en cumplimiento de cualquier otra ley de títulos valores aplicable en otras jurisdicciones. Estas restricciones podrían afectar la capacidad de vender las obligaciones negociables adquiridas. Véase “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia”.

Podremos rescatar las obligaciones negociables antes de su vencimiento, según se prevea en las *condiciones de emisión.*

Todas las obligaciones negociables podrán ser rescatadas (i) en caso ocurrir ciertas modificaciones del régimen impositivo argentino, o (ii) a nuestra opción por cualquier otra razón, si así lo especificara el respectivo suplemento de precio. Podremos optar por rescatar tales obligaciones negociables cuando las tasas de interés prevalecientes estén relativamente bajas. En consecuencia, es posible que un inversor no pueda reinvertir los fondos obtenidos en el rescate en títulos similares a una tasa de interés efectiva tan alta como la tasa de las obligaciones negociables.

Véase adicionalmente “Riesgos relacionados con la Argentina- Una parte de nuestra deuda financiera contiene cláusulas que hacen referencia a un cambio en el control de la Sociedad o una nacionalización y por las cuales podríamos ser requeridos a reembolsar parte o la totalidad de nuestra deuda.”

Riesgos relacionados con la Argentina

El Estado nacional ejercerá el control de la Sociedad conforme a la política energética nacional de acuerdo con laLey de Expropiación.

El estado nacional y ciertas provincias controlan la Sociedad. En consecuencia, el estado nacional y esas provincias serán capaces de determinar de manera sustancial todos los asuntos que requieran la aprobación por la mayoría de nuestros accionistas, incluyendo la elección de la mayoría de nuestros directores, y serán capaces de dirigir nuestras operaciones y causar o prevenir un cambio en nuestro control. La Ley de Expropiación declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones. Adicionalmente, en caso que Argentina no pueda satisfacer sus necesidades en materia energética, podría tener un efecto material adverso en la economía argentina y un impacto negativo en nuestros resultados operativos. No podemos garantizar que las decisiones tomadas por nuestros accionistas controlantes, con el propósito de alcanzar los objetivos fijados por la Ley de Expropiación, puedan no diferir con vuestros intereses como tenedores de obligaciones negociables de la Sociedad.

Nuestros negocios dependen en gran medida de las condiciones económicas de Argentina

Sustancialmente todas nuestras operaciones, propiedades y clientes se encuentran en Argentina, y, como resultado, nuestro negocio depende en gran medida de las condiciones económicas imperantes en la Argentina. La economía argentina ha experimentado una significativa volatilidad en las últimas décadas, incluyendo diversos períodos de crecimiento bajo o negativo y niveles elevados y variables de inflación y devaluación. Desde la última crisis de 2001 y 2002, la economía argentina ha crecido a un ritmo elevado, habiendo aumentado el PBI real a un promedio acumulado anual de 8,5% entre 2003 y 2008. Como resultado de la crisis en la economía mundial, la tasa de crecimiento del PBI de Argentina se redujo a aproximadamente 0,9% en 2009, pero se recuperó en 2010 y 2011, creciendo a una tasa real anual de aproximadamente 9%, según estimaciones preliminares. En 2012, la economía argentina experimentó una disminución en su tasa de crecimiento, siendo la tasa estimada preliminar de crecimiento del PBI para dicho año de aproximadamente 1,9 % sobre bases anualizadas y respecto a 2011. No podemos asegurar que los niveles de crecimiento de los años recientes continuarán en años posteriores o que la economía no se contraerá. Si las condiciones económicas de la Argentina tienden a desacelerarse o contraerse, o si no resultaren efectivas las medidas del Gobierno Argentino para atraer o retener inversiones extranjeras y financiamiento internacional, podría afectar adversamente el crecimiento económico del país y, a su vez, afectar nuestra situación financiera y el resultado de nuestras operaciones.

La economía argentina depende de una serie de factores, incluyendo (pero no limitado a) los siguientes:

La demanda internacional para los principales productos de exportación de la Argentina;
Los precios internacionales para los principales comodities de exportación de la Argentina;
La estabilidad y competitividad del peso con relación a otras monedas;
El nivel de consumo interno y de inversión y financiamiento interno y externo;
La tasa de inflación

En los últimos años, la Argentina ha enfrentado presiones inflacionarias. De acuerdo con los datos de inflación publicados por el Instituto Nacional de Estadística (Instituto Nacional de Estadística y Censos, INDEC), de 2008 a 2012, el índice de precios al consumidor argentino ("IPC") se incrementó un 7,2%, 7,7%, 10,9%, 9,5% y 10,8 %, respectivamente, mientras que el índice de precios al por mayor aumentaró un 8,8%, 10,3%, 14,5%, , 12,7% y 13,1_%, respectivamente. Sin embargo, algunos analistas del sector privado generalmente citados por la oposición al Gobierno, y en base a metodologías cuestioandas por el Gobierno Argentino por carecer de soporte técnico, creen que la inflación real es significativamente mayor que la reflejada en los informes del INDEC. El aumento de las tasas de inflación en la Argentina podría aumentar nuestros costos de operación, y puede influir negativamente en nuestros resultados de operación y situación financiera. No podemos garantizar que la tasa de inflación no aumentará en el futuro.

Adicionalmente, la economía Argentina es vulnerable a situaciones adversas que afectan a sus principales socios comerciales. Una disminución significativa en el crecimiento económico de cualquiera de los principales socios comerciales de la Argentina, como Brasil, China o los Estados Unidos, podría tener un efecto material adverso la balanza comercial y afectar negativamente el crecimiento económico de la Argentina, y por lo tanto podría afectar adversamente nuestra condición financiera y los resultados de las operaciones. Por otra parte, una significativa depreciación de las monedas de nuestros socios comerciales o competidores comerciales podría afectar negativamente a la competitividad de la Argentina y por lo tanto afectar negativamente su economía y nuestra condición financiera y resultados de operación.

Asimismo, en 2005, Argentina completó con éxito la reestructuración de una parte sustancial de su deuda de bonos y canceló la totalidad de su deuda con el FMI. Además, en junio de 2010, Argentina completó la renegociación de aproximadamente el 67% de los bonos en default que no fueron canjeados en 2005. Como resultado de los canjes de 2005 y 2010, aproximadamente el 91% de la deuda de bonos del país que Argentina dejó de pagar en el año 2002 se ha reestructurado. Algunos acreedores no aceptaron la reestructuración. A finales de octubre de 2012, la Camara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York en Estados Unidos rechazó una apelación de la Argentina con respecto a una demanda de los tenedores de los canjes de deuda presentados en 2005 y 2010 y en relación con el pago de la deuda reclamada por ellos. Posteriormente, el 21 de noviembre de 2012, el Tribunal Federal del Distrito Sur de Nueva York ordenó a la Argentina hacer un depósito de U.S.$ 1.330 millones en relación con el pago antes mencionado, el cual fue objeto de apelación por nuestro país. La Camara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York aceptó la solicitud de Argentina y suspendió la orden del 21 de noviembre. Recientemente, la Argentina presentó ante el Juzgado Segundo de Circuito de Apelaciones, de acuerdo con su solicitud, una propuesta de pago a los tenedores de bonos que no entraron oportunamente al canje de 2005 y 2010. Dicha propuesta ha sido rechazada por los demandantes el 19 de abril de 2012, y actualmente es analizada por los tribunales. El incumplimiento de Argentina en el año 2002 y su incapacidad de reestructurar completamente su deuda soberana restante y negociar plenamente con los acreedores no aceptantes pueden impedir Argentina de obtener términos favorables o tasas de interés accesibles en los mercados internacionales. Litigios iniciados por los acreedores no aceptantes o de otras partes puede dar lugar a fallos materiales contra el Gobierno Argentino y podría resultar en medidas que afecten activos de Argentina, que podrían tener un efecto material adverso en la economía del país y que también podrían afectar nuestra capacidad para acceder a financiamiento internacional.

Adicionalmente, el peso argentino ha estado sujeto a una devaluación significativa en el pasado y puede estar sujeto a fluctuaciones significativas en el futuro, por lo tanto afectar nuestra situación financiera y resultados operativos (véase además " Podríamos estar expuestos a fluctuaciones del tipo de cambio ").

Para obtener información adicional relacionada con la evolución de la economía argentina ver "Punto 5 - Revisión Operativa y Financiera y Prospectos -. Condiciones Macroeconómicas"

Ciertos riesgos son inherentes a una inversión en una Compañía que opera en un mercado emergente como lo es la Argentina

Argentina es una economía de mercado emergente, y la inversión en los mercados emergentes generalmente conlleva riesgos. Estos riesgos incluyen la inestabilidad política, social y económica que pueden afectar los resultados económicos de la Argentina que se derivan de varios factores, incluyendo los siguientes:

altas tasas de interés;
los cambios bruscos en los valores de las divisas;
altos niveles de inflación;
control de cambios;
controles de salarios y precios;
regulaciones para importar equipos y otras necesidades relevantes para las operaciones;
los cambios en las políticas económicas o fiscales, y
las tensiones políticas y sociales.

Cualquiera de estos factores, así como la volatilidad de los mercados de capitales, puede afectar adversamente nuestra condición financiera y resultados de nuestra operación o la liquidez, como así también los mercados de valores y consecuentemente el valor de nuestros títulos.

La economía argentina ha sido afectada negativamente por los acontecimientos económicos en otros mercados

Los mercados financieros en la Argentina, y también la economía argentina, están influenciados por las condiciones económicas en otros mercados del mundo. Considerando la actual crisis internacional, la economía argentina sigue siendo vulnerable a las crisis externas, entre ellas la crisis económica mundial que comenzó en 2008 y la incertidumbre que rodea la deuda soberana europea. Por ejemplo, los recientes desafíos que enfrenta la Unión Europea para estabilizar las economías de algunos de sus miembros, como Grecia, Irlanda, Italia, Portugal y España, han tenido consecuencias internacionales que afectan a la estabilidad de los mercados financieros, dificultando la economía mundial. Varios países miembros de la Unión Europea están abordando los problemas con medidas de austeridad controvertidas. Las medidas de política monetaria de la Unión Europea pueden ser insuficientes para restablecer la confianza y estabilidad en los mercados financieros, y cualquier recuperación de la economía mundial, incluidos los EE.UU. y las economías de la Unión Europea, podría verse afectada, y por lo tanto afectar negativamente nuestro negocio. Aunque las condiciones económicas varían entre los países, la percepción de los inversores acerca de los acontecimientos que ocurren en un país puede afectar sustancialmente los flujos de capital y las inversiones en títulos valores de emisores en otros países, incluida la Argentina.

En consecuencia, no podemos asegurar que el sistema financiero argentino y los mercados de valores no continuarán viéndose afectados por acontecimientos en las economías de los países desarrollados o en otros mercados emergentes, lo que podría a su vez, afectar negativamente a la economía argentina y, como consecuencia, los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera.

La implementación de nuevos derechos de exportación, otros impuestos y regulaciones respecto a las importaciones podría afectar de modo adverso nuestros resultados

Desde 2002 nuevos gravámenes a las exportaciones han sido implementados y han sido progresivamente incrementados a lo largo de los años. La Resolución 394/2007 del Ministerio de Economía y Producción, publicada el 16 de noviembre de 2007, modificó los derechos de exportación de petróleo crudo y otros productos derivados del petróleo crudo establecidos en años anteriores. Adcionalmente, la Resolución N º 1/2013 del Ministerio de Economía, publicada el 3 de enero de 2013, modificó los valores de corte y de referencia originalmente establecidos por la Resolución 394/2007. El nuevo régimen dispone que cuando el precio internacional WTI exceda el precio de referencia, que se fija en US$ 80 por barril, el productor podrá cobrar US$ 70 por barril, quedando el resto retenido por el gobierno argentino en carácter de derecho de exportación. Si el precio internacional WTI está por debajo del precio de referencia, pero por encima de US$ 45 por barril, se aplicará una retención del 45 %. Si dicho precio está por debajo de los US$ 45 por barril, el derecho de exportación correspondiente será determinado por el gobierno argentino dentro del plazo de 90 días hábiles. El porcentaje de retención determinado en la forma precedente también se aplica actualmente al gasoil, a la nafta y a otros productos derivados del petróleo crudo. Asimismo, el procedimiento de cálculo descrito precedentemente también se aplica a otros productos derivados del petróleo y lubricantes en base a las diferentes alícuotas de retención, precios de referencia y precios permitidos a los productores. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Regulación del Mercado.”

Con relación al gas natural, la Resolución N° 127/08 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país. Respecto del GLP (incluyendo propano, butano y mezcla) la Resolución 127/08 dispuso que en caso que el precio internacional del producto, según informe diariamente la Secretaría de Energía, se mantenga por debajo del valor de referencia que establece la Resolución 127/08 para cada producto (US$ 338/m³ para propano, US$ 393/m³ para butano, y US$ 363/m³ para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será el 45%. En caso que el precio internacional supere al valor de referencia, el productor podrá cobrar el monto máximo establecido por la Resolución 127/08 para el producto en cuestión (US$ 233/m³ para propano, US$ 271/m³ para butano, y US$ 250/m³ para la mezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el gobierno argentino en concepto de derechos de exportación. La implementación de nuevos derechos de exportación puede afectar negativamente el resultado de nuestras operaciones. Como resultado de lo mencionado previamente sobre los incrementos en los derechos de exportación, podríamos ser y, en ciertos casos, hemos sido forzados a renegociar nuestros contratos de exportación, los cuales habían sido previamente autorizados por el gobierno argentino. No podemos asegurar que podremos renegociar estos contratos en términos aceptables para nosotros.

Adicionalmente, en 2012, el gobierno argentino adoptó un procedimiento de importación en virtud del cual las autoridades locales deben preaprobar cualquier importación de productos y servicios a la Argentina como una condición previa para que los importadores tengan acceso al mercado de cambios para el pago de esos productos importados y servicios.

No podemos asegurar que estos impuestos y regulaciones sobre importaciones no continuarán vigentes, que no serán incrementados, o que no se establecerán nuevos impuestos o nuevas regulaciones sobre importaciones.

Podríamos estar expuestos a fluctuaciones del tipo de cambio

Los resultados de nuestras operaciones se encuentran expuestos a la fluctuación de la moneda por lo cual cualquier devaluación del peso contra el dólar estadounidense y otras monedas fuertes podría afectar en forma adversa nuestro negocio y los resultados de nuestras operaciones. El valor del peso ha fluctuado significativamente en el pasado y puede también hacerlo en el futuro. No podemos predecir respecto a la ocurrencia o no, y en su caso en qué medida, el valor del peso podría depreciarse o apreciarse contra el dólar estadounidense y la forma en que cualquiera de tales fluctuaciones podría afectar nuestro negocio.

Estamos sujetos a regulaciones cambiarias y de capitales

En el pasado, la Argentina ha establecido controles cambiarios y restricciones a la transferencia de fondos al exterior que limitaron sustancialmente la capacidad de las empresas de conservar divisas o de realizar pagos al exterior. A partir de 2011, nuevas regulaciones cambiarias han sido impuestas que limitan las compras de moneda extranjera y la transferencia de divisas al exterior. Entre estas regulaciones se encuentran la exigencia a las instituciones financieras de informar con antelación y obtener la aprobación del Banco Central de la República Argentina con respecto a cualquier transacción de moneda extranjera para ser realizada a través del mercado cambiario, con excepción de los pagos relacionados con la deuda externa previamente liquidados en el mercado interno. Desde 2011, las empresas petroleras y de gas (incluidas YPF), entre otras entidades, están obligados a repatriar el 100% de las divisas provenientes de operaciones de exportación. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – Repatriación de Moneda Extranjera”

No podemos asegurar que no existan futuras modificaciones a las regulaciones cambiarias y a las regulaciones vinculadas a ingresos y egresos de divisas al pais. Las regulaciones cambiarias y de capitales podrían afectar adversamente nuestra condición financiera o los resultados de nuestras operaciones y nuestra capacidad para cumplir con nuestras obligaciones en moneda extranjera y ejecutar nuestros planes de financiación.

Nuestro acceso a los mercados de capitales internacionales y el precio de mercado de nuestras acciones se ve influenciado por la percepción de riesgo en Argentina y otras economías emergentes.

Los inversores internacionales consideran que Argentina es un mercado emergente. Las condiciones económicas y de mercado en otros países emergentes, en especial aquellos en América Latina, ejercen su influencia sobre el mercado de valores negociables emitidos por las empresas argentinas. La volatilidad en los mercados de títulos valores en América Latina y en otros mercados de países emergentes podría tener un impacto negativo sobre el valor de negociación de nuestras acciones y demás valores negociables emitidos, como asimismo sobre nuestra capacidad y los términos en virtud de los cuales podamos tener acceso a los mercados de capitales internacionales.

Adicionalmente, los últimos desarrollos normativos y políticos en Argentina, incluyendo la aprobación de la Ley de Expropiación han llevado a una considerable volatilidad en el precio de mercado de nuestras acciones y american depositary shares (“ADS”). El precio de la acción de YPF ha disminuido en más de un 25% desde 1 el de enero de 2012 en el mercado argentino (mas del 60% en el mercado americano).

No podemos asegurar que la percepción de riesgo en Argentina y en otros mercados emergentes no puedan tener un efecto material adverso en nuestra capacidad de obtener financiamiento y también en la cotización de nuestros títulos valores. Adicionalmente, las rebajas recientes en nuestras calificaciones crediticias de Moody y Fitch Ratings podrían afectar nuestra capacidad para obtener financiaciamiento en los mercados internacionales, en términos de acceso y costo, y limitar el número de instituciones dispuestas a cerrar acuerdos con nosotros. No podemos asegurar que los factores anteriormente mencionados no pueden afectar a nuestra condición financiera y / o resultados de operación - Véase -Información sobre la Emisora - Historia de YPF-.

Riesgos relacionados con la industria del petróleo y el gas en la Argentina y con nuestro negocio

Nuestra operación está sujeta a regulaciones y controles gubernamentales.

La industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a regulaciones y control gubernamental. Como consecuencia de ello, nuestro negocio depende en gran medida de las condiciones regulatorias y políticas prevalecientes en Argentina y los resultados de nuestras operaciones podrían verse adversamente afectados por los cambios regulatorios y políticos en Argentina. Por lo tanto enfrentamos riesgos y desafíos vinculados a la regulación y al control del gobierno argentino sobre el sector energético, incluidos aquellos detallados a continuación así como también en otras partes dentro de este apartado de factores de riesgo:

limitacionesa nuestra capacidad de trasladar los incrementos en impuestos, incrementos en costos de producción o en los precios internacionales del petróleo crudo y en otros combustibles y en las fluctuaciones del tipo de cambio a los precios locales, o de aumentar los precios locales - Vease “Las limitaciones a la fijación de precios locales en Argentina podrían afectar en forma adversa los resultados de nuestras operaciones"
mayores impuestos sobre las exportaciones de hidrocarburos;
restricciones a los volúmenes de exportaciones de hidrocarburos, debidas principalmente al requerimiento de satisfacer la demanda interna;
en relación con la política del gobierno argentino de brindar prioridad absoluta a la demanda interna, las órdenes regulatorias para suministrar gas natural y otros productos hidrocarburíferos al mercado minorista local en exceso de los montos previamente contratados;
Las iniciativas legislativas y reglamentarias relativas a la fracturación hidráulica y otras actividades de perforación necesarias para extraer petróleo y gas no convencional podrían aumentar nuestros costos de hacer negocios o causan retrasos y afectar adversamente nuestras operaciones;
restricciones a la importación de bienes que podrían afectar nuestra capacidad para cumplir con nuestros compromisos de entrega o los planes de crecimiento, según sea el caso, y
la implementación o imposición de requerimientos más estrictos con respecto a la calidad de productos derivados del petróleo en Argentina;

El gobierno argentino ha introducido ciertos cambios en las regulaciones y las políticas que rigen el sector energético con el objetivo de otorgarle absoluta prioridad a la demanda interna a precios estables a fin de sostener la recuperación económica. Como resultado de estos cambios, por ejemplo, en los días en los cuales existe escasez de gas, las exportaciones de gas natural (que también se ven afectadas por otras órdenes gubernamentales restrictivas) y el abastecimiento de gas a las industrias, plantas generadoras de electricidad y estaciones de servicio que venden gas natural comprimido se ven interrumpidas por la prioridad brindada a los clientes residenciales a precios menores. Recientemente, la Ley de Expropiación ha declarado el logro de la autosuficiencia en el suministro de hidrocarburos, así como en la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, un interés público nacional y una prioridad para la Argentina. Adicionalmente, su objetivo declarado es garantizar el desarrollo económico social equitativo, la creación de empleos, el aumento de la competitividad de diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sostenible de las provincias y regiones. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación”. Véase “Riesgos relacionados con la Argentina – El Estado nacional ejercerá el control de la Sociedad conforme a la política energética nacional de acuerdo con laLey de Expropiación”. Del mismo modo, no podemos asegurar que los cambios en las leyes y regulaciones aplicables, o interpretaciones judiciales o administrativas adversas de dichas leyes y regulaciones, no afectarán adversamente nuestros resultados de las operaciones. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino”.

En enero de 2007, fue promulgada la Ley Nº 26.197, que, de acuerdo con el Artículo 124 de la Constitución Nacional, estableció que las provincias argentinas serán las propietarias de los reservorios de hidrocarburos ubicados dentro de sus territorios. Conforme a derecho, el Congreso de la Nación tiene el deber de sancionar leyes y regulaciones que tengan por finalidad el desarrollo de recursos minerales dentro de Argentina, mientras que los gobiernos provinciales son responsables de hacer cumplir estas leyes y administrar los yacimientos de hidrocarburos que se encuentran dentro de los territorios de sus respectivas provincias. Sin embargo, ciertos gobiernos provinciales han interpretado las disposiciones de la Ley Nº 26.197 y el Artículo 124 de la Constitución Nacional como un otorgamiento a las provincias de facultades para sancionar sus propias regulaciones relativas a la exploración y producción de petróleo y gas dentro de sus territorios. No podemos asegurar que las regulaciones o los impuestos (incluyendo regalías) sancionados o administrados por las provincias no entrarán en conflicto con las leyes nacionales, ni que dichos impuestos o regulaciones no puedan afectar en forma adversa nuestras operaciones y situación financiera.

Las limitaciones a la fijación de precios locales en Argentina podrían afectar en forma adversa los resultados de nuestras operaciones

En los últimos años, en virtud de las políticas regulatorias, económicas y gubernamentales, sumadas a otros factores, nuestros precios locales de nafta, gasoil y otros combustibles han sido frecuentemente menores en comparación con los precios de dichos productos en el mercado internacional y regional, y nuestra capacidad para incrementar los precios ha sido limitada. De manera similar, los precios a los cuales vendemos gas natural en Argentina (en especial al sector residencial) están sujetos a reglamentaciones gubernamentales y actualmente se encuentran sustancialmente por debajo de los precios del gas natural en el mercado regional. Los precios que podemos obtener para nuestros productos afectan, entre otros, la viabilidad de las inversiones en exploración, desarrollo y refinación, y como resultado, el momento y monto de las erogaciones de capital previstos para tales fines. Nuestro presupuesto de erogaciones de capital lo confeccionamos teniendo en cuenta, entre otras cosas, los precios de mercado de nuestros productos Para información adicional respecto de los precios locales de nuestros productos, véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Regulación del Mercado”. El 10 de abril de 2013, mediante la Resolución 35/2013, la Secretaría de Comercio Interior determinó un precio tope de comercialización de hidrocarburos líquidos por seis meses a aplicar por todos los expendedores, el cual será igual al más elevado que se hubiera informado al 9 de abril de 2013 en cada una de las regiones geográficas identificadas en el Anexo a la Resolución. No podemos asegurar que podamos aumentar los precios locales de nuestros productos y las limitaciones en nuestra habilidad de hacerlo podrían afectar de manera adversa nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones. Del mismo modo, no podemos asegurar que los precios de los hidrocarburos en Argentina seguirán los aumentos o disminuciones en los niveles internacionales o regionales vigentes.

Adicionalmente, en julio de 2012, de conformidad a la Ley de Expropiación, el gobierno argentino creó el "Reglamento del Régimen de la Soberanía de Hidrocarburos en la República Argentina" y estableció una Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la ¨Comisión de Hidrocarburos¨). La Comisión de Hidrocarburos está formado por representantes del gobierno federal, y su objetivo es hacer frente a ciertas asimetrías de mercado en el sector de petróleo y gas. Los objetivos de la Comisión hidrocarburos son principalmente para garantizar la adecuada inversión de las compañías petroleras y de gas para:

mejorar el nivel de las reservas de petróleo y gas,
ampliar la capacidad de refinación, y
mantener un suministro adecuado de combustible a precios razonables.

A los efectos de otorgar razonables precios comerciales, la Comisión de Hidrocarburos establecerá los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno. La Comisión de Hidrocarburos tiene la facultad de publicar los precios de referencia para el petróleo y el gas, lo que permitirá cubrir los costos de producción atribuible a la actividad y alcanzar un margen de beneficio razonable, monitorear los precios de petróleo y gas cobrados por las empresas privadas y supervisar y asegurar la inversión en el sector petrolero. Cada empresa del sector debe estar registrado en el Registro Nacional de Inversiones y debe presentar un plan de inversión anual para su aprobación por la Comisión de Hidrocarburos. El incumplimiento de esta obligación podrá dar lugar a varias sanciones, incluyendo la terminación de la autorización para explotar y operar áreas de reservas dentro del sector. Para obtener más información, consulte la sección "Veases Sección 4. Información sobre la Compañía-Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino-Regulación del Mercado - Decreto No. 1277/2012.”

Estamos sujetos a restricciones directas e indirectas a las exportaciones, lo que ha afectado los resultados de nuestras operaciones y nos ha llevado a declarar la fuerza mayor en ciertos contratos de exportación

La Ley N° 17.319 (la “Ley de Hidrocarburos”) permite las exportaciones de hidrocarburos en tanto y en cuanto éstos no se requieran para el mercado local y siempre que se vendan a precios razonables. En el caso del gas natural, la Ley Nº 24.076 de gas natural y las regulaciones vinculadas exigen que se tomen en cuenta las necesidades del mercado local al momento de autorizar las exportaciones de gas natural a largo plazo.

Durante los últimos años, las autoridades argentinas adoptaron ciertas medidas que resultaron en restricciones a las exportaciones de gas natural de Argentina. En virtud de lo precedente, nos hemos visto obligados a vender una parte de nuestra producción de gas natural originariamente destinada al mercado de exportación en el mercado local y no hemos podido cumplir en ciertos casos con nuestros compromisos de exportación en forma total o parcial, lo cual ha con llevado a conflictos con nuestros clientes del exterior y nos ha forzado a declarar la fuerza mayor en nuestros contratos de exportación. Consideramos que las medidas enunciadas precedentemente constituyen eventos de fuerza mayor que nos exoneran de toda responsabilidad contingente por deficiencias en entregas contractuales, aunque no podemos garantizar que dicha posición prevalecerá.

Véase “Información sobre la Emisora — Exploración y Producción—Compromisos de Entrega – Contratos de Abastecimiento de Gas Natural”, “Información sobre la Emisora — Exploración y Producción - El Mercado Argentino de Gas Natural” e “Información contable - Litigios.”

Las exportaciones de petróleo crudo, como también la exportación de la mayor parte de nuestros productos hidrocarburíferos, actualmente requieren la autorización previa por la Secretaría de Energía (según el régimen establecido bajo la Resolución S.E. N° 1679/04 y sus modificatorias y complementarias). Las compañías petroleras que tienen la intención de exportar petróleo crudo o GLP deben primero demostrar que la demanda local de dicho producto ha sido satisfecha o que la oferta de venta del producto a los compradores locales ya fue realizada y rechazada. Las refinerías de petróleo que tienen la intención de exportar gasoil deben también primero demostrar que la demanda local de gasoil ha sido satisfecha. Debido a que la producción local de gasoil no satisface actualmente a las necesidades de consumo local en Argentina, nos hemos visto imposibilitados de vender la producción de gasoil en el mercado de exportaciones desde 2005 y, por ende, nos hemos visto obligados a vender dicho combustible en el mercado local a los precios vigentes.

No podemos predecir durante cuánto tiempo se mantendrán vigentes estas restricciones a las exportaciones, o si se adoptarán medidas en el futuro que afecten en forma adversa nuestra capacidad de exportar gas, petróleo crudo, gasoil u otros productos y, en consecuencia, los resultados de nuestras operaciones.

Los precios del petróleo y del gas podrían afectar nuestro nivel de inversiones en bienes de capital

Presupuestamos inversiones en bienes de capital vinculadas a las actividades de exploración, desarrollo, refinación y distribución considerando, entre otras cosas, los precios de mercado para nuestros productos hidrocarburíferos. En el supuesto de quelos actuales precios locales para ciertos productos no se correspondan con los aumentos de costos de conformidad con inversiones mayores y más complejas, principalmente como resultado del desarrollo de los recursos no convencionales, y también con la evolución de la economía, nuestra capacidad para mejorar nuestra tasa de recuperación de hidrocarburos, encontrar nuevas reservas e implementar ciertos de nuestros planes de inversión en bienes de capital podría verse afectada en forma adversa lo que, a su vez, podría afectar adversamente los resultados de nuestras operaciones.

Es probable que nuestras reservas y nuestra producción disminuyan

Los yacimientos de petróleo y gas en Argentina son maduros y es probable que nuestras reservas y producción disminuyan a medida que se consumen las reservas. Nuestra producción declinó en 2011 8,4% en término de barriles equivalentes de petróleo día. Durante 2012 nuestra producción diminuyó aproximadamente 0,4% en término de barriles equivalentes de petróleo día. Esta situación implica el desafio de reemplazar nuestras reservas comprobadas con hidrocarburos provenientes de otras categorías. Sin embargo, la continua revisión técnica integral de nuestros yacimientos de petróleo y gas nos permite identificar oportunidades para rejuvenecer los campos maduros y optimizar el desarrollo de nuevos campos en las cuencas argentinas, con el objetivo de alcanzar resultados similares a los de los campos maduros en otras regiones del mundo (que han logrado sustancialmente mayores factores de recuperación con la aplicación de nuevas tecnologías). Además, la compañía ha completado la renovación de la mayoría de sus concesiones y las más recientes, con términos y condiciones relativamente más favorables, permitiendo el desarrollo de proyectos estratégicos relacionados con inyección de agua, recuperación mejorada de petróleo y los recursos no convencionales, los cuales representan una importante oportunidad no solo para la compañía sino también para Argentina. Esperamos que los desarrollos no convencionales requieran una mayor inversión en los próximos años, principalmente en relación con la formación Vaca Muerta. Con estas inversiones se esperan obtener importantes economías a escala e incrementar significativamente las tasas de recuperación desde este play de recursos. Otros plays de recursos, prospectos no convencionales, existentes en Argentina han posicionado al país entre los más atractivos a nivel mundial en relación al potencial de recursos no convencionales. Sin embargo, la viabilidad financiera de estas inversiones y los esfuerzos en la recuperación de reservas dependerán principalmente de las condiciones económicas y regulatorias en Argentina, como asi también de los precios de mercado de los productos hidrocarburiferos. Ver adicionalmente “Nuestro plan de negocios incluye actividades futuras de perforación para la obtención de petróleo y gas no convencional, y si no somos capaces de adquirir y utilizar correctamente las nuevas tecnologías necesarias, así como obtener financiamiento y socios de la empresa, nuestro negocio puede verse afectado”

Nuestras reservas de gas natural y petróleo constituyen estimaciones

Nuestras reservas comprobadas de petróleo y gas se estiman en base a datos geológicos y de ingeniería a fin de establecer con certeza razonable si el petróleo crudo o el gas natural en reservorios conocidos pueden recuperarse conforme a ciertas condiciones operativas y económicas existentes. La precisión de las estimaciones de reservas comprobadas depende de una cantidad de factores, suposiciones, y variables, algunas de las cuales escapan a nuestro control. Los factores que están bajo nuestro control incluyen: la perforación, prueba y producción después de las fechas de las estimaciones, lo cual podría requerir sustanciales revisiones a las estimaciones de reservas; la calidad de datos geológicos, técnicos y económicos disponibles y nuestra interpretación y evaluación de dichos datos; la performance de la producción de los reservorios y nuestros factores de recuperación, de los cuales gran parte depende de la tecnología disponible, así como de nuestra capacidad de implementar dichas tecnologías y de la aplicación del know-how; la selección de los terceros con los cuales emprendemos negocios; y la exactitud de nuestras estimaciones de hidrocarburo original en el sitio, que podrían resultar incorrectas o requerir revisiones sustanciales. Aquellos factores que exceden en mayor medida nuestro control incluyen: cambios en los precios del petróleo y del gas natural, que podrían tener un efecto sobre la magnitud de nuestras reservas comprobadas (debido a que las estimaciones de las reservas son calculadas bajo las condiciones económicas existentes cuando dichas estimaciones son realizadas); cambios en las normas fiscales imperantes, otras regulaciones gubernamentales y condiciones contractuales luego de la fecha de las estimaciones (lo que podría hacer que las reservas ya no resulten económicamente viables para su explotación); así como ciertas acciones de terceros, incluyendo a los operadores de los yacimientos en los cuales tenemos participación.

Como resultado de lo anteriormente mencionado, las mediciones sobre las reservas no son precisas y están sujetas a revisiones. Toda revisión que disminuya nuestras cantidades estimadas de reservas comprobadas podría tener un impacto adverso sobre nuestros resultados financieros, provocando un aumento en los cargos por depreciación, y/o cargos por desvalorización de activos, que podrían reducir nuestras ganancias y patrimonio neto.

La industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a riesgos operativos y económicos particulares

Las actividades de producción y exploración del petróleo y gas se encuentran sujetas a riesgos operativos específicos de la industria como asimismo a riesgos económicos particulares, algunos de los cuales escapan a nuestro control, tales como los riesgos de producción, equipamiento y transporte, y los peligros naturales y otras incertidumbres, incluidas aquellas vinculadas a las características físicas de los yacimientos de petróleo y gas natural onshore y offshore. Nuestras operaciones pueden verse restringidas, demoradas o canceladas en virtud de malas condiciones meteorológicas, dificultades mecánicas, derrames de petróleo o fugas de gas, escasez o demoras en la entrega de equipos, cumplimiento con los requisitos gubernamentales, incendios, explosiones, blow-outs, fallas en los ductos, anormales presiones en las formaciones y peligros ambientales tales como pérdidas de petróleo, escapes de gas, rupturas o emanaciones de gases tóxicos. Si estos riesgos se materializan, podríamos sufrir pérdidas operativas sustanciales e interrupciones en nuestras operaciones y daño a nuestra reputación. Las perforaciones podrían no ser rentables, no solamente con respecto a los pozos secos, sino también con respecto a pozos que son productivos pero que no generan los suficientes ingresos netos como para obtener ganancias después de considerar los costos de perforación, los costos operativos y otros costos.

Nuestro plan de negocios incluye actividades futuras de perforación para la obtención de petróleo y gas no convencional, y si no somos capaces de adquirir y utilizar correctamente las nuevas tecnologías necesarias, así como obtener financiamiento y socios de la empresa, nuestro negocio puede verse afectado

Nuestra capacidad para ejecutar y llevar a cabo nuestro plan estratégico de negocio depende de nuestra capacidad de obtener financiamiento a un costo razonable y en condiciones razonables. Hemos identificado oportunidades de perforación y prospectos para futuras perforaciones relacionadas con reservas de petróleo y gas no convencional, como el shale oil en la formación Vaca Muerta. Estas localizaciones de perforación y perspectivas representan una parte de nuestros planes de perforación en el futuro. Nuestra capacidad de perforar y desarrollar estos lugares depende de varios factores, incluyendo las condiciones estacionales, aprobaciones regulatorias, la negociación de acuerdos con terceros, los precios de los commodities, los costos, disponibilidad de equipos, servicios y personal y resultados de perforación. Además, como no tenemos experiencia previa en la perforación y extracción de petróleo y gas no convencional, la perforación y explotación de tales reservas de pétroleo y gas depende de nuestra capacidad para adquirir la tecnología necesaria y contratar personal u otro tipo de apoyo necesario para la extracción y de obtener financiamiento y socios para desarrollar dichas actividades. Por otra parte, con el fin de poner en práctica nuestro plan de negocio, incluyendo las actividades de exploración y el desarrollo de nuestro petróleo y gas natural y las actividades de desarrollo de la capacidad de refinación suficiente para procesar mayores volúmenes de producción, tendremos que obtener significativos importes de financiamiento en los mercados financieros. No podemos garantizar que seremos capaces de obtener la financiación necesaria u obtener financiación en los mercados financieros internacionales o locales a un costo razonable y en condiciones razonables, para poner en práctica nuestro plan de negocios nuevos o que que seremos capaces de desarrollar con éxito nuestro petróleo y gas natural reservas. Debido a estas incertidumbres, no podemos dar ninguna garantía en cuanto a la oportunidad de estas actividades o que finalmente se traducirán en reservas probadas o que podremos cumplir con nuestras expectativas de éxito, lo que podría afectar negativamente a nuestros niveles de producción, situación financiera y resultados operativos.

Nuestra cobertura de seguros podría no ser suficiente para atender todos los riesgos a los que estamos sujetos

Como se menciona en los apartados “La industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a riesgos operativos y económicos particulares” y “Podríamos incurrir en significativos costos y obligaciones vinculados a cuestiones ambientales, de salud y de seguridad”, nuestras actividades de exploración y producción están sujetas a vastos riesgos económicos, operativos, regulatorios y legales. Poseemos cobertura de seguros contra ciertos riesgos inherentes a la industria del petróleo y gas, en línea con las prácticas de la industria, incluyendo pérdida de y daños a propiedades y equipos, incidentes de control de pozos, incidentes de pérdida de producción o ingresos, remoción de desechos, polución por filtraciones súbitas y accidentales, contaminación y limpieza, y demandas de responsabilidad de terceros, incluyendo lesiones personales y pérdida de vidas, entre otros riesgos del negocio. Sin embargo, nuestra cobertura de seguros está sujeta a franquicias y límites que, en algunos casos, pueden ser excedidos sustancialmente por nuestras obligaciones. Adicionalmente, algunas de nuestras pólizas de seguro contienen exclusiones que podrían limitar nuestra cobertura en algunos eventos (véase “Información sobre la Emisora – Seguros”). Asimismo, podríamos vernos imposibilitados de mantener cobertura adecuada a las tasas y las condiciones que consideremos razonables o aceptables, o de obtener cobertura contra ciertos riesgos que se materialicen en el futuro. Si sufrimos un accidente contra el cual no estamos asegurados, o cuyos costos exceden significativamente nuestra cobertura, esto podría tener un efecto adverso significativo en nuestros negocios, nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones.

Las concesiones de explotación y los permisos para la exploración de petróleo y de gas en Argentina se encuentran sujetos a ciertas condiciones y podrían no ser renovados

La Ley de Hidrocarburos establece que las concesiones de petróleo y gas permanezcan vigentes durante 25 años a partir de la fecha de su otorgamiento, y asimismo establece que el plazo de la concesión puede ser prorrogado por hasta 10 años adicionales, sujeto a los términos y condiciones aprobados por el otorgante a la fecha de su prórroga. La facultad para prorrogar los términos y condiciones de los permisos, concesiones y contratos, en vigencia y nuevos, ha sido otorgada a los gobiernos de las provincias en las cuales se encuentran ubicadas las áreas pertinentes (y al gobierno argentino con respecto a las áreas offshore que se extienden más allá de las 12 millas náuticas). A fin de resultar elegible para la prórroga, todo concesionario y tenedor de permisos debe haber cumplido con sus obligaciones en virtud de la Ley de Hidrocarburos y los términos de la concesión o permiso en particular, incluidas las constancias de pago de impuestos y regalías, el abastecimiento de la tecnología, del equipo y de la mano de obra necesaria y el cumplimiento con diversas obligaciones ambientales, de inversión y desarrollo. Conforme a la Ley de Hidrocarburos, el incumplimiento de estas obligaciones y requerimientos puede asimismo resultar en la fijación de multas, o en el caso de incumplimientos sustanciales, luego del vencimiento de los períodos de subsanación pertinentes, en la caducidad de la concesión o del permiso. El vencimiento de una parte de nuestras concesiones que representan aproximadamente el 6% de nuestras reservas comprobadas de 31 de diciembre 2012 se produce en 2017. Adicionalmente, a la fecha de emisión de este prospecto, nuestras concesiones en ciertas provincias en Argentina han sido extendidas (Vease sección 4 - Información sobre la Compañía-Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – Exploración y Producción - Acuerdos de Extensión de Concesiones en la provincia del Neuquén - Acuerdos de Extensión de Concesiones en la provincia de Mendoza - Acuerdos de Extensión de Concesiones en la provincia de Santa Cruz – Negociación extensión de Concesiones en la provincia de Tierra del Fuego). No podemos asegurar que las concesiones podrán ser prorrogadas o que no se nos requerirán nuevas inversiones, regalías u otros requisitos a fin de obtener prórrogas a la fecha de expiración de las mismas. La caducidad o imposibilidad de obtener la prórroga de una concesión o permiso, o su revocación, podría tener un efecto adverso significativo sobre nuestros negocios y los resultados de nuestras operaciones.

Nuestra adquisición de superficie exploratoria y reservas de gas natural y petróleo crudo se encuentran sujetas a una elevada competencia

Enfrentamos una intensa competencia con relación a las ofertas por las áreas de producción de gas natural y petróleo crudo, usualmente licitadas por las autoridades gubernamentales, en especial en aquellas áreas donde se encuentran las reservas más atractivas de gas natural y de petróleo crudo. Algunas provincias de Argentina, como La Pampa, Neuquén y Chubut, han creado sociedades provinciales estatales para desarrollar actividades en la industria del petróleo y del gas.. Como resultado, podrían verse negativamente afectadas las condiciones para acceder a nuevas áreas productivas o de exploración. Adicionalmente, la menor oferta de superficie de exploración disponible para licitar podría afectar nuestros resultados futuros.

Podríamos incurrir en significativos costos y obligaciones vinculados a cuestiones ambientales, de salud y de seguridad

Nuestras operaciones, como aquellas de otras empresas en la industria del petróleo y del gas, se encuentran sujetas a una amplia gama de leyes ambientales, de salud y de seguridad, y a las regulaciones de los países en los cuales operamos. Estas leyes y regulaciones poseen un impacto significativo sobre nuestras operaciones y las de nuestras vinculadas, y podrían provocar efectos adversos sobre nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones. Adicionalmente, tenemos ciertas responsabilidades ambientales relacionadas con YPF Holdings, subsidiaria 100% de YPF. Véase “Información contable —Litigios - YPF Holdings” ".Una cantidad de eventos relacionados con cuestiones ambientales, la salud y la seguridad, incluidos los cambios en las leyes y las regulaciones aplicables, interpretaciones judiciales o administrativas adversas de dichas leyes y regulaciones, cambios en la política de aplicación, la aparición de nuevos litigios o nuevos acontecimientos en los litigios pendientes y el desarrollo de información vinculada a estas cuestiones podría resultar en nuevas o crecientes obligaciones, erogaciones, previsiones, pérdidas y otros impactos que podrían tener un efecto adverso significativo sobre nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones. Véase “Información contable ― Litigios”, “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Regulaciones Ambientales Argentinas” y “Regulaciones Ambientales Estadounidenses”. Las regulaciones y jurisprudencia en materia ambiental, de seguridad y salud y en la Argentina se desarrollan a un ritmo rápido y no pueden brindarse garantías de que no aumentarán nuestros costos vinculados a los negocios y a nuestras potenciales contingencias, incluyendo nuestras actividades planificadas de perforación y explotación de reservas de petróleo y gas no convencionales. Adicionalmente, debido a la preocupación por el riesgo del cambio climático, varios países han adoptado, o están considerando la adopción de las nuevas exigencias reglamentarias para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, tales como impuestos sobre el carbono, el aumento de los estándares de eficiencia, o la adopción de limitaciones y regulaciones de comercio. Si se aprueban en la Argentina, estos requisitos podrían hacer que nuestros productos sean más caros, así como provocar un cambio en la demanda hacia las fuentes de hidrocarburos relativamente más bajos en carbono como las energías renovables.

Somos parte en varios procedimientos legales

Como se describe en “Información contable — Litigios” somos parte en una cierta cantidad de procesos laborales, comerciales, civiles, fiscales, penales, ambientales y administrativos que, ya sea en forma independiente o junto con otros procesos, y de resolverse en forma total o parcialmente adversa en nuestra contra, podrían resultar en la imposición de costos materiales, sentencias, multas u otras pérdidas. Si bien consideramos que hemos previsionado tales riesgos adecuadamente en base a los dictámenes y asesoramiento de nuestros asesores legales externos y de acuerdo con las normas contables aplicables, ciertas contingencias de pérdidas, en especial las vinculadas a cuestiones ambientales, se encuentran sujetas a cambios dado que se desarrolla nueva información y es posible que las pérdidas resultantes de dichos riesgos, si los procedimientos se resuelven en forma adversa a YPF, ya sea en forma parcial o total, puedan exceder significativamente las previsiones que hemos establecido.

Adicionalmente, tras la promulgación de la Ley de Expropiación, la empresa española Repsol, que tenía una porción significativa de sus acciones sujetas a expropiación, inició acciones legales contra el Gobierno Argentino ante los tribunales de Nueva York y el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI). Adicionalmente, Repsol inició otros reclamos contra nosotros ante los tribunales de Nueva York y Madrid. Repsol también ha hecho pública su intención de impugnar la validez de los acuerdos que realicemos con terceros relacionados con la explotación y exploración de reservas de petróleo no convencional en la formación Vaca Muerta. Nosotros no podemos dar garantía de que las acciones adoptadas por Repsol no interrumpirán nuestros esfuerzos comerciales, incluyendo cualquier tipo de acuerdo de exploración y explotación que intentemos cerrar, o que Repsol no continuará litigando las cuestiones relacionadas con la expropiación de sus acciones.

Nuestro negocio depende en gran parte de nuestras instalaciones de producción y refinación y de la red de logística

Nuestras instalaciones en los yacimientos de petróleo y gas, nuestras refinerías y nuestra red de logística constituyen nuestros principales centros de producción y red de distribución de los cuales dependen gran parte de nuestros ingresos. Aunque aseguramos dichas propiedades sobre la base de términos que consideramos prudentes y hemos adoptado y mantenemos medidas de seguridad, todo daño significativo, accidente u otra clase de interrupción a la producción vinculada con dichas instalaciones podría afectar significativa y negativamente nuestra capacidad de producción, nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones.

Podríamos ser objeto de acciones sindicales

Nuestras operaciones han experimentado interrupciones y huelgas sindicales en el pasado y no podemos asegurar que no volveremos a sufrirlas, lo cual podría afectar negativamente a nuestros negocios e ingresos. Las demandas laborales en el sector de energía de la Argentina son frecuentes y, en el pasado reciente, empleados del sindicato han bloqueado el acceso y causado daños a nuestras plantas. En los últimos años, nuestras operaciones se vieron ocasionalmente afectadas por medidas de fuerza sindicales. Véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera — Factores que afectan nuestras operaciones — Condiciones Macroeconómicas”.

Podríamos no ser capaces de pagar, mantener o incrementar los dividendos

El 17 de julio 2012 la asamblea de accionistas aprobó un dividendo de 303 millones de pesos (Ps. 0.77 por acción o ADS) que fue pagado en noviembre de 2012. Por su parte, la Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de accionistas celebrada el 30 de abril de 2013 aprobó un dividendo de 330 millones de pesos que será pagado durante el año 2013. No obstante lo anterior, nuestra capacidad de pagar, mantener o aumentar los dividendos se basa en varios factores, incluyendo pero no limitado, a la cantidad de dividendos distribuidos respecto al ejercicio anterior, la utilidad neta, los niveles anticipados de gastos de capital y los niveles esperados de crecimiento. Un cambio en cualquiera de estos factores podría afectar nuestra capacidad de pagar, mantener o aumentar los dividendos, y la cantidad exacta de cualquier dividendo pagado puede variar de año en año.

INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA

La sociedad

YPF Sociedad Anónima (CUIT N° 30-54668997-9) es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina, siendo su domicilio legal Macacha Guemes 515 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires – Argentina. La Sociedad opera bajo las leyes de la República Argentina, siendo la fecha de su inscripción en el Registro Público de Comercio el 2 de junio de 1977 y la fecha de finalización de su Contrato Social el 15 de junio de 2093.

La actividad principal de la Sociedad es el estudio, exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos y demás minerales, como asimismo, la industrialización, transporte y comercialización de estos productos y sus derivados, incluyendo también productos petroquímicos, y químicos y combustibles de origen no fósil, biocombustibles y sus componentes, la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos, la prestación de servicios de telecomunicaciones, así como también la producción, industrialización, procesamiento, comercialización, servicios de acondicionamiento, transporte y acopio de granos y sus derivados.

Panorama general

Somos la principal compañía de energía de la República Argentina y operamos una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los segmentos de upstream (“Exploración y Producción”) y downstream (“Refino y Marketing” y “Química”) del país. Nuestras operaciones de upstream consisten en la exploración, explotación y producción de petróleo crudo, gas natural y GLP. Nuestras operaciones de downstream incluyen la refinación, comercialización, transporte y distribución de petróleo y de una amplia gama de productos de petróleo, derivados del petróleo, productos petroquímicos, GLP y biocombustibles. Además, estamos trabajando activamente en los sectores de separación de gas y distribución de gas natural tanto directamente como a través de nuestra participación en sociedades afiliadas. En 2012, nuestras ventas netas consolidadas fueron de Ps. 67.164 millones y nuestra utilidad neta fue de Ps. 3.902 millones

Hasta noviembre de 1992, la mayoría de nuestras predecesoras eran empresas de propiedad del Estado cuyas operaciones se remontan a la década de 1920. En noviembre de 1992, el gobierno argentino sancionó la Ley de Privatización, que estableció los procedimientos mediante los cuales nuestra compañía se privatizaría. En julio de 1993, conforme a la Ley de 24.145 (la “Ley de Privatización), completamos una oferta internacional de 160 millones de acciones Clase D, que anteriormente fueran de propiedad del Estado nacional. Como resultado de esa oferta y de otras transacciones, hacia fines de 1993, el porcentaje de nuestro capital accionario de propiedad del gobierno argentino se redujo del 100% a aproximadamente el 20%.

Desde 1999, y hasta la aprobación de la sanción de la Ley N° 26.741 (la “Ley de Expropiación”), éramos una sociedad controlada por Repsol YPF, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en gran parte del mundo. Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% de nuestro capital accionario desde el año 2000 hasta el año 2008, cuando Grupo Petersen adquirió, en diferentes momentos, acciones que representan el 15,46% de nuestro capital social. Asimismo, Repsol YPF había otorgado opciones a favor de ciertas afiliadas de Petersen Energía para adquirir hasta un 10% adicional de nuestro capital social en circulación, la cual fue ejercida en mayo de 2011.

El 3 de mayo de 2012, el Congreso argentino sancionó la Ley de Expropiación. Entre otros asuntos, la Ley de Expropiación declara sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF representado por igual porcentaje de las acciones Clase D de dicha empresa, pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación, las cuales fueron declaradas de utilidad pública, serán distribuidas del siguiente modo: el cincuenta y un por ciento (51%) pertenecerá al Estado nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. A la fecha de este prospecto, la transferencia de las acciones sujetas a expropiación entre el Poder Ejecutivo Nacional y las provincias que conforman la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos se encontraban pendientes. A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Argentina - El Estado nacional ejerce los derechos sobre las acciones sujetas a expropiación bajo la Ley 26.741 y se espera que la Sociedad sea operada conforme a la política energética de acuerdo con la mencionada ley”, “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación” y “Accionistas Mayoritarios y Transacciones con Partes Relacionadas”.

La Ley de Expropiación establece que YPF continuará sus operaciones como una “sociedad anónima abierta” y la gestión de las acciones sujetas a expropiación se llevará a cabo de acuerdo a los siguientes principios: (i) contribución estratégica de la compañía según los objetivos establecidos en la Ley de Expropiación; (ii) la gestión de la compañía de acuerdo a las mejores prácticas de la industria y el gobierno corporativo, preservando los intereses de los accionistas y creándoles valor; y (iii) la gestión profesional de la compañía.

La información contenida en este prospecto para los ejercicios que finalizaron el 31 de diciembre de 2012 y 2011 proviene de nuestros Estados Contables Consolidados Auditados, los cuales fueron aprobados por nuestro Directorio el 11 de marzo de 2013.

Upstream

Al 31 de diciembre de 2012, de acuerdo a información interna de la Compañía, teníamos participación en más de 90 yacimientos de petróleo y gas en Argentina, lo cual representaba aproximadamente el 42% de la producción total de petróleo crudo del país, excluyendo líquidos de gas natural (“LGN”), y aproximadamente el 34% de su producción total de gas, incluyendo LGN, en 2011, de acuerdo con la información suministrada por la Secretaría de Energía de la República Argentina (“Secretaría de Energía”).
De acuerdo a información y estimaciones internas de la Sociedad, tenemos reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012, de aproximadamente 590 mmbbl de petróleo y de aproximadamente 2.186 bcf de gas, lo cual representa de acuerdo a nuestros cálculos un total de reservas de aproximadamente 979 mmbpe.
Durante el ejercicio 2012, de acuerdo a información interna de la Compañía, produjimos aproximadamente 101 mmbbl de petróleo (275 mbbl/d) y aproximadamente 432 bcf de gas (1.179 mmcf/d).

Downstream

Somos el principal refinador de la Argentina con operaciones en tres refinerías de nuestra exclusiva propiedad con una capacidad de refinación anual combinada de aproximadamente 116 mmbbl (319,5 mbbl/d). También tenemos una participación del 50% en Refinería del Norte S.A. (“Refinor”), una sociedad controlada conjuntamente con y operada por Petrobrás Energía S.A. (“Petrobras”), que cuenta con una capacidad de refinación de 26,1 mbbl/d.
Al 31 de diciembre de 2012, nuestra red de distribución minorista de combustibles comprendía 1.535 con la marca YPF, y estimamos que contábamos con cerca del 33,9% de todas las estaciones de servicio de Argentina.
Somos uno de los más importantes productores petroquímicos en Argentina y el Cono Sur de América Latina, con operaciones llevadas a cabo en nuestras plantas de Ensenada y Plaza Huincul. Además, Profertil S.A. (“Profertil”), una sociedad controlada conjuntamente con Agrium Holdco Spain S.L. (“Agrium”), es productora líder de urea en el Cono Sur.

Historia de YPF

Desde principios de la década de 1920 y hasta 1990, tanto los segmentos de exploración y produccióncomo de refino y marketing de la industria argentina del petróleo y gas fueron monopolios del gobierno argentino. Durante ese período, nuestra empresa y nuestro predecesor eran de propiedad del Estado, quien controlaba la exploración y la producción de petróleo y gas natural, así como la refinación de petróleo y la comercialización de productos refinados de petróleo. En el mes de agosto de 1989, Argentina promulgó leyes cuyo objetivo fue la desregulación de la economía y la privatización de las compañías de propiedad estatal de la Argentina, incluyendo la nuestra. Después de la sanción de dichas leyes, se promulgó una serie de decretos presidenciales que nos imponían, entre otros requisitos, que vendiéramos las partes mayoritarias de nuestros derechos de producción sobre algunas de las mayores áreas de producción y que lleváramos a cabo un programa de reestructuración interna de la dirección y de las operaciones.

En el mes de noviembre de 1992, se promulgó la Ley N° 24.145 (Ley de Privatización), que establecía los procedimientos mediante los cuales nuestra compañía se privatizaría. En el mes de julio de 1993, conforme a la Ley de Privatización, completamos una oferta internacional de 160 millones de acciones Clase D, anteriormente de propiedad del Estado nacional.

Como resultado de esa oferta y de otras transacciones, hacia fines de 1993 el porcentaje de nuestro capital accionario de propiedad del Estado nacional se redujo del 100% a aproximadamente el 20%.

En el mes de enero de 1999, Repsol YPF adquirió 52.914.700 acciones Clase A en bloque (14,99% de nuestras acciones) que se convirtieron en acciones Clase D. Adicionalmente, el 30 de abril de 1999, Repsol YPF anunció una OPA para comprar todas las acciones Clase A, B, C y D en circulación en virtud del cual en el mes de junio de 1999, Repsol YPF adquirió otro 82,47% de nuestro capital accionario en circulación. Repsol YPF adquirió una participación adicional de otros accionistas minoritarios, como resultado de otras transacciones en 1999 y 2000.

Entre 2004 y 2005, realizamos desinversiones de activos no estratégicos por un monto aproximado de U$S 239,5 millones.

El 21 de febrero de 2008, Petersen Energía (“PEISA”) compró a Repsol YPF 58.603.606 de nuestros ADSs, lo que representa el 14,9% de nuestro capital social, por un monto de US$ 2.235 millones. Asimismo, Repsol YPF otorgó a ciertas afiliadas de Petersen Energía opciones para comprar hasta un 10,1% adicional de nuestro capital social en circulación en el transcurso de cuatro años. El 20 de mayo de 2008, PEISA ejerció la opción de adquirir acciones y ADSs en poder de partes no relacionadas que representan el 0,1% de nuestro capital social. Asimismo, PEISA lanzó una oferta para adquirir todas las acciones de YPF que no fueran de su propiedad a un precio de U$S 49,45 por acción o ADS. Repsol YPF, de conformidad con su acuerdo con Petersen Energía, declaró que no iba a licitar las acciones de YPF a Petersen Energía. Como consecuencia de esto, un total de 1.816.879 acciones (incluyendo acciones Clase D y ADS), representativas de aproximadamente el 0,462% de nuestras acciones en circulación, fueron ofrecidas.

Con fecha 3 de mayo de 2011, Petersen Energía ejerció una opción de compra para adquirir acciones de Repsol YPF o ADSs representativas del 10,0% de nuestro capital social. En tanto, el 4 de mayo de 2011, Repsol YPF, reconoció y aceptó dicha compra

El 3 de mayo de 2012, el Congreso argentino sancionó la Ley de Expropiación. Entre otros asuntos, la Ley de Expropiación declaró de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A representado por igual porcentaje de las acciones Clase D de dicha empresa, pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación declaradas de utilidad pública, serán distribuidas del siguiente modo: el cincuenta y un por ciento (51%) pertenecerá al Estado nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. -Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Argentina - El Estado nacional ejerce los derechos sobre las acciones sujetas a expropiación bajo la Ley 26.741 y se espera que la Sociedad sea operada conforme a la política energética de acuerdo con la mencionada ley”-. A la fecha de emisión de este documento, la transferencia de las acciones entre el Estado Nacional y las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos se encontraba pendiente. Conforme al artículo 8 de la Ley de Expropiación, la distribución de las acciones entre las provincias que acepten su transferencia debe llevarse a cabo de manera equitativa, teniendo en cuenta sus respectivos niveles de producción de hidrocarburos y reservas comprobadas. A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. Además, en conformidad con el artículo 9 de la Ley de Expropiación, los Estados provinciales que reciban acciones sujetas a expropiación deberán ingresar en un acuerdo de accionistas con el Estado Nacional que preve un ejercicio unificado de sus derechos como accionistas. Véase “Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación” y “Accionistas Mayoritarios y Transacciones con Partes Relacionadas”.

Ademas, el 16 de abril de 2012, la compañía fue notificada, mediante certificación notarial, del Decreto N° 530/12 del Poder Ejecutivo Nacional, el cual prevé la intervención de YPF por un periodo de treinta días (el cual fue extendido en nuestra siguiente Asamblea General de Accionistas que se celebró el 4 de junio de 2012 en la que también se designó a los nuevos miembros de nuestro Directorio) con el objetivo de asegurar la continuidad de las operaciones y la preservación de los activos y del capital, asegurar la provisión de combustibles y satisfacer las necesidades del país, y garantizar que los objetivos de la Ley de Expropiación se cumplan. Véase “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación”. De conformidad con el artículo 3 del Decreto N° 530/2012, las facultades conferidas por los estatutos de YPF a la Asamblea y/o el Presidente de la compañía han sido concedidos temporalmente al interventor. El 7 de mayo, mediante el Decreto N° 676/2012 del Poder Ejecutivo Nacional, el Sr. Miguel Matias Galuccio fue nombrado Gerente General de la compañía durante la intervención. En la Asamblea General de Accionistas, celebrada el 04 de junio de 2012, nuestros accionistas nombraron los nuevos miembros del Directorio. Véase “Directores, Gerencia de Primera Línea y Empleados.

A efectos de alcanzar los objetivos planteados anteriormente, estamos focalizados en: (i) el desarrollo de recursos no convencionales, que implica una oportunidad única en nuestro país debido a) la expectativa vinculada a la existencia de grandes volúmenes de recursos prospectivos en la Argentina, tal como resulta de estimaciones incluidas en reportes emitidos por diversas entidades a nivel internacional, b) la participación relevante que poseemos en los derechos de exploración y explotación sobre el acreage en el cual se encontrarían localizados dichos recursos y c) la posibilidad de integrar un portafolio de proyectos de alto potencial, (ii) el relanzamiento de la exploración convencional y no convencional, extendiendo los límites de yacimientos actuales e incursionando en nuevas fronteras exploratorias, incluyendo el offshore. (iii) el aumento en inversión y gastos operativos en áreas maduras que presentan oportunidades rentables de aumentos del factor de recuperación mediante pozos infill, extensión de la recuperación secundaria y pruebas de recuperación terciaria, (iv) retornar a una activa producción de gas natural acompañando la producción de crudo y (v) aumentar la producción de productos refinados mejorando la capacidad de refinación, lo que implicará mejorar la capacidad instalada, incrementar, actualizar y convertir nuestras refinerías. Lo mencionado anteriormente requiere una gestión organizada y planificada de recursos hidrocarburíferos, logísticos, humanos y financieros, dentro del marco normativo vigente, con una perspectiva a largo plazo, dado que, como ocurre en la industria petrolera mundial, los resultados de los proyectos de inversión maduran gradualmente.

El plan de inversiones asociado al crecimiento de la compañía irá acompañado de un plan financiero acorde; la empresa planea una fuerte reinversión de las utilidades, la búsqueda de socios estratégicos y el incremento de deuda en niveles prudentes teniendo en cuenta las empresas del sector. En consecuencia, la viabilidad financiera de las inversiones y los esfuerzos de recuperación de hidrocarburos y su procesamiento dependerán, entre otros, en la previsibilidad económica y las condiciones regulatorias en Argentina, de la capacidad para acceder a financiamiento no sólo en las cantidades necesarias sino también a costos competitivos, como así mismo de los precios de mercado de los productos hidrocarburíferos.

Estructura y organización de la emisora y su grupo económico

El siguiente cuadro muestra nuestra estructura organizacional, incluyendo nuestras principales subsidiarias, a la fecha del presente Prospecto.

El siguiente mapa muestra la ubicación de nuestras cuencas productivas, refinerías, instalaciones de almacenamiento y redes de oleoductos y poliductos al 31 de diciembre de 2012.

PLAZA

HUINCUL

LUJAN

DE CUYO

REFINOR

REFINERIAS DE YPF

REFINERIA PARTICIPADA

(50%)

TERMINALES DE YPF

POLIDUCTO PRODUCTOS

DE YPF

POLIDUCTO

PRODUCTOS

PARTICIPADO (50%)

OLEODUCTO CRUDO

DE YPF

OLEODUCTO

CRUDO

PARTICIPADO (37%)

OLEODUCTO CRUDO

PARTICIPADO (36%)

LA PLATA

Cuencas Productivas

Cuencas No Productivas

PLAZA

HUINCUL

LUJAN

DE CUYO

REFINOR

REFINERIAS DE YPF

REFINERIA PARTICIPADA

(50%)

TERMINALES DE YPF

POLIDUCTO PRODUCTOS

DE YPF

POLIDUCTO

PRODUCTOS

PARTICIPADO (50%)

OLEODUCTO CRUDO

DE YPF

OLEODUCTO

CRUDO

PARTICIPADO (37%)

OLEODUCTO CRUDO

PARTICIPADO (36%)

LA PLATA

Cuencas Productivas

Cuencas No Productivas

Organización del negocio

Al 31 de diciembre de 2012 llevamos a cabo nuestras operaciones de acuerdo con la siguiente organización:

Exploración y Producción, que incluye el segmento denominado “Exploración y Producción”;
Downstream, que incluye los segmentos de “Refino y Marketing” y “Química”;
Administración Central y Otros, que incluye el segmento de “Administración Central y Otros”.

Las ventas a terceros en Argentina y en el extranjero del segmento Exploración y Producción incluyen ventas de gas natural y tarifas por servicios (fundamentalmente por el transporte, el almacenamiento y el tratamiento de hidrocarburos y productos). Adicionalmente, el crudo que producimos en Argentina, o que recibimos de terceros en Argentina de conformidad con los contratos de servicios, se transfiere de Exploración y Producción a Refino y Marketing a precios de transferencia fijados por nosotros, que en general buscan aproximarse a los precios del mercado argentino.

El segmento Refino y Marketing compra petróleo crudo al segmento Exploración y Producción y a terceros. Las actividades de refinación y comercialización incluyen la refinación y el transporte de crudo, así como la comercialización y el transporte de combustibles refinados, lubricantes, GLP, gas natural comprimido y otros productos refinados de petróleo en los mercados mayoristas y minoristas locales y en los mercados de exportación.

El segmento de Química vende productos petroquímicos tanto en el mercado local como en el mercado externo.

Adicionalmente, en el segmento Administración Central y otros se han registrado determinados activos, pasivos, ingresos y costos, que incluyen activos y gastos de administración de nuestra sociedad, asuntos medioambientales relacionados con YPF Holdings (Véase la Nota 3 a nuestros Estados Contables Consolidados Auditados) y ciertas actividades de construcción, relacionadas con la industria del petróleo y el gas, llevadas a cabo a través de nuestra sociedad controlada A-Evangelista S.A. (“A-Evangelista “) y sus subsidiarias.

Casi la totalidad de nuestras operaciones, propiedades y clientes se encuentran ubicados en Argentina. No obstante, también llevamos a cabo actividades exploratorias en los Estados Unidos y en Guyana, a la vez que poseemos participación en un área productiva en los Estados Unidos, y en dos áreas exploratorias en Uruguay (ver “Exploración y Desarrollo - Principales activos - Activos internacionales”). Asimismo, comercializamos lubricantes y derivados en Brasil y Chile, así como también llevamos a cabo ciertas actividades de construcción relacionadas con la industria del petróleo y el gas en Uruguay, Bolivia, Brasil y Perú, a través de A-Evangelista. (compañía sobre la que controlamos el 100% del capital), y sus subsidiarias.

Los siguientes cuadros presentan, respectivamente, las ventas netas y la utilidad operativa para cada una de nuestras líneas de negocios para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, respectivamente:







	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2011
	(en millones de pesos)
Ingresos ordinarios (1)
Exploración y Producción (2)
Ingresos ordinarios	6.134	5.054
Ingresos intersegmentos (3)	27.060	19.996
Total de Exploración y Producción	33.194	25.050
Refino y Marketing (4)
Ingresos ordinarios	57.694	47.926
Ingresos intersegmentos	1.910	1.766
Total Refino y Marketing	59.604	49.692
Química
Ingresos ordinarios	2.351	1.923
Ingresos intersegmentos	2.328	2.188
Total Química	4.679	4.111
Administración Central y Otros
Ingresos ordinarios	995	1.308
Ingresos intersegmentos	1.243	615
Total Administración Central y Otros	2.238	1.959
Menos ventas y servicios intersegmentos	(32.541)	(24.601)
Total Ingresos ordinarios	67.174	56.211
Utilidad (pérdida) operativa
Exploración y Producción	5.943	4.322
Refino y Marketing	3.006	4.422
Química	913	835
Administración Central y Otros	(2.493)	(1.760)
Ajustes de consolidación	534	(631)
Total de Utilidad operativa	7.903	7.188

(1) Los ingresos ordinarios se exponen netos del pago del impuesto a la transferencia de combustibles y el impuesto a los ingresos brutos. Los derechos aduaneros sobre las exportaciones de hidrocarburos se exponen en la línea “Impuestos, tasas y contribuciones” tal como se detalla en la Nota 2.k) a los Estados Contables Consolidados Auditados. Las regalías correspondientes a nuestra producción se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar los ingresos ordinarios. Véase la Nota 1.c.16) a los Estados Contables Consolidados Auditados al 31 de diciembre de 2012.

(2) Incluye operaciones de exploración y producción en Argentina, Guyana y los Estados Unidos.

(3) Las ingresos entre segmento de crudo a Refino y Marketing se registran a precios de transferencia que reflejan nuestras estimaciones de los precios del mercado argentino.

(4) Incluye actividades relativas al GLP.

Exploración y Producción

Principales activos

Nuestra producción se concentra en Argentina y nuestras operaciones locales están sujetas a numerosos riesgos. Véase “Información Clave sobre la Emisora - Factores de riesgo”. Adicionalmente, el 3 de mayo de 2012, la Ley de Expropiación fue aprobada por el Congreso. La Ley de Expropiación declaró el logro de la autosuficiencia en el suministro de hidrocarburos, así como en la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, un interés público nacional y una prioridad para la Argentina. Además, declara como objetivo garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleos, el aumento de la competitividad de diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sostenible de las provincias argentinas y regiones. Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Argentina - El Estado nacional ejerce los derechos sobre las acciones sujetas a expropiación bajo la Ley 26.741 y se espera que la Sociedad sea operada conforme a la política energética de acuerdo con la mencionada ley” y “Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación”

El siguiente cuadro muestra, por zona geográfica, la superficie desarrollada y no desarrollada de nuestras áreas al 31 de diciembre de 2012, la cual surge de cálculos internos de la compañía:


		Desarrollada(1)			No Desarrollada(2)
	Bruta(3)		Neta(4)		Bruta(3)	Neta(4)
		(miles de acres)
Sudamérica		1.596		1.239	54.343	33.008
Argentina		1.596		1.239	45.350	25.596
Resto de Sudamérica(5)		—		—	8.993	7.412
Norteamérica(6)		29		4.3	202	123

Total		1.625		1.243	54.545	33.131

(1) La superficie desarrollada es aquella asignable a pozos productivos.

(2) La superficie no desarrollada abarca las superficies en las cuales no se han perforado o completado pozos que permitan la producción de cantidades comerciales de petróleo o gas, independientemente de si dicha superficie contiene reservas comprobadas.

(3) La superficie “bruta” es el 100% de aquellas áreas en las que YPF tiene algún tipo de participación.

(4) La superficie “neta” equivale a la superficie bruta luego de deducida la participación de terceros.

(5) Relativo a Uruguay, Colombia, Paraguay y Chile. En el caso de Paraguay, la superficie no desarrollada de YPF totalizó 3.825 mil acres al 31 de diciembre de 2012 y está vinculada a un permiso de prospección otorgado a YPF por la Resolución 1703 del Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones de Paraguay. El permiso venció el 16 de Septiembre de 2012 y se presentó la solicitud por 1 año de prórroga al Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones. A la fecha de este prospecto, la solicitud de extensión se encuentra pendiente. En el caso de Uruguay la superficie no desarrollada de YPF incluye Dominio Minero y permiso de prospección. El permiso de prospección corresponde a un área de 2.397 mil acres y fue adjudicado 100% a YPF en marzo de 2012. La superficie de Guyana fue devuelta a la autoridad de aplicación, el pozo fue abandonado por razones técnicas y el contrato fue finalizado.

(6) Relativo a los Estados Unidos de América (Golfo de México) únicamente.

Al 31 de diciembre de 2012 ninguna sección de nuestra superficie exploratoria no desarrollada correspondía a permisos exploratorios que vencen durante 2013 de acuerdo a lo previsto en la Ley 17.319. Sin embargo, como resultado del vencimiento en 2013 del primer, segundo o tercer período exploratorio de algunos de nuestros permisos, de acuerdo a lo previsto en la Ley de Hidrocarburos, deberemos devolver una porción fija de la superficie de tales permisos, siempre y cuando no se descubran cantidades comercialmente explotables de petróleo y gas en dichas áreas, en cuyo caso podríamos solicitar la declaración de comercialidad por parte de las autoridades competentes a fin de obtener concesiones de explotación sobre las áreas en cuestión. De no ocurrir tal descubrimiento, deberemos devolver en 2013 aproximadamente 15.200 km2 de superficie exploratoria neta no desarrollada (lo cual equivale a aproximadamente 18,5% de nuestros 82.100 km2 de superficie exploratoria neta no desarrollada al 31 de diciembre de 2012). Respetando el porcentaje de superficie que debemos devolver, tenemos derecho a elegir, de acuerdo con nuestra conveniencia, qué parte de cada permiso de exploración deseamos mantener. Por consiguiente, las superficies a ser devueltas se corresponden básicamente con sectores en los cuales la perforación no ha sido exitosa, y constituyen, por lo tanto, superficies de interés residual para nosotros.

No hay superficies no desarrolladas significativas bajo concesiones de producción que venzan en el corto plazo.

Activos en Argentina

Argentina es el segundo productor de gas natural y el cuarto productor de petróleo crudo de América Latina sobre la base de la producción de 2011, según el estudio de estadísticas de BP (BP Statistical Review of World Energy) publicado en Junio del 2012. Históricamente, el petróleo ha representado la mayor parte de la producción y el consumo de hidrocarburos del país, aunque la participación relativa del gas natural aumentó rápidamente durante los últimos años. Han sido identificadas 24 cuencas sedimentarias en el país, de acuerdo con el “Plan Exploratorio Argentina”. La superficie total en el continente representa aproximadamente 408 millones de hectáreas y la superficie total offshore abarca 194 millones de hectáreas en la plataforma del Atlántico Sur dentro de la línea de 200 metros de profundidad. De los 602 millones de hectáreas de las cuencas sedimentarias, una porción importante aún debe ser evaluada mediante perforaciones exploratorias. De acuerdo a nuestra información interna el siguiente cuadro muestra nuestras participaciones brutas y netas en pozos de petróleo y gas productivos en Argentina por cuenca, al 31 de diciembre de 2012.


	Pozos (1)(2)(3)
	Petróleo		Gas
Cuenca	Bruto	Neto	Bruto	Neto
Onshore	11.439	9.911	822	532
Neuquina	3.629	3.055	690	469
Golfo San Jorge	6.855	6.109	37	37
Cuyana	797	700	-	-
Noroeste	26	8	50	12
Austral	132	40	45	14
Offshore	-	-	18	9

Total	11.439	9.911	840	541

(1) Además de los pozos de petróleo y gas ubicados en Argentina, tenemos participación en pozos de petróleo ubicados en los Estados Unidos (7 pozos brutos y 1 pozo neto, al 31 de diciembre de 2012).

(2) Un “pozo bruto” es un pozo en el que YPF tiene una participación. Una “participación neta” se considera que existe cuando la suma de los intereses de propiedad fraccional de participación en los pozos bruta es igual a uno. El número de pozos neto es la suma de las participaciones fraccionales de los pozos brutos expresado en números enteros y fracciones de números enteros.

(3) Pozos brutos y netos incluyen un pozo de petróleo y tres pozos de gas con terminaciones múltiples.

La tabla que figura a continuación, basada en datos propios, brinda cierta información con respecto a nuestros principales yacimientos de petróleo y gas en Argentina al 31 de diciembre de 2012, todos los cuales corresponden a yacimientos maduros:


		Producción 2012		Reservas Comprobadas al 31 de Diciembre de 2012
Áreas(1)	Participación %	Petróleo(2) (mbbl)	Gas (mmcf)	Petróleo(2) (mbbl)	Gas (mmcf)	BPE (mbpe)	Cuenca	Estado de Desarrollo de la Cuenca
Loma la Lata	100%	14.892	158.934	54.628	863.987	208.500	Neuquina	Maduro
Los Perales	100%	5.705	12.813	48.822	68.262	60.979	Golfo San Jorge	Maduro
Seco León	100%	3.914	3.347	44.444	18.773	47.788	Golfo San Jorge	Maduro
Magallanes	56%	879	12.799	8.346	163.439	37.454	Austral	Maduro
San Roque	34%	2.164	34.669	9.538	149.716	36.201	Neuquina	Maduro
Chihuido Sierra Negra	100%	5.620	1.528	31.829	8.569	33.355	Neuquina	Maduro
Barranca Baya	100%	4.376	982	31.109	5.898	32.159	Golfo San Jorge	Maduro
El Portón	100%	2.297	19.304	12.430	96.435	29.605	Neuquina	Maduro
Puesto Hernández	79%	2.701	0	27.608	0	27.608	Neuquina	Maduro
A.Toledo – S.Barrosa	100%	1.200	23.289	10.126	89.285	26.028	Neuquina	Maduro
Chihuido La Salina	100%	4.158	26.607	15.933	54.687	25.673	Neuquina	Maduro
Tierra del Fuego	30%	747	13.572	5.037	106.999	24.093	Austral	Maduro
Aguada Pichana	27%	1.640	31.113	5.664	99.737	23.427	Neuquina	Maduro
Vizcacheras	100%	3.065	387	21.649	3.105	22.202	Cuyana	Maduro
Acambuco	22%	329	14.854	1.591	114.875	22.050	Noroeste	Maduro
Lomas del Cuy	100%	2.600	1.158	19.340	8.548	20.863	Golfo San Jorge	Maduro
Cerro Fortunoso	100%	1.673	0	19.512	0	19.512	Neuquina	Maduro
CNQ 7A	50%	4.375	0	19.230	0	19.230	Neuquina	Maduro
La Ventana Central (3)	69.6-60%	1.405	184	18.044	2.544	18.497	Cuyana	Maduro
Barrancas	100%	1.821	119	17.334	1.164	17.541	Cuyana	Maduro
Desfiladero Bayo	100%	2.471	227	16.029	1.092	16.223	Neuquina	Maduro
Manantiales Behr	100%	6.794	4.790	14.362	8.759	15.921	Golfo San Jorge	Maduro

(1) Áreas de explotación.

(2) Incluye petróleo crudo, condensados y líquidos de gas natural.

(3) 69,6% para Crudo y 60% para Gas Natural y Gas Natural Líquido

Asimismo, y de acuerdo a nuestra información interna:

Aproximadamente el 84% de nuestras reservas de crudo comprobadas en Argentina están concentradas en las cuencas Neuquina (47%) y del Golfo San Jorge (37%), y aproximadamente el 92% de nuestras reservas de gas comprobadas en Argentina se concentran en las cuencas Neuquina (68%), Austral (12%) y Noroeste (11%).

Al 31 de diciembre de 2012, teníamos 143 permisos de exploración y concesiones de explotación en Argentina. Operamos 101 de ellos de manera directa, incluyendo 42 permisos de exploración y 59 concesiones de producción.

Permisos de exploración: Al 31 de diciembre de 2012, contábamos con 51 permisos de exploración en Argentina, 47 de los cuales eran permisos de exploración onshore y 4 eran permisos de exploración offshore. Teníamos una participación del 100% en dos permisos onshore, mientras que nuestra participación en el resto de ellos variaba entre el 30% y el 90%. Teníamos una participación del 100% en un permiso de exploración offshore, y nuestra participación en el resto de los permisos offshore oscila entre 30% y 35%.
Concesiones de producción: Al 31 de diciembre de 2012, teníamos 92 concesiones de explotación. Teníamos una participación del 100% en 53 concesiones de explotación y nuestra participación en las 39 concesiones de explotación restantes variaban entre un 12,2% y un 98%..

Los descensos en la producción de los últimos períodos, han sido reducidos significativamente en 2012 (2010-5,7 % 2011-8,4% y 2012 0,4%). Esto último fue el resultado del foco del management en evitar interrupciones por hulegas, como así también por la mayor actividad.

Uniones transitorias de empresas (UTE) y acuerdos contractuales en Argentina

Al 31 de diciembre de 2012 participábamos en 39 UTEs de exploración, y 29 UTEs de producción y acuerdos contractuales en Argentina (25 de ellas eran no operadas por nosotros). Nuestra participación en estas UTEs y acuerdos contractuales oscilaba entre un 12,2% y un 98%, y nuestras obligaciones de compartir los costos de exploración y explotación variaba según el acuerdo en cada UTE. Además, según las condiciones establecidas en algunas de esas UTEs, hemos acordado indemnizar a nuestros socios en caso de que se restrinjan o afecten derechos respecto de dichas áreas de manera tal que sea imposible cumplir el objeto de la UTE. Para obtener una lista de las principales UTEs de exploración y producción en las que participábamos al 31 de diciembre de 2012, véase el Anexo II a los Estados Contables Consolidados Auditados al 31 de diciembre de 2012. También formamos parte de otros acuerdos contractuales que surgieron mediante la renegociación de contratos de servicios y contratos de riesgo y su conversión en concesiones de explotación y permisos de exploración, respectivamente.

Activos internacionales

Estados Unidos: Al 31 de diciembre de 2012, teníamos derechos mineros en 40 bloques en los Estados Unidos, compuestos por 35 bloques exploratorios, con una superficie neta de 496,5 km² y 5 bloques de desarrollo, con una superficie neta de 17 km². Las reservas comprobadas netas de dichos bloques de nuestras subsidiarias en los Estados Unidos al 31 de diciembre de 2012 eran 1,169 mbpe. La producción neta de hidrocarburos en dichos bloques de nuestras subsidiarias en los Estados Unidos para el ejercicio 2012 fue 0,652 mbpe.

El yacimiento Neptuno está situado aproximadamente a 193 km (120 millas) de la costa de Louisiana, en aguas profundas de la región central del Golfo de México. El yacimiento se compone de los Bloques Atwater 573, 574, 575, 617 y 618. Nuestra subsidiaria indirecta, Maxus (US) Exploration tiene una participación del 15%. Los otros participantes de la UTE son BHP Billiton (35%), Marathon Oil Corp. (30%) y Woodside Petroleum Ltd (20%). BHP Billiton es el operador del yacimiento Neptuno y de las instalaciones de producción asociadas. Las reservas de Neptuno están siendo producidas mediante la utilización de una plataforma flotante de cables tensados anclados (TLP, tension leg platform) autónoma, localizada en el Bloque 613 de Green Canyon a 4.230 pies de profundidad. La producción comenzó el 8 de julio de 2008. La plataforma sostiene siete pozos submarinos conectados a la plataforma TLP por un sistema de almacenaje y transporte submarino.

Asimismo, YPF Holdings ha celebrado varios acuerdos operativos y de inversión asociados con la exploración y desarrollo de sus propiedades de petróleo y gas. Tales compromisos no son significativos. Nuestras operaciones en Estados Unidos, a través de YPF Holdings, están sujetas a ciertos reclamos medioambientales. Véase“—Cuestiones ambientales—YPF Holdings — Operaciones en los Estados Unidos”.

Guyana: Al 31 de diciembre de 2012, YPF, a través de YPF Guyana Ltd., (una subsidiaria perteneciente en un 100% a YPF International S.A.), dejamos de tener participación activa en actividades de exploración en dicho país. La licencia de exploración petrolífera offshore en Guyana (perteneciente al bloque “Georgetown”) expiró el 25 de noviembre de 2012, después del cumplimentar todos los compromisos contractuales. Dichos compromisos consistieron en la perforación del pozo Jaguar 1 con una profundidad de 15.998 pies. El 26 de Julio de 2012, el pozo fue taponado y abandonado por razones técnicas y de seguridad (falta de suficiente diferencia de presión entre presión de poro y gradiente de fractura). El costo total del pozo fue cercano a los 167 millones de dólares.

Perú: Luego de participar en exploraciones preliminares, esperamos que los bloques 180, 182 y 184 en la cuenca de Huallaga y el bloque 176 en la cuenca de Ucayali, sean oficialmente asignados por parte del gobierno peruano al consorcio al cual pertenece YPF. Tenemos una participación del 25% en el consorcio junto con Repsol (que es el operador con una participación del 25%) y con Ecopetrol (50%). Durante los dos primeros períodos de exploración (30 meses) luego de la asignación oficial de estos bloques, la actividad a realizar consistirá en el reprocesamiento de los datos sísmicos existentes y el registro de 1.150 km. de sísmica 2D.

Colombia: Los bloques COR12, COR14 y COR33 se encuentran en la cuenca de la Cordillera Oriental, en los cuales somos operadores y hemos sido autorizados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (ANH).

Nuestra participación en ellos varía de 55% a 60%. La superficie neta correspondiente a nuestra participación en los bloques es de 890 km2. La actividad exploratoria a realizar será la adquisición de 200 km de sísmica 2D, 50 km2 de sísmica 3D y la perforación de tres pozos de sondeo.

Paraguay: En septiembre de 2011, nos fue asignado en un 100% el permiso de prospección Manduvira. El área cubre una superficie de 15.475 km2 y está situada en la zona oriental de Paraguay, dentro del ámbito de la cuenca del Chacoparaná. El principal objetivo de YPF en este proyecto es la exploración de recursos no convencionales. En Septiembre de 2012 se venció el período de un año del Permiso de Prospección Manduvira. Con el objeto de finalizar los estudios iniciados, se presentó la solicitud por un año de prórroga al Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones. El permiso se encuentra a la espera de aprobación.

Durante el año 2012 se realizaron estudios de sedimentología, geoquímica, palinología y gira de campo, además de estudios de gabinete.

Chile:

En 2011, YPF presentó una propuesta, ofrecida por Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), compañía estatal chilena, para participar en la exploración en la cuenca Magallanes. Obtuvimos el permiso para operar en dos bloques exploratorios: (i) San Sebastián, donde YPF (40%) será el operador, en asociación con Wintershall (10%) y ENAP (50%) y (ii) Marazzi/Lago Mercedes, donde YPF (50%) también será el operador, en asociación con ENAP (50%). En enero de 2013 YPF recibió la confirmación del Ministerio de Energía de Chile sobre el otorgamiento de estas áreas.

El total de compromisos asumidos con respecto a la adjudicación de los dos bloques anteriores durante el primer período exploratorio incluye la realización de 672 km2 de sísmica 3D y la perforación de 8 pozos exploratorios. Se estima que las actividades comiencen a fines de 2013.

Uruguay:

(i) Offshore en aguas profundas – Cuenca de Punta del Este:
Área 3: YPF (40%) actúa como operador, en asociación con Petrobras Uruguay (40%) y Galp (20%). La exploración se encuentra en la primera etapa de evaluación tanto geológica como geofísica. Se definieron los principales leads (prospectos que representan oportunidades) y un área a registrar con sísmica 3D de 2000 km2.
Área 4: YPF (40%) en asociación con Petrobras Uruguay (40%), la cual actúa como operador, y Galp (20%). La exploración se encuentra en la primera etapa de evaluación tanto geológica como geofísica.

-(ii) Onshore:

En Marzo de 2012 fue adjudicado el 100% del Permiso de Prospección Arapey a YPF. Dicho bloque tiene una superficie de 9,700 km2. Nuestro principal objetivo en este proyecto es la exploración de recursos no convencionales. Durante 2012 se realizó el reprocesamiento de 1600 km de sísmica 2D, además de una gira de campo, estudios de geoquímica, bioestratigrafía y sedimentología. Actualmente se está llevando a cabo interpretación sísmica y modelado de gravimetría y magnetometría.

Actualmente YPF está revisando su posicionamiento internacional de acuerdo a su nueva estrategia.

Perforaciones y otras actividades exploratorias y de desarrollo

El siguiente cuadro muestra, de acuerdo a nuestra información interna, la cantidad de pozos que hemos perforado en Argentina, o en cuya perforación participamos, y los resultados obtenidos para los ejercicios indicados.


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre
	2012	2011	2010
Pozos perforados brutos (1)
De exploración
Productivo	33	18	6
Petróleo	27	17	5
Gas	6	1	1
Secos	5	4	8
Total	38	22	14

De explotación
Productivo	468	553	709
Petróleo	455	529	680
Gas	13	24	29
Secos	2	8	8
Total	470	561	717

Pozos perforados netos (2)
De exploración
Productivo	24	15	6
Petróleo	21	14	5
Gas	3	1	1
Secos	4	2	6
Total	28	17	12

De desarrollo
Productivo	441	494	616
Petróleo	430	485	601
Gas	11	9	15
Secos	1	8	7
Total	442	502	623

Pozos “brutos” significa todos los pozos en los que tenemos algún tipo de participación. Además de los pozos perforados en la Argentina, participamos en la perforación de los siguientes pozos ¨brutos¨ en Estados Unidos: un pozo exploratorio seco en 2009, un pozo exploratorio abandonado por razones técnicas en 2011 y nueve pozos de desarrollo durante los últimos cuatro años, de los cuales siete fueron productivos. En 2012, respecto a los pozos offshore, hemos realizado un side-track a un pozo de desarrollo no productivo por razones técnicas y un workover exitoso a un pozo de desarrollo. Adicionalmente, ver actividad desarrollada en Guyana durante 2012 en apartado precedente.
Pozos “netos” significa los pozos brutos luego de deducir las participaciones de terceros. Además de los pozos perforados en Argentina, perforamos un pozo ¨neto¨ en Estados Unidos

Actividades de perforación y otras actividades en Argentina

Nuestra cartera de proyectos, de acuerdo a información interna de la Sociedad, incluye más de 1.400 proyectos para desarrollar reservas comprobadas, probables y posibles, así como recursos de eexploración y desarrollo focalizados principalmente en desarrollo de crudo y gas natural, y la evaluación y desarrollo de recursos no convencionales en la Cuenca Neuquina. La selección de los proyectos a ser ejecutados y su distribución en el tiempo derivan de un proceso de optimización de portafolio de acuerdo a los lineamientos estratégicos que define la compañía.

El 3 de mayo de 2012, la Ley de Expropiación fue aprobada por el Congreso. La mencionada Ley declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Argentina - El Estado nacional ejerce los derechos sobre las acciones sujetas a expropiación bajo la Ley 26.741 y se espera que la Sociedad sea operada conforme a la política energética de acuerdo con la mencionada ley” y “Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación”

Estamos totalmente dedicados a la identificación de nuevas oportunidades tanto en el potencial infill así como en mejorar la eficiencia de barrido en nuestros campos maduros. Estos esfuerzos están guiados por el modelado del subsuelo a cargo de equipos multidisciplinarios de la Compañía. Por otra parte, un fuerte énfasis está puesto en las actividades de monitoreo para mejorar los proyectos maduros de inyección de agua. A la vanguardia de nuestros esfuerzos en recuperación terciaria se implementan proyectos de inyección de polímeros y/o surfactantes en las Cuencas del Golfo San Jorge y Neuquina.

Continuas revisiones técnicas exhaustivas de nuestros campos de gas y crudo nos permiten identificar oportunidades de rejuvenecer campos maduros y optimizar los desarrollos de nuevos campos en la cuencas Argentina, a fin de alcanzar similares factores de recupero a los que han logrado los campos maduros de otras regiones del mundo con aplicación de nuevas tecnologías. Sin embargo, la viabilidad financiera de estas inversiones y los esfuerzos de recupero de reservas dependerán generalmente de las condiciones económicas y regulatorias predominantes en la Argentina, como así también del precio de mercado de los productos hidrocarburíficos.

Areas Operadas:

Durante 2012 nuestra principal actividad exploratoria en la Argentina tuvo los siguientes focos principales:

Offshore:
Aguas Someras. Se continuó con la evaluación del bloque E2 (actualmente operado por ENAP Sipetrol, que tiene una participación del 33%, y en el cual YPF y ENARSA tienen también una participación del 33% cada una), en busca de nuevas oportunidades de exploración. La Compañía, junto a sus socios, se encuentra llevando a cabo los estudios regionales necesarios con el fin de apoyar las nuevas perspectivas de exploración. Asimismo, YPF está evaluando el área remanente de la Cuenca Austral que se encuentra sin asignación por parte del Gobierno, con la intención de preparar su participación en licitaciones futuras.
Aguas Profundas. YPF actualmente participa en tres bloques:
CAA46: YPF participa en este bloque en un 100%. Se está revisando el potencial de los leads (prospectos que representan oportunidades) remanentes.
E-1: YPF tiene una participación del 35% dentro del bloque perteneciente a la cuenca Colorado (Argentina), siendo sus socios ENARSA, con un 35% de participación, Petrobrás con un 25% y Petrouruguay con un 5%. Se completaron los estudios geológicos y geofísicos para determinar la probable ubicación del pozo exploratorio.
E-3: Tenemos una participación del 30% dentro de este bloque perteneciente a la cuenca Colorado. Los socios son ENARSA, con una participación del 35% y Petrobras Argentina con un 35%. Durante 2011 se llevaron a cabo estudios geológicos y geofísicos con el objetivo de definir en donde registrar la sísmica necesaria. El registro de sísmica 2D se demoró y está previsto para 2013.
Onshore:
Crudo y Gas no convencional

Se continuó con la Exploración regional de la formación Vaca Muerta orientado a la caracterización de las productividades a lo largo de la franja de la zona de Shale Oil en distintas áreas de la cuenca. Asimismo, se inició la exploración del área de shale gas tanto en su área de gas húmedo como de gas seco.

(i) Shale Oil

Cuenca Neuquina: En relación con la exploración dentro de la franja de Shale Oil se obtuvieron resultados positivos en los pozos informados previamente: MMo.x-1 (bloque Mata Mora) y Lam.x-2 (Loma Amarilla), Corr.x-1 (Corralera), Lindero Atravesado x-137 y 138 (operados por PAE), mientras que el pozo La Caverna x-2 quedó productivo en la formación Quintuco. Estos resultados, junto con el resultado del pozo NG-132, permitieron confirmar la productividad del play Vaca Muerta tanto hacia el borde oriental de la cuenca como hacia el norte de la misma, en puntos alejados como una primera definición regional de la extensión del play.

Posteriormente a esta primera definición regional se continuó con la exploración a lo largo de la franja de shale oil buscando definir puntos intermedios de control de productividad, al tiempo que se cumplió con los compromisos contractuales de las UTES exploratorias de la segunda y tercer ronda de la provincia de Neuquén. Esta nueva campaña implico la perforación de los pozos Bajo del Toro x-3, Aguada SR x-1001 (operado por Total) y Loma Amarilla.x-3. Toda la actividad realizada hasta ese momento del play Vaca Muerta se ubicó dentro de la provincia de Neuquén. Adicionalmente YPF realizó dentro de nueva etapa exploratoria los primeros descubrimientos del play en la provincia de Mendoza con los pozos Malal del Medio -94 y la Fija x-1 dentro de la franja de shale oil.

A marzo de 2013, como continuidad de esta etapa de exploración dentro de la franja de shale oil los pozos La Amarga Chica x-4 y La Caverna x-4 obtuvieron resultados positivos. Los siguientes pozos se encuentran en inicio de test de producción: Meseta Buena Esperanza x-2002 (operado por Apache) y La Caverna e-6. El pozo Pampa de Las Yeguas x-1 (operado por Total en el bloque Pampa de Las Yeguas II) está siendo perforado.

Cuenca del Golfo de San Jorge

Los 3 pozos perforados durante 2011y 2012 (ECh.xp-159, LP.xp-2529, LC.xp-818) con el objetivo en la formación D-129 resultaron productores en la zona del área Shale Oil, configurando la primer etapa exploratoria en el play. Esto permitió la visualización de recursos potenciales.

Se planea durante el 2013 continuar con la exploración del play en el flanco norte de la cuenca así como iniciar la exploración del nuevo play Neocomiano en el sector más occidental de la cuenca.

(ii) Shale Gas

Cuenca Neuquina:

En el marco del plan exploratorio para la zona de shale gas, el pozo El Orejano x-2 demostró muy buena productividad de gas en la zona central de la cuenca. Seguidamente se realizaron las perforaciones de los pozos Loma del Molle x-1 y Cerro Las Minas x-1 hacia el norte de la cuenca, y Aguada Pichana x-1001 (operado por Total) y Aguada de Castro x-1 (operado por Total) en la parte central de la cuenca. Todos estos con resultados positivos.

A marzo de 2013 el pozo Cerro Arena x-5 estaba siendo completado y Las Tacanas x-1 se encontraba en test de producción. Pampa de las Yeguas I (operado por YPF) estaba siendo perforado.

Crudo y Gas convencional

(i) Cuencas productivas

Bloque Chachahuén: continúa la evaluación del potencial de bloque exploratorio. En 2012 se perforaron 10 pozos, nueve con objetivo Formación Rayoso y el restante con objetivo el Miembro Superior de la Formación Centenario. Resultando 8 descubridores de petróleo, uno de gas (ChuS x-4) y uno negativo (pozo Ch SE x-1, Miembro Superior de la Formación Centenario).

Las reservas asociadas con los pozos han sido auditadas. La campaña exploratoria realizada ha demostrado la continuidad de los reservorios de la Formación Rayoso. En base a los resultados obtenidos se ha definido el Lote de Explotación Chachahuen Sur, el cual fue presentado en el 2012 ante las autoridades de la Provincia de Mendoza, aún en trámite de aprobación.

Bloque Cerro Hamaca:

La perforación del pozo CHNo x-1 confirmó la continuidad de la mineralización de la Formación Rayoso, resultando positivo con un caudal inicial de 120 bbl/d.

Las reservas de Cerro Hamaca fueron certificadas por auditores externos. Las mismas están relacionadas a la continuación de la mineralización identificada en la estructura Chachahuén Sur ( sector este) en el bloque Chachahuén.

Bloque Vizcacheras:

A partir del descubrimiento del pozo ViO x-2 se continuó con el plan de delineación con la perforación de tres sondeos (ViO e-3, ViO e-4 y ViO e-5 / ViO e-5 st). De los cuales 2 resultaron positivos (e-3 y e-4) con caudales iniciales entre 75 y 460 bbl/d. Las reservas asociadas con los pozos han sido auditadas.

En el marco del plan de evaluación del Play Papagayos se perforó el sondeo Vi x-1130 al sudeste del reciente descubrimiento, el cual confirmó el desarrollo de la unidad pero con malas condiciones de reservorio, arrojando un resultado negativo.

Bloque Rio Barrancas: Finalizó la evaluación del potencial del pozo Puesto Chacaico x-1, a partir de la terminación y ensayo de las unidades Agio Superior, Troncoso Inferior y La Tosca resultando todos los niveles con alta saturaciones de agua de formación.

Bloques No Operados (Pluspetrol / Petroandina): En el Lote de Evaluación Apon (ex La Banda) se perforó el pozo Apon e-1001 con objetivo Formación Rayoso con resultado negativo, y en el bloque CNQ7/A el pozo Puesto Pinto Este e-1001con objetivo el Miembro inferior de la Formación Centenario con resultado positivo, con un caudal inicial del orden de los 12 bbl/d.

Liásico Inferior: Los modelos geológicos y estructurales están bajo revisión con el objetivo de definir oportunidades exploratorias.

(ii) Áreas Fronterizas:

Bloque Los Tordillos Oeste: Partiendo del análisis de los datos de sísmica 3D obtenidos en el último trimestre de 2010, se estableció la ubicación de dos pozos exploratorios en el bloque Los Tordillos Oeste (ubicado en la provincia de Mendoza) en asociación con Sinopec Argentina (ex Occidental Exploration and Production Inc.), cada uno, con una participación del 50% . Durante el mes de septiembre 2011, se presentaron los estudios ambientales para ambos proyectos. La Autoridad de Aplicación fijó para el 24 de octubre del 2012 la realización de la Audiencia Pública en la localidad de La Paz (provincia de Mendoza). Una vez cumplimentada la misma, YPF se encuentra a la espera de la resolución Ambiental que habilite la perforación de los dos pozos

Bloques CGSJV/A y Gan Gan: En asociación con Wintershall, que posee un 25% de participación, YPF opera los bloques de CGSJV/A y Gan Gan situados en la cuenca de Cañadón Asfalto (provincia de Chubut). Con respecto al bloque CGSJV/A, se cumplió con el compromiso del segundo período de reprocesar toda la información sísmica 2D existente. Durante el primer trimestre de 2011 y con el objetivo de investigar la formación Cañadón se perforó el pozo Las Coloradas es-1 dentro del bloque Gan Gan. Sin embargo, no se identificó la existencia de crudo dentro de la perforación realizada en la formación Cañadón Asfalto, por lo que se abandonó el pozo. Este resultado permite evaluar todo el sector sur del bloque.

Bloque Bolsón del Oeste: Dentro del bloque Bolsón del Oeste (provincia de La Rioja), el cual es operado por YPF en un 100%, se registraron en el último trimestre del 2011 310 km de sísmica 2D con el objetivo de ahondar nuestro conocimiento del subsuelo. Basado en esta información, junto con campañas de relevamiento geológico de superficie, perfiles de magnetoteluria, y geoquímica de superficie se ubicaron las coordenadas del pozo Guandacol es-1, el cual comenzó a perforar en diciembre de 2012. Con una profundidad de 3.700 metros pretende evaluar la columna de sedimentos de edad Terciaria y Paleozoica que conformarían el relleno del sector norte del Bolsón del Bermejo.

En el Bloque Bolsón del Oeste, el segundo Período Exploratorio venció el 14 de noviembre de 2012. Se solicitó a las autoridades provinciales extender por un periodo de 6 meses el permiso para poder finalizar y evaluar la perforación del pozo Guandacol es-1 (compromiso del segundo período). La información que aporte el pozo de estudio, permitirá decidir si se pasa o no al tercer Período Exploratorio.

Plan Exploratorio Argentina

El principal objetivo del del Plan Exploratorio Argentina fue el de tener una visión regional de todas las oportunidades exploratorias disponibles en los territorios de las 12 provincias que participaron. El 23 de agosto de 2012, el presidente de YPF entregó a las autoridades, de las provincias de Entre Ríos, Formosa, Chaco, Córdoba, San Juan, Buenos Aires, Santa Cruz, Santa Fe, La Rioja, Tucumán, Salta y Misiones, el informe técnico comprometido. En la mayoría de ellas se visualizaron zonas con potencial exploratorio remanente, por lo que se han iniciado negociaciones con cada una de las provincias para poder acceder a las mismas.

Durante 2012 nuestra principal actividad exploratoria en la Argentina tuvo los siguientes focos principales:

Neuquén - Rio Negro

Durante el año 2012 se potenció el desarrollo integral de Aguada Toledo-Sierra Barrosa, mediante la perforación de 25 pozos nuevos, trabajos de workovers en pozos existentes, conversiones a inyectores y adecuación de instalaciones para incrementar los niveles de inyección de agua, llevando el área a duplicar los niveles de producción de petróleo.

Adicionalmente, en este mismo bloque, el desarrollo del Tight Gas iniciado en el último trimestre de 2011 ha continuado durante 2012 en asociación con Potasio Rio Colorado S.A. (una subsidiaria de la compañía Vale S.A.). En este orden, con el objetivo de dar cumplimiento a los compromisos asumidos en el acuerdo con Potasio Río Colorado S.A. (PRC), 7 pozos exitosos se finalizaron en 2012 (Segmento 5). Durante 2013 YPF planea realizar nuevos pozos a su riesgo exclusivo. En el año 2014 PRC deberá comunicar si continúa o no con la nueva fase de inversión.

Como así también, con el objeto de ampliar las oportunidades de desarrollo de la formación Lajas (Tight Gas), en diciembre, se inició la delineación de otros segmentos del bloque Loma la Lata-Sierra Barrosa.

Durante 2012, dentro del plan de maximización de producción de petróleo y gas, se materializó la puesta en marcha de diversos proyectos de delineación y desarrollo en campos maduros. En esta línea, se iniciaron proyectos de perforación en los yacimientos más antiguos de la cuenca, Octógono (petróleo) y Puesto Cortadera (gas) logrando revitalizar los mismos. Por otro lado, comenzaron a ejecutarse proyectos de delineación en yacimientos de gas, dentro del área Aguada Toledo Sierra Barrosa, como los implementados en El Cordón y El Triángulo.

En el área Loma la Lata, continuamos con la explotación del mayor yacimiento de Gas de YPF, avanzando con la adecuación de instalaciones en Baja Presión y la implementación de compresión en boca de pozo. Dentro del proyecto plurianual de desarrollo in fill, se realizó la perforación y puesta en producción de un pozo horizontal. A fin de año, se inició la ejecución del proyecto para el desarrollo de la formación Lotena, mediante la realización de una reparación y durante el 2013 se continuará con el programa de perforación.

Por último, como hito en el desarrollo de Gas No Convencional – Shale Gas- se iniciaron las obras para la conexión del pozo EOr.x-2, que pondrá en producción de gas el nuevo bloque de explotación El Orejano en la cuenca Neuquina.

Durante 2012 YPF continuó con el delineamiento del área Centenario en el campo Volcán Auca Mahuida, ubicado en la provincia de Neuquén. Tres nuevos pozos se completaron en 2012, VAM.a-47 y 52 de VAM VAM-57, con tasas de producción de petróleo que exceden el promedio de 25 BPD/pozo del país. Para 2013 la empresa ha programado la perforación de 6 nuevos pozos y la reparación de 6 pozos existentes. El área mencionada es un área natural protegida, y de estricta vigilancia de las operaciones que se realizan, coexistiendo las operaciones petroleras con la flora y la fauna.

La optimización de los proyectos existentes es un objetivo de la empresa. El incremento de equipos en operaciones (perforación, workover y pulling) y la mejora de las instalaciones se están realizando en los proyectos de Chihuido de la Sierra Negra, Señal Picada y El Medanito.

Durante 2012 se continuaron llevando a cabo actividades relacionadas con proyectos de recuperación mejorada de petróleo en Chihuido de la Sierra Negra. Se realizaron pruebas de laboratorio en la Universidad de Texas y se construyó un modelo numérico 3D propio. Para el 2013 está previsto un test traza química en un pozo (SWCTT).

El actual factor de recuperación de Chihiudo es superior al 35%. Este campo está bajo inyección de agua desde 1993.

Mendoza Norte:

En el yacimiento Vizcacheras se continuó con el proyecto de perforación en el Pinch Out de la Formación Papagayos mediante la perforación de 15 pozos de desarrollo y avanzada extendiéndose la actividad tanto al Oeste del campo principal como en la infrayacente Formación Barrancas. Por su parte, en el yacimiento Barrancas se perforaron 7 pozos y se repararon 6 con objetivo en la Formación Barrancas CRI, más 8 workovers en el yacimiento Estructura Cruz de Piedra con objetivo en la Formación Potrerillos. En el yacimiento La Ventana la actividad física se concentró en la reparación y reactivación de pozos existentes.

En el yacimiento Llancanelo ubicado en Malargüe Norte se continuó actualizando los modelos estáticos y dinámicos con la nueva información obtenida de la actividad de delineación y pruebas de producción en frío llevada a cabo mediante la perforación de dos nuevos pozos con objetivo en los dos reservorios principales del campo (Mbo. Verde y Oliva). Por su parte, en el yacimiento Loma de la Mina se perforaron tres nuevos pozos, uno de ellos investigando un nuevo bloque al oeste. Además, en el yacimiento Malargüe Sur se perforaron cinco nuevos pozos dirigidos en el flanco Occidental del yacimiento Cerro Fortunoso y dos nuevos pozos en el Valle del Río Grande con objetivo a los intrusivos de la Formación Vaca Muerta en el yacimiento Malal del Medio.

Mendoza Sur:

En el activo Desfiladero Bayo se realizaron 7 pozos en la zona de Desfiladero Bayo Infill, a fin de continuar con la adecuación del campo a los niveles de inyectividad requeridos en el plan de desarrollo del campo. Además se terminó un pozo de avanzada que abrió una nueva área de interés cercana al límite occidental del área.

Finalmente, en el activo El Portón, durante el año 2012 se perforaron tres pozos nuevos correspondientes al Área de Reserva Chihuido de la Salina Sur. Como actividad de workover se realizaron 2 reparaciones en el yacimiento Filo Morado.

Chubut

El proyecto de desarrollo Integral Manantiales Behr involucra los Proyectos denominados El Alba, La Carolina, Grimbeek y Sur Manantiales. Posee actualmente 890 pozos perforados en producción de petróleo y 6 pozos en producción de gas libre. Durante 2012 se perforaron 98 pozos, distribuidos en 4 proyectos. Acompañando el desarrollo integral del yacimiento, se realizó una importante inversión destacándose la puesta en marcha de la ampliación de la Planta Myburg V; con el objetivo de afrontar el desarrollo futuro de recuperación mejorada. Dentro del área de reserva, el proyecto que cuenta con un mayor potencial de desarrollo por primaria es La Carolina, y en recuperación mejorada, el proyecto piloto de inyección de Polímeros en Grimbeek II, que actualmente se encuentra en la fase de llenado con inyección de agua, previo al inicio de inyección de polímeros.

El futuro del desarrollo del área, está fuertemente asociado a la implementación de proyectos de recuperación mejorada.

Santa Cruz

En el año 2012, se implementaron 19 proyectos de desarrollo integral en 4 áreas de desarrollo (Las Heras, El Guadal, Los Perales y Cañadón Seco), que comprende una cartera total de 58 proyectos. Los principales proyectos integrales incluyen Cañadón Escondida, Cerro Grande, Maurek, Seco León y Los Perales. Se han perforado en relación con estos proyectos 140 pozos, incluidos los costos de instalaciones asociadas. El objetivo principal de estos proyectos es el desarrollo integral de dichas zonas a través de la construcción de nuevos pozos, implementación de nuevos proyectos de recuperación mejorada de petróleo y apoyar el desarrollo de las mismas con las adecuadas instalaciones de superficie. Durante el 2013 continuaremos con estos proyectos y así ampliaremos la cartera de proyectos de recuperación secundaria.

En noviembre de 2012, YPF suscribió con la provincia de Santa Cruz un acta acuerdo, la cual fue ratificada por ley en dicho mes, a efectos de extender por 25 años el plazo original de las siguientes concesiones de explotación: Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte; Cañadón de la Escondida-Las Heras; Cañadón León-Meseta Espinosa; Los Monos; Pico Truncado-El Cordón; Los Perales-Las Mesetas; El Guadal-Lomas del Cuy; Cañadón Vasco; Cañadón Yatel, Magallanes (parte ubicada en Santa Cruz) y Barranca Yankowsky, las cuales vencían originalmente en el año 2017. Vease “Información sobre la Emisora –Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino–Acuerdo de extensión de Concesiones en Santa Cruz”.

Areas NoOperadas:

En Octubre de 2012, YPF suscribió con la provincia de salta un Acta acuerdo, la cual fue aprobada en dicho mes por Res. N°35/12 de la Secretaria de Energía de Salta y en diciembre por el Decreto N° 364/12, a efectos de extender el plazo original de concesión de explotación por el término de 10 años el de las áreas: Sierras de Aguaragüe, Campo Durán-Madrejones, La Bolsa y Río Pescado; que expiraban en 2017. El Acta Acuerdo fue firmada entre YPF, Tecpetrol S.A., Petrobras Argentina S.A., Compañía General de Combustibles S.A. y Ledesma S.A.A.I. por una parte y la Provincia de Salta por la otra parte. Véase “Información sobre la Emisora –Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino– Acuerdo de extensión de Concesiones en Salta”.

En el bloque CNQ 7A, operado por Petro Andina Resources Argentina SA (PAR) (en el cual tenemos una participación del 50%), se ha continuado con el desarrollo de los campos Jagüel Casa de Piedra, cerro Huanul Sur y el Corcobo Norte, mediante la perforación de 40 pozos (productores e inyectores). En 2012 se inició el piloto de inyección de polímeros y se completó en febrero de 2013. Se perforó el pozo exploratorio PPE.e-1001 (Puesto Pinto Este) con objetivo a la Formación Centenario, con un resultado positivo y un flujo inicial de aproximadamente 12 bbl/d.

En los bloques Aguada Pichana (en el que tenemos 27.27% de participación) y San Roque (en el que tenemos 37.11% de participación), ambos operado por Total Austral S.A., en materia de gas convencional se avanzó con el desarrollo y puesta en producción de 4 pozos (LC-24, 26, 28, LCarO.x-1) y se incorporaron mejoras de producción en facilidades y pozos. A marzo 2013, LC-24, 26, 28 se encuentran en producción y LCarO.x-1 se encuentra inactivo.En materia de exploración de Shale se perforaron dos pozos SR.xp-1001 y SR.xp-1010. A marzo 2013, el pozo SR.xp-1010 se encuentra completado y el SR.xp 1001 y AP.xp-1001 están en producción.

En el área Magallanes, con fecha enero 2012 se puso en marcha toda el área, finalizando de esta manera las tareas relacionadas con el incendio de AM-2. En noviembre 2012 se extendió la concesión correspondiente a la provincia de Santa Cruz.

La Sociedad ha negociado con el Poder Ejecutivo de la provincia de Tierra del Fuego los términos para extender sus concesiones en dicha provincia. A la fecha de emisión de este prospecto la Comisión de Negociación de la provincia de Tierra del Fuego se encuentra analizando las condiciones negociadas. El acuerdo final será sometido posteriormente a la aprobación final del Poder Ejecutivo provincial y de la consideración de la Legislatura de la provincia de Tierra del Fuego.

Actividades en el resto del mundo.

Por información relacionada con nuestras actividades de exploración y desarrollo en Estados Unidos, Guyana, Uruguay, Colombia, Perú, Paraguay y Chile véase ¨Principales Activos – Activos Internacionales¨.

Información adicional de nuestras actividades actuales

El siguiente cuadro muestra, de acuerdo a nuestra información interna, el número de pozos en proceso de perforación al 31 de diciembre de 2012.

Número de pozos en proceso de perforación	Al 31 de diciembre de 2012
	Brutos	Netos
Argentina	69	67.5
Resto de Sudamérica	—	—
Norteamérica	—	—
Total	69	67.5

Reservas de petróleo y gas

Las reservas comprobadas de petróleo y gas son aquellas cantidades de petróleo crudo, gas natural y líquidos del gas natural que, conforme al análisis de información geológica, geofísica y de ingeniería, sea posible estimar con certeza razonable que podrán ser producidas –a partir de una fecha dada, de yacimientos conocidos, y bajo las condiciones económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales existentes– con anterioridad al vencimiento de los contratos por los cuales se cuente con los derechos de operación correspondientes, independientemente de si se han usado métodos probabilísticos o determinísticos para realizar dicha estimación. El proyecto para extraer los hidrocarburos debe haber comenzado, o el operador debe contar con certeza razonable de que comenzará dicho proyecto dentro de un tiempo razonable. En ciertos casos pueden resultar necesarias inversiones significativas en nuevos pozos e instalaciones relacionadas para extraer las reservas comprobadas.

La información sobre las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010 se calculó de acuerdo con las normas de la Securities and Exchange Commission (“SEC”) y el FASB ASC 932, en su versión modificada. La Compañía consideró los precios de realización para el crudo en el mercado local, teniendo en cuenta el efecto de las retenciones a las exportaciones tal como fueron establecidos por las correspondientes leyes (hasta el año 2011 y para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, de acuerdo a la Ley 26.217, y hasta el año 2016 para los finalizados el 31 de diciembre de 2011 y 2012 de acuerdo a la Ley 26732). Para los años siguientes, se consideró el precio promedio no ponderado de los precios del primer día del mes para cada mes dentro de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente, que se refiere a los precios del WTI ajustados por la distinta calidad de crudos producidos por la Sociedad. Además, dado que no existen precios de referencia del mercado de gas natural en Argentina, la Compañía utiliza los precios promedio de venta del gas durante el año correspondiente para determinar sus reservas de gas.

Las reservas netas corresponden a la porción atribuible a la participación de YPF en las reservas brutas, y se obtienen deduciendo la participación de terceros. En la determinación de los volúmenes netos de reservas, la Compañía excluye de las cifras las regalías que se deban pagar a terceros, ya sea en especie o en efectivo, cuando el propietario de la regalía tenga participación directa en los volúmenes producidos y pueda disponer de los volúmenes que le correspondan y comercializarlos por su cuenta. Por el contrario, en la medida en que los pagos en concepto de regalías realizados a terceros, ya sea en especie o en efectivo, constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, los volúmenes de reservas correspondientes no son descontados de nuestras cifras de reservas aún a pesar de que de acuerdo con la legislación aplicable en cada caso se denominen “regalías”. Este mismo criterio es utilizado en el cálculo de los volúmenes de producción.

Las reservas de gas excluyen el equivalente gaseoso de líquidos que se espera sean extraídos del gas proveniente de las concesiones y permisos, en instalaciones de campo y plantas de procesamiento de gas. Estos líquidos están incluidos en las reservas de petróleo crudo y líquidos del gas natural.

Tecnología empleada para establecer adiciones de reservas comprobadas

Las estimaciones de reservas comprobadas de YPF al 31 de Diciembre de 2012, se basan en estimaciones generadas a partir de la integración de información disponible y apropiada, utilizando tecnologías bien establecidas, en las que se ha demostrado resultados consistentes y repetibilidad en el campo. Los datos usados en estos cálculos integrados incluye información obtenida directamente de las formaciones a través de los pozos, como por ejemplo perfiles, muestras del reservorio, muestras de fluido de formación, información estática y dinámica de presiones, datos de ensayos de producción e información de monitoreo y performance. Los datos empleados también incluyen información del subsuelo obtenida a partir de mediciones indirectas, incluyendo registros sísmicos 2D de alta calidad y 3D, calibrados con pozos de control. Cuando resulta aplicable se utilizó también información geológica de superficie. Las herramientas utilizadas para interpretar e integrar estos datos incluyeron software propio y comercial para el modelado de reservorios y análisis de datos. En algunas circunstancias donde se dispone de modelos análogos apropiados, se utilizaron parámetros de reservorio de dichos modelos para incrementar la confiabilidad de nuestras estimaciones de reservas.

Para mayor información en el proceso de estimación de nuestras reservas comprobadas por favor ver el apartado: “------Controles internos de las reservas y auditorías de las reservas”

Reservas comprobadas desarrolladas y no desarrolladas netas al 31 de diciembre de 2012

El siguiente cuadro presenta nuestra estimación de las reservas comprobadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo y gas natural al 31 de diciembre de 2012:

Reservas Comprobadas Desarrolladas	Petróleo(1)	Gas Natural	Total(2)
	(mmbbl)	(bcf)	(mmbpe)
Sociedades Consolidadas
América del Sur
Argentina	453	1.807	775
América del Norte
Estados Unidos	*	3	1
Total Sociedades Consolidadas (6)	453	1.810	776
Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa
América del Sur
Argentina	1	36	8
América del Norte
Estados Unidos	-	-	-
Total Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa	1	36	8
Total Reservas Comprobadas Desarrolladas (7)	454	1.846	784

Reservas Comprobadas No Desarrolladas	Petróleo (1)	Gas Natural	Total(2)
	(mmbbl)	(bcf)	(mmbpe)
Sociedades Consolidadas
América del Sur
Argentina	136	376	203
América del Norte
Estados Unidos	*	*	*
Total Sociedades Consolidadas (8)	136	376	203
Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa
América del Sur
Argentina	-	-	-
América del Norte
Estados Unidos	-	-	-
Total Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa	-	-	-
Total Reservas Comprobadas No Desarrolladas (9)	136	376	203

Total Reservas Comprobadas (5)	Petróleo (1)	Gas Natural	Total (2)
	(mmbbl) (bcf) (mmbpe)
Sociedades Consolidadas
Reservas Desarrolladas	453	1.810	776
Reservas No Desarrolladas	136	376	203
Total Sociedades Consolidadas	589	2.186	979
Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa
Reservas Desarrolladas (4)	1	36	8
Reservas No Desarrolladas	-	-	-
Total Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa	1	36	8
Total Reservas Comprobadas (5)	590	2.222	987

* Inmaterial (menor a 1)

(1) Incluye petróleo crudo, condensados y líquidos de gas natural.

(2) Los volúmenes de gas natural indicados en el cuadro anterior y en otras partes de este Prospecto se han convertido a razón de 5,615 mcf por barril.

(3) Las reservas comprobadas de petróleo de nuestras compañías consolidadas incluyen aproximadamente 85 mmbbl de crudo, condensados y LNG correspondientes a regalías que, como se ha descripto, constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción. Las reservas comprobadas de gas natural de nuestras compañías consolidadas incluyen aproximadamente 252 bcf de gas natural correspondiente a dichas regalías. Las reservas de petróleo y gas natural de compañías sobre las que se ejerce influencia significativa correspondiente a regalías que constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, no son significativas.

(4) Incluye líquidos de gas natural de 69, 73 y 76 al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

(5) Incluye líquidos de gas natural de 70, 74, y 76 al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

(6) Incluye líquidos de gas natural de 56, 58 y 60 al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

(7) Incluye líquidos de gas natural de 57, 59 y 61 al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

(8) Incluye líquidos de gas natural de 13, 14 y 15 al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

(9) Incluye líquidos de gas natural de 13, 14 y 15 al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

Cambios en nuestras reservas comprobadas netas estimadas durante 2012

a) Revisiones de Estimaciones Previas

Durante 2012 se efectuó una revisión a la suba de las reservas comprobadas por 82 mmbbl de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural, y 220 bcf de gas.

Las principales revisiones de las reservas comprobadas se debieron a lo siguiente:

La negociación de la extensión de las concesiones de explotación en las provincias de Santa Cruz, Salta y Tierra del Fuego generaron una adición de reservas comprobadas de 79 mmbbl de líquidos y 231 bcf de Gas.
El comportamiento de la producción de líquidos durante 2012 fue mejor que el esperado en algunos campos de petróleo, resultando en una adición de aproximadamente 27 mmbbl de reservas comprobadas desarrolladas. Las principales incorporaciones se realizaron en los yacimientos Aguada Pichana, Chihuido de la Sierra Negra, Puesto Hernández, Seco León, Los Perales y Lomas del Cuy.
En las áreas de Vizcacheras, Tierra del Fuego and Barrancas se desincorporó un volumen de 7 mmbbl de reservas comprobadas desarrolladas debido a un comportamiento de producción inferior a lo esperado.
Se incorporó un volumen de 121 bcf de reservas comprobadas desarrolladas de gas natural como resultado de un comportamiento de producción mejor al previsto. Este incremento está basado en adiciones en las áreas Aguada Pichana, Loma La Lata, Ramos, Aguada Toledo-Sierra Barrosa y Paso Bardas Norte.
Una reducción de 25 millones de bpe del reservorio no convencional Vaca Muerta, como consecuencia de incorporar nueva información atento al comportamiento del proyecto, mientras continúa en ejecución el proyecto piloto.
Debido a la revisión de los estudios de proyectos de desarrollo, aproximadamente 12 mmbpe de reservas probadas no desarrolladas fueron desincorporadas, principalmente en la Formación Lotena, en el yacimiento Loma La Lata.
Un volumen de aproximadamente 6 mmbep de reservas comprobadas fueron incorporados principalmente en los yacimientos Cañadón Yatel, Volcán Auca Mahuida y Las Manadas como resultado de la adición de nuevos proyectos en el plan de desarrollo de las áreas.
Los resultados exitosos de trabajos de workover en varios yacimientos permitieron la incorporación de un volumen de aproximadamente 3 mmbep principalmente en Chihuido La Salina Sur, Volcán Auca Mahuida y Los Perales.
Los resultados obtenidos en pozos de desarrollo perforados en algunas áreas estuvieron por debajo de las previsiones, lo que generó una revisión negativa de 4 mmbep de reservas comprobadas, principalmente en Loma La Lata, Seco León, Manantiales Behr y Barranca Baya.

b) Recuperación Mejorada

Se adicionó un volumen de aproximadamente 7 mmbbl de reservas comprobadas debido a la respuesta de producción, a nuevos pozos productores e inyectores y a workovers realizados como parte de proyectos de recuperación secundaria principalmente en Aguada Toledo-Sierra Barrosa, CNQ 7A y Chihuido de la Sierra Negra.

c) Extensiones y Descubrimientos

Los pozos perforados en áreas de reservas no comprobadas permitieron adicionar aproximadamente 24 mmbep de reservas comprobadas (31 bcf de gas natural y 18 mmbbl de petróleo).
En el yacimiento Vizcacheras se adicionaron aproximadamente 7 mmbep de reservas comprobadas como resultado de los pozos perforados y el proyecto de desarrollo asociados al pozo exploratorio ViO.x-2.
En el yacimiento Loma La Lata, 24 nuevos pozos perforados en áreas de reservas no comprobadas contribuyeron con un volumen de reservas comprobadas de 2,5 mmbbl de líquidos y 4,4 bcf de gas, principalmente de las formaciones Vaca Muerta y Quintuco.
Similares actividades desarrolladas en el yacimiento Aguada Pichana, con 10 pozos nuevos en áreas de reservas no comprobadas permitieron adicionar 7 bcf de reservas comprobadas relacionadas a extensiones y descubrimientos.
También como resultado de la actividad de perforación en aéreas de reservas no comprobadas, aproximadamente 5 mmbep de reservas comprobadas fueron adicionadas en Manantiales Behr (aprox. 1,4 mmbep), Aguada Toledo-Sierra Barrosa (aprox. 2 mmbep), Lindero Atravesado (aprox. 1 mmbep), Barranca Baya (aprox. 1,2 mmbep) y Cañadón Yatel (aprox. 1,1 mmbep).

Cambios en nuestras reservas comprobadas netas estimadas

Los siguientes cuadros presentan, de acuerdo a información interna de la Sociedad, los cambios en nuestras reservas comprobadas netas durante 2012 y 2011, 2010 abiertas por producto:


	2012			2011			2010
Petróleo crudo, condensados y líquidos de gas natural	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior
Compañías consolidadas	(Millones de barriles)
Al 1 de Enero,	584	583	1	531	530	1	537	536	1
Desarrolladas	437	436	1	404	403	1	429	428	1
No Desarrolladas	147	147	-	127	127	-	108	108	-

Revisiones de estimaciones previas (1)	82	81	1	91	90	1	46	45	1
Extensiones y descubrimientos	18	18	-	43	43	0	23	23	-
Recuperación mejorada	6	6	-	19	19	0	32	32	-
Compras	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ventas	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Producción del año(2)	-101	-100	-1	-100	-99	-1	-107	-106	-1
Al 31 de Diciembre(3),,	590	589	1	584	583	1	531	530	1
Desarrolladas	453	453	*	437	436	1	404	403	1
No Desarrolladas	137	136	*	147	147	-	127	127	-

Compañías sobre las que se ejerce influencia significativa
Al 1 de Enero,	1	1	-	1	1	-	2	2	-
Desarrolladas	1	1	-	1	1	-	2	2	-
No Desarrolladas	0	0	-	-	-	-	-	-	-

Revisiones de estimaciones previas (1)	0	0	-	-	-	-	-	-	-
Extensiones y descubrimientos	0	0	-	-	-	-	-	-	-
Recuperación mejorada	0	0	-	-	-	-	-	-	-
Compras	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ventas	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Producción del año	0	0	0	0	0	-	-1	-1	-
Al 31 de Diciembre,	1	1	0	1	1	-	1	1	-
Desarrolladas	1	1	0	1	1	-	1	1	-
No Desarrolladas	0	0	0	0	0	-	-	-	-



	2012			2011			2010
Petróleo crudo, condensados y líquidos de gas natural	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior
Compañías consolidadas y Compañías sobre las que se ejerce influencia significativa	(Millones de barriles)
Al 1 de Enero,
Desarrolladas	438	437	1	405	404	1	431	430	1
No Desarrolladas	147	147	0	127	127	-	108	108	-
Total	585	584	1	532	531	1	539	538	1
Al 31 de Diciembre,
Desarrolladas (4)	454	454	0	438	437	1	405	404	1
No Desarrolladas (5)	137	136	0	147	147	0	127	127	-
Total (6)	591	590	1	585	584	1	532	531	1

* Inmaterial (menor a 1)

(1) Las revisiones de las estimaciones de las reservas se llevan a cabo al menos una vez por año. La revisión de las reservas comprobadas de crudo y gas natural se consideran de manera prospectiva para el cálculo de la depreciación.

(2) La producción de petróleo de nuestras compañías consolidadas para los años 2012, 2011 y 2010 incluye aproximadamente 13, 12 y 13 mmbbl, respectivamente, de crudo, condensados y LNG correspondientes a regalías que, como se ha descripto, constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción. La producción de petróleo de las compañías sobre las que se ejerce influencia significativa correspondientes a regalías que constituyen una obligación financiera, o son sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, son no materiales.

(3) Las reservas comprobadas de petróleo de nuestras compañías consolidadas al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, incluyen aproximadamente 85, 76 y 66 mmbbl, respectivamente, de crudo, condensados y LNG correspondientes a regalías que, como se ha descripto, constituyen una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción. Las reservas de petróleo de las compañías sobre las que se ejerce influencia significativa correspondientes a regalías que constituyen una obligación financiera, o son sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, son no materiales.

(4) Incluye líquidos de gas natural de 56, 58 y 60 al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

(5) Incluye líquidos de gas natural de 13, 14 y 15 al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

(6) Incluye líquidos de gas natural de 70, 73 y 76 al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.



	2012			2011			2010
Gas Natural	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior
Compañías consolidadas	(bcf)
Al 1 de Enero,	2.362	2.360	2	2.533	2.531	2	2.672	2.670	2
Desarrolladas	1.760	1.758	2	1.948	1.946	2	2.102	2.100	2
No Desarrolladas	602	602	*	585	585	-	570	570	-

Revisiones de estimaciones previas (1)	220	219	1	166	165	1	301	300	1
Extensiones y descubrimientos	31	31	0	104	104	-	50	50	-
Recuperación mejorada	4	4	0	-	-	-	1	1	-
Compras	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ventas	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Producción del año(2)	-432	-431	-1	-441	-440	-1	-491	-490	-1
Al 31 de Diciembre,	2.186	2.183	3	2.362	2.360	2	2.533	2.531	2
Desarrolladas	1.810	1.807	3	1.760	1.758	2	1.948	1.946	2
No Desarrolladas	376	376	0	602	602	*	585	585	-

Compañías sobre las que se ejerce influencia significativa
Al 1 de Enero,	38	38	-	48	48	-	49	49	-
Desarrolladas	38	38	-	48	48	-	49	49	-
No Desarrolladas	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Revisiones de estimaciones previas (1)	8	8	-	1	1	-	14	14	-
Extensiones y descubrimientos	0	0	-	-	-	-	-	-	-
Recuperación mejorada	0	0	-	-	-	-	-	-	-
Compras	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ventas	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Producción del año(2)	-10	-10	0	-12	-12	-	-15	-15	-
Al 31 de Diciembre,	36	36	0	38	38	-	48	48	-
Desarrolladas	36	36	0	38	38	-	48	48	-
No Desarrolladas	0	0	0	-	-	-	-	-	-



	2012			2011			2010
Gas Natural	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior
Compañías consolidadas y Compañías sobre las que se ejerce influencia significativa	(bcf)
Al 1 de Enero,
Desarrolladas	1.797	1.795	2	1.996	1.994	2	2.151	2.149	2
No Desarrolladas	602	602	0	585	585	-	570	570	-
Total	2.399	2.397	2	2.581	2.579	2	2.721	2.719	2
Al 31 de Diciembre,
Desarrolladas	1.846	1.844	2	1.797	1.795	2	1.996	1.994	2
No Desarrolladas	376	376	0	602	602	0	585	585	-
Total(3)	2,222	2,220	2	2,399	2,397	2	2,581	2,579	2

* Inmaterial (menor a 1)

(1) Las revisiones de las estimaciones de las reservas se llevan a cabo al menos una vez por año. La revisión de las reservas comprobadas de gas natural se considera de manera prospectiva para el cálculo de la depreciación.

(2) La producción de gas natural de nuestras compañías consolidadas para los años 2012, 2011 y 2010 incluye aproximadamente 48, 48 y 50 bcf, respectivamente, de gas natural correspondientes a regalías que, como se ha descripto, constituyen una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción. La producción de gas natural de las compañías sobre las que se ejerce influencia significativa correspondientes a regalías que constituyen una obligación financiera, o son sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, son inmateriales.

(3) Las reservas comprobadas de gas natural de nuestras compañías consolidadas al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, incluyen aproximadamente 252, 254 y 257 bcf, respectivamente, de gas natural correspondientes a regalías que, como se ha descripto, constituyen una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción. Las reservas de gas natural de las compañías sobre las que se ejerce influencia significativa correspondientes a regalías que constituyen una obligación financiera, o son sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, son inmateriales.


	2012			2011			2010
Petróleo Equivalente (1)	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior
Compañías consolidadas	(Millones de barriles de petróleo equivalente)
Al 1 de Enero,	1.005	1.004	1	982	981	1	1.014	1.012	2
Desarrolladas	751	750	1	751	750	1	803	801	2
No Desarrolladas	254	254	0	231	231	-	211	211	-

Revisiones de estimaciones previas (2)	121	120	1	121	120	1	100	99	1
Extensiones y descubrimientos	24	24	0	62	62	-	32	32	-
Recuperación mejorada	7	7	0	18	18	-	32	32	-
Compras	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ventas	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Producción del año(3)	-178	-177	-1	-178	-177	-1	-195	-194	-1
Al 31 de Diciembre(4),	979	978	1	1.005	1.004	1	982	981	1
Desarrolladas	776	775	1	751	750	1	751	750	1
No Desarrolladas	203	203	*	254	254	0	231	231	-

Compañías sobre las que se ejerce influencia significativa
Al 1 de Enero,	8	8	-	10	10	-	10	10	-
Desarrolladas	8	8	-	10	10	-	10	10	-
No Desarrolladas	0	0	-	-	-	-	-	-	-

Revisiones de estimaciones previas (2)	2	2	-	1	1	-	3	3	-
Extensiones y descubrimientos	0	0	-	-	-	-	-	-	-
Recuperación mejorada	0	0	-	-	-	-	-	-	-
Compras	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ventas	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Producción del año(3)	-2	-2	0	-3	-3	-	-3	-3	-
Al 31 de Diciembre(4),	8	8	0	8	8	-	10	10	-
Desarrolladas	8	8	0	8	8	-	10	10	-
No Desarrolladas	0	0	0	0	0	-	-	-	-

	2012			2011			2010
Petróleo Equivalente (1)	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior	Total	Argentina	Otros en el Exterior
Compañías consolidadas y Compañías sobre las que se ejerce influencia significativa	(Millones de barriles de petróleo equivalente)
Al 1 de Enero,
Desarrolladas	759	758	1	761	760	1	813	811	2
No Desarrolladas	254	254	-	231	231	-	211	211	-
Total	1,013	1,012	1	992	991	1	1.024	1.022	2
Al 31 de Diciembre,
Desarrolladas	783	782	1	759	758	1	761	760	1
No Desarrolladas	203	203	*	254	254	-	231	231	-
Total (4)	987	986	1	1.013	1.012	1	992	991	1

* Inmaterial (menor a 1)

Los volúmenes de gas natural indicados en el cuadro anterior y en otras partes de este Prospecto se han convertido a razón de 5,615 mcf por barril.
Las revisiones de las estimaciones de las reservas se llevan a cabo al menos una vez por año. La revisión de las reservas comprobadas de crudo y gas natural se considera de manera prospectiva para el cálculo de la depreciación.
La producción de petróleo equivalente de nuestras compañías consolidadas para los años 2012, 2011 y 2010 incluye aproximadamente 22, 21 y 22, respectivamente, de petróleo y gas natural correspondientes a regalías que, como se ha descripto, constituyen una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción. La producción de petróleo y gas natural de las compañías sobre las que se ejerce influencia significativa correspondientes a regalías que constituyen una obligación financiera, o son sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, son inmateriales.
Las reservas comprobadas de petróleo equivalente de nuestras compañías consolidadas al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, incluyen aproximadamente 130, 121 y 110 mmbep, respectivamente, de petróleo y gas natural correspondientes a regalías que, como se ha descripto, constituyen una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción. Las reservas de petróleo y gas natural de las compañías sobre las que se ejerce influencia significativa correspondientes a regalías que constituyen una obligación financiera, o son sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, son inmateriales.

Controles internos de las reservas y las auditorías de las reservas

Todas nuestras reservas de petróleo y gas han sido estimadas por nuestros ingenieros en petróleo. Con el objeto de lograr un estándar alto de “certeza razonable”, las reservas estimadas se declaran tomando en cuenta guías adicionales tales como las relacionadas con los requerimientos de productividad económica del reservorio, extensiones razonables del área de reservas comprobadas, los mecanismos de extracción y los métodos de recuperación mejorada, la comercialización conforme a las condiciones económicas y operativas existentes y la madurez del proyecto.

Siempre que es posible, se utiliza el método volumétrico para determinar las cantidades originales de petróleo en el sitio. Las estimaciones se realizan a partir del uso de varios registros, análisis de testigos y otros datos disponibles. Los topes de formación, el espesor bruto, valores representativos del espesor neto de la zona productiva neta, la porosidad y las saturaciones de fluido intersticial se utilizan para elaborar mapas estructurales destinados a delinear cada reservorio y mapas isopáquicos para determinar el volumen del reservorio. En los casos en que haya datos adecuados disponibles y las circunstancias lo justifiquen, se utiliza el método de balance de materiales y otros métodos de ingeniería para estimar el hidrocarburo original en el sitio.

Las estimaciones de recuperación final se obtienen mediante la aplicación de factores de recuperación a las cantidades originales de petróleo en el sitio. Esos factores se basan en el tipo de energía inherente del reservorio, el análisis de las propiedades de los fluidos y las rocas, la posición estructural de los reservorios y su historial de producción. En algunos casos, se comparan reservorios que tengan producciones similares en las áreas donde se encuentren disponibles datos más completos.

En los casos en que haya disponible datos adecuados y las circunstancias lo justifiquen, el método de balance de materiales y otros métodos de ingeniería se utilizarán para estimar los factores de recuperación. En estos casos, los parámetros de rendimiento del reservorio, tales como la producción acumulada, la tasa de producción, la presión del reservorio, el comportamiento de la relación gas/petróleo y la producción de agua, se consideran para la estimación de la recuperación final.

En aquellos casos en que los métodos mencionados no puedan utilizarse, las reservas comprobadas se estiman por analogía con reservorios similares, donde se encuentren disponibles datos más completos.

Nuestras reservas al 31 de diciembre de 2012 fueron estimadas de acuerdo al procedimiento interno de control de calidad, el cual está integrado dentro del sistema de control interno de YPF. Este proceso cuenta con los componentes descriptos más abajo.

(a) La Dirección de Control de Reservas (DCR) está separada y es independiente del sector de negocio de Exploración y Producción. La actividad de la DCR es supervisada por el Comité de Auditoría de YPF, que es responsable también de supervisar los sistemas y procedimientos utilizados para el registro y el control interno sobre las reservas de hidrocarburos de la compañía. Los objetivos primordiales de la DCR son asegurarse de que la estimación de reservas comprobadas de YPF, así como su exposición, cumplan con las normas de la SEC, del Financial Accounting Standard Board (FASB), y la Sarbanes-Oxley Act de Estados Unidos, así como también evaluar los cambios anuales en las estimaciones de reservas y la presentación de las reservas comprobadas. La DCR es responsable de preparar la información a ser difundida públicamente con relación a nuestras reservas comprobadas de petróleo crudo y gas natural. Asimismo, es también responsabilidad de la DCR brindar formación al personal involucrado en la estimación de reservas y en el proceso de reporte dentro de YPF. La DCR es gestionada y está integrada por personas que cuentan con un promedio de más de 20 años de experiencia técnica en la industria petrolera, incluyendo experiencia en la clasificación y categorización de reservas de acuerdo a las normas de la SEC. El personal de la DCR incluye diversas personas que cuentan con títulos superiores, ya sea en ingeniería o geología, así como otras que cuentan con licenciaturas en varios estudios técnicos. Varios integrantes de la DCR están registrados o bien afiliados a los organismos profesionales en su especialidad.

(b) El Director de Control de Reservas, jefe de la DCR, es el responsable de supervisar la preparación de las estimaciones de reservas y las auditorías de reservas llevadas a cabo por terceros. Con fecha 17 de enero de 2013 el Directorio de la Sociedad designó al Javier Sanagua como nuevo Director de Control de Reservas. Dicho director cuenta con más de 16 años de experiencia en geología y geofísica, estimaciones de reservas, desarrollo de proyectos, finanzas y regulaciones contables generales. Durante los últimos seis años fue Gerente Regional responsable de la operación y desarrollo de los yacimientos operados por YPF S.A. en las cuencas Cuyana y Neuquina. Es geólogo egresado de la Universidad Nacional de Tucumán con posgrados en gestión dentro del programa de Desarrollo de Directivos del IAE (Universidad Austral). Consistentemente con los requerimientos de nuestro sistema de control interno, la remuneración del Director de Control de Reservas no es afectada por cambios en las reservas reportadas.

(c) Una revisión trimestral por parte de la DCR de los cambios en las reservas comprobadas presentadas por la unidad de negocios de Exploración y Producción y asociadas a propiedades donde hayan surgido cuestiones técnicas, operativas o comerciales.

(d) Un Coordinador Calificado de Reservas (“CCR”), profesional asignado en cada Gerencia Regional de Exploración y Producción de nuestra compañía a fin de asegurar la existencia de controles efectivos en la estimación de reservas comprobadas y el proceso de aprobación de las estimaciones de nuestra compañía y el informe oportuno sobre el impacto financiero respectivo de los cambios producidos en las reservas comprobadas. Los CCR son responsables de la revisión de las estimaciones de las reservas comprobadas. Las calificaciones de cada CCR son analizadas caso por caso, con referencia al reconocimiento y respeto de sus pares. La compañía normalmente considera que un CCR está calificado si dicha persona: (i) cuenta con un mínimo de 10 años de experiencia en ingeniería de petróleo, o geología de producción de petróleo, con al menos cinco años de experiencia a cargo de la estimación y evaluación de información de reservas, y (ii) tiene (A) una licenciatura o título superior en ingeniería de petróleo, geología u otra disciplina relacionada de ingeniería o ciencias físicas, obtenido de una universidad o instituto de carácter reconocido o, (B) ha recibido, y mantiene una licencia profesional certificada o registrada de ingeniería o geología, o una equivalente, otorgada por la autoridad gubernamental u organización profesional correspondiente.

(e) Una revisión formal a través de comités de revisión técnicos a fin de asegurar que tanto los criterios técnicos como comerciales se cumplan antes de la asignación de capital para los proyectos.

(f) Nuestro equipo de auditoría interna, que examina la efectividad de los controles financieros de la compañía, diseñados para asegurar la confiabilidad de la información reportada y salvaguarda de todos los activos, y analizar la observancia de las leyes, las disposiciones y los estándares internos de nuestra compañía.

(g) Todos los volúmenes registrados son sometidos a auditoría de reservas por un tercero en forma periódica. Los yacimientos sometidos a auditoría de reservas para cualquier año dado se seleccionan conforme a los siguientes parámetros:

i. todos los yacimientos en un ciclo de tres años; y

ii. yacimientos recientemente adquiridos no sometidos a una auditoría, estimación o revisión durante el ciclo anterior y yacimientos respecto de los cuales se encuentra disponible información nueva que podría afectar materialmente las estimaciones de reservas anteriores.

Para aquellas áreas sometidas a auditorías externas, las estimaciones de YPF de reservas comprobadas deben estar dentro del 7% o 10 mmbpe de las estimaciones del auditor externo para que YPF declare que el auditor externo ha ratificado los volúmenes. En el caso de que la diferencia fuera mayor que el mencionado nivel de tolerancia, YPF efectuará una nueva estimación de las reservas comprobadas con el objeto de alcanzar ese nivel de tolerancia, o deberá reportar las cifras que surgen del trabajo del auditor externo.

En 2012, Gaffney, Cline & Associates auditó áreas operadas por YPF en las cuencas de Golfo San Jorge, Cuyana y Neuquina. Las auditorías se realizaron al 30 de septiembre de 2012, con excepción de Loma la Lata que fue auditado al 31 de Diciembre de 2012. Los campos que fueran auditados al 30 de septiembre, según nuestras estimaciones, contenían en total, reservas comprobadas por 118,9 mmbpe (29,6 mmbpe de las cuales eran reservas comprobadas no desarrolladas) a dicha fecha, representando aproximadamente 12,7% de nuestras reservas comprobadas y 14,6% de nuestras reservas comprobadas no desarrolladas en Argentina a esa fecha. Adicionalmente, el campo de Loma la Lata que fuera auditado al 31 de diciembre, según nuestras estimaciones, contenía en total, reservas comprobadas por 208,8 mmbpe (60,4 mmbpe de las cuales eran reservas comprobadas no desarrolladas) a dicha fecha, representando aproximadamente 21,3% de nuestras reservas comprobadas y 29,7% de nuestras reservas comprobadas no desarrolladas a esa fecha.

Se nos requiere, de conformidad con la Resolución S.E. 324/06 de la Secretaría de Energía, que presentemos en forma anual, hasta el 31 de marzo de cada año, detalles de nuestras estimaciones de reservas de petróleo y gas y recursos ante la Secretaría de Energía, según se define en dicha resolución, con la certificación de un auditor externo de reservas. La mencionada certificación y auditoría externa solamente tiene el alcance que se establece en la Resolución S.E. 324/06 y no deben interpretarse como una certificación o auditoría externa de las reservas de petróleo y gas bajo las normas de la SEC. Hemos presentado el informe correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 y las estimaciones de nuestras reservas comprobadas de petróleo y gas presentadas ante la Secretaría de Energía son significativamente superiores a las estimaciones de nuestras reservas comprobadas de petróleo y gas incluidas en el presente Prospecto debido principalmente a que: (i) la información presentada ante la Secretaría de Energía incluye todas las propiedades de las que somos operadores, independientemente del nivel de participación en dichas propiedades, (ii) la información presentada ante la Secretaría de Energía incluye otras categorías de reservas y recursos diferentes a las reservas comprobadas que no se incluyen en este Prospecto, el cual contiene solamente estimaciones de reservas comprobadas de acuerdo con la regulación de la SEC y según se menciona en párrafo precedente, y (iii) la definición de reservas comprobadas en virtud de la Resolución S.E. 324/06 es diferente de la definición de “reservas comprobadas de petróleo y gas” establecida en la Norma 4-10(a) de la Regulación S-X de la SEC. Por ende, todas las estimaciones de reservas comprobadas de petróleo y gas incluidas en este Prospecto reflejan solamente las reservas de petróleo y gas en forma acorde con las normas y requisitos de información de la SEC.

Producción de petróleo y gas. Precios y costos de producción

El siguiente cuadro presenta nuestra producción de petróleo (incluyendo petróleo crudo, condensados y líquidos de gas natural) y nuestra producción de gas sobre la base de las ventas, para los años que se indican, todo ello de acuerdo a información y cálculos internos de la Sociedad. En la determinación de los volúmenes netos producción, excluimos de nuestras cifras las regalías que deban pagar terceros, ya sea en especie o en efectivo, cuando el propietario de la regalía tenga participación directa en los volúmenes producidos y pueda disponer de los volúmenes que le correspondan y comercializarlos por su cuenta. Por el contrario, en la medida en que los pagos en concepto de regalías realizados a terceros, ya sea en especie o en efectivo, constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, los volúmenes correspondientes no son descontados de nuestras cifras de producción neta, aún a pesar de que de acuerdo con la legislación aplicable en cada caso se denominen “regalías”. Este último es el caso aplicable a nuestra producción en la Argentina, donde el gasto de regalías se contabiliza como un costo de producción.

Producción de Petróleo (1)(2)	2012	2011	2010
	(mbbl/d)
Sociedades Consolidadas
América del Sur
Argentina	274	272	291
América del Norte
Estados Unidos	1	1	2
Total Sociedades Consolidadas	275	273	293
Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa
América del Sur
Argentina	1	1	1
Total Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa	1	1	1
Total Producción de Petróleo (3)	276	274	294

Producción de Gas Natural(2)	2012	2011	2010
	(mmcf/d)
Sociedades Consolidadas
América del Sur
Argentina	1.001	1.049	1.170
América del Norte
Estados Unidos	2	3	2
Total Sociedades Consolidadas	1.003	1.052	1.172
Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa
América del Sur
Argentina	26	38	39
Total Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa	26	38	39
Total Producción de Gas Natural (4)(5)	1.029	1.090	1.211

Producción de Petróleo Equivalente(2)(6)	2012	2011	2010
	(mmbpe/d)
Sociedades Consolidadas
Petróleo	275	273	293
Gas Natural	179	187	209
Sociedades sobre las que se ejerce influencia significativa
Petróleo	1	-	1
Gas Natural	5	7	7
Total Producción de Petróleo Equivalente	459	467	510

(1) Incluye petróleo crudo, condensados, y líquidos de gas natural.

(2) El yacimiento de Loma La Lata en Argentina contiene más del 21% de nuestras reservas comprobadas totales, medidas en barriles equivalentes de petróleo. La producción de petróleo en este yacimiento fue de 15, 15 y 16 mmbbl para los años 2012, 2011 y 2010, respectivamente. La producción de gas de Loma La Lata sobre la base de gas disponible para la venta fue de 153, 177 y 194 bcf para los años 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

(3) La producción de petróleo para los años 2012, 2011 y 2010 incluye aproximadamente 13, 12 y 13 mmbbl, respectivamente, de crudo, condensados y LNG correspondientes a regalías que constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción. Las producciones de crudo, condensado y líquidos de gas natural de las compañías sobre las que se ejerce influencia significativa correspondientes a regalías que constituyen una obligación financiera, o son sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, son inmateriales.

(4) La producción de gas natural para los años 2012, 2011 y 2010 incluye aproximadamente 48, 48 y 50 bcf, respectivamente, de gas natural correspondiente a regalías que constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción. Las producción de gas natural de las compañías sobre las que se ejerce influencia significativa correspondientes a regalías que constituyen una obligación financiera, o son sustancialmente equivalentes a un impuesto a la producción o a la extracción, son inmateriales.

(5) No incluye los volúmenes consumidos o quemados en la operación y los cambios de inventario (mientras que los volúmenes de venta que se muestran en la tabla de reservas incluidos en “Información sobre la Emisora – Reservas de Petróleo y Gas” incluyen dichas cantidades).

(6) Los volúmenes de gas natural se han convertido a razón de 5,615 mcf por barril.

La composición del crudo que producimos en Argentina varía según el área geográfica. Casi la totalidad del crudo producido por nosotros en Argentina tiene un muy bajo contenido de azufre, o directamente no contiene azufre. Vendemos el petróleo que producimos en Argentina casi completamente a nuestra unidad de negocios de Refino y Marketing. La mayoría del gas que producimos en Argentina es de calidad apta para gasoducto. Todos nuestros yacimientos gasíferos producen cantidades comerciales de gas condensado y prácticamente todos nuestros yacimientos petrolíferos producen gas asociado.

El siguiente cuadro, basado en información y cálculos internos de la Sociedad, muestra los costos promedio de producción y los precios promedio de venta por área geográfica para los años 2012 y 2011:

Costo de producción y precio de venta	Total	Argentina	Estados Unidos
	(Ps./bpe)
Año 2012
Costo de extracción (Lifting costs)	66,22	65,89	65,09
Tributos(1)	3,24	3,26	—
Transporte y otros costos	19,50	19,51	17,54
Costo promedio de producción	88,97	88,66	82,63
Precio promedio de venta del petróleo	288,71	317,11	466,75
Precio promedio de venta del gas natural	54,78	60,33	92,12

Año 2011
Costo de extracción (Lifting costs)	48,24	48,24	48,93
Tributos(1)	2,03	2,04	—
Transporte y otros costos	15,25	15,23	18,07
Costo promedio de producción	65,52	65,51	67
Precio promedio de venta del petróleo	245,86	244,69	412,19
Precio promedio de venta del gas natural	55,24	55,21	111,74

(1) No incluye IVA ni impuestos a la producción incluyendo el efecto correspondiente a pago de regalías que constituyan una obligación financiera, o sean sustancialmente equivalentes a dichos impuestos, por un total de aproximadamente Ps. 19,50 por bpe y Ps. 15,40 por bpe para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, respectivamente.

Transporte y capacidad de almacenamiento del gas natural

Mediante el Decreto Nº 180/2004, se crearon dos fondos fiduciarios para ayudar a financiar la ampliación del Gasoducto Norte operado por TGN (Transportadora de Gas del Norte), cuya capacidad se incrementó en 1,8 mmcm/d (63,6 mmcf/d) en 2005, y una ampliación del Gasoducto San Martín, operado por TGS (Transportadora de Gas del Sur), cuya capacidad se incrementó en 2,9 mmcm/d (102,4 mmcf/d) en 2005. Actualmente, ambas ampliaciones están en operación. En 2008 hubo una expansión adicional de aproximadamente 67 mmcf/d en los gasoductos operados por TGS y en 2009 se completaron obras adicionales. Adicionalmente, durante 2010 se ha finalizado con una nueva expansión de aproximadamente 5mmcm (176 mmcf/d) del gasoducto San Martín el cual se encuentra operativo.

Entregamos gas natural mediante nuestros propios sistemas de conexión a las líneas troncales desde cada una de las principales cuencas. La capacidad en firme de los gasoductos en Argentina es utilizada principalmente por las compañías distribuidoras, en virtud de contratos de transporte en firme a largo plazo. Los clientes con servicio no interrumpible toman toda la capacidad disponible de los gasoductos principalmente durante el invierno, por lo que el nivel de capacidad disponible para clientes con servicio interrumpible varía durante el resto del año.

Hemos utilizado estructuras subterráneas naturales ubicadas cerca de los mercados consumidores como instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural, con el objeto de almacenar gas natural durante los períodos de baja demanda y vender el gas natural almacenado durante los períodos de gran demanda. El proyecto de almacenaje de gas denominado “Diadema”, está ubicado en la región de la Patagonia, cerca de la ciudad de Comodoro Rivadavia. La inyección de gas natural en el reservorio comenzó en enero de 2001.

El 1 de julio de 2011 se comenzó a transportar, a través del Gasoducto de Integración Juana Azurduy, gas producido en los yacimientos situados en el Departamento de Tarija, Bolivia, distribuido por YPFB (la petrolera estatal boliviana) a ENARSA bajo el Contrato Marco. El Gasoducto de 32 pulgadas se extiende por 32 kilómetros y distribuye gas boliviano tanto a la refinería de Campo Durán, operada por Refinor, como al Gasoducto Norte, operado por TGN. Su capacidad de transmisión original es de 35 mmcf/d y será incrementada de acuerdo a la evolución de los volúmenes contratados establecidos en el Acuerdo Marco.

Compromisos de entrega

Nos hemos comprometido, bajo una variedad de acuerdos contractuales, a suministrar cantidades fijas y determinables de petróleo crudo y gas natural en el futuro cercano.

En relación al petróleo crudo, vendemos casi la totalidad de nuestra producción en Argentina a nuestro segmento de negocios de Refino y Marketing, a fin de satisfacer nuestras necesidades de refinación. Al 31 de diciembre de 2012, no teníamos compromiso alguno de entrega de crudo a futuro. Al 31 de diciembre de 2012, nos habíamos comprometido contractualmente a entregar 33.160 mmcm de gas natural en el futuro, sin considerar “los contratos de exportación de suministro interrumplibles”, de los cuales aproximadamente 17.164 mmcm deberán ser entregados entre 2013 y 2015. Al 31 de diciembre de 2012, y de acuerdo a nuestras estimaciones, nuestros compromisos contractuales de entrega para los tres años siguientes podrían ser cubiertos con nuestra producción y, de resultar necesario, con compras a terceros.

No obstante, desde 2004 el gobierno argentino ha establecido regulaciones tanto para el mercado interno como para las exportaciones de gas natural, las cuales han afectado la capacidad de exportación de gas natural de los productores argentinos. Como consecuencia, desde 2004 hemos sido forzados en diversas oportunidades a suspender parcial o totalmente entregas de gas natural que se encuentran contempladas en nuestros contratos con clientes del exterior. En los ejercicios 2012, 2011 y 2010 hemos cargado a resultados un total de Ps. 212 millones, Ps. 88 millones y Ps. 411 millones, respectivamente, en relación con nuestros compromisos contractuales de exportación de gas natural.

Dentro de las regulaciones adoptadas por el gobierno argentino, el 14 de junio de 2007, la Secretaría de Energía emitió la Resolución Nº 599/07, en función de la cual fuimos compelidos a adherirnos a un acuerdo con el gobierno argentino relativo al suministro de gas natural al mercado local durante el período 2007 a 2011 (el “Acuerdo 2007-2011”). Con fecha 5 de enero de 2012, el Boletín Oficial publicó la resolución N°172, mediante la cual extiende temporalmente las condiciones establecidas por la Resolución N°599/07 hasta que nueva legislación sea promulgada al respecto. Con fecha 17 de febrero de 2012 presentamos una moción de reconsideración relativa a la Resolución N°172.

Cabe destacar que YPF no ha suscripto ningún compromiso contractual de suministro de gas natural con las Distribuidoras. El objeto del Acuerdo 2007-2011 es garantizar el abastecimiento de la demanda del mercado local a los niveles registrados en el año 2006, más el crecimiento en demanda de los usuarios residenciales y pequeños comerciales (Véase “Información sobre la Emisora — Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino”, e “Información sobre la Emisora - Factores de Riesgo”). Estamos sujetos a restricciones directas e indirectas a las exportaciones, hecho que ha afectado los resultados de nuestras operaciones, y nos ha forzado a declarar la “fuerza mayor” en algunos de nuestros contratos de exportación de gas natural. Al 31 de diciembre de 2012, y de acuerdo a nuestras estimaciones, los requerimientos de suministro surgidos del Acuerdo 2007-2011 (al cual se nos requirió adherirnos, y que fue aprobado por una resolución que hemos impugnado) podrían ser cubiertos con nuestra producción y, de resultar necesario, con compras a terceros. Adicionalmente, el 4 de octubre de 2010, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) emitió la Resolución N º 1410/2010, que aprueba el “Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones y Control de Gas”, el cual establece nuevas normas para el despacho de gas natural aplicable a todos los participantes de la industria así como también la imposición de nuevas y más severas restricciones con relación a la demanda prioritaria de gas sobre los productores. Véase “—Marco regulatorio y relación con el Gobierno nacional argentino”— Regulación del Mercado”.

Hemos apelado la validez de las regulaciones antes mencionadas, y hemos invocado fuerza mayor (en nuestros acuerdos de compra y venta de gas natural en el exterior, aunque algunas de nuestras contrapartes en dichos acuerdos han rechazado nuestra posición. Véase “Información contable ― Litigios―Argentina―Contingencias Probables― Presuntos incumplimientos a contratos de suministro de gas natural”, “Información contable ― Litigios―Argentina―Contingencias posibles no previsionadas ― Reclamos relacionados al mercado de gas y otros” e “Información contable ― Litigios―Argentina―Contingencias remotas no previsionadas ― Arbitrajes con AES Uruguaiana Empreendimentos SA (AESU), Companhia de Gás do Estado do Río Grande do Sul (Sulgás) y Transportadora de Gas del Mercosur SA (TGM).”

Adicionalmente, el 3 de mayo de 2012, la Ley de Expropiación fue aprobada por el Congreso. La mencionada ley declaró el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, de interés publico nacional y prioritario para Argentina. Además, su objetivo principal es garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones. Luego de la adquisión de la compañía por los nuevos accionistas, de acuerdo a la Ley de Expropiación, El 30 de Agosto de 2012 hemos aprobado y anunciado el Plan Estratégico 2013-2017 que constituirá las bases para nuestro desarrollo en los próximos años. Dicho plan tiene como base reafirmar nuestro compromiso de crear un nuevo modelo de compañía en la Argentina que alinea nuestros objetivos, buscando un crecimiento sostenido y rentable que genere valor para los accionistas, con los del país, posicionando a YPF como líder de la industria que apunte a revertir el desbalance energético nacional y a lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos en el largo plazo.

Contratos de abastecimiento y exportaciones de gas natural

El gobierno argentino ha establecido regulaciones tanto para las exportaciones como para el mercado local, que han afectado la capacidad de los productores argentinos de exportar gas natural bajo ciertos contratos. Los principales contratos de suministro de YPF se describen brevemente a continuación.

Estábamos comprometidos a suministrar una cantidad diaria de 125 mmcf a la planta Methanex de Cabo Negro en Punta Arenas, Chile (en virtud de tres acuerdos que finalizan entre 2017 y 2025). En virtud de instrucciones recibidas del gobierno, las entregas fueron interrumpidas desde 2007. En relación con estos contratos, la Compañía ha renegociado los mismos y se ha comprometido a realizar inversiones y exportar gas para temporalmente importar determinados productos finales, sujetos a la aprobación de las autoridades gubernamentales pertinentes, las cuales han sido obtenidas recientemente. A la fecha de este prospecto, la compañía está llevando a cabo las actividades de acuerdo a los compromisos acordados mencionados anteriormente. En la medida que la compañía no pueda dar cumplimiento a los compromisos asumidos, podrá ser sujeto de reclamos significativos, sujeto a las defensas que la Compañía pueda tener.

En la actualidad, tenemos varios contratos de suministro con productores de electricidad chilenos (a través del gasoducto Gas Andes que une Mendoza, Argentina, con Santiago, Chile, que tiene una capacidad de transporte de 353 mmcf/d, (capacidad diseñada de las plantas de compresión), incluyendo:

entre ellos un contrato por 15 años (celebrado en 1998) para suministrar 63 mmcf/d a la Compañía Eléctrica San Isidro S.A. (Endesa), situada en Quillota, Chile (la totalidad de los requerimientos de gas natural de dicha central);
un contrato de 15 años de duración (celebrado en 1999) para el suministro del 20% de los requerimientos de gas natural de la compañía de electricidad Colbun (aproximadamente 11 mmcf/d);
un contrato por 15 años (celebrado en 2003) por el suministro de 35 mmcf/d a Gas Valpo, un distribuidor de gas natural en Chile. Este contrato ha sido modificado, convirtiéndose en un contrato de suministro interrumpible.

También firmamos un contrato de 21 años de duración (celebrado en 1999) para la entrega de 93 mmcf/d de gas natural a una compañía de distribución chilena (Innergy) que distribuye gas natural a clientes industriales y residenciales a través de un gasoducto (con una capacidad de 318 mmcf/d), que conecta Loma La Lata (Neuquén, Argentina) con Chile.

Por último, en Chile también tenemos contratos de suministro de gas natural con algunas centrales térmicas situadas en la región del norte de Chile (Edelnor, Electroandina, Nopel y Endesa) que utilizan dos gasoductos (cada uno con una capacidad de 300 mmcf/d) que conectan Salta, Argentina, con el norte de Chile (Región II). Los contratos con Edelnor y Electroandina fueron modificados, convirtiéndose en contratos de abastecimiento interrumpibles.

En Brasil, habíamos celebrado en el año 2000 un contrato de abastecimiento por 20 años para suministrar 99 mmcf/d de gas natural a la central térmica de AES Uruguaiana Emprendimientos S.A. (AESU) a través del gasoducto que une Aldea Brasilera, Argentina, con Uruguaiana, Brasil (con una capacidad de 560 mmcf/d). En mayo de 2009, fuimos notificados de la terminación de contrato por parte de AESU, con la cual, actualmente, nos encontramos en procesos de arbitraje. Véase “Información contable ― Litigios―Argentina―Contingencias Probables― Presuntos incumplimientos a contratos de suministro de gas natural”, “Información contable ― Litigios―Argentina―Contingencias posibles no previsionadas ― Reclamos relacionados al mercado de gas y otros” e “Información contable ― Litigios―Argentina―Contingencias remotas no previsionadas ― Arbitrajes con AES Uruguaiana Empreendimentos SA (AESU), Companhia de Gás do Estado do Río Grande do Sul (Sulgás) y Transportadora de Gas del Mercosur SA (TGM).”Debido a las regulaciones implementadas por el gobierno argentino (Véase “El mercado de gas natural en Argentina”), no pudimos cumplir con nuestros compromisos de exportación y nos vimos forzados a declarar la “fuerza mayor” en nuestros contratos de exportación de gas natural, a pesar de que ciertas contrapartes han rechazado nuestra posición. (Véase “Información contable ― Litigios”).

Como consecuencia de las acciones tomadas por las autoridades de la Argentina, por medio de las acciones que se describen con más detalle en la sección “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio y relación con el Gobierno nacional argentino”, nos hemos visto obligados a reducir los volúmenes de exportaciones autorizados que se proveen de conformidad con los correspondientes acuerdos y permisos, tal como se describen en el siguiente cuadro, y de acuerdo a cálculos internos de la Sociedad:

Año	Volúmenes máximos contratados (VMC) (1)	Volúmenes restringidos (2)	Porcentaje de volúmenes restringidos versus VMC
	(mmcm)	(mmcm)
2010	6.120,4	3.842,2	62,8%
2011	6.120,4	2.785,3	45,5%
2012	6.137,2	2.728,4	44,5%

(1) Refleja las cantidades máximas comprometidas conforme a nuestros contratos de exportación de gas natural. Incluye todos nuestros contratos de exportación de gas natural según los cuales se exporta el gas natural a Chile.

(2) Refleja el volumen de gas natural contratado para exportación que no fueron entregadas.

El mercado de gas natural en Argentina

Estimamos (sobre la base de informes de cantidades preliminares suministrados por compañías de transporte) que el consumo de gas natural en Argentina ascendió a un total aproximado de 1.690 bcf en 2012. Calculamos que, al 31 de octubre de 2012, la cantidad de usuarios conectados a los sistemas de distribución en toda Argentina era de aproximadamente 7.987 millones. El mercado domestico de gas natural ha crecido significativamente en los últimos años, motivado por el crecimiento económico y los bajos precios internos. Creemos que el mercado de gas natural seguirá creciendo a tasas similares.

Durante 2012, de acuerdo a nuestros propios datos, destinamos aproximadamente el 43% de nuestras ventas de gas natural a compañías de distribución residencial locales, aproximadamente el 8% a GNC (Gas Natural Comprimido) para transporte, aproximadamente un 41% a usuarios industriales (incluyendo a Compañía Mega S.A. (“Mega”) y Profertil y centrales de energía, alrededor del 1% lo exportamos a los mercados extranjeros (Chile) y el 7% fue consumido en las operaciones downstream de YPF. Nuestras ventas se ven afectadas por el consumo creciente de usuarios residenciales durante los meses de invierno (junio, julio y agosto). Aproximadamente el 75% de nuestra producción de gas proviene de la cuenca Neuquina.Durante 2012, nuestro volumen de ventas de gas natural en el mercado local fue un 1% mayor al registrado en el mismo período del año anterior. Véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera — Factores que afectan nuestras operaciones — Maduros y nuevos activos de petróleo y gas”.

El gobierno argentino tomó algunas medidas con el fin de satisfacer la demanda de gas natural del país, como la regulación de precios, y de las exportaciones, y el aumento de las retenciones a las exportaciones y de los requerimientos de inyección al mercado local. Dichas regulaciones fueron aplicadas a todos los productores exportadores de Argentina, lo cual afectó las exportaciones de gas natural desde cada una de las cuencas productoras Véase “—Compromisos de Entrega—Contratos de Gas Natural”. Los productores exportadores, como nosotros, cumplieron con las instrucciones del gobierno argentino de reducir las exportaciones a fin de abastecer el mercado local con gas, ya fuera que esas instrucciones fueran emitidas conforme a las resoluciones o no. Las resoluciones adoptadas por el gobierno argentino prevén multas por incumplimiento. La Disposición SSC Nº 27/2004 emitida por la Subsecretaría de Combustibles (“Disposición 27/04”), por ejemplo, establece que la violación de cualquiera de las órdenes allí incluidas se penalizará mediante la suspensión o revocación de la concesión de explotación. Las Resoluciones Nº 659 y Nº 752 también prevén que a aquellos productores que no cumplan con las órdenes de inyección se les suspenderán o revocarán sus concesiones o permisos de exportación y establecen que se prohíbe a los operadores de gasoductos transportar cualquier tipo de gas inyectado por un productor exportador que haya violado las resoluciones.

Conforme a lo establecido en la Disposición N° 27/04, el gobierno argentino comenzó a restringir permisos de exportación de gas natural en abril de 2004, y en junio de 2004 comenzó a emitirnos órdenes de inyección según lo establecido en la Resolución Nº 659. De allí en adelante, los volúmenes de gas natural requeridos para suministrar al mercado local conforme a los distintos mecanismos descriptos anteriormente han seguido creciendo sustancialmente. Las normas según las cuales el gobierno argentino ha restringido los volúmenes de exportación de gas natural en la mayoría de los casos no tienen una fecha de caducidad expresa. No podemos predecir por cuánto tiempo permanecerán en vigencia estas medidas o si dichas medidas o cualquier otra medida que se adopte afectará volúmenes adicionales de gas natural.

Véase “Información sobre la Emisora — Marco regulatorio y relación con el Gobierno Argentino” para información adicional sobre éstas y otras regulaciones.

Suministros de gas natural en Argentina

La mayoría de nuestras reservas comprobadas de gas natural en Argentina se encuentran en la cuenca Neuquina (aproximadamente el 68% al 31 de diciembre de 2012), que está ubicada estratégicamente con respecto al principal mercado de Buenos Aires y, durante la mayor parte del año, está apoyada por una capacidad de gasoductos suficiente. Por consiguiente, creemos que el gas natural proveniente de esa región posee una ventaja competitiva en comparación con el gas natural proveniente de otras regiones. La capacidad de los gasoductos en Argentina, en el pasado, por momentos ha demostrado ser inadecuada para satisfacer los picos de demanda de los días de invierno, y no existe una capacidad de almacenaje significativa en Argentina. Desde su privatización, las compañías de gasoductos locales han agregado capacidad mejorando su capacidad de satisfacer los picos de demanda en los días de invierno aunque no puede asegurarse que dicha capacidad adicional sea suficiente para satisfacer la demanda.

Con el objeto de equiparar la deficiencia entre oferta y demanda, especialmente cuando alcanza su nivel máximo en la etapa invernal, el gobierno argentino ha celebrado acuerdos de importación de gas. Conforme lo establecido en el Acuerdo Marco celebrado entre Bolivia y Argentina con fecha 29 de junio de 2006, las importaciones de gas natural desde Bolivia a Argentina son administradas por ENARSA. En mayo de 2010, aceptamos la oferta de ENARSA para la venta de una cantidad mínima de 2,5 mmcm/d de gas natural obtenido por ENARSA de la República de Bolivia inicialmente hasta el 1 de mayo de 2011, que luego se extendió hasta el 1 de enero de 2014.

Durante el año 2012, las condiciones tanto de precio como de cantidad fueron renegociadas con ENARSA. Conforme al acuerdo alcanzado, el cual expira el 1 de enero de 2014, ENARSA se comprometió a entregarnos una cantidad mínima de 1,5 mmcm/d de gas natural durante los inviernos de 2011, 2012 y 2013 y también 1 mmcm/d de gas natural durante los meses de verano de 2011, 2012 y 2013, dentro del límite de dos precios fijos distintos basados en los clientes a los que YPF vende el gas natural comprado bajo el acuerdo con ENARSA. El precio del gas natural para el año 2013 ha sido renegociado con un criterio similar. El contrato de 2010 y sus renegociaciones también establecen una cantidad adicional de hasta 5,5 mmcm/d.

YPF provee servicios de regasificación a ENARSA desde mayo de 2008. En 2008, YPF contrató un Fletamento y un Acuerdo de Servicio de Regasificación con Excelerate Energy para proveer y operar una embarcación de regasificación de 138.000 m3 amarrada en las instalaciones del Puerto de Bahía Blanca, que inicialmente permitió el suministro de hasta 8 mmcm/d de gas natural y, desde el primer trimestre de 2011, hasta 12,5 mmcm/d. Este Acuerdo venció el 30 de octubre de 2011. En conformidad con la solicitud de ENARSA, YPF firmó un nuevo Fletamento con Excelerate Energy, el cual expirará el 31 de octubre de 2015. Esto permitirá a YPF proveer y operar una embarcación de regasificación de 151.000 m3 amarrada en las instalaciones del Puerto de Bahía Blanca con capacidad para suministrar hasta 17 mmcm/d de gas natural.

Desde el inicio de sus operaciones, el buque convirtió Gas Natural licuado (GNL) en estado gaseoso (gas natural) por un volumen aproximado de 7,83 bcm de gas natural que ha sido inyectado en el gasoducto que se conecta a la red nacional, proveyéndose, principalmente, durante el período de máxima demanda, es decir, durante la temporada invernal. En 2012, el gas natural inyectado en la red ascendió aproximadamente a unos 2,35 bcm.

Durante 2012, YPF, siendo el operador de la UTE Escobar (un negocio conjunto formado por YPF y ENARSA), finalizó la construcción de una nueva terminal de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL Escobar) situada en el km 74,5 del Río Paraná. La terminal fue construida en nueve meses y comenzó sus operaciones en la fecha prevista. La terminal de GNL Escobar cuenta con una unidad de Almacenamiento y Regasificación amarrada en las nuevas instalaciones, para lo cual se contrató un Fletamento y un Acuerdo de Servicio de Regasificación con Excelerate Energy para proveer y operar una embarcación de regasificación de 151.000 m3 amarrada en las instalaciones del Puerto de Bahía Blanca con la capacidad de suministrar hasta 17 mmcm/d de gas natural. Desde el inicio de sus actividades, dicho buque inyectó a la red nacional 3,79 bcm. En 2012, la inyección de gas natural fue de aproximadamente 2,20 bcm.

Transporte y capacidad de almacenamiento del gas natural

El Decreto Nro. 180/2004 creó dos fondos fiduciarios para financiar la expansión del Gasoducto Norte, operado por Transportadora Gas del Norte S.A. (TGN), cuya capacidad aumentó a 1,8 mmcm/d (63,6 mmcf/d) en 2005; y la expansión del Gasoducto San Martín, operado por Transportadora Gas del Sur (TGS), cuya capacidad aumentó a 2,9 mmcm/d (102,4 mmcf/d) en 2005. Actualmente, ambas expansiones están operativas. En 2008, se realizó una expansión adicional de aproximadamente 67 mmcf/d en los gasoductos operados por TGS y y trabajos adicionales que se finalizaron en 2009. Adicionalmente, durante 2010, una nueva expansión del gasoducto San Martin (ubicado en el Estrecho de Magallanes y conectado con las plantas de compresión en el continente) incrementó la capacidad en 5 mmcm/d (176,6 mmcf/d) y aún se encuentra operando.

Entregamos gas natural mediante nuestros propios sistemas de conexión a las líneas troncales desde cada una de las principales cuencas. La capacidad de los gasoductos en Argentina es utilizada principalmente por las compañías distribuidoras de gas natural. Una gran parte de la capacidad disponible de los gasoductos es reservado por las distribuidoras, principalmente durante el invierno, por lo que el nivel de capacidad disponible para clientes con servicio interrumpibles varía durante el resto del año.

Hemos utilizado estructuras subterráneas naturales, ubicadas cerca del mercado consumidor, como instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural, con el objeto de almacenar el producto durante períodos de baja demanda y venderlo en momentos de alto consumo. Nuestra planta principal de almacenamiento, “Diadema”, se encuentra ubicada en la Patagonia, cerca de la ciudad de Comodoro Rivadavia. La inyección de gas natural en el reservorio comenzó en enero de 2001.

Otras inversiones y actividades

Líquidos del gas natural

Participamos en el desarrollo de Mega para incrementar su capacidad para separar el gas natural de los productos líquidos del petróleo. Mega nos permitió, mediante el fraccionamiento de líquidos del gas, aumentar la producción en el yacimiento gasífero de Loma La Lata en aproximadamente 5,0 mmcm/d en el año 2001.

Mantenemos una participación del 38% en Mega, mientras que Petrobras y Dow Chemical poseen una participación del 34% y del 28%, respectivamente.

Mega opera:

Una planta de separación, ubicada en Loma La Lata, en la provincia de Neuquén.
Una planta de fraccionamiento de líquidos del gas natural, que produce etano, propano, butano y gasolina natural. Esta planta está situada en la ciudad de Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires.
Un poliducto que une ambas plantas y que transporta líquidos del gas natural.
Instalaciones de transporte, almacenamiento y portuarias en las cercanías de la planta de fraccionamiento.

Mega comenzó a operar a principios de 2001. La capacidad máxima anual de producción de Mega es de 1,35 millones de toneladas de gasolina natural, GLP y etano. Nosotros somos el principal proveedor de gas natural de Mega. La producción de la planta fraccionadora se utiliza principalmente en las operaciones petroquímicas de Petroquímica Bahía Blanca S.A. (“PBB”) y también se exporta a través de buques a las instalaciones de Petrobras en Brasil.

En conformidad con el Decreto N° 2067/08 y las Resoluciones N° 1982/2011 y 1991/2011 del ENARGAS, y desde el primero de diciembre de 2011, se le requiere a Mega a pagar, de manera mensual, un arancel de Ps 0,405 por cada metro cúbico de gas natural que compra. Este requisito impacta significativamente en las operaciones de Mega, por lo que ha sido apelada por la compañía. El 14 de Agosto de 2012, el Poder Judicial de Argentina emitió una sentencia de primera instancia a favor de Mega, declarando inconstitucional el Decreto N° 2067/08 y las Resoluciones N°1982/2011 y 1991/2011 del ENARGAS. Esta sentencia fue apelada por el Ministerio de Planificación y por el ENARGAS y actualmente se encuentra sujeta a la decisión de la Cámara en lo Contencioso Administrativo Federal. Si el reclamo no es favorable a los intereses de Mega, este arancel podría afectar significativamente en la capacidad de Mega para seguir operando. Los Estados Contables Consolidados Auditados incluidos dentro de este Prospecto no incluyen el posible deterioro de activos que podría generarse si Mega no puede asegurar la continuidad de su negocio.

Mercado eléctrico

Participamos en tres centrales eléctricas con una potencia instalada total de 1.622 megavatios (“MW”) a través de:

• una participación del 45% en la Central Térmica Tucumán (ciclo combinado de 410 MW), a través de Pluspetrol Energy S.A.;

• una participación del 45% en la Central Térmica San Miguel de Tucumán (ciclo combinado de 370 MW), a través de Pluspetrol Energy S.A.; y

• una participación del 40% en Central Dock Sud (ciclo combinado de 775 MW y turbinas de gas de 67 MW), directamente y a través de Inversora Dock Sud.

Durante 2012, Central Dock Sud generó 4.041 GWh y Pluspetrol Energy generó 4.706 GWh. La energía total generada en conjunto por ambas plantas de energía fue de 8.747 GWh (7,5% por debajo de 2011), lo cual representó un 7,0% de la generación de energía nacional en 2012. En el caso de Central Dock Sud, la generación de energía fue menor que el año anterior debido a importantes mantenimientos programados que se realizan cada tres años, en función a las horas de operación. Por esta razón, la planta ha estado parcialmente fuera de servicio entre abril y junio de 2012. Durante el año 2012, las inversiones en Central Dock Sud alcanzaron Ps. 83,7 millones.

Asimismo, poseemos activos que corresponden a Asociación Filo Morado, que tiene una capacidad instalada de 63 MW. Sin embargo, dichas instalaciones se encuentran inactivas desde Noviembre de 2008.

También poseemos y operamos centrales eléctricas abastecidas con gas natural de producción propia, las cuales generan exclusivamente energía para ser utilizada por otras unidades de negocios:

• la central eléctrica Los Perales (74 MW), ubicada en el yacimiento de gas natural Los Perales;

• la central eléctrica Chihuido de la Sierra Negra (40 MW); y

• la central eléctrica situada en la refinería de Plaza Huincul (40MW).

Distribución de gas natural

Actualmente, a través de nuestra subsidiaria YPF Inversora Energética S.A., poseemos una participación del 45,33% en Gas Argentino S.A. (“GASA”), que a su vez posee una participación del 70% en Metrogas S.A. (“Metrogas”), una distribuidora de gas natural de Capital Federal y la zona sur de Buenos Aires y una de las principales distribuidoras de la Argentina. Durante 2012, Metrogas distribuyó aproximadamente 20,5 mmcm/d de gas natural a 2,3 millones de clientes, en comparación con aproximadamente 20,6 mmcm/d de gas natural distribuidos a 2,2 millones de clientes en el año 2011. En noviembre de 2012, hemos ejercido nuestro derecho de compra preferente, incluido en el acuerdo de accionistas de GASA, para comprar las acciones remanentes de GASA (54,67%), con el objetivo de obtener el control de Metrogas y, en consecuencia, lograr una empresa más eficiente. Actualmente, estamos esperando la aprobación final de la transacción por parte de ENARGAS y de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (“CNDC”).

Situaciones relacionadas a la deuda de GASA. El 11 de mayo de 2009, GASA fue notificada de un pedido de quiebra presentado por un presunto acreedor de Gas Argentino y el 19 de mayo de 2009, GASA solicitó el concurso preventivo, el cual fue abierto con fecha 8 de junio de 2009. El 7 de octubre de 2009 venció el plazo para que los acreedores verificaran sus créditos. El 10 de febrero de 2010, el juez declaró todos los créditos verificados excepto uno presentado por uno de los asesores de GASA. GASA tuvo un período de exclusividad para negociar con los acreedores verificados. El 12 de marzo de 2010, GASA interpuso recursos de revisión (“incidentes de revisión”) de los créditos verificados por Coolbrand LLC, Amanda Venture, Latam Energy y Continental Energy. La presentación de estas mociones no suspende el concurso preventivo.

El 9 de agosto de 2010 el juez decidió, tomando en consideración el pedido de concurso voluntario realizado por Metrogas, modificar y extender hasta el 9 de marzo de 2012 la fecha de presentación por parte de GASA de la propuesta a sus acreedores. El 10 de febrero de 2012 GASA presentó una propuesta de arreglo dirigida a verificar los acreedores quirografarios admitidos. Asimismo, GASA solicitó al juez una prórroga del período de exclusividad para negociar con los acreedores verificados, lo que se resolvió favorablemente. Dicho periodo finalizó el 16 de agosto de 2012.

Con fecha 6 de agosto, GASA presentó ante el tribunal una modificación a la propuesta de reestructuración de deuda. La propuesta final incluye una quita del 61,4% del crédito admitido por el tribunal y emisión de nuevos títulos de deuda con vencimiento el 31 diciembre de 2015, con opción de extenderlo un año más hasta el 31 de diciembre de 2016. Todo interés devengado es pagado el 31 de diciembre de 2015 a una tasa de interés del 8,875%.

El 22 de agosto de 2012, el tribunal interviniente ratificó la propuesta de reestructuración y declaró concluido el proceso bajo el cual la compañía negoció y propuso un acuerdo de reestructuración de la deuda, el cual fue aprobado por los acreedores y finalmente ratificado por la corte. El concurso finalizará en el momento en que la corte emita una declaración final confirmando que los términos del acuerdo han sido cumplidos a dicho momento.

En la propuesta de reestructuración de deuda, la cual a la fecha de emisión de este prospecto se encuentra perfeccionada, GASA ofreció entregar nuevas obligaciones negociables a cambio de los créditos impagos. La propuesta consistió en la emisión de 2 nuevas clases de obligaciones negociables: una Clase A por el equivalente al 38,6% de las obligaciones negociables existentes y una Clase B, obligaciones negociables contingentes, equivalente al 61,4% de las obligaciones negociables existentes. Las obligaciones negociables de la nueva Clase B se convertirán en cancelables y exigibles solo si las Clase A son aceleradas como resultado de la ocurrencia de un evento de default antes o durante diciembre de 2015. Si un evento de default no ocurre antes de diciembre de 2015, las nuevas obligaciones negociables Clase B automáticamente se cancelarán.

Situaciones relacionadas a la deuda de Metrogas. Debido a las condiciones adversas que Metrogas está experimentando actualmente, y que surgen entre otros de la falta de aumento de sus tarifas, en junio de 2010 la compañía decidió solicitar su concurso preventivo. En la misma fecha, Metrogas fue notificada de la Resolución N° I-1260 emitida por ENARGAS, la cual determinó la intervención judicial de la compañía por un termino de 120 días. La resolución basa la decisión de intervención en la solicitud de concurso preventivo presentado por Metrogas y declara que la intervención deberá controlar la administración y disposición de los actos de Metrogas que pueden de alguna manera afectar la normal distribución de gas. Además, ordena la ejecución de due diligence y la determinación del valor de todos los activos de la compañía. Metrogas apeló dicha resolución y solicitó una medida cautelar para cesar los efectos de la intervención. La petición fue rechazada el 8 de septiembre de 2010. En sucesivas resoluciones de ENARGAS, se extendió la intervención judicial, la cual aún esta vigente a la fecha de este prospecto.

El 15 de julio de 2010 el juzgado aprobó el Concurso Preventivo solicitado por Metrogas. El período de verificación de créditos finalizó el 10 de noviembre de 2010. El 20 de abril de 2011 el juez emitió un informe sobre la aceptación o rechazo de los acreedores enumerados por el síndico. El 3 de mayo de 2011, Metrogas propuso fijar una única categoría de acreedores quirografarios (créditos sin ningún privilegio). El 24 de junio de 2011, el síndico presentó un informe explicando las razones de insolvencia económica de Metrogas, proporcionando información sobre sus activos y pasivos, plazos y causas de la insolvencia, el proceder de la empresa sujeta a revisión y una opinión sobre la categorización de los acreedores, entre otros.
En julio de 2011, Metrogas presentó la propuesta de reestructuración de deuda, modificada posteriormente. La propuesta incluye un recorte de 46,8% de la deuda con acreedores aceptados y la emisión de nuevos títulos de deuda, con fecha de vencimiento 31 de diciembre de 2018 y tasa de interés del 8,875%. En junio de 2012, los titulares actuales de Obligaciones Negociables fueron convocados, en el marco del artículo 45 bis de la Ley Nº 24.522 y sus modificatorias (la “Ley de Concursos y Quiebras”), a votar dicha propuesta, la cual fue aprobada por unanimidad. El 13 de julio de 2012, Metrogas informó al juez esta decisión, debido a que el consenso obtenido sobre la propuesta presentada se considera como la obtención de las mayorías legales establecidas en el artículo 45 bis de la Ley Nº 24.522. Por lo tanto, luego de notificar al síndico designado, el juez declaró la existencia de acuerdo de reorganización, de conformidad con el artículo 49 de la mencionada Ley. El 6 de septiembre de 2012, el juzgado interviniente ratificó el acuerdo de reorganización de Metrogas y lo declaró oficialmente terminado, de acuerdo a los requisitos legales. Además, estipuló la creación de un Comité de los acreedores finales, que actuará como agente de control para el cumplimiento del acuerdo de reorganización, según los artículos 59 y 260 de la Ley de Concursos y Quiebras. En la propuesta de reestructuración de deuda, la cual a la fecha de emisión de este prospecto se encuentra perfeccionada, Metrogas ofreció entregar nuevas obligaciones negociables a cambio de los créditos impagos. La propuesta consiste en la emisión de 2 nuevas clases de obligaciones negociables: una Clase A por el equivalente al 53,2% de las obligaciones negociables existentes y una Clase B, obligaciones negociables contingentes, equivalente al 46,8% de las obligaciones negociables existentes. Las obligaciones negociables de la nueva Clase B se convertirán en cancelables y exigibles solo si las Clase A son aceleradas como resultado de la ocurrencia de un evento de default antes o durante junio de 2014. Si un evento de default no ocurre antes de junio de 2014, las nuevas obligaciones negociables Clase B automáticamente se cancelarán.

Situaciones relacionadas a las tarifas de Metrogas: En enero de 2002, de conformidad por la Ley de Emergencia Pública, las tarifas que Metrogas cobra a sus clientes fueron convertidas de sus valores originales en dólares a pesos, con una relación de $ 1 a U$S 1. De esta forma, las tarifas fueron congeladas, sin indexación de ningún tipo, ya que no está permitida por la Ley de Emergencia Publica.

Dicha ley, también establece que el gobierno argentino deberá renegociar contratos de servicios públicos afectados por la pesificación. En febrero de 2002, el gobierno emitió el Decreto N° 293, que encomendó al Ministerio de Economía (“ME”) la renegociación con las empresas de servicios públicos y creó un Comité de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos (“CRC”).

El 3 de julio de 2003, mediante Decreto N° 311/03, fue creada la “Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (“UNIREN”) con el objetivo de asesorar en el proceso de renegociación de obras y servicios públicos y desarrollar el marco normativo común para todos los servicios públicos. La UNIREN continúa el proceso de renegociación desarrollado previamente por el CRC.

La Ley de Emergencia, cuyo vencimiento original era en diciembre de 2003, fue prorrogado sucesivamente hasta el 31 de diciembre de 2013. Como consecuencia, los términos de las renegociaciones de licencias y concesiones de servicios públicos también se extendieron.

En septiembre de 2008, Metrogas y la UNIREN firmaron un acuerdo temporal. En noviembre de 2012, el ENARGAS publicó la Resolución N° 2407/12 que autoriza a Metrogas, en los términos del acuerdo temporal mencionado, aplicar un monto fijo en la factura de cada cliente, diferenciando por tipo de cliente, según los términos de la resolución y siguiendo la metodología determinada por la agencia de regulación. La resolución también establece que los ingresos cobrados por la compañía serán depositados en un fideicomiso, y los fondos recaudados se destinarán para inversiones en infraestructura, obras de conexión, repotenciación, expansión y mejoras tecnológicas en los sistemas de distribución de gas, así como cualquier otro costo necesario asociado al suministro de gas a los clientes. Metrogas necesita presentar para la aprobación del comité de ejecución (comité regulatorio creado por la Resolución 2407/12), un plan de expansión y consolidación de inversiones, que exprese tanto física como financieramente los detalles de dicho plan, alineando los objetivos establecidos en el contrato de fideicomiso entre Metrogas y Nación Fideicomiso SA. A la fecha de emisión de este Prospecto, el plan correspondiente a Metrogas ha sido aprobado por el comité antes mencionado.

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011, teníamos registrada una previsión por la totalidad del valor de su inversión en GASA.

Refino y Marketing

Durante el año 2012, nuestras actividades de Refino y Marketing incluyen la refinación y el transporte de crudo y la comercialización y transporte de lubricantes, GLP, gas natural comprimido y combustibles refinados, así como de otros productos derivados del petróleo, en los mercados, mayorista y minorista locales, y en ciertos mercados de exportación.

El segmento de Refino y Marketing se encuentra organizado en las siguientes divisiones:

División Refino y Logística;
División Refino
División Logística
División Comercialización
División Marketing Local; y
División General GLP

Comercializamos una amplia gama de productos derivados de la refinación del petróleo en todo el territorio de Argentina mediante una amplia red de personal de ventas, distribuidores independientes, distribuidores propios así como un extenso sistema de distribución minorista. Además, exportamos productos derivados de la refinación, principalmente desde el puerto de La Plata. Entre los productos derivados de la refinación del petróleo que comercializamos se incluyen: gasolina, gasoil, aerokerosene, kerosén, fuel oil y otros productos derivados del crudo, como aceites de motor, lubricantes industriales, GLP y asfalto.

División Refino

Somos los propietarios y operamos tres refinerías en Argentina:

la refinería La Plata, ubicada en la provincia de Buenos Aires;
la refinería Luján de Cuyo, ubicada en la provincia de Mendoza y
la refinería Plaza Huincul, situada en la provincia de Neuquén (denominadas en forma conjunta las “refinerías”).

Nuestras tres refinerías tienen una capacidad de refinación total de aproximadamente 319.500 bbl de petróleo por día calendario. Están ubicadas estratégicamente a lo largo nuestros oleoductos y de nuestros sistemas de distribución por ductos. En 2012, el 82% del petróleo crudo procesado por nuestras refinerías fue suministrado por nuestras operaciones upstream. A través de nuestra participación en Refinor, también mantenemos una participación del 50% en una refinería con una capacidad de 26.100 bbl por día calendario, situada en la provincia de Salta, conocida como Campo Durán.

El siguiente cuadro muestra, de acuerdo a nuestra información interna, el crudo procesado y el rendimiento de producción de nuestras refinerías para cada uno de los tres ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010:


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre,
	2012	2011	2010
	(millones de bbl)
Crudo procesado	105,4	103,8	108,7
Materia prima	3,0	3,1	3,8
Crudo procesado / Materia prima	108,4	107	112,4

Producción:
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre,
	2012	2011	2010
	(millones de bbl)
Gasoil	41,5	43,5	44,1
Gasolina	23,1	22,7	22,0
Nafta petroquímica	6,9	8,1	9,8
Aerokerosene	6,6	6,4	6,9
Aceites base	1,3	1,2	1,3
	(miles de toneladas)
Fuel oil	1.295	991	1.440
Coque	916	897	906
GLP	589	620	586
Asfalto	195	195	205

En 2012 el crudo procesado en nuestras refinerías aumentó, incrementando la capacidad de utilización de 89% en 2011 a 90.2% en 2012. La menor disponibilidad en el mercado de un tipo de crudo específico (Medanito) utilizado por las refinerías y para la producción de lubricantes en nuestra refinería de La Plata y, además, los conflictos sindicales que afectaron las operaciones en la cuenca del Golfo de San Jorge y la cuenca Neuquina, tuvieron como consecuencia la falta de crudo durante los primeros meses de 2012, impactando principalmente las operaciones de la refinería de La Plata. Por otro lado, las mejoras en los procesos de producción resultaron en un incremento de los rendimientos de nafta y destilados, a pesar que se redujo la producción de gasoil, comparado con 2011, debido a una menor demanda del producto. El aumento en la producción de fuel oil se explica por el procesamiento de crudos más pesados en nuestras refinerías debido a un aumento en la demanda de las plantas de energía eléctrica. Una mayor utilización de las unidades de conversión aumentó la producción de coque durante 2012, en comparación con 2011.

La refinería La Plata es la más grande de Argentina, con una capacidad nominal de 189.000 bbl de crudo por día calendario. La refinería cuenta con tres unidades de destilación, dos unidades de destilación al vacío, dos unidades de craqueo catalítico, dos unidades de coque, una unidad de hidrotratamiento de nafta de coque, una unidad de platforming, un hidrotratador de gasolina, dos unidades de hidroterminado de gasoil, una unidad de isomerización, una unidad de fraccionamiento y desulfuración de nafta de Cracking Catalítico Fluído (FCC), y un complejo de lubricantes. La refinería está situada en el puerto de la ciudad de La Plata, en la provincia de Buenos Aires, aproximadamente a 60 km de la ciudad de Buenos Aires. En el año 2012, la refinería procesó aproximadamente 165 mbbl/d. La tasa de utilización de la capacidad en la refinería La Plata fue 87,5%. Como se mencionó anteriormente, la tasa de utilización se vio afectada por la falta de crudo Medanito. En el año 2011, la refinería procesó aproximadamente 161 mbbl de crudo por díay la tasa de utilización de la capacidad en la refinería La Plata fue 85%. El crudo procesado en la refinería La Plata proviene principalmente de nuestra propia producción en la cuenca Neuquina y la cuenca del Golfo San Jorge, correspondiendo a un 80,4% del total del crudo procesado. Los suministros de crudo para la refinería La Plata se transportan desde la cuenca Neuquina por oleoducto y desde la cuenca del Golfo San Jorge por buque, en ambos casos hacia Puerto Rosales, y luego por oleoducto desde Puerto Rosales hasta la refinería.

El 2 de Abril de 2013 nuestras instalaciones en la refinería La Plata fueron afectadas por un temporal severo y sin precedentes, el cual determinó el incendio y consecuente afectación de las unidades de Coke A y Topping C en dicha refinería. En términos operativos, el incidente mencionado afectó en forma temporal la capacidad de procesamiento de crudo de la Refinería, la cual debió ser parada en su totalidad. Durante los 7 días posteriores al suceso se ha logrado restablecer aproximadamente 100 mbbl/día de la capacidad de procesamiento mediante la puesta en marcha de dos unidades de destilación (Topping IV y Topping D). A la fecha de emisión del presente documento, se están llevando a cabo las evaluaciones técnicas correspondientes que determinarán tanto la fecha de puesta en marcha del Topping C (la Sociedad se encuentra realizando sus mayores esfuerzos para su puesta en marcha en un plazo que se estima en aproximadamente 60 días), así como la capacidad operativa alcanzable sin la utilización del Coke A (cuyo valor contable residual no es material), todo lo cual se estima permitirá llevar la capacidad de procesamiento a aproximadamente 150 mbbl/dia en el período antes mencionado. Asimismo, se espera en el año 2015 la puesta en marcha del proyecto de nuevo Coke A, incluido en el plan estratégico de la Compañía, el cual reemplazará a la antigua unidad la cual ha quedado en desuso a partir del incidente mencionado. Para cubrir la brecha de producción faltante estimamos incrementar las importaciones de combustibles con el objetivo de satisfacer la demanda doméstica. Podríamos no recuperar la totalidad de los costos vinculados a dichas importaciones. Adicionalmente, a la fecha de emisión de este documento, la Sociedad se encuentra en proceso de evaluación de los impactos operativos y financieros derivados del incidente y, consecuentemente, el análisis de las acciones a implementar con el objetivo de determinar la estrategia de negocios en virtud de los eventos ocurridos. Además nos encontramos en el proceso de presentación del reclamo y de la recopilación de la información necesaria para dar curso a las coberturas de seguros existentes.

En junio de 2012 hemos puesto en marcha la nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil (HTG “B”) y en noviembre de 2012 se finalizó la remodelación de la unidad de hidrotratamiento de gasoil (HTG “A”), en búsqueda de cumplir con la la Resolución 478/09, que obliga a que el diesel que sea vendido en grandes ciudades sea producido con un contenido máximo de azufre de 500 partes por millón.

Se ha aprobado la construcción de una nueva unidad de Coking en la refinería de La Plata, lo cual permitirá no sólo reemplazar la unidad anterior, sino también incrementar la capacidad de coking en un 30%. Esta obra permitirá mayores tasas de utilización de la refinería. La construcción de los tambores de coque, de las columnas de fraccionamiento y del horno han sido terminados y ya han sido comprados el compresor, las bombas de alimentación y los equipos más importantes. La construcción de nuevas vías y un domo para almacenar coke han sido finalizados a fines de 2012. La puesta en marcha está prevista para 2015.

La refinería Luján de Cuyo tiene una capacidad nominal de 105.500 bbl por día calendario, lo que la convierte en la tercera entre las refinerías con mayor capacidad de Argentina. Cuenta con dos unidades de destilación, una unidad de destilación al vacío, dos unidades de coqueo, una unidad de cracking catalítico, una unidad de platforming, una unidad de Metil TerButil Éter (“MTBE”), una unidad de isomerización, una unidad de alquilación, un separador de nafta, y unidades de hydrocracking e hidrotratamiento. En 2012, la refinería proceso aproximadamente 99.04 bbl de crudo por día calendario. En 2012 la tasa de utilización de la capacidad fue 3,5% menor que en 2011 (principalmente como resultado de los mantenimientos programados realizados en el Topping III) llegando a 94,2%. Durante 2011 la refinería procesó aproximadamente 103.000 bbl de crudo por día calendario. Debido a su ubicación en la provincia occidental de Mendoza y su cercanía a importantes terminales de distribución de nuestra propiedad, la refinería Luján de Cuyo se ha convertido en la principal instalación responsable de proveer productos derivados del petróleo para consumo interno a las provincias centrales de Argentina. La refinería Luján de Cuyo recibe suministros de crudo de las cuencas Neuquinas y Cuyana por oleoducto, directamente en sus instalaciones. Aproximadamente el 83,5% del crudo procesado en la refinería Luján de Cuyo en 2012 (y 89,7% del crudo procesado en esta refinería en 2011) fue producido por nosotros. La mayor parte del crudo comprado a terceros proviene de yacimientos petrolíferos situados en las provincias de Neuquén o Mendoza.

A fin de cumplir con las regulaciones del gobierno respecto de las especificaciones de azufre en los combustibles, la refinería Luján de Cuyo está construyendo una Unidad de Hidrotratamiento de Nafta (HTN II) y modernizando una Unidad de Hidrotratamiento de Gasoil (HDS III) ya existente. La puesta en marcha de ambos proyectos comenzará durante la primera mitad de 2013

La refinería Plaza Huincul, ubicada cerca de la ciudad de Plaza Huincul en la provincia de Neuquén, posee una capacidad instalada de 25.000 bbl por día. En 2012, la refinería procesó aproximadamente 23.500 bbl de crudo por día calendario y su tasa de utilización de la capacidad fue 10,5% mayor que en 2011 llegando a 94,1%. El incremento se ocasionó principalmente por mantenimientos programados realizados en la unidad de destilación durante septiembre de 2011. En 2011 la refinería procesó aproximadamente 20.900 bbl de crudo por día calendario, y la tasa de utilización de la capacidad fue 83,6%. Actualmente, los únicos productos que se producen comercialmente en la refinería son nafta, gasoil y aerokerosene, que se venden principalmente en las zonas aledañas y en las regiones del sur de Argentina. En la medida en que la producción exceda la demanda local, los productos más pesados se mezclan con el crudo y se transportan por oleoducto desde la refinería hasta la refinería La Plata para su posterior procesamiento. La refinería Plaza Huincul recibe sus provisiones de crudo desde la cuenca Neuquina vía oleoducto. En su mayoría, el crudo procesado en Plaza Huincul es producido por nosotros. En 2012, el 18,5% de nuestras provisiones de crudo fue comprado de terceros, mientras que en 2011 dichas compras alcanzaron un orden del 21,7%.

Durante 1997 y 1998 todas nuestras refinerías fueron certificadas bajo la norma ISO (International Organization for Standarization) 9001 (calidad) e ISO 14001(gestión medioambiental). Las refinerías de Lujan de Cuyo y Plaza Huincul fueron también certificadas bajo OHSAS 18001 (Seguridad) en 1999 y 2009 respectivamente. Las refinerías mantienen sus sistemas bajo continua revisión de los organismos autorizados.

División Logística

Transporte y almacenamiento de petróleo crudo y productos

Contamos con una red de cinco oleoductos principales disponibles para nuestro uso, dos de los cuales son de nuestra propiedad en su totalidad. La red de transporte de crudo incluye alrededor de 2.700 km de cañerías con una capacidad de transporte total de productos de aproximadamente 640.000 bbl por día. Tenemos una capacidad de almacenamiento de crudo de aproximadamente 7 mmbbl y poseemos terminales en cinco puertos argentinos.

La información, de acuerdo a nuestra información interna, con respecto a nuestra participación en nuestra red de oleoductos se indica en el cuadro siguiente:

De	A	Participación de YPF	Longitud (km)	Capacidad diaria (bbl/día)
Puesto Hernández	Refinería Luján de Cuyo	100%	528	85.200
Puerto Rosales	Refinería La Plata	100%	585	316.000
Refinería La Plata	Dock Sud	100%	52	106.000
Brandsen	Campana	30%	168	120.700
Puesto Hernández/ Plaza Huincul/Allen	Puerto Rosales	37%	888 (1)	232.000
Puesto Hernández.................	Concepción (Chile)	(2)	428 (3)	114.000

(1) Incluye dos ductos paralelos de 513 km cada uno de Allen a Puerto Rosales con una carga diaria combinada de 232.000 bbl.

(2) Tenemos una participación del 36% en Oleoducto Transandino Argentina S.A., la cual operaba la porción argentina del oleoducto, y una participación del 18% en Oleoducto Transandino Chile S.A, que operaba la porción chilena del mismo.

(3) Este oleoducto dejó de operar el 29 de diciembre de 2005.

Poseemos dos oleoductos en Argentina. Uno de ellos conecta Puesto Hernández con la refinería Luján de Cuyo (528 km), y el otro une Puerto Rosales con la refinería La Plata (585 km) y se extiende hasta la refinería de Shell en Dock Sud, en el puerto de Buenos Aires (otros 52 km). También tenemos una planta para almacenamiento y distribución de crudo en la provincia norteña de Formosa, con una capacidad de operación de 19.000 m³, y dos tanques en la ciudad de Berisso, en la provincia de Buenos Aires, con una capacidad de 60.000 m³. Somos propietarios del 37% del capital accionario de Oleoductos del Valle S.A., operador de una red de oleoductos de 888 km, con un oleoducto principal doble de 513 km que conecta la cuenca Neuquina con Puerto Rosales.

Participamos, a través de Oleoducto Transandino Argentina S.A., y Oleoducto Transandino Chile S.A., en el oleoducto trasandino de 428 km, que transportaba crudo desde Argentina hacia Concepción en Chile. Ese oleoducto dejó de operar el 29 de diciembre de 2005, como consecuencia de la interrupción de las exportaciones de petróleo que surgió a raíz de la disminución en la producción en el norte de la provincia de Neuquén. Los activos relacionados se registraron a su valor recuperable.

También poseemos el 33,15% de Terminales Marítimas Patagónicas S.A., operador de dos instalaciones portuarias y de almacenamiento: Caleta Córdova (en la provincia de Chubut), con una capacidad de 314.000 m³ y Caleta Olivia (en la provincia de Santa Cruz), con una capacidad de 246.000 m³. También tenemos una participación del 30% en el capital accionario de Oiltanking Ebytem S.A., operador de la terminal marítima de Puerto Rosales, que tiene una capacidad de 480.000 m³ del oleoducto y del oleoducto que une Brandsen (capacidad de almacenaje de 60.000 m³) con la refinería de ESSO en Campana (168 km), en la provincia de Buenos Aires.

En Argentina, también operamos una red de poliductos para el transporte de productos refinados con una longitud total de 1.801 km. Además, poseemos 17 plantas para almacenaje y distribución de productos refinados y 7 plantas de GLP con una capacidad total aproximada de 1.620.000 m³. Tres de nuestras plantas para almacenaje y distribución se encuentran anexadas a las refinerías de Luján de Cuyo, La Plata y Plaza Huincul. Diez de nuestras plantas para almacenaje y distribución tienen conexiones marítimas o fluviales. Operamos 53 aeroplantas (40 de ellas son propiedad de YPF en su totalidad) con una capacidad de 25.500 m³; poseemos 28 camiones, 123 surtidores manuales y 17 expendedoras automáticas. Esas instalaciones ofrecen un sistema de distribución flexible en todo el país y nos permiten facilitar las exportaciones a mercados extranjeros, en la medida permitida conforme a las reglamentaciones gubernamentales. Los productos se despachan en camión, buque o barcaza fluvial.

En 2010 y 2011, finalizamos la construcción de tanques y de instalaciones para la recepción y la mezcla de etanol en las plantas de almacenamiento de Luján de Cuyo, Monte Cristo, La Matanza, San Lorenzo y Barranqueras. Esta inversión se realiza con el fin de facilitar el cumplimiento de las nuevas especificaciones para la nafta, con arreglo a lo establecido por la Ley 26.093. YPF se encuentra actualmente mezclando etanol en las plantas de almacenamiento de Luján de Cuyo, Monte Cristo, San Lorenzo y La Matanza.

Durante 1998, nuestras actividades de logística fueron certificadas bajo la norma ISO (International Organization for Standardization) 9001 (calidad) e ISO 14001 (gestión medioambiental), y revalidado en 2012 bajo la norma ISO 9001:2008 e ISO 14001:2004. En 2010, las actividades logísticas se certificaron también bajo OHSAS 18001 (seguridad).

División Trading

Nuestra División Trading vende crudo y productos refinados a clientes internacionales y petróleo a las compañías petroleras nacionales. Las exportaciones incluyen petróleo crudo, gasolina sin plomo, gasoil, fuel oil, LGN, nafta liviana y nafta virgen.

Las ventas de exportación de esa división se realizan principalmente a Brasil y al resto de Sudamérica. Las ventas a clientes internacionales para los años 2012 y 2011 ascendieron a Ps. 3.297 millones y a Ps. 3.333 millones, respectivamente, de los cuales el 45% y el 54% respectivamente, corresponden a ventas de productos refinados y el 55% y el 46% restante, respectivamente, corresponden a ventas de combustibles navales o marítimos. En cuanto al volumen, en 2012 y 2011, las ventas en el mercado internacional alcanzaron 3,3 mmbbl y 4,4 mmbbl de productos refinados, respectivamente, y 3,94 mmbbl y 3,68 mmbbl de combustibles navales o marítimos, respectivamente. Las ventas de crudo en el mercado local ascendieron a Ps. 561 millones y Ps. 524 millones, y 1,7 mmbb y 2,1 mmbbl en los años 2012 y 2011, respectivamente. Las ventas de combustibles navales o marítimos en el mercado local ascendieron a Ps. 1.080 millones y Ps. 755 millones, y 1,3 y 1,8 mmbbl en los años 2012 y 2011, respectivamente. Además, durante 2012, las importaciones, principalmente de diesel de alto y bajo contenido de azufre disminuyeron totalizando 5,7 mmbbl.

División Marketing

Nuestra división de Marketing, a través de la Dirección Ejecutiva Comercial, comercializa nafta, gasoil, GLP y otros derivados de petróleo en todo el país y países de la región. Proveemos a todos los segmentos del mercado de combustibles: Retail, Agro e Industria. Durante el 2012, la compañía lideró el posicionamiento de la nafta de mayor calidad (grado 3) “N-Premium”, habiendo alcanzado, según nuestras propias estimaciones, una cuota de mercado del 61,3 % al 31 de diciembre 2012 (comparado con 63,7% en 2011) y volumen de ventas de 1.119 mcm (1,3% superior a 2011).

En lo que respecta a Gas Oil, según nuestras estimaciones, se alcanzó para diciembre 2012 una cuota de mercado del 57,9% (59,2% en 2011) con una mayor participación en la venta de productos de bajo contenido de azufre. Junto con el D-Euro (10 ppm), con un volumen de venta de 706 mcm durante el 2012, se lanzó el producto D-500 (500 ppm) habiendo alcanzado un volumen de 968 mcm, representando ambos productos el 22,3% de la venta de Gas Oil de la División.

La estrategia de promocionar el D-Euro permitió destinar a los segmentos de Industria, Transporte y Agro una porción mayor del combustible Ultradiesel, abasteciendo adecuadamente al mercado y minimizando las importaciones de D-Euro. En el Complejo Industrial ubicado en Ensenada, a través de nuestras tres plantas de producción, se produce la línea de lubricantes, asfaltos y parafinas de YPF. La línea automotríz de lubricantes, que comprende lubricantes monógrados, multigrados y grasas, recibieron las aprobaciones y recomendaciones de los principales fabricantes automotrices a nivel mundial (Ford, Volskwagen, GM, Porsche y Scania).

La comercialización de los lubricantes al mercado interno se realiza a través de los segmentos Retail, Agro e Industria. En materia de GLP, se gestiona el negocio mayorista cuya actividad abarca tanto la logística como la comercialización del producto en el mercado interno y externo. El abastecimiento de GLP se realiza desde las plantas separadoras de gas natural y las refinerías propias, o a través de compras a terceros. Además de gas butano y propano, se comercializa propelente, el cual es utilizado en la industria para la fabricación de aerosoles.

En materia internacional, adicionalmente a la comercialización de lubricantes que iniciáramos en Brasil a fines de 2010, durante el 2012 se potenció la comercialización en Chile de lubricantes y combustibles de aviación, habiendo alcanzado un volumen de 10,6 mcm (+17.3 vs 2011) y 143,6 mcm (+26,2% vs 2011) respectivamente. Adicionalmente a través de distribuidores exclusivos, comercializamos lubricantes en cuatro países fuera de la Argentina (Uruguay, Paraguay, Bolivia y Ecuador)

Retail

Al 31 de diciembre de 2012, la red de ventas de la División de Retail en Argentina incluia 1.535 estaciones de servicio minoristas (comparado con 1.557 al 31 de diciembre de 2011), de los cuales 97 nos pertenecen en su totalidad, y las restantes 1.438 son estaciones de servicio abanderadas. Operadora de Estaciones de Servicio S.A. ("OPESSA"), (sociedad en la cual mantenemos el 100% de participación), opera activamente 176 de nuestras estaciones de servicio minoristas, 88 de las cuales nos pertenecen en forma directa, 26 son alquiladas al ACA (Automóvil Club Argentino), y 62 son alquiladas a propietarios independientes.

En línea con el objetivo de unificar y potenciar la imagen de marca integral de la red bajo los conceptos de modernidad y racionalidad, durante el 2012, el plan de mejoras de imagen abarcó a 40 estaciones de servicio. Según nuestras últimas estimaciones internas, al 31 de diciembre de 2012, fuimos el principal distribuidor en Argentina, con el 33,9% de las estaciones de servicio del país, seguida por Shell, ESSO, Petrobras y OIL con una cuota del 14,7 %, 10,6%, 6,7% y 6,1%, respectivamente. Durante el año 2012, nuestra cuota de mercado en el combustible diesel y naftas, que se comercializa en todos los segmentos, se redujo levemente del 57,6% al 31 de diciembre de 2011 al 56,5% al 31 de Diciembre de 2012, de acuerdo con nuestro análisis de los datos proporcionados por la Secretaría de Energía de Argentina.

El programa de ventas "Red XXI" lanzado en octubre de 1997, ha mejorado significativamente la eficiencia operacional en nuestras estaciones de servicio. Este programa nos proporciona datos de rendimiento inmediato para cada estación conectando la mayoría de nuestra red de estaciones de servicio. Al 31 de diciembre de 2012, 1.289 estaciones estaban relacionadas con este sistema.

Nuestras tiendas, "Full YPF" y "Full YPF Express", incluyeron 376 y 68 puntos de venta al 31 de diciembre de 2012, respectivamente. Adicionalmente, las ventas de combustible se complementan con un moderno servicio de cambio de aceite ("YPF Boxes"), incluyendo 253 puntos de venta. Además, tenemos un programa de fidelización de clientes llamado "Serviclub".

Para establecer estándares unificados, en 2012 se inició el desarrollo del Manual de Operaciones de Estaciones de Servicio YPF, a ser implementado a partir de julio de 2013 en toda la red.

Agro

A través de esta división vendemos fertilizantes, gasoil, lubricantes, agroquímicos y silobolsas, entre otros productos, directamente o a través de una red de 118 bases mayoristas (9 propias de YPF), ofreciendo una amplia cartera para el productor agropecuario, entregando los productos en el lugar de consumo. Aceptamos distintos cereales en parte de pago, especialmente soja, que puede ser procesada para obtener harina y aceite que luego vendemos en su mayoría al mercado externo. El procesamiento de granos es tercerizado. Durante el 2012, con la actividad afectada por serias sequías durante el verano y abundante lluvias en el último trimestre, se ha alcanzado un volumen de granos recibidos de 865.000 toneladas (semillas oleaginosas y cereal), fundamentalmente soja, y esperamos que el pago en especie se incremente durante los próximos años. Parte del aceite obtenido del procesamiento de soja, es destinado a la producción de FAME, un producto que se utiliza en la producción de gasoil acorde a las regulaciones locales.

Industria

Nuestra División suministra a toda la industria nacional y el transporte de pasajeros y carga (terrestre y aéreo), un amplio portafolio de productos y servicios a medida (tailor-made) de acuerdo a las necesidades de nuestros clientes. Dicha cartera incluye productos tales como combustibles (gasoil, naftas, fuel oil, Jet A-1), lubricantes, carbón, asfaltos, parafinas y derivados (azufre, CO2, decanted oil, extracto aromático) y servicios como “Tarjeta YPF en Ruta” (servicio de control de flota para el sector del transporte), “Servicio Experto” (calidad y cantidad certificada de lubricante a granel), “Servicio Técnico y Calidad” (asistencia técnica pre y post venta, capacitación y control de calidad de producto) y “Solución de abastecimiento en instalaciones de clientes” (servicios de operación de planta y logística asociada).

Nuestra visión como socio estratégico de la industria es integrar una cadena de valor para impulsar soluciones energéticas. En línea con lo anterior, hemos comenzado a desarrollar un modelo de red comercial para atender las necesidades del transporte de cargas carretero, contratos de suministro de energía y lubricantes a compañías mineras y proyectos de abastecimiento energético en conglomerados industriales.

Una alta calidad en los servicios de entrega a la industria a través de esta red de distribución fue igualmente alcanzada como resultado de la implementación del modelo de gestión desarrollado para Agro e Industria, previamente mencionado.

Lubricantes y Especialidades

Durante el 2012, nuestras ventas de lubricantes aumentaron aproximadamente un 1,7% respecto al 2011. La ventas al mercado interno crecieron un 0,2% y al mercado externo un 6,8%, pasando de 35,3 mcm al 31 de diciembre de 2011 a 37,7 mcm en el 2012. Por el contrario, las ventas de asfaltos y parafinas disminuyeron un 6,4% y 7,7% respectivamente, comparado con 2011.

Las exportaciones se realizan a dos grandes grupos. Por un lado a las filiales (Brasil y Chile), en donde si comparamos el volumen exportado, en Brasil cayó un 3% con respecto al año anterior y en Chile creció un 15%. Por el otro lado, exportamos hacia nuestra red de distribuidores sitos en Bolivia, Uruguay, Paraguay y Ecuador, en donde las ventas en volumen crecieron un 14% con respecto al año 2011.

Nuestra unidad de Lubricantes y Especialidades ha seguido una estrategia de diferenciación que le permite alcanzar y mantener la posición de liderazgo en el mercado argentino. De acuerdo a nuestro análisis sobre los datos proporcionados por la Secretaría de Energía de Argentina, la cuota de mercado al 31 de diciembre de 2012 fue aproximadamente de 41,9%, en comparación con el 39,7% al 31 de diciembre de 2011. Como se indicó anteriormente, nuestra línea de lubricantes para automotores ha recibido aprobaciones y recomendaciones de los principales fabricantes de automóviles mundiales (Ford, Volkswagen, General Motors, Porsche y Scania).

Con respecto a la perfomance de nuestras líneas de Lubricantes de alta gama representadas por “Elaion” para vehículos livianos y por “Extravida” para pesados, fue positiva en 2012 comparado con el año anterior; habiendo experimentado un aumento en los volúmenes vendidos del 4,6% (con 40,8 mcm en 2012 frente al 39,02 mcm en 2011).

Durante el año 2012 hemos extendido la marca Elaion a los productos del segmento de Motos y Náutica. La línea Elaion Moto pasó a ser comercializada por toda la red de distribuidores (distribuidores especializados y distribuidores de lubricantes) y tuvo su evento de lanzamiento en Diciembre de 2012 conjuntamente con el equipo de competición YPF Elaion Moto Rally que participó en competición del Dakar 2013.

Las Divisiones de Lubricantes y Especialidades cuentan con sistemas de gestión certificados desde el año 1995. Actualmente, mantiene las siguientes certificaciones ISO 9001:2008, ISO 14001:2004, OSHAS 18001:2007 ISO/TS 16949-Tercera edición.

GLP

A través de la Dirección de GLP, se vende al mercado externo, al mercado mayorista interno y a distribuidores que abastecen al mercado minorista interno.

Somos los productores de GLP más grandes de Argentina con una venta en 2012 de aproximadamente 566 mtn (637 mtn in 2011) de las cuales aproximadamente 472 mtn (476 mtn en 2011) se vendieron en el mercado interno. Nuestros principales clientes en el mercado doméstico son las empresas fraccionadoras que comercializan el GLP envasado o a granel a los consumidores finales y las redes que distribuyen el GLP a los hogares en algunas localidades del país. Por su parte, las exportaciones en 2012 alcanzaron aproximadamente 94 mtn (161mtn in 2011), siendo los principales destinos Chile, Paraguay y Bolivia. El transporte de GLP a los clientes del exterior se realiza por camiones, ducto y barcazas.

Las ventas totales de GLP (excepto el GLP utilizado como materia prima petroquímica) fueron de Ps. 1.015 millones y Ps.1.222 millones en 2012 y 2011, respectivamente.

La división de GLP obtiene GLP de plantas procesadoras de gas natural y de sus refinerías y plantas petroquímicas. Producimos 494 mtn en 2012 (sin incluir la producción de GLP destinados para uso petroquímico). También hemos comprado GLP a terceros, según se detalla en la siguiente tabla:



	Compras (toneladas) 2012


LPG a las plantas de procesamiento de gas natural:(1)
General Cerri	21.925
El Portón	103.095
San Sebastián	17.032

Total Upstream	142.052

LPG a las Refinerias y Plantas de petroquimica:
Refineria La Plata	207.208
Refineria Luján de Cuyo	113.248
Planta petroquimica Ensenada	31.326

Total Refinerias & Planta petroquimica(2)	351.782

LPG comprado a entidades bajo control conjunto (negocios conjuntos):(3)	62.450

LPG compras a terceros no relacionados	17.484
Total	573.768

(1) La planta de San Sebastian corresponde a una Unión Transitoria de Empresas (UTE), en la cual contamos con un 30% de participación; El Portón es 100% de nuestra propiedad y General Cerri pertenece a terceros y tiene un contrato de procesamientocon nosotros

(2) Esta producción no incluye el GLP utilizado como materia prima para la industria petroquímica (derivados de olefinas, polibutenos y maleico).

(3) Comprado a Refinor.

También tenemos una participación del 50% en Refinor, la cual constituye un negocio conjunto, que produjo 313 mtn de GLP en el año 2012.

Química

Los productos petroquímicos se producen en nuestros complejos petroquímicos en Ensenada y Plaza Huincul. Adicionalmente, tenemos el 50% de participación en Profertil, una compañía que cuenta con un complejo petroquímico en Bahía Blanca, y según se menciona en párrafos siguientes.

Nuestras operaciones de producción petroquímica en Ensenada están estrechamente integradas con nuestras actividades de refinación (refinería La Plata). Esa integración permite un abastecimiento flexible de materia prima, un uso eficaz de los subproductos (como el hidrógeno) y suministro de aromáticos para incrementar los niveles de octanaje en las naftas.

Los principales productos petroquímicos y la capacidad de producción anual son los siguientes:

	Capacidad (toneladas por año)
Ensenada:
Aromáticos
BTX (benceno, tolueno, xilenos mezclados)	244.000
Paraxileno	38.000
Ortoxileno	25.000
Ciclohexano	95.000
Solventes	66.100
Derivados de olefinas:
MTBE	60.000
Buteno I	25.000
Oxoalcoholes	35.000
TAME	105.000
LAB/LAS:
LAB	52.000
LAS	25.000
Polibutenos:
PIB	26.000
Maleico:
Anhídrido maleico	17.500
Plaza Huincul:
Metanol	411.000

El gas natural, materia prima para la producción de metanol, es provisto por nuestra unidad de Exploración y Producción. El uso de gas natural como materia prima nos permite monetizar reservas, evidenciando la integración entre la unidad petroquímica y la unidad de Exploración y Producción.

También utilizamos gas natural con alto contenido de dióxido de carbono en nuestra producción de metanol, lo que nos permite mantener nuestra planta de metanol trabajando al 50% de su capacidad de producción durante el período de invierno.

La Refinería La Plata es el principal proveedor de la materia prima para la producción petroquímica en Ensenada, que incluye nafta virgen, propano, butano y kerosene.

En 2012 y 2011 nuestras ventas de petroquímica (incluyendo propileno) en el mercado interno representaban el 80,8% y 87,9%, respectivamente. Las exportaciones de petroquímicos se destinan a los países del Mercosur, el resto de América Latina, Europa y los Estados Unidos. El aumento en las exportaciones durante 2012 se debe a las ventas de productos en Brasil.

También participamos en el negocio de los fertilizantes en forma directa y a través de Profertil, sociedad en la que mantenemos un 50% de participación. Profertil es una sociedad controlada en forma conjunta por YPF y Agrium (líder mundial en fertilizantes), constituyendo un negocio conjunto que comenzó a operar en 2001. Profertil produce y comercializa en su planta de Bahía Blanca 1.100.000 toneladas anuales de urea y 750.000 toneladas anuales de amoníaco. Se comercializan también otros nutrientes y se preparan mezclas especiales para ser utilizadas en la tierra con el objetivo de optimizar su rendimiento.

Nuestra planta petroquímica Ensenada obtuvo la certificación ISO 9001 en 1996 y la recertificó en junio de 2010 (versión 2008). La planta Petroquímica La Plata obtuvo también la certificación ISO 14001 en 2001 y últimamente recertificada (versión 2004) en junio de 2010. La planta también obtuvo la certificación OHSAS 18001 en 2005 y últimamente recertificada en junio de 2010 (versión 2007). Desde 2008, la planta verificó la emisión de CO2 bajo ISO 14064:1 y, en 2011, también fueron verificadas emisiones de CH4 y N2O. El laboratorio de nuestra planta petroquímica de Ensenada obtuvo la certificación ISO 17025 (versión 2005) en 2005 y la recertificó en 2008.

Nuestra planta Metanol obtuvo la certificación ISO 9001 (versión 2000) en diciembre de 2001 y últimamente recertificada en agosto de 2012 (versión 2008). La planta de Metanol también obtuvo la certificación la ISO 14001 en julio de 1998 con la refinería Plaza Huincul y últimamente recertificada en agosto de 2012 (versión 2004), y fue también certificada bajo OHSAS 18001 en diciembre de 2008 (versión 2007) y recertificada en agosto de 2012 (versión 2007).

Durante 2010, hemos iniciado la instalación de una Planta de Reformado Catalítico Continuo (CCR) en el Complejo Industrial Ensenada. La inversión total se estima en US$ 453,1 millones. El inicio de operaciones está previsto para el segundo trimestre de 2013. La nueva producción permitirá cubrir incrementos de la demanda de naftas de alto octanaje en el mercado doméstico, así como también se espera del CCR que provea hidrógeno a la nueva Unidad de Hidrotratamiento en nuestra refinería de La Plata.

Estacionalidad

Para una descripción de la estacionalidad de nuestro negocio, véase “Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones-Factores que afectan nuestras operaciones-Estacionalidad”

Investigación y Desarrollo.

El centro de investigación y desarrollo de YPF se encuentra situado en La Plata, Argentina. Nuestros proyectos y actividades de I&D aplican al total de la cadena de valor de hidrocarburos, incluyendo la exploración de nuevos yacimientos de gas o petróleo, la extracción y acondicionamiento para el transporte, la transformación y fabricación de productos en complejos industriales, y su distribución al consumidor final. En 2012, nuestra Unidad de Tecnología asignó aproximadamente US$ 11 millones a actividades de I&D, de los cuales el 37% fueron asignados a la cooperación con centros tecnológicos externos. Con el fin de apoyar estas actividades de I&D, hemos invertido US$ 2,4 millones en nuevos equipos para los laboratorios.

YPF lleva a cabo una política activa de cooperación con centros tecnológicos nacionales e internacionales y universidades en el sector público y privado. Nuestro presupuesto de 2012 para los acuerdos de cooperación alcanzó aproximadamente US$ 5 millones, US$ 1 millón más que en 2011. Seis importantes proyectos de investigación y desarrollo han sido parcialmente subvencionados por Fontar (Fondo Tecnológico Argentino). Cinco de ellos comenzaron en años anteriores y uno de ellos fue aprobado en 2012.

La incertidumbre sobre cuál será la tecnología principal en el futuro, los posibles resultados de I&D y los ciclos económicos hacen hincapié en el proceso que hemos llevado para desarrollar un Plan Tecnológico que soporta nuestra estrategia de negocio. El foco del plan abarca la exploración y producción de hidrocarburos, la cadena de valor del gas natural, refinación de petróleo y sus derivados y productos petroquímicos, la diversificación del uso de la energía, la producción de biocombustibles y la generación eléctrica.

Las actividades de I&D se centraron en el desarrollo de mejores tecnologías de recuperación de petróleo, para aumentar la recuperación de petróleo de yacimientos maduros y el desarrollo de nuevos procesos y materiales para reducir los costos operacionales de las instalaciones. Además, la optimización y reutilización del agua de producción así como la exploración de hidrocarburos y la explotación de fuentes no convencionales, siguen siendo nuestros desafíos más importantes, que requieren el desarrollo y aplicación de tecnologías muy específicas.

En Refino y Marketing de Productos de Petróleo, la Unidad Tecnológica se especializa en apoyo tecnológico a las refinerías para optimizar su producción y mejorar la calidad de los productos, con un fuerte foco en el logro de eficiencias energéticas y mejoras ambientales.

En el negocio petroquímico, las actividades de I&D se enfocaron principalmente hacia el desarrollo de nuevos productos con mayor valor agregado, tales como solventes especiales, fertilizantes y algunos productos agrícolas.

Asimismo, estamos trabajando en estrecha colaboración con un prestigioso instituto de biotecnología argentina, en un proyecto para desarrollar biocombustibles de segunda generación. Con respecto a energías renovables, y con colaboración de dos socios, hemos llevado a cabo un proyecto de investigación para evaluar el potencial de la energía solar en la Argentina.

Nuestra cartera de proyectos durante 2012 incluyó 73 proyectos de los cuales 54 se encuentran en ejecución y 19 proyectos están en el análisis de factibilidad técnico-económica, al 31 de diciembre de 2012.

Recientemente, YPF ha creado la compañía YPF Tecnología S.A. (la cual contará con el 51 % de participación de YPF y el 49% restante del CONICET). El Directorio estará conformado por 3 directores nombrados por YPF y 2 directores nombrados por el CONICET. Además, el presidente y el director general de la nueva compañía serán nombrados por YPF. Prácticamente, todos los proyectos de investigación y desarrollo que lleve a cabo YPF Tecnología estarán en línea con las necesidades de YPF S.A.

Para la operación de YPF Tecnología, se adquirieron 5 hectáreas pertenecientes a la Universidad de La Plata, donde se planean construir 10.000 m2, con una inversión estimada de US$ 15 millones. La finalización de las obras se estima para marzo de 2015.

En el nuevo edificio, se espera que trabajen cerca de 250 profesionales cuyos principales objetivos serán la adquisición de conocimientos, la investigación y desarrollo de yacimientos no convencionales así como la recuperación secundaria y terciaria de petróleo en yacimientos maduros. Asimismo, el desarrollo de energías alternativas como la energía marina, geotérmica, eólica, solar, etc. también serán parte de sus objetivos. Todas estas actividades contarán con el apoyo de más de 6.000 investigadores y doctores de diferentes áreas científicas, disponibles para el CONICET mediante acuerdos con universidades e institutos de investigación y desarrollo ubicados en todo el país.

Por otro lado la Agencia Nacional de Promoción científica y Tecnológica, apoya a través del Fondo Argentino Sectorial (FONARSEC) proyectos y actividades cuyo objetivo sea desarrollar capacidades críticas en áreas de alto impacto potencial y transferencia permanente al sector productivo. Durante 2012, le otorgó a YPF 10 millones de USD para la adquisición de equipamiento de laboratorio en recuperación terciaria e inusual.

Competencia

En nuestros negocios de Exploración y Producción, competimos con las compañías petroleras internacionales más importantes y con otras compañías petroleras nacionales en la adquisición de permisos de exploración y concesiones de explotación. En nuestros negocios de Exploración y Producción también podremos enfrentarnos a la competencia de compañías de petróleo y gas creadas por determinadas provincias, y de propiedad de éstas, incluyendo La Pampa, Neuquén y Chubut, así como de ENARSA, la compañía energética de propiedad estatal, especialmente a la luz de la transferencia de ciertas propiedades de hidrocarburos a ENARSA y a las provincias Argentinas en 2007. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – Ley Nº 26.197”. Sin embargo, habida cuenta de la aprobación de la Ley de Expropiación-Véase “Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación”- y la extensión de las concesiones en la provincia de Santa Cruz, lo que constituye la creación de nuevas y mas beneficiosas condiciones para la exploración y producción de hidrocarburos, esperamos establecer relaciones de colaboración con las provincias, especialmente aquellas cuyos representantes tienen posiciones en el Directorio como resultado de su participación en la compañía conforme lo dispuesto por la Ley de Expropiación. En nuestros negocios de Refino y Comercialización y de Química, nos enfrentamos a la competencia de varias e importantes compañías petroleras internacionales como AXION (previamente ESSO, antigua subsidiaria de Exxon Mobil y que fue recientemente adquirida por Bridas Corp.), Shell y Petrobras, así como de varias compañías petroleras locales. En nuestros mercados de exportación, competimos con numerosas compañías petroleras y de comercialización internacionales.

Operamos en un mercado dinámico en la industria del Downstream de Argentina y en la industria de producción de petróleo y gas natural. Los precios del crudo y de la mayoría de los productos refinados están sujetos a la oferta y la demanda internacionales y a las regulaciones de Argentina y, en consecuencia, pueden fluctuar por diversas razones. Algunos precios en el mercado local están controlados por autoridades locales. Véase “Marco regulatorio y relación con el Gobierno Argentino”. Los cambios en los precios locales e internacionales del petróleo crudo y de los productos refinados tienen un efecto directo en el resultado de nuestras operaciones y en nuestros niveles de gastos de inversión. Véase “Factores de riesgo—Riesgos relacionados con la industria del petróleo y el gas en Argentina y con nuestro negocio— Los precios del petróleo y el gas podrían afectar nuestro nivel de inversiones en bienes de capital”.

El 3 de mayo de 2012, la Ley de Expropiación fue aprobada por el Congreso. La mencionada Ley declaró el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, de interés publico nacional y prioritario para Argentina. Además, su objetivo declarado es garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones Véase “Marco regulatorio y relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación”. Se espera que la Ley de Expropiación sea la piedra angular del nuevo mapa energético de negocios en la Argentina.

Cuestiones ambientales

YPF – Operaciones en Argentina

Nuestras operaciones están sujetas a un gran número de leyes y reglamentaciones relacionadas con el impacto general de las operaciones industriales en el medioambiente, que incluyen las emisiones al aire y al agua, la disposición de residuos tóxicos o los recursos para remediar suelos o aguas contaminados con residuos peligrosos o tóxicos, los requisitos de los combustibles para tratar las emisiones al aire y el efecto del medioambiente en la salud y la seguridad. Hemos invertido y seguiremos invirtiendo para cumplir con dichas leyes y reglamentaciones. En Argentina, las autoridades municipales, provinciales y nacionales son cada vez más estrictas en cuanto a la exigencia de cumplimiento de las leyes aplicables. Asimismo, desde 1997, Argentina implementa reglamentaciones que exigen que nuestras operaciones cumplan con normas ambientales más estrictas, comparables en muchos aspectos con aquellas vigentes en los Estados Unidos y en países de la Comunidad Europea. Estas reglamentaciones establecen el marco general para las obligaciones de protección ambiental, que incluyen la aplicación de multas y sanciones penales en caso de violación de dichas obligaciones. Hemos tomado las medidas necesarias para lograr el cumplimiento de estas normas y emprendimos diversos proyectos de reducción y reparación, de los cuales se detallan a continuación los más significativos. No podemos predecir la reglamentación o legislación en materia medioambiental que se promulgará en el futuro, ni cómo se administrarán o se harán cumplir las leyes existentes o futuras. El cumplimiento de leyes o reglamentaciones más estrictas, así como las políticas más enérgicas de exigencia por parte de los organismos de control, podrían requerir inversiones adicionales en el futuro para la instalación y operación de sistemas y equipos destinados a medidas de reparación y podrían afectar nuestras operaciones en general. Adicionalmente, la violación de dichas leyes y regulaciones podría resultar en la imposición de multas administrativas o sanciones penales, y podría acarrear demandas de daños personales y otras contingencias por daños.

Continuamos realizando inversiones para cumplir con los nuevos requisitos establecidos para los combustibles en Argentina, conforme a la Resolución Nº 1.283/06 de la Secretaría de Energía (modificada por la Resolución 478/2009), que reemplaza a la Resolución Nº 398/03 relacionada, entre otras cosas, con la pureza del gasoil. Adicionalmente, completamos estudios de ingeniería minuciosos y lanzamos órdenes de compra para el equipamiento y la construcción de unidades de desulfuración del gasoil en las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo así como también para desulfuración de naftas en la refinería de Luján de Cuyo. En la refinería La Plata, iniciamos la puesta en marcha de la planta de hidrotratamiendo de gasoil (HTGB) en julio de 2012. En la refinería Lujan de Cuyo se prevé la implementations de HDS III (hidrotratamiendo de gasoil) y HTN II (hidrotratamiento de nafta), durante 2013. Hemos adoptado la estrategia de construcción con el objetivo de cumplir con los plazos exigidos. Además, hemos incrementado la capacidad de almacenamiento en varias terminales con el fin de optimizar la logística de distribución de combustibles.

La primera etapa relacionada con los biocombustibles, como el agregado de bioetanol a las naftas y FAME al gasoil, fueron llevados a cabo a finales de 2009, estando operativa al comienzo de 2010. También, durante 2010 y 2011, se instalaron terminales adicionales de bioetanol y quedaron en condiciones para operar. Asimismo, durante este período, se realizaron inversiones en proyectos tanto como para facilitar el proceso de adición de FAME al diesel como para mejorar su logística. Estos proyectos permitirán que cumplamos con los requerimientos gubernamentales y que ingresemos en el mercado de las energías renovables.

El plan tendiente a cumplir con las especificaciones medioambientales de calidad para los combustibles mencionados precedentemente, ha implicado inversiones por la suma total de aproximadamente US$ 285 millones en 2012.

En cada una de nuestras refinerías y de manera voluntaria, estamos realizando investigaciones para remediar/reducir la contaminación, así como proyectos de estudio de viabilidad diseñados para tratar sitios potencialmente contaminados y las emisiones al aire. Además, hemos implementado un sistema de gestión medioambiental para colaborar con los esfuerzos para recolectar y analizar datos ambientales en nuestras operaciones de exploración y producción y de refino y marketing.

Asimismo, en el marco del nuestro compromiso con la satisfacción de la demanda doméstica de combustibles, como así también con estándares medioambientales de alta calificación, nos encontramos en el proceso de construcción de la Planta de Reformado Catalítico Continuo (CCR) que se estima implicará una inversión aproximada de US$ 453,1 millones. Ya fue adquirido el equipamiento principal y parte de la Planta ya fue construida (96,2%). Se espera su puesta en marcha para el segundo trimestre de 2013. La planta antes mencionada utilizará la última tecnología disponible en el mundo para realizar procesos químicos de reformado de naftas a base de catalizadores, que implicará mejoras en términos de productividad, seguridad industrial y cuidado del medio ambiente. Se espera que la planta permita elaborar compuestos aromáticos que pueden ser utilizados como mejoradores octánicos de las naftas y aplicaciones para automotor. Asimismo, producirá hidrógeno que permitirá realizar los procesos de hidrogenado de combustibles para aumentar su calidad y disminuir el contenido de azufre, reduciendo aún más el impacto ambiental de los motores de combustión interna.

También comenzamos la construcción de una nueva Unidad de coque en la refinería La Plata, que implicará una inversión de aproximadamente US$ 790 millones, sustituyendo a la actual. El diseño de la nueva unidad permitirá optimizar la eficiencia energética y minimizar las emisiones de partículas. Esperamos que este proyecto sea completado en 2014.

Adicionalmente a los proyectos mencionados precedentemente, comenzamos a implementar una amplia gama de proyectos medioambientales en los segmentos de Exploración y Producción, de Refino y Marketing y Química.

Nosotros, y varias otras compañías industriales que operan en el área de La Plata, nos adherimos a un acuerdo comunitario de respuesta ante emergencias junto con tres municipalidades y hospitales locales, bomberos y otros prestadores de servicios de salud y de seguridad, para implementar un plan de contingencias ante emergencias. El objetivo de ese programa es evitar los daños y las pérdidas ocasionados por accidentes y emergencias, incluso las emergencias ambientales. También se desarrollaron proyectos y acuerdos similares en otras refinerías y terminales portuarias.

En 1991, nos adherimos a un Convenio de Cooperación Interempresarial (“CCI”) con otras compañías de petróleo y gas para implementar un plan a fin de evaluar y reducir el daño ambiental ocasionado por los derrames de petróleo en aguas superficiales argentinas y así reducir el impacto ambiental de posibles derrames de petróleo offshore. Ese acuerdo incluye la consultoría sobre cuestiones tecnológicas y asistencia mutua en caso de derrame de petróleo en ríos o en el mar a causa de accidentes que involucren cisternas o instalaciones para exploración y producción offshore.

En cuanto al cambio climático, historicamente YPF ha contribuido activamente en una estrategia de cambio climático y nos hemos comprometido a:

promover en forma activa la identificación y la búsqueda de oportunidades para reducir las emisiones de gas invernadero en nuestras operaciones; intensificar la ejecución de proyectos internos para generar derechos de emisión mediante mecanismos de desarrollo limpio a través del uso eficiente de los recursos, contribuyendo a la transferencia de tecnología y al desarrollo sustentable de Argentina;
en diciembre de 2010, YPF obtuvo la aprobación de las Naciones Unidas para llevar a cabo un proyecto industrial desarrollado en la Argentina y que fue nombrado “Mecanismo de Desarrollo Limpio” (“MDL”), convirtiéndose así en el primer proyecto de este tipo en el mundo. El proyecto de la refinería de La Plata, reduce las emisiones de Gases de Efecto Invernadero procedentes de los combustibles fósiles utilizados para el proceso de calentamiento reemplazando estos combustibles por gases de residuos que fueron previamente quemados en antorchas. El proyecto aumenta la eficiencia energética mediante la reducción de la demanda de fuel oil y gas natural, lo que significa una reducción de unas 200.000 toneladas de las emisiones anuales de dióxido de carbono. Durante septiembre 2011 la primera verificación de la reducción de las emisiones ha sido llevada a cabo y el 13 de septiembre de 2012 la “Unidad de gestión de procesos MDL” de Naciones Unidas confirma que la verificación fue satisfactoria (la transacción solicitada se ha completado con éxito) por 88.131 CERs;
para garantizar la aprobación del proyecto MDL, YPF desarrolló una nueva metodología que fue aprobada por las Naciones Unidas en 2007 bajo el nombre de AM0055 “Lineamientos de base y metodología de seguimiento para la recuperación y utilización de gases residuales en las instalaciones de la refinería”. Por el momento, cuatro proyectos en el mundo están siendo desarrollados aplicando esta metodología diseñada por YPF. Una inversión similar en la utilización del gas quemado está siendo realizada en la refinería de Luján de Cuyo. La documentación del proyecto fue validada por una entidad independiente acreditada y la registración con las Naciones Unidas fue obtenida en diciembre 2011. Durante 2012, el proyecto se encuentra en operación normal reduciendo las emisiones de CO2;
la verificación, por parte de un tercero, de un inventario de emisiones de CO2 en las operaciones de refinación y química de acuerdo a la norma ISO 14064. Dicho inventario viene siendo comprobado con éxito en el Complejo Industrial Ensenada desde 2008. En febrero de 2012 se completó el proceso de verificación de inventario de Gases Efecto Invernadero en las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo. En 2013 se planea una verificación de de inventario cuya finalización se estima para mayo 2013;

Nuestras estimaciones en cuanto a gastos e inversiones futuras se basan en la información disponible en la actualidad y en las leyes vigentes, y cualquier nueva información o futura modificación a las leyes o tecnología podría provocar una revisión de esas estimaciones. Por otra parte, aunque no esperamos que los gastos ambientales tengan un impacto considerable en los resultados de nuestras operaciones futuras, los cambios en los planes de negocios de la gerencia o en las leyes y reglamentaciones de Argentina podrían hacer que las inversiones comiencen a ser significativas en relación con nuestra situación patrimonial y podrían afectar el resultado de nuestras operaciones en cualquier año.

YPF Holdings — Operaciones en los Estados Unidos

Las leyes y reglamentaciones relacionadas con la salud y la calidad medioambiental en los Estados Unidos afectan las operaciones de YPF Holdings en los Estados Unidos. Véase “Marco regulatorio y relación con el Gobierno argentino—Regulaciones ambientales estadounidenses”.

En relación con la venta de Diamond Shamrock Chemicals Company (“Chemicals”) a una subsidiaria de Occidental Petroleum Corporation (“Occidental”) en 1986, Maxus Energy Corporation (¨Maxus¨) acordó indemnizar a Chemicals y a Occidental por determinadas obligaciones vinculadas con el negocio y las actividades de Chemicals anteriores a la fecha de cierre del 4 de septiembre de 1986 (la “Fecha de Cierre”), las que incluían ciertas obligaciones ambientales relacionadas con determinadas plantas petroquímicas y sitios para la disposición de residuos utilizados por Chemicals antes de la Fecha de Cierre.

Asimismo, de conformidad con el acuerdo por el que Maxus vendió Chemicals a Occidental (“1986 Stock Purchase Agreement”), Maxus está obligado a indemnizar a Chemicals y a Occidental por determinados costos medioambientales incurridos en proyectos que involucraban actividades de reparación relacionadas con plantas petroquímicas u otros bienes utilizados para llevar a cabo negocios de Chemicals a partir de la Fecha de Cierre y durante cualquier período de tiempo posterior a la Fecha de Cierre que se relacionen con, resulten o surjan de condiciones, acontecimientos o circunstancias descubiertas por Chemicals y sobre las que Chemicals informó en forma escrita antes del 4 de septiembre de 1996, independientemente de cuándo incurrió Chemicals en tales costos y los notificó.

Tierra Solutions Inc. (“Tierra”) se constituyó para afrontar los resultados de las obligaciones impuestas a Maxus, tal como se describen más arriba, que resulten de los actos o hechos que ocurrieron entre las décadas de 1940 y 1970 cuando Chemicals era controlada por otras compañías.

Véase “Información contable —Litigios - YPF Holdings” a continuación para obtener una descripción de las cuestiones ambientales relacionadas con YPF Holdings.

Operaciones offshore

Todas las áreas offshore en las que participamos, tienen en marcha un plan de gestión en Salud, Seguridad, Medio Ambiente y Comunidad (SSMC) para hacer frente a los riesgos asociados con el proyecto. Adicionalmente, todos los proyectos de perforación que operamos o en los que tenemos participación, cuentan con un Plan de Respuesta a Emergencias (PRE), incluyendo planes de respuesta para derrames de petróleo.

Los planes de gestión de SSMC incluyen Planes de Respuesta a Emergencias en caso de derrame o fugas de hidrocarburos, siendo estos Planes regularmente evaluados para comprobar si están adecuados según la información disponible y los últimos desarrollos técnicos. Revisamos nuestros planes de gestión de SSMC para nuestros proyectos de perforación con el objetivo de garantizar las medidas adecuadas a cada una de las fases del proyecto.

Neptune

Dentro del marco del Acuerdo de Operación Conjunta en Neptune, se requiere al operador mantener un plan de gestión SSMC basado en las reglas de Seguridad y Salud acordadas entre el operador y los no operadores. Como no operadores, somos responsables de revisar los sistemas de seguridad y cuidado del medioambiente llevados a cabo por el operador, para asegurar el cumplimiento del plan de gestión SSMC, aunque no tenemos control directo sobre las medidas tomadas por el operador en caso de ocurrencia de derrames o fugas. Se requiere al operador que informe por escrito a los no operadores, entre los cuales nos incluimos, en caso de ocurrencia de cualquier derrame que supere los 50 barriles, entre otros incidentes.

El plan de gestión de SSMC para Neptuno, el cual es gestionado por el Operador, incluye los siguientes elementos y procedimientos:

Sistema de apagado de emergencia (ESD)
Sistema de Detección de Incendios
Sistema de Detección de Gases Combustibles
Sistemas de Ventilación (mecánicos)
Sistemas de Contención de derrames/fugas.
Sistema de Venteo/Quemado
Sistema de Control de Pozos Submarinos
Refugio temporal
Escapes de Agua
Sistemas Críticos de Energía (incluida eléctrica, hidráulica y neumática)
Sistemas de Comunicación de Emergencia
Sistemas de lastre
Elevador de Componentes
Procedimientos Críticos
Procedimientos de Paradas de Emergencia (PPE)
Procedimientos de evacuación
Procedimientos contra incendios
Procedimientos para Operaciones de Helipuerto
Procedimientos para Respuestas de Emergencias

Adicionalmente, los procedimientos de Emergencia, Preparación y Respuesta incluyen equipos de trabajo que generalmente están disponibles las 24 horas del día, los 7 días de la semana convocándose en base al grado de la emergencia (1 a 7, siendo 1 la más baja), a través de una base de despachos de emergencia localizada en Londres. En base a lo anterior, el operador presenta los siguientes equipos de trabajo:

Equipo de Incendio y Seguridad (EIS) Respuesta en el lugar (Nivel 1 a 2). Proporciona la respuesta inicial en el lugar del accidente y la contención necesaria llevando a cabo tareas de evacuación, primeros auxilios, CPR, búsqueda y rescate.
Equipo de Manejo de Incidentes (EMI) - (Nivel 2 a 5): Proporciona soporte táctico y operativo en materia de SSMC, y también relacionado a la planificación y a la logística, además de soporte técnico. Un Centro de Gestión de Incidentes se inauguró dentro de las oficinas del operador en Houston. El EMI también tiene soporte de un equipo de perforación específica del Grupo de Perforación Internacional en caso de cualquier incidente durante las actividades de perforación y terminación.
Equipo de Manejo de Emergencias (EME) - (Nivel 3 a 5): Proporciona apoyo al EMI, con énfasis en las cuestiones estratégicas que afectan a los Activos, incluyendo la gestión de partes interesadas internas y externas, financieros, legales y suministrando apoyo a la comunicación. Un Centro para el Manejo de Emergencias de la EME se inauguró también dentro de las oficinas del operador en Houston.
Equipo de Manejo de Crisis (EMC) – (Nivel 5 a 7). Brinda apoyo al EME haciendo hincapié en cuestiones estratégicas relativas al operador, incluyendo la comunicación con las partes interesadas en niveles jerárquicos superiores.
Organización de Respuestas Externas: Es convocada para situaciones de gravedad elevada. Incluye grupos de respuesta del gobierno y respuestas de organizaciones sobre derrames de petróleo y consultores en situaciones de emergencia.

El plan de gestión SSMC es llevado a cabo por un contratista líder de servicios petroleros contratado por el operador, e incluye un plan de acción en el caso de derrame o fuga.

Activo fijo

La mayoría de nuestros bienes, compuestos por inversiones en activos que nos permiten y dan derecho a la exploración y explotación de reservas de petróleo crudo y gas natural, como así también refinerías, plantas de almacenamiento y transporte y estaciones de servicio, están ubicados en Argentina. Al 31 de diciembre de 2012 aproximadamente el 99,9% de nuestras reservas comprobadas se encontraban localizadas en la Argentina (ver adicionalmente Exploración y Producción). También poseemos bienes principalmente en los Estados Unidos. Véase “Información sobre la Emisora - Exploración y Producción – Principales Activos-”.

Existen varias clases de propiedades sobre las que no poseemos el dominio absoluto. Nuestros derechos de exploración y producción de hidrocarburos se basan en general en otorgamientos de concesiones soberanas. Luego del vencimiento de la concesión, nuestros activos de exploración y producción asociados con el bien en particular sujeto a la concesión correspondiente vuelven al gobierno. Asimismo, al 31 de diciembre de 2012, teníamos bajo locación estaciones de servicio de terceros como también actividades con estaciones de servicio que las cuales son propiedad de terceros y operadas por ellos bajo un contrato de suministro para la distribución de nuestros productos.

Seguros

El alcance y la cobertura de las pólizas de seguros y las obligaciones de indemnización analizados a continuación están sujetos a cambios y dichas políticas están sujetas a cancelación en determinadas circunstancias. Además, las disposiciones de indemnización de algunos de nuestros contratos de servicios de perforación, mantenimiento y otros servicios pueden estar sujetas a diferentes interpretaciones y la aplicación de dichas disposiciones puede verse limitada por las políticas públicas y otros factores. También podemos estar sujetos a posibles responsabilidades para las que no estamos asegurados o por encima de la cobertura de seguros, incluidas las responsabilidades que se explican en las secciones “Información clave sobre la Emisora - Factores de riesgo – Riesgos relacionados con la industria del petróleo y el gas en la Argentina y con nuestro negocio” - Nuestra cobertura de seguros podría no ser suficiente para atender todos los riesgos a los que estamos sujetos”, “Información clave sobre la Emisora – Factores de Riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo y el gas en la Argentina y con nuestro negocio - La industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a riesgos operativos y económicos particulares” y “Información clave sobre la Emisora – Factores de Riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo y el gas en la Argentina y con nuestro negocio - Podríamos incurrir en significativos costos y obligaciones vinculados a cuestiones ambientales, de salud y de seguridad”.

Operaciones en Argentina

Aseguramos nuestras operaciones contra los riesgos inherentes a la industria del petróleo y gas, incluida la pérdida o el daño a los bienes y nuestros equipos, incidentes de control de pozos, incidentes de pérdida de producción o ganancias, remoción de desechos, contaminación súbita y accidental, daños y limpieza y reclamos de terceros, incluidos daños personales y pérdida de la vida, entre otros riesgos de negocios. Nuestras pólizas de seguros suelen ser renovables anualmente y, por lo general, contienen límites, exclusiones y deducibles.

Nuestra póliza de seguro que cubre nuestras operaciones en Argentina proporciona cobertura de responsabilidad civil de hasta US$ 400 millones por siniestro, con un deducible de US$ 2 millones, en cada perdida. Ciertos tipos de siniestro, como la contaminación intencional y la contaminación gradual y progresiva, se excluyen de la cobertura de la póliza. La cobertura de la póliza se extiende al siniestro de control de pozos, que se define como un flujo no intencionado de fluido de perforación, petróleo, gas o agua del pozo que no puede ser contenido por el equipo en el lugar, al aumentar el peso del fluido de perforación o mediante la desviación de los fluidos en forma segura a la producción. Nuestra política establece la cobertura de responsabilidad civil de los reclamos correspondientes a la contaminación provocada por un evento de control de pozos que oscila entre US$ 75 millones para ciertas pérdidas onshore y un límite único máximo combinado de US$ 250 millones para las pérdidas offshore.

Nuestra póliza de seguro cubre también la pérdida física o el daño en relación con, por ejemplo, los bienes onshore y offshore de cualquier naturaleza o denominación (ya sea upstream o downstream), hasta US$ 1.000 millones por siniestro, con deducibles que varían entre US$ 1 millón y US$ 6,60 millones, incluida la pérdida de producción o ganancias con deducibles de 60 días para las operaciones downstream con un deducible mínimo de US$ 20 millones para las operaciones upstream.

La normativa argentina nos exige contratar con compañías de seguros especializadas (Aseguradoras de Riesgos de Trabajo - ART) un seguro que cubra el riesgo de lesiones personales y la pérdida de la vida de nuestros empleados. Nuestras pólizas de seguros cubren gastos médicos, pérdida de sueldos y pérdida de la vida, en las cantidades establecidas en la normativa aplicable. Estas disposiciones normativas se aplican también a todos nuestros contratistas.

Hemos adoptado una posición en los acuerdos celebrados con los contratistas que prestan servicios de perforación, servicios de pozos y otros servicios a nuestras operaciones de exploración y producción (“Acuerdos de servicios de E&P”), a partir de los cuales los contratistas son generalmente responsables de indemnizarnos en diversos grados por ciertos daños causados por su personal y bienes sobre la superficie de perforación. Del mismo modo, somos generalmente responsables en nuestros contratos de perforación de indemnizar a nuestros contratistas por los daños causados por nuestro personal y bienes sobre la superficie de perforación.

Por lo general, asumimos la responsabilidad de indemnizar a nuestros contratistas por cualquier pérdida o responsabilidad derivada de los daños causados debajo de la superficie, siempre que dichos daños debajo de la superficie no hayan sido causados por la negligencia del contratista, en cuyo caso el contratista será responsable hasta una cantidad limitada acordada por las partes en los Acuerdos de servicios de E&P.

Los Acuerdos de servicios de E&P suelen establecer que los contratistas son responsables de la contaminación incluidos los costos de limpieza y daños a terceros causados por encima de la superficie por el derrame de sustancias bajo su control, siempre que el daño haya sido causado por negligencia o dolo del contratista. En el caso de la contaminación producida por debajo de la superficie, los contratistas también suelen ser responsables de los daños causados por su negligencia o su conducta dolosa. Sin embargo, en este último caso los daños también se limitan por lo general a una cantidad acordada entre las partes en el Acuerdo de servicios de E&P.

También somos parte en varios joint ventures y proyectos que no son operados por nosotros. Las disposiciones contractuales, así como nuestras obligaciones derivadas de cada acuerdo, pueden variar. En algunos casos, la cobertura de seguro es proporcionada por la póliza de seguro suscrita por el operador, mientras que en otros, nuestros riesgos están cubiertos por una póliza de seguro que cubre nuestras operaciones en Argentina. Además, en determinados casos se puede contratar un seguro que cubra los daños o incidentes específicos que no están previstos en la póliza de seguro del operador. También mantenemos el riesgo de responsabilidad no indemnizada por el operador del yacimiento o del equipo de perforación en exceso de nuestra cobertura de seguros.

Con respecto a los contratos de prestación de servicios downstream, los contratistas son generalmente responsables de los daños a su propio personal y de los causados por ellos a terceros y por lo general nos indemnizan por los daños en los equipos. Normalmente se incluye una disposición de exención de responsabilidad mutua por daños indirectos tales como aquellos resultantes de la pérdida de uso o pérdida de ganancias.

Operaciones en el Golfo de México

En la actualidad, nuestras operaciones en el Golfo de México sólo incluyen nuestra participación efectiva en la explotación del 15%, a través de nuestra subsidiaria Maxus U.S. Exploration Company, en el yacimiento Neptuno, que es operado por BHP Billiton. Nuestras operaciones en el Golfo de México están aseguradas en virtud de una póliza similar a la descripta anteriormente para nuestras propiedades en Argentina, con ciertas diferencias que se analizan a continuación.

La póliza de seguro de nuestras operaciones en el Golfo de México ofrece cobertura para daños a la propiedad, gastos adicionales del operador, pérdida de producción y responsabilidad civil, sujeta a ciertas exclusiones habituales, tales como daños a la propiedad resultantes del desgaste y deterioro gradual. Se aplican los siguientes límites y deducibles a nuestra cobertura de seguros:

La pérdida física o daño a propiedades y equipos propios se limita a US$ 772 millones (100%), con deducibles que oscilan entre US$ 0,75 millones (100%) y US$ 1,25 millones (100%) y US$ 10 millones (100%) en relación con los huracanes (tormentas de viento);
La pérdida de producción está cubierta hasta un límite de US$ 38.7 millones (15%) con un deducible de 60 días de producción (90 días en relación con huracanes tormentas de viento-);
La cobertura para gastos adicionales del operador está sujeta a un límite de US$ 250 millones (100%) por incidente, con un deducible de US$ 1 millón (100%) (US$ 10 millones (100%) con respecto a los incidentes relacionados con huracanes - tormentas de viento-). Nuestro seguro de control de pozos cubre principalmente los gastos incurridos a causa de poner o intentar poner bajo control un pozo que está fuera de control o la extinción del incendio en un pozo, incluido, por ejemplo, el valor de los materiales y suministros consumidos en la operación, alquiler de equipos, honorarios de las personas, empresas o corporaciones especializadas en combatir incendios y/o el control de los pozos, incendio intencional de pozos y costo de perforación del o de los pozos de alivio necesarios para poner el o los pozos bajo control o extinguir el fuego y excluye lesiones personales, daños a la propiedad de terceros y pérdida del pozo (salvo en el caso de ciertos gastos incurridos en una nueva perforación y/o terminación como consecuencia del acontecimiento). A los efectos de este seguro, se considerará que un pozo está fuera de control sólo cuando existe un flujo no deseado desde el pozo de fluidos de perforación, petróleo, gas o agua (1) que no puede de inmediato (a) detenerse mediante el uso de equipos en el lugar y/o la válvula de prevención de explosiones, estranguladores u otros equipos, o (b) detenerse mediante el aumento del peso en volumen de fluido de perforación o mediante el uso de otros materiales de acondicionamiento en el pozo, o (c) desviarse con seguridad a la producción, o (2) el flujo es considerado fuera de control por la autoridad reguladora correspondiente.
La cobertura de responsabilidad civil de terceros derivada de daños personales o pérdida de la vida, que se extiende a nuestros empleados, contratistas y terceros no vinculados, está sujeta a un límite de US$ 333.33 millones (100% por incidente), con un deducible de US$ 5.000 (100%).

De acuerdo con los procedimientos aplicables al consorcio del yacimiento Neptuno, su operador deberá utilizar sus mejores esfuerzos para exigir a los contratistas que contraten una cobertura de seguros de indemnización laboral, responsabilidad de los empleadores, responsabilidad general comercial y responsabilidad automotor. Según nuestro conocimiento, basado únicamente en las consultas efectuadas al operador, esta póliza es aplicable a todos los contratos y la mayoría de los contratistas cuentan con dicho seguro. Los Contratistas que proporcionan aeronaves y embarcaciones están obligados a proporcionar una cobertura de seguros adicional correspondiente a esta actividad. Además, nuestra propia póliza de seguro cubre los riesgos de pérdida o daños físicos producidos como consecuencia de la negligencia de un contratista de suministros y equipos de todo tipo y descripción relacionados con nuestras operaciones, incluidos, entre otros, materiales, equipos, maquinaria, accesorios y consumibles, en cada caso según lo definido en el contrato de seguro y con los deducibles y las exclusiones previstas por éste. El consorcio o el operador, según corresponda, es responsable de indemnizar a un contratista por daños y perjuicios causados por su personal y bienes. El operador o el consorcio, según corresponda, también es responsable de indemnizar a los contratistas por determinadas pérdidas y pasivos resultantes de la contaminación.

Marco Regulatorio y relación con el Gobierno Nacional Argentino

Panorama general. La industria del petróleo y del gas en la Argentina ha estado y actualmente se encuentra sujeta a determinadas políticas y reglamentaciones que han dado lugar a precios internos regulados más bajos que los precios prevalecientes en el mercado internacional, regulaciones a la exportación, requerimientos de abastecimiento al mercado local que nos requieren redireccionar nuestros suministros a los mercados industriales o de exportación para aplicarlos a satisfacer la demanda de los consumidores locales, y derechos aduaneros sobre la exportación incrementales sobre los volúmenes de hidrocarburos que se permite exportar. El gobierno argentino implementó estas regulaciones de precios y exportaciones y políticas impositivas en un esfuerzo por satisfacer la creciente demanda del mercado local.

La industria de los hidrocarburos en la Argentina se encuentra regulada por la Ley Nº 17.319, mencionada precedentemente como la “Ley de Hidrocarburos”, la cual fue dictada en el año 1967 y modificada por la Ley Nº 26.197 en 2007, la cual complementó la estructura legal para la exploración y producción de hidrocarburos, y por la Ley Nº 24.076, denominada como “Ley de Gas Natural”, dictada en 1992, la cual estableció la base para la desregulación de las industrias de transporte y distribución de gas natural.

El Poder Ejecutivo emite reglamentaciones para complementar estas leyes. El marco regulatorio de la Ley de Hidrocarburos se creó sobre la presunción de que los reservorios de hidrocarburos serían bienes del dominio público y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado, nuestra predecesora, lideraría la industria de los hidrocarburos y operaría bajo un marco diferente al de las compañías privadas. En 1992, la Ley Nº 24.145, denominada como Ley de Privatización, privatizó nuestra compañía y dispuso la transferencia de reservorios de hidrocarburos del gobierno argentino a las provincias, con sujeción a los derechos existentes de los tenedores de permisos de exploración y concesiones de explotación.

La Ley de Privatización nos otorgó 24 permisos de exploración cubriendo aproximadamente 132.735 km² y 50 concesiones de explotación cubriendo aproximadamente 32.560 km². La Ley de Hidrocarburos limita a cinco el número de concesiones que pueden ser otorgadas a una entidad cualquiera y también limita el área total de permisos de exploración que puede ser otorgada a una sola entidad. Sobre la base de nuestra interpretación de la ley, nosotros quedamos exentos de ese límite con relación a los permisos de exploración y concesiones de explotación que nos fueron otorgados por la Ley de Privatización. No obstante ello, la Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos, aplicando una interpretación restrictiva de los Artículos 25 y 34 de la Ley de Hidrocarburos, ha impugnado el otorgamiento de nuevos permisos de exploración y concesiones de explotación en los que nosotros tengamos una participación del 100%. Como resultado, nuestra capacidad de adquirir el 100% de nuevos permisos de exploración y/o concesiones de explotación ha sido obstaculizada, aunque esta interpretación no ha limitado nuestra capacidad para adquirir permisos o concesiones donde se otorga también participación a otras partes. Como consecuencia de la transferencia de la propiedad de determinadas áreas de hidrocarburos a las provincias, participamos en rondas de licitación competitivas organizadas desde el año 2000 por varios gobiernos provinciales para el otorgamiento de contratos para la exploración de hidrocarburos.

En octubre de 2004, el Congreso Argentino dictó la Ley Nº 25.943 creando una nueva compañía energética de propiedad estatal, Energía Argentina S.A., denominada como “ENARSA”. El objeto societario de ENARSA es la exploración y explotación de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, el transporte, el almacenamiento, la distribución, comercialización e industrialización de esos productos, así como también el transporte y la distribución de gas natural y la generación, transporte, distribución y venta de electricidad. Además, la Ley Nº 25.943 otorgó a ENARSA todas las concesiones de exploración con respecto a las áreas offshore ubicadas más allá de 12 millas náuticas desde la línea costera hasta el límite exterior de la plataforma continental que estaban vacantes al momento de entrada en vigencia de esta ley, es decir, el 3 de noviembre de 2004.

Además, en octubre de 2006, la Ley Nº 26.154 creó un régimen de incentivos impositivos dirigidos a alentar la exploración de hidrocarburos y que se aplica a los nuevos permisos de exploración otorgados con respecto a las zonas offshore otorgadas a ENARSA y aquellas sobre las cuales no se han otorgado derechos a terceros en virtud de la Ley de Hidrocarburos, siempre que las provincias en las cuales estuvieron ubicados los reservorios de hidrocarburos adhieran a ese régimen. Asociarse con ENARSA es una condición previa para gozar de los beneficios que brinda el régimen creado por la Ley Nº 26.154. Los beneficios incluyen: el reintegro anticipado del impuesto al valor agregado por las inversiones hechas y los gastos incurridos durante el período de exploración y por las inversiones hechas dentro del período de producción, la amortización acelerada de las inversiones hechas en período de exploración y el reconocimiento acelerado de los gastos en conexión con la producción a lo largo de un período de tres años en vez de a lo largo de la duración de la producción, y exenciones al pago de derechos de importación por activos de capital no fabricados dentro de la Argentina. A la fecha de este prospecto no hemos usado los incentivos impositivos previamente mencionados.

La propiedad de las reservas de hidrocarburos fue transferida a las provincias a través del dictado de las siguientes disposiciones legales que efectivamente modificaron la Ley de Hidrocarburos:

En 1992, la Ley de Privatización aprobó la transferencia del derecho de dominio sobre las reservas de hidrocarburos a las provincias en que aquellas están ubicadas. Sin embargo, esta ley establecía que la transferencia estaba condicionada al dictado de una ley que modificara la Ley de Hidrocarburos para contemplar la privatización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado.
En octubre de 1994, se reformó la Constitución de la Nación Argentina, en virtud de lo cual el Artículo 124 otorgó a las provincias el control primario de los recursos naturales ubicados dentro de sus territorios.
En agosto de 2003 el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 546/03 transfirió a las provincias el derecho de otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos en determinadas ubicaciones designadas como “áreas de transferencia”, así como también en otras áreas designadas por las autoridades provinciales competentes.
En enero de 2007 la Ley Nº 26.197 reconoció el derecho de propiedad de las provincias sobre los reservorios de hidrocarburos de acuerdo con el Artículo 124 de la Constitución de la Nación Argentina (incluyendo reservorios respecto de los cuales se habían otorgado concesiones con anterioridad a 1994) y le otorgó a las provincias el derecho de administrar esos reservorios.

La Ley de Expropiación

El 3 de mayo de 2012, la Ley de Expropiación fue aprobada por el Congreso argentino y el 7 de mayo, se publicó en el Boletín Oficial de la República de Argentina. La mencionada ley declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.

El artículo 3 de la Ley de Expropiación establece que los principios de la política de hidrocarburos de la República de Argentina son los siguientes:

a) La promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y regiones;

b) La conversión de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su explotación y la restitución de reservas;

c) La integración del capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales;

d) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo;

e) La incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en la República Argentina con ese objeto;

f) La promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado;

g) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos;

h) La obtención de saldos de hidrocarburos exportables para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras.

De acuerdo al artículo 2 de la Ley de Expropiación, el Poder Ejecutivo Nacional, en su calidad de autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas conducentes al cumplimiento de los fines de dicha ley con el concurso de los Estados provinciales y del capital público y privado, nacional e internacional.

Creación del Consejo Federal de Hidrocarburos

El artículo 4 de la Ley de Expropiación crea el Consejo Federal de Hidrocarburos, el que se integrará con la participación de a) El Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social y el Ministerio de Industria, a través de sus respectivos titulares y b) Las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a través de los representantes que cada una de ellas designen. De acuerdo al artículo 5, son funciones del Consejo Federal de Hidrocarburos las siguientes: a) Promover la actuación coordinada del Estado nacional y los Estados provinciales, a fin de garantizar el cumplimiento de los objetivos de la presente; b) Expedirse sobre toda otra cuestión vinculada al cumplimiento de los objetivos de la presente ley y a la fijación de la política hidrocarburífera de la República Argentina, que el Poder Ejecutivo Nacional someta a su consideración.

Expropiación de las acciones de propiedad de Repsol YPF

Con el propósito de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF Sociedad Anónima representado por igual porcentaje de las acciones Clase D de dicha empresa, pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación, las cuales fueron declaradas de utilidad pública, serán distribuidas del siguiente modo: el cincuenta y un por ciento (51%) pertenecerá al Estado nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. Asimismo, la Ley de Expropiación establece la expropiación del cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de Repsol YPF GAS S.A. representado por el sesenta por ciento (60%) de las acciones Clase A de dicha empresa, pertenecientes a Repsol Butano S.A., sus controlantes o controladas.

A la fecha de emisión de este documento la transferencia de las acciones sujetas a expropiación entre el Estado Nacional y las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos se encontraba pendiente. De acuerdo al artículo 8 de la Ley de Expropiación, la distribución de las acciones entre las provincias deberá realizarse en forma equitativa, teniendo asimismo en cuenta para tal fin los niveles de producción de hidrocarburos y de reservas comprobadas de cada una de ellas.

A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. La cesión de los derechos políticos y económicos de las acciones sujetas a expropiación, que efectúe el Estado nacional a favor de los Estados provinciales integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos, contemplará el ejercicio de los derechos accionarios correspondientes a ellas en forma unificada por el plazo mínimo de cincuenta (50) años a través de un pacto de sindicación de acciones.

Cualquier transferencia posterior de las acciones sujetas a expropiación se encuentra prohibida sin la autorización del Congreso de la Nación con el voto de las dos terceras partes de sus miembros.

De acuerdo al artículo 9 de la Ley de Expropiación, la designación de los Directores de YPF que corresponda nominar en representación de las acciones sujetas a expropiación deberá ser completada considerando la proporción de las tenencias del Estado nacional, de los Estados provinciales y un Director en representación de los trabajadores de la empresa.

La gestión de los derechos accionarios correspondientes a las acciones sujetas a expropiación, por parte del Estado nacional y las provincias, se efectuará con arreglo a los siguientes principios: a) La contribución estratégica de YPF Sociedad Anónima al cumplimiento de los objetivos de la Ley de Expropiación; b) La administración de YPF Sociedad Anónima conforme a las mejores prácticas de la industria y del gobierno corporativo, preservando los intereses de sus accionistas y generando valor para ellos; y c) El gerenciamiento de YPF S.A. a través de una gestión profesionalizada.

Intervención

De conformidad con el artículo 14 de la Ley de Expropiación, el Poder Ejecutivo Nacional y el Interventor de YPF y Repsol YPF Gas SA estaban facultados para adoptar todas las medidas necesarias, hasta que el control de YPF y Repsol YPF Gas SA fuera asumido por sus nuevos respectivos administradores, que para YPF, ocurrió el 4 de junio de 2012.

Naturaleza jurídica de la Compañía

YPF continuará operando como sociedad anónima abierta, en los términos del Capítulo II, Sección V, de la Ley 19.550 y normas concordantes, no siéndole aplicable legislación o normativa administrativa alguna que reglamente la administración, gestión y control de las empresas o entidades en las que el Estado nacional o los Estados provinciales tengan participación.

De acuerdo al artículo 17 de la Ley de Expropiación, con el fin de cumplir con su objeto y los fines de dicha ley, YPF acudirá a fuentes de financiamiento externas e internas y a la concertación de asociaciones estratégicas, joint ventures, uniones transitorias de empresas y todo tipo de acuerdos de asociación y colaboración empresaria con otras empresas públicas, privadas o mixtas, nacionales o extranjeras.

Decreto No. 530/12

En relación con la Ley de Expropiación, el Decreto N º 530/12 del Poder Ejecutivo Nacional, estableció la intervención temporal de YPF por un período de treinta días el cual fue extendido por el Decreto 732/2012 hasta nuestra Asamblea de Accionistas, llevada a cabo el 4 de junio de 2012, con el fin de asegurar la continuidad de la empresa, la preservación de sus activos y de su patrimonio, el abastecimiento de combustibles, garantizar la cobertura de las necesidades del país y el cumplimiento de los objetivos de la Ley de Expropiación. De conformidad con el artículo 3 del Decreto 530, Julio De Vido tendrá las facultades que el Estatuto de YPF S.A. confiere al Directorio y/o al Presidente de la empresa. El 7 de mayo del 2012 a través del Decreto 676/2012 del Poder Ejecutivo Nacional, el Sr. Miguel Matías Galuccio fue nombrado Gerente General de la Compañía por el plazo que dure la intervención. En nuestra Asamblea General de Accionistas que se celebró el 4 de junio de 2012, nuestros accionistas designaron los nuevos miembros de nuestro Directorio. Véase “Directores, Gerencia de Primera Línea y Empleados”

La Ley Nº 26.197

La Ley Nº 26.197, que modificó la Ley de Hidrocarburos, transfirió a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires la propiedad sobre todos los reservorios de hidrocarburos ubicados dentro de sus territorios y en los mares adyacentes hasta 12 millas náuticas desde la costa. La Ley Nº 26.197 también dispone que los reservorios de hidrocarburos ubicados más allá de las 12 millas náuticas desde la costa hacia el límite exterior de la plataforma continental permanezcan dentro de la propiedad del gobierno argentino.

De acuerdo con la Ley Nº 26.197, el Congreso de la Nación continuará dictando leyes y reglamentaciones para desarrollar los recursos de hidrocarburos existentes dentro de todo el territorio argentino (incluyendo su mar), pero los gobiernos de las provincias donde están ubicados los reservorios de hidrocarburos serán responsables del cumplimiento de esas leyes y reglamentaciones, la administración de los yacimientos de hidrocarburos y actuarán como autoridades otorgantes de permisos de exploración y concesiones explotación. Sin embargo, las facultades administrativas otorgadas a las provincias serán ejercidas dentro del marco de la Ley de Hidrocarburos y las reglamentaciones que la complementan.

Por consiguiente, aun cuando la Ley Nº 26.197 estableció que las provincias serán responsables de la administración de los yacimientos de hidrocarburos, el Congreso de la Nación Argentina retuvo su facultad de emitir normas y regulaciones concernientes al marco legal de los hidrocarburos. Además, el gobierno argentino retuvo la facultad de determinar la política energética nacional.

Se indica expresamente que la transferencia no afectará los derechos y las obligaciones de los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación ni la base para el cálculo de regalías, las cuales se calcularán de acuerdo con el título de concesión y pagadas a la provincia donde están ubicados los reservorios.

La Ley Nº 26.197 dispone que el gobierno argentino retiene la facultad de otorgar concesiones de transporte para: (i) concesiones de transporte ubicadas dentro del territorio de dos o más provincias y (ii) concesiones de transporte que tengan como destino directo la exportación de hidrocarburos. Consiguientemente, las concesiones de transporte que están ubicadas dentro del territorio de una sola provincia y que no están conectadas con instalaciones de exportación, son transferidas a las provincias.

Finalmente, la Ley Nº 26.197 otorga las siguientes facultades a las provincias: (i) el ejercicio en forma total e independiente de todas las actividades relacionadas con la supervisión y el control de los permisos de exploración y concesiones de explotación transferidos por la Ley Nº 26.197, (ii) la ejecución y cumplimiento de todas las obligaciones legales y/o contractuales relacionadas con inversiones, información y producción racional y canon y pago de regalías, (iii) la prórroga de plazos legales y/o contractuales, (iv) la aplicación de sanciones establecidas en la Ley de Hidrocarburos y (v) todas las demás facultades relacionadas con el poder otorgado por la Ley de Hidrocarburos.

Decreto No. 1277/12

El Decreto N° 1277/12 derogó las principales previsiones sobre la libre disponibilidad de los hidrocarburos que figuran específicamente en el capítulo 5 inciso d) y capítulos 13, 14 y 15 del Decreto N° 1055/89, capítulos 1, 6 y 9 del Decreto N° 1212/89 y los capítulos 3 y 5 del Decreto N° 1589/89. El Decreto N° 1277/12, reglamentario de la Ley N° 26.741, aprobó el ¨Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina¨.

Esta reglamentación crea la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la ¨Comisión¨), la cual se encuentra integrada con representantes de la Secretaría de Política Económica y Planificación del Desarrollo, Secretaría de Energía y la Secretaría de Comercio Interior. Esta Comisión se encarga de realizar anualmente el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Según el artículo 6 del Anexo I, dicho plan será diseñado a partir de una evaluación completa e integral del Sector de Hidrocarburos de la Argentina y establecerá los criterios y los objetivos deseables en materia de inversiones en exploración, explotación, refinación , transporte y comercialización de hidrocarburos.

El Decreto N º 1277/12 requiere a cada compañía que realiza actividades de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos a suministrar a la Comisión toda la información técnica requerida. La Comisión también es responsable del Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas en el que todas las compañías que realizan las actividades de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización deben registrarse. Todas estas compañías también tendrán que presentar un plan anual de inversiones ante el Registro.

En cuanto a la industria de Refino, el Decreto N° 1277/12 le brinda a la Comisión la facultad de regular el porcentaje mínimo de refinación primaria y secundaria. También tiene la posibilidad de adoptar medidas de promoción y de coordinación, con el objetivo de garantizar el desarrollo de la capacidad de procesamiento local de acuerdo con las metas establecidas en el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburos.

Con respecto a la comercialización, la Comisión tiene derecho a publicar los precios de referencia de los costos y los precios de venta de los hidrocarburos y combustibles, los cuales deben permitir cubrir los costos de producción y obtener un margen de beneficio razonable. Asimismo, la Comisión tiene que revisar periódicamente la razonabilidad de los costos informados y de los precios de venta, con derecho a adoptar las medidas necesarias para prevenir o corregir prácticas distorsivas que puedan afectar a los intereses de los consumidores en cuanto a precio, calidad y disponibilidad de los combustibles.

Emergencia pública

El 6 de enero de 2002 el Congreso de la Argentina dictó la Ley de Emergencia Pública, que representó un profundo cambio del modelo económico vigente hasta esa fecha, y derogó la Ley de Convertibilidad que había estado vigente desde 1991 y había atado el peso al dólar en una paridad uno a uno. Además, la Ley de Emergencia Pública otorgaba al Poder Ejecutivo del gobierno argentino la facultad de dictar todas las reglamentaciones necesarias con el fin de superar la crisis económica en la que la Argentina se encontraba inmersa. La situación de emergencia declarada por la Ley 25.561 ha sido extendida hasta el 31 de diciembre de 2013 por la ley 26.729. El Poder Ejecutivo Nacional está autorizado para ejercer los poderes delegados por la ley 25.561 hasta la fecha indicada.

Las siguientes son las medidas más significativas dictadas desde la sanción de la Ley de Emergencia Pública hasta la fecha en la Argentina para superar la crisis económica:

Conversión a pesos de (i) todos los fondos depositados en entidades financieras a una tasa de cambio de Ps. 1,40 por cada dólar y (ii) todas las obligaciones (por ej., préstamos) con entidades financieras denominadas en moneda extranjera y regidas por la ley argentina a una tasa de cambio de Ps. 1,00 por cada US$ 1,00. Los depósitos y obligaciones convertidos en pesos serían de allí en adelante ajustados por un índice de estabilidad de referencia, denominado el Coeficiente de Estabilidad de Referencia (“CER”), publicado por el Banco Central. Las obligaciones regidas por el derecho no argentino no han sido convertidas a pesos bajo las nuevas leyes. Casi la totalidad de nuestra deuda denominada en dólares está regida por el derecho extranjero.
Conversión a pesos a una tasa de cambio de Ps. 1,00 por cada US$ 1,00 de todas las obligaciones entre partes privadas pendientes al 6 de enero de 2002 regidas por la ley argentina y pagaderas en moneda extranjera. Las obligaciones así convertidas en pesos serían ajustadas a través del índice CER, según se explicó en el párrafo anterior. En el caso de obligaciones no financieras, si como resultado de la conversión obligatoria a pesos el valor intrínseco resultante de los bienes o servicios que fueren el objeto de la obligación fuese mayor o menor que su precio expresado en pesos, cualquiera de las partes podrá pedir el ajuste equitativo del precio. Si éstas no pudieren ponerse de acuerdo sobre ese ajuste equitativo del precio, cualquiera de las partes podrá recurrir a los tribunales. El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 689/02 estableció una excepción a la Ley de Emergencia Pública y sus reglamentaciones, estableciendo que los precios de los contratos de compraventa y transporte de gas natural de largo plazo destinados a la exportación celebrados previo al dictado del Decreto 689 y denominados en dólares no serán convertidos a pesos (Ps. 1,00 por cada US$ 1.00).
Conversión a pesos a una tasa de cambio de Ps. 1,00 por cada US$ 1.00 de todas las tarifas de servicios públicos, la eliminación del ajuste de tarifas por índices extranjeros tales como el Índice de Precios de Compra (PPI por sus siglas en inglés)/ Índice de Precios al Consumidor (CPI por sus siglas en inglés), y la imposición de un período de renegociación con las autoridades gubernamentales de allí en adelante.
Imposición de derechos de exportación de hidrocarburos, instruyendo al Poder Ejecutivo del gobierno argentino a la determinación de la alícuota correspondiente a los mismos. La aplicación de estos derechos de exportación han sido extendidos hasta enero de 2017 por la ley 26.732. Véase también “Información adicional - Carga tributaria” más adelante.

Exploración y producción

La Ley de Hidrocarburos establece el marco legal básico para la regulación de la exploración y producción de hidrocarburos en Argentina. La Ley de Hidrocarburos faculta al Poder Ejecutivo del gobierno argentino a crear una política nacional para el desarrollo de las reservas de hidrocarburos de la Argentina, con el principal objetivo de satisfacer la demanda doméstica.

En virtud de la Ley de Hidrocarburos, la exploración y explotación de petróleo y gas se lleva a cabo a través de permisos de exploración, concesiones de explotación, contratos de explotación o acuerdos de asociación. La Ley de Hidrocarburos permite también el reconocimiento superficial del territorio no cubierto por permisos de exploración o concesiones de explotación, con autorización de la Secretaría de Energía y/o de la autoridad provincial competente, según lo determinado por la Ley Nº 26.197, y con el permiso del propietario de la propiedad privada. La información obtenida como resultado del reconocimiento superficial debe ser dada a la Secretaría de Energía y/o a la autoridad provincial competente, quienes no podrán revelar esta información por un plazo de dos años sin el permiso de la parte que llevó a cabo el reconocimiento, salvo en conexión con el otorgamiento de permisos de exploración o concesiones de explotación.

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, las autoridades federales y/o las autoridades provinciales competentes, según corresponda, pueden otorgar permisos de exploración a través de licitaciones públicas. Los permisos otorgados a terceros en conexión con el proceso de desregulación y desmonopolización se otorgaron de acuerdo con los procedimientos detallados en los Decretos del Poder Ejecutivo Nº 1055/89, Nº 1212/89 y Nº 1589/89 (los “Decretos de Desregulación del Petróleo”). Asimismo, mediante la Ley de Privatización se nos otorgaron los permisos de exploración sobre áreas en las que estaba operando nuestra empresa predecesora, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad de Estado, a la fecha de sanción de dicha ley. En 1991, el Poder Ejecutivo Nacional creó un programa bajo la Ley de Hidrocarburos (conocido como el Plan Argentina) en virtud del cual se licitaban permisos de exploración. El titular de un permiso de exploración tiene el derecho exclusivo de realizar las operaciones necesarias o adecuadas para la exploración de hidrocarburos dentro del área determinada por el permiso. Cada permiso de exploración puede cubrir solo áreas no comprobadas que no excedan los 10.000 km² (15.000 km² offshore), y puede tener un plazo de hasta 14 años (17 años para la exploración offshore). El plazo de 14 años está dividido en tres períodos básicos y un período de prórroga. El primer período básico es de hasta cuatro años, el segundo período básico es de hasta tres años, el tercer período básico es de hasta dos años y el período de prórroga es de hasta cinco años. A la finalización de cada uno de los primeros dos períodos básicos, las áreas cubiertas por el permiso se reducen, como mínimo, al 50% de las áreas restantes cubiertas por el permiso, y el titular del permiso puede decidir qué parte del área conserva. A la finalización de los tres períodos básicos, el titular del permiso debe devolver toda el área remanente al gobierno argentino, a menos que el titular solicite un período de prórroga, en cuyo caso ese otorgamiento es limitado al 50 % del área restante.

Si el titular de un permiso de exploración descubre cantidades comercialmente explotables de petróleo o de gas, tiene el derecho de obtener una concesión exclusiva para la producción y explotación de esos hidrocarburos. La Ley de Hidrocarburos establece que las concesiones de explotación de hidrocarburos tendrán vigencia durante 25 años desde la fecha del otorgamiento de la concesión de explotación, con más el lapso no transcurrido del permiso de exploración. La Ley de Hidrocarburos establece además que el período de concesión pueda ser prorrogado por hasta 10 años adicionales, con sujeción a que los términos y condiciones sean aprobados por la autoridad concedente al momento de la prórroga (Véase “Información sobre la Emisora-Exploración y Producción-Principales Activos”). Según la Ley Nº 26.197, la facultad para prorrogar los plazos de permisos y concesiones de explotación existentes y nuevos ha sido conferida a los gobiernos de las provincias en las cuales se encuentra ubicado el bloque pertinente (y al gobierno argentino con respecto a los bloques offshore más allá de las 12 millas náuticas). A efectos de estar habilitado para obtener la prórroga de una concesión de explotación, un concesionario, tal como nosotros, debe haber cumplido con todas sus obligaciones bajo la Ley de Hidrocarburos, incluyendo, aunque no limitado al pago de impuestos y regalías y el cumplimiento de obligaciones ambientales, de inversión y de desarrollo. Luego del vencimiento del período de prórroga de 10 años de las concesiones actuales, las provincias tienen el derecho de otorgar nuevas concesiones o contratos con respecto a los bloques pertinentes.

Una concesión de explotación también otorga al titular el derecho de realizar todas las actividades necesarias o adecuadas para la producción de hidrocarburos, siempre que esas actividades no interfieran con las actividades de otros titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación. Una concesión de explotación da derecho al titular a obtener una concesión de transporte a efectos de evacuar los hidrocarburos producidos en el área. Véase “Información sobre la Emisora - Transporte de Hidrocarburos Líquidos” más adelante.

Los permisos de exploración y las concesiones de explotación establecen la obligación de los titulares de llevar a cabo todos los trabajos que les correspondan por la Ley de Hidrocarburos, observando las técnicas más adecuadas y eficientes, y de hacer las inversiones comprometidas. Además, los titulares deben:

Evitar daños a los yacimientos de hidrocarburos y el desperdicio de hidrocarburos;
Adoptar medidas adecuadas para evitar accidentes y daños a las actividades agrícolas, a la industria pesquera, a las redes de comunicación y a los mantos de agua que se hallaren durante la perforación; y
Cumplir con todas las leyes y reglamentaciones federales, provinciales y municipales aplicables.

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, los titulares de concesiones de explotación, incluyéndonos a nosotros, también deben pagar regalías a la provincia donde se realiza la producción. Se paga una regalía del 12%, y un adicional de 3% en ciertas concesiones cuyo plazo de vencimiento ha sido extendido (véase ¨ Acuerdos de Extensión de Concesiones en la provincia del Neuquén” y “Acuerdo de Extensión de Concesiones en Mendoza” y “Extensión de Concesión en la provincia de Santa Cruz”), sobre el valor a boca de pozo (igual al precio donde el producto es entregado, menos costos de transporte, y tratamiento y otras deducciones) de la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados. Sin perjuicio de lo anterior, en la extensión que comprende nuestras concesiones en Santa Cruz, acordamos una regalía del 10% (en lugar del 12%) para los hidrocarburos no convencionales. El valor se calcula en base al volumen y precio de venta del petróleo crudo y el gas producido, menos los costos de transporte y almacenamiento. Además, en conformidad con la Resolución S.E. 435/04 emitida por la Secretaría de Energía de Argentina, si un concesionario asigna producción de crudo para llevar a cabo procesos industriales en sus plantas, el mismo concesionario deberá acordar con las autoridades provinciales, o en su caso la Secretaría de Energía de Argentina, el precio de referencia a utilizar para el cálculo de las regalías.

Considerando, entre otras cosas, que como resultado de la Resolución del Ministerio de Economía y Producción N° 394/07, que elevó los derechos de exportación sobre ciertos hidrocarburos, compañías argentinas comenzaron a negociar el precio del petróleo crudo en el mercado doméstico, el cual después sería usado como base para el cálculo de regalías. En enero de 2013, el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas emitió la Resolución 1/13, modificando el Anexo I de la Resolución 394/07 del Ministerio de Economía y Producción, estableciendo así un nuevo precio de referencia para el petróleo crudo (70 U$S por barril), entre otros productos.

Adicionalmente, la Ley de Emergencia Pública, la cual creó las retenciones a las exportaciones, estableció que éstas no serían deducidas del precio de exportación a los fines de calcular las regalías del 12%. El gasto de regalías incurrido en la Argentina se contabiliza como un costo de producción (como se detalla en “Exploración y Producción- Producción de petróleo y gas. Precios y costos de producción”). De acuerdo a la Ley de Hidrocarburos, cualquier hidrocarburo producido por el titular de un permiso de exploración antes del otorgamiento de una concesión de explotación está sujeto al pago del 15% por regalías.

Además, en virtud de los Artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual por cada kilómetro cuadrado o fracción del área del permiso o la concesión y que varía dependiendo de la fase de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del permiso de exploración. Adicionalmente, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1454/07, de fecha 17 de octubre de 2007, aumentó el monto del canon de exploración y explotación expresadas en pesos argentinos que son pagaderos a las provincias en las cuales están ubicados los yacimientos de hidrocarburos o, en el caso de campos offshore y otros campos determinados, al gobierno argentino.

Los permisos de exploración y las concesiones de explotación o de transporte pueden caducar ante cualquiera de los siguientes hechos:

Falta de pago de una anualidad del canon respectivo dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento,
Falta de pago de regalías dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento,
Incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversión, trabajo o ventajas especiales,
Por trasgresión reiterada del deber de proporcionar la información exigible, de facilitar las inspecciones de la autoridad de aplicación correspondiente o de observar las técnicas adecuadas en la realización de los trabajos,
En el caso de permisos de exploración, la falta de solicitud de la concesión de explotación dentro de los 30 días de determinada la existencia de cantidades comercialmente explotables de hidrocarburos,
La quiebra del titular del permiso o concesión,
El fallecimiento o la finalización de la existencia legal del titular del permiso o concesión, o
Si no se transportare hidrocarburos para terceros sobre una base no discriminatoria o la violación reiterada de las tarifas autorizadas para ese transporte.

La Ley de Hidrocarburos establece además que, de manera previa a la declaración de caducidad, la autoridad de aplicación deberá otorgar al concesionario que hubiere incumplido, un período para la subsanación de la infracción que será determinado por la Secretaría de Energía y/o las autoridades provinciales competentes.

Cuando una concesión venciere o concluyere, todos los pozos de hidrocarburos, el equipo de operación y mantenimiento y las instalaciones pasarán automáticamente a la provincia donde el reservorio está ubicado o al gobierno argentino en el caso de reservorios bajo jurisdicción federal (es decir, ubicados en la plataforma continental o más allá de las 12 millas náuticas offshore), sin indemnización al titular de la concesión.

Algunas de las concesiones de explotación que nos fueron otorgadas terminan en el año 2017. El otorgamiento de la prórroga es un proceso no regulado y normalmente involucra prolongadas negociaciones entre el solicitante y el gobierno correspondiente. Aunque la Ley de Hidrocarburos establece que las solicitudes deben ser presentadas por lo menos seis meses antes de la fecha de vencimiento de la concesión, es una práctica de la industria comenzar el proceso mucho antes, tradicionalmente tan pronto como la factibilidad técnica y económica de los nuevos proyectos de inversión más allá del plazo de la concesión se hagan visibles.

El 16 de marzo de 2006 la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 324/06 estableciendo que los titulares de permisos de exploración y concesiones de hidrocarburos debían presentar ante esa agencia detalles de sus reservas comprobadas existentes en cada una de sus áreas, cada año, con la certificación de un auditor externo de reservas. Los titulares de concesiones de hidrocarburos que exportaren hidrocarburos tienen la obligación de certificar sus reservas comprobadas de hidrocarburos. La certificación antes mencionada solo tiene el significado establecido por la Resolución S.E. Nº 324/06, de acuerdo con la cual la certificación no deberá ser interpretada como una certificación de hidrocarburos bajo las normas de la SEC (véase “Exploración y Producción –Reservas de Petróleo y Gas”).

En marzo de 2007, la Secretaría de Energía dictó la Resolución n º 407/2007 que aprobó nuevas normas sobre el Registro de Empresas Petroleras. De acuerdo a la Resolución 407/2007, YPF, como titular de Concesiones de Producción y Permisos de Exploración, está prohibida de contratar o de alguna manera se beneficie de cualquier empresa o entidad que esté desarrollando o ha desarrollado actividades de exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas pertinentes.

Acuerdos de Extensión de Concesiones en la provincia del Neuquén

Adicionalmente a la extensión realizada en el año 2002 de la concesión de explotación del área Loma La Lata, durante los años 2008 y 2009, la Sociedad suscribió con la Provincia del Neuquén una serie de acuerdos en virtud de los cuales obtuvo una prórroga por un plazo adicional de 10 años en las concesiones de explotación de diversas áreas ubicadas en dicha provincia, las cuales, producto de los acuerdos mencionados, vencerán entre los años 2026 y 2027. Como condición para la extensión de dichas concesiones, la Sociedad en virtud de los acuerdos firmados con la Provincia durante 2008 y 2009 se ha comprometido a: i) abonar a la Provincia en concepto de pagos iniciales un total de US$ 204 millones; ii) pagar en efectivo a la Provincia un “Canon Extraordinario de Producción” equivalente al 3% de la producción de las concesiones antes mencionadas. A su vez, las partes acordaron realizar ajustes adicionales de hasta un 3% en caso de producirse condiciones de renta extraordinaria de acuerdo a los mecanismos y valores de referencia establecidos en cada uno de los acuerdos firmados; iii) realizar tareas de exploración sobre las áreas de exploración remanentes y realizar ciertas inversiones y erogaciones en las concesiones de explotación que constituyen el objeto de los acuerdos por un monto total de aproximadamente US$ 3.512 millones hasta la fecha de vencimiento de las concesiones; y iv) efectuar a la provincia donaciones en concepto de “Responsabilidad Social Empresaria” por un total de US$ 23 millones.

Acuerdo de Extensión de Concesiones en Mendoza

En el mes de abril de 2011, YPF suscribió con la provincia de Mendoza un Acta Acuerdo a efectos de extender el plazo original de las Concesiones de Explotación que se identifican más abajo y de las concesiones de transporte que se encuentran en el territorio de la Provincia a partir del vencimiento de sus plazos originales de otorgamiento, lo cual fue ratificado por Decreto provincial N° 1465/11 publicado en julio de 2011.

El Acta Acuerdo firmado entre YPF y la Provincia del Mendoza establece, entre otros, los siguientes puntos:

Concesiones comprendidas: el Portón, Barrancas, Cerro Fortunoso, el Manzano, La Brea, Llancanelo, Llancanelo R, Puntilla de Huincán, Río Tunuyan, Valle del Río Grande, Vizcacheras, Cañadón Amarillo, Altiplanicie del Payún, Chihuido de la Sierra Negra, Puesto Hernández, La Ventana.
Prórroga de los plazos de las concesiones: Se prorrogan por el término de 10 años los plazos de las concesiones de explotación
YPF asumió los siguientes compromisos: i) realizar en las fechas indicadas en el Acta Acuerdo un pago inicial por un monto total de US$ 135 millones; ii) pagar a la Provincia un “Canon Extraordinario de Producción” equivalente al 3% de la producción de las áreas incluidas en el Acta Acuerdo. A su vez, las Partes acordaron realizar ajustes adicionales en caso de producirse condiciones de renta extraordinaria por disminución de los derechos a las exportaciones o incremento del precio promedio mensual de petróleo crudo y/o gas natural de acuerdo a un mecanismo y valores de referencia establecidos en el Acta Acuerdo; iii) realizar tareas de exploración complementarias sobre las áreas de exploración remanentes y a realizar ciertas inversiones y erogaciones por un monto total de US$ 4.113 millones hasta el vencimiento del período extendido de las concesiones, de acuerdo a lo previsto en el Acta Acuerdo, iv) realizar dentro del ámbito de la Provincia del Mendoza un aporte de US$ 16,2 millones en concepto de “Responsabilidad Social Empresaria” que será efectivizado en los mismos plazos, términos y condiciones que el Pago Inicial. . Dicho aporte tendrá por objetivo contribuir al desarrollo de dicha Provincia en materia de educación, salud, deporte, cultura, equipamiento y desarrollo comunitario; v) abonar anualmente en carácter de donación el equivalente al 0,3% del monto pagado como “Canon Extraordinario de Producción” para ser destinado a un Fondo para el Fortalecimiento Institucional, destinado a la compra de equipamiento, capacitación, entrenamiento e incentivo del personal, logística y gastos operativos de diversos organismos de la Provincia de Mendoza designados en el Acta Acuerdo.

Acuerdo de extensión de concesiones en Santa Cruz

En noviembre de 2012, YPF suscribió con la provincia de Santa Cruz un acta acuerdo a efectos de extender el plazo original de las Concesiones de Explotación que se identifican abajo, lo cual fue ratificado por ley por parte de la Honorable Cámara de Diputados de la Provincia de Santa Cruz, la cual entró en vigencia el 15 de noviembre de 2012 con la publicación de la misma en forma completa en el Boletín Oficial.

El Acta Acuerdo firmada entre YPF y la Provincia de Santa Cruz establece, entre otros, los siguientes puntos:

Concesiones comprendidas: Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte; Cañadón de la Escondida-Las Heras; Cañadón León-Meseta Espinosa; Los Monos; Pico Truncado-El Cordón; Los Perales-Las Mesetas; El Guadal-Lomas del Cuy; Cañadón Vasco; Cañadón Yatel, Magallanes (parte ubicada en Santa Cruz) y Barranca Yankowsky.
Prorroga de los plazos de las concesiones: Se prorrogan por el término de 25 años los plazos de las concesiones de explotación que vencían originariamente en el año 2017.
YPF mediante la suscripción del Acta Acuerdo asumió, entre otros, los siguientes compromisos:

i) abonar en las fechas indicadas en el Acta Acuerdo un Canon de Prorroga de US$ 201 millones;

ii) pagar a la Provincia regalías sobre la producción de Hidrocarburos Convencionales equivalente al 12% más un 3% adicional de los Hidrocarburos producidos; y pagar a la Provincia regalías sobre la producción de Hidrocarburos No Convencionales equivalente al 10% de los Hidrocarburos producidos;

iii) realizar un plan de inversiones en las concesiones de explotación que constituyen el objeto del Acta Acuerdo;

iv) realizar inversiones en exploración complementaria;

v) realizar dentro del ámbito de la Provincia inversiones en infraestructura social por un monto equivalente al 20% del Canon de Prorroga. Dicho monto se erogará conforme al avance de obras de los proyectos que YPF acuerde con la Provincia y los Municipios;

vi) realizar el aporte al Fondo de Fortalecimiento Institucional;

vii) llevar adelante en el ámbito de la Provincia el programa de formación técnica y productividad denominado “YPF y los Trabajadores” y el programa “Sustenta” de desarrollo regional de contratistas y proveedores pymes locales;

Acuerdo de extensión de concesiones en Salta

En octubre de 2012, YPF suscribió con la provincia de Salta un Acta Acuerdo a efectos de extender el plazo original de las Concesiones de Explotación que se identifican más abajo a partir del vencimiento de sus plazos originales de otorgamiento, habiéndose sujetado el inicio de la vigencia de dicha Acta Acuerdo a la aprobación del Poder Ejecutivo por decreto en un plazo máximo de sesenta días.

El Acta Acuerdo fue aprobada por Resolución No. 35/12 de la Secretaría de Energía de Salta de fecha 26 de octubre de 2012 y Decreto No. 3694/12 de fecha 6 de diciembre de 2012. El Acta Acuerdo firmada entre YPF, Tecpetrol S.A., Petrobras Argentina S.A., Compañía General de Combustibles S.A. y Ledesma S.A.A.I. por una parte y la Provincia de Salta por la otra parte establece, entre otros, los siguientes puntos:

Concesiones comprendidas: concesiones de explotación de hidrocarburos sobre las áreas Sierras de Aguaragüe, Campo Durán-Madrejones, La Bolsa y Río Pescado.
Prorroga de los plazos de las concesiones: Se prorrogan por el término de 10 años los plazos de las concesiones de explotación contando dicho plazo a partir de la fecha de vencimiento del período original de 25 años, finalizando en consecuencia dicha prórroga el 14 de noviembre de 2027 inclusive.

YPF y las empresas asociadas firmantes (Tecpetrol, Petrobrás, CGC y Ledesma) mediante la suscripción del Acta Acuerdo asumieron, entre otros, los siguientes compromisos: (i) la realización en el área Aguaragüe, en las fechas indicadas en el Acta Acuerdo y durante los primeros 2 años, las siguientes inversiones: un monto mínimo en planes de desarrollo, consistentes en la perforación de pozos de desarrollo (al menos 3) y ampliación de facilidades de producción y tratamiento de hidrocarburos, de US$ 36 millones, (ii) YPF y cada una de las empresas asociadas firmantes reconocerán a favor de la provincia un aporte especial extraordinario equivalente al 25% del monto dinerario correspondiente a las regalías del 12% previstas en los art. 59 y 62 de la Ley 17.319, (iii) YPF y cada una de las empresas asociadas firmantes reconocerán a favor de la provincia un pago adicional al aporte especial extraordinario, exclusivamente cuando se verifiquen condiciones de renta extraordinaria en la comercialización de la producción de petróleo crudo y gas natural proveniente de las concesiones, en virtud del incremento de precios obtenidos por cada parte, a partir de la suma de US$ 90/bbl en el caso de la producción de petróleo crudo y de la suma equivalente a 70% del precio del gas de importación, (iv) YPF y cada una de las empresas asociadas firmantes abonarán a la provincia, y en la proporción que le corresponda a cada una, por única vez la suma de US$ 5 millones en concepto de bono de prórroga, (v) YPF y las empresas asociadas firmantes se comprometen a que se efectúen inversiones por un monto mínimo de US$ 30 millones en tareas de exploración complementarias que deberán ejecutarse en las concesiones, sujeto a determinadas condiciones y (vi) YPF y las empresas asociadas firmantes se comprometen a invertir US$ 1 millón en la ejecución de proyectos de infraestructura social en la provincia.

-Negociación extensión de concesiones en Tierra del Fuego:

La Sociedad ha negociado con el Poder Ejecutivo de la provincia de Tierra del Fuego los términos para extender sus concesiones en dicha provincia. A la fecha de emisión del presente prospecto, la Comisión de Negociación de la provincia de Tierra del Fuego se encuentra analizando las condiciones negociadas. El acuerdo final será sometido posteriormente a la aprobación final del Poder Ejecutivo provincial y de la consideración de la Legislatura de la provincia de Tierra del Fuego.

Legislación sobre Zonas de Seguridad

La ley argentina restringe la capacidad de las compañías que no son argentinas de ser propietarias de bienes inmuebles, concesiones petroleras o derechos de minería ubicados dentro o con respecto a áreas definidas como zonas de seguridad (principalmente áreas fronterizas). Se requiere la aprobación del gobierno argentino:

Para que accionistas no argentinos adquieran control de nuestra compañía, o
Si, y cuando la mayoría de nuestras acciones pertenecieren a accionistas no argentinos, como lo fue recientemente (ver “---La Ley de Expropiación”), para cualquier adquisición adicional de bienes inmuebles, derechos de minería, petróleo u otras concesiones del gobierno argentino ubicadas dentro o con respecto a zonas de seguridad.

Transporte y distribución de gas natural

El sistema de transporte de gas se divide entre dos sistemas principalmente sobre una base geográfica (los sistemas de gasoductos troncales norte y sur), el cual es operado por dos compañías. Esto fue diseñado para dar acceso a ambos sistemas, a las fuentes productoras de gas y a los principales centros de consumo, en Buenos Aires y sus alrededores. Adicionalmente, el sistema de distribución de gas se divide en nueve compañías regionales de distribución, incluyendo dos compañías de distribución para dar servicio al área del Gran Buenos Aires.

La estructura regulatoria para la industria del gas natural crea un sistema de acceso abierto, bajo el cual los productores de gas como nosotros tienen acceso abierto a capacidad disponible futura en los sistemas de transporte y distribución sobre una base no discriminatoria.

Se construyeron gasoductos transfronterizos para interconectar Argentina, Chile, Brasil y Uruguay y productores, como nosotros, han exportado gas natural a los mercados chilenos y brasileros en la medida en que lo permite el gobierno argentino. Durante los últimos años las autoridades argentinas han adoptado una serie de medidas que restringen las exportaciones de gas natural desde Argentina, incluyendo la emisión de una instrucción de suministro interno en virtud de la Disposición S.S.C. Nº 27/04 y las Resoluciones Nº 265/04, 659/04 y 752/05 (las cuales requieren que los exportadores suministren gas natural al mercado local argentino) instrucciones expresas de suspender las exportaciones, la suspensión del procesamiento de gas natural y la adopción de regulaciones a las exportaciones de gas natural impuestas a través de compañías transportadoras y/o comisiones de emergencia creados para tratar situaciones de crisis. Véase “Información sobre la Emisora — Regulación del Mercado - Regulaciones a la exportación de gas natural y prioridades del abastecimiento doméstico”.

Transporte de hidrocarburos líquidos

La Ley de Hidrocarburos permite al Poder Ejecutivo Nacional otorgar concesiones de 35 años para el transporte de petróleo, gas y derivados luego de la presentación de ofertas licitatorias competitivas. En virtud de la Ley Nº 26.197, los gobiernos provinciales correspondientes tienen las mismas facultades. Los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a recibir una concesión para el transporte de su producción de petróleo, gas y derivados. El plazo de una concesión de transporte puede ser prorrogado por un período adicional de diez años luego de ser solicitado al Poder Ejecutivo. El titular de una concesión de transporte tiene el derecho de:

Transportar petróleo, gas y derivados
Construir y operar ductos de petróleo, gas y derivados, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, caminos, ferrocarriles y otras instalaciones y equipos necesarios para operación eficiente de un sistema de tuberías.

El titular de una concesión de transporte tiene la obligación de transportar hidrocarburos para terceros, sin discriminación, a cambio de una tarifa. Esta obligación, no obstante, se aplica a los productores de petróleo o de gas sólo en la medida en que el titular de la concesión tuviere capacidad adicional disponible y está expresamente subordinada a los requerimientos de transporte del titular de la concesión. Las tarifas de transporte están sujetas a aprobación de la Secretaría de Energía para oleoductos y derivados de petróleo, y por el ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) para gasoductos. Al vencimiento de una concesión de transporte, los oleoductos e instalaciones asociadas revierten al gobierno argentino sin ningún pago al titular. La Ley de Privatización nos otorgó una concesión de transporte de 35 años con respecto a los que operaba Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. a tal fecha. Los gasoductos y sistemas de distribución transferidos en el marco de la privatización de Gas del Estado están sujetos a un régimen diferente bajo la Ley de Gas Natural.

Adicionalmente, en virtud de la Ley Nº 26.197, todas las concesiones de transporte ubicadas íntegramente dentro de la jurisdicción de una provincia y no conectadas directamente a un ducto de exportación revierten a esa provincia. El Poder Ejecutivo retiene la facultad de regular y hacer cumplir todas las concesiones de transporte ubicadas dentro de dos o más provincias y todas las concesiones de transporte conectadas directamente a ductos de exportación.

Refinación

Las actividades de refinación de petróleo crudo llevadas a cabo por productores de petróleo u otros están sujetas a la inscripción previa de las compañías petroleras en el registro que lleva la Secretaría de Energía y al cumplimiento de disposiciones ambientales y sobre seguridad, como también a la legislación ambiental provincial e inspecciones municipales de seguridad e higiene. En enero de 2008, la Secretaría de Comercio Interior emitió la Resolución Nº 14/2008, mediante la cual se ordenó a las compañías refinadoras a optimizar su producción con el objetivo de obtener los máximos volúmenes de acuerdo con su capacidad.

Por medio del Decreto N° 2.014/2008 de fecha 25 de Julio de 2008 emitido por el Poder Ejecutivo Nacional, se creó el programa de Refinación Plus, destinado a fomentar la producción de combustible diesel y gasolina. La Secretaría de Energía por medio de la Resolución 1.312/2008 de fecha 1 de diciembre de 2008, aprobó la reglamentación del programa. De acuerdo a dicho programa, las empresas refinadoras que emprendan la construcción de una nueva refinería o la ampliación de la capacidad de refinación y/o conversión de una refinería existente, cuyos planes sean aprobados por la Secretaría de Energía, tendrán derecho a recibir créditos de derechos de exportación que se aplicarán a las exportaciones de los productos en el ámbito de aplicación de la Resolución N° 394/2007 y la Resolución N° 127/2008 (Anexo) expedidas por el Ministerio de Economía y Producción. Durante el mes de febrero de 2012, por Nota N° 707/2012, complementada por Nota N° 800/2012, ambas emitidas por la Secretaría de Energía, YPF fue notificada que los beneficios concedidos en el marco de los programas Refinación y Petróleo Plus se encuentran suspendidos temporalmente y que dicha suspensión también aplica a las presentaciones por beneficios ya realizadas por YPF hasta la fecha de las notas antes mencionadas. Las razones invocadas son que estos programas fueron creados en un contexto de precios locales bajos en relación con los precios actuales y que los objetivos de los programas fueron cumplidos. El 16 de marzo de 2012 YPF recurrió la suspensión temporal antes mencionada.

Regulación del mercado

Panorama general

Bajo la Ley de Hidrocarburos y los Decretos de Desregulación del Petróleo, los titulares de concesiones de explotación, como nosotros, tienen el derecho de producir y adquirir la propiedad de los hidrocarburos que extraen, y están habilitados para disponer de esa producción en el mercado local o en el de exportación, con sujeción, en cada caso, a las condiciones que se describen a continuación.

La Ley de Hidrocarburos autoriza al Poder Ejecutivo Nacional a regular los mercados argentinos del petróleo y el gas y prohíbe la exportación de petróleo crudo durante los períodos en que el Poder Ejecutivo Nacional encuentre que la producción interna es insuficiente para satisfacer la demanda interna. Si el Poder Ejecutivo Nacional restringe la exportación de combustible crudo y productos o la libre disponibilidad del gas natural, los Decretos de Desregulación del Petróleo establecen que los productores, refinadores y exportadores recibirán un precio:

En el caso de petróleo crudo y productos, que no sea inferior al precio del petróleo crudo y de los productos importados de calidad similar, y
En el caso del gas natural, no inferior al 35% del precio internacional por m3 del Arabian Light Oil, 34º API.

Asimismo, los Decretos de Desregulación del Petróleo requieren expresamente que el Poder Ejecutivo Nacional notifique con doce meses de anticipación todas las futuras regulaciones a las exportaciones. No obstante las disposiciones precedentes, algunas resoluciones dictadas con posterioridad (la Resolución S.E. 1679/04, la Resolución del Ministerio de Economía y Producción 532/04 y la Resolución 394/07 del Ministerio de Economía y Producción) han modificado el mecanismo de precios mencionado precedentemente, resultando, en determinados casos, en precios a los productores menores que los niveles descritos más arriba.

Adicionalmente, el 3 de mayo de 2012, la Ley de Expropiación fue aprobada por el Congreso argentino y el 7 de mayo, se publicó en el Boletín Oficial de la República de Argentina. La mencionada ley declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones. Asimismo, el Decreto N° 1277/12 derogó las principales previsiones sobre la libre disponibilidad de los hidrocarburos que figuran específicamente en el capítulo 5 inciso d) y capítulos 13, 14 y 15 del Decreto N° 1055/89, capítulos 1, 6 y 9 del Decreto N° 1212/89 y los capítulos 3 y 5 del Decreto N° 1589/89. El Decreto N° 1277/2012 aprobó el ¨Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina¨. Esta reglamentación crea la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la ¨Comisión¨), la cual tiene derecho, entre otros, a publicar los precios de referencia de los costos y los precios de venta de los hidrocarburos y combustibles, los cuales deben permitir cubrir los costos de producción y obtener un margen de beneficio razonable. Véase “La Ley de Expropiación” y “Decreto 1277/12”.

Producción de petróleo crudo y reservas

Mediante el Decreto N° 2.014/2008 del 25 de noviembre de 2008, el Poder Ejecutivo Nacional creó el programa Petróleo Plus, destinado a fomentar la producción de petróleo crudo y el aumento de las reservas a través de nuevas inversiones en exploración y desarrollo. La Secretaría de Energía por medio de la Resolución 1.312/2008 de fecha 1 de diciembre de 2008, aprobó la reglamentación del programa. El programa autoriza a las empresas de producción, cuyos planes sean aprobados por la Secretaría de Energía, que aumentan su producción y reservas en el ámbito del programa, a recibir créditos de derechos de exportación que se aplicarán a las exportaciones de los productos en el ámbito de aplicación de la Resolución N° 394 / 2007 y la Resolución N° 127/2008 (Anexo) expedidas por el Ministerio de Economía y Producción. Durante el mes de febrero de 2012, por Nota N° 707/2012, complementada por Nota N° 800/2012, ambas emitidas por la Secretaría de Energía, YPF fue notificada que los beneficios concedidos en el marco de los programas Refinación y Petróleo Plus se encuentran suspendidos temporalmente y que dicha suspensión también aplica a las presentaciones por beneficios ya realizadas por YPF hasta la fecha de las notas antes mencionadas. Las razones invocadas son que estos programas fueron creados en un contexto de precios locales bajos en relación con los precios actuales y que los objetivos de los programas fueron cumplidos. El 16 de marzo de 2012 YPF recurrió la suspensión temporal antes mencionada.

Productos refinados

En abril de 2002, el gobierno argentino y las principales compañías petroleras en Argentina, incluidos nosotros, llegaron a un acuerdo sobre un subsidio dado por el gobierno argentino a las compañías de transporte público de colectivos. El Convenio de Estabilidad de Suministro de Gas Oil fue aprobado mediante el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 652/02 y aseguró a las compañías de transporte la provisión necesaria de gasoil a un precio fijo de Ps. 0,75 por litro desde el 22 de abril de 2002 hasta el 31 de julio de 2002. Acuerdos posteriores entre el gobierno argentino y las principales compañías petroleras en argentina extendieron el esquema de subsidios hasta Diciembre de 2009, habiendo sido revisado el precio antes mencionado en ciertas ocasiones, siendo el actual de 2,50 pesos por litro.

En marzo de 2009, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.390/2009 autorizó al Jefe de Gabinete a firmar acuerdos anuales extendiendo el subsidio para el gasoil destinado a compañías de transporte para el año fiscal 2009 y hasta la finalización de la emergencia pública declarada por la Ley de Emergencia Pública y sus modificaciones, y ordenó a dicho funcionario incorporar las modificaciones necesarias con el objeto de extender la posibilidad de compensar con créditos por impuestos a las exportaciones de todos los productos hidrocarburíferos actualmente exportados, y en su defecto, en efectivo. A la fecha de este prospecto, los acuerdos correspondientes a los años 2010 y 2011 se encuentran pendiente de firma. No obstante, el esquema de subsidios ha continuado vigente sobre la base de la comunicaciones mensuales de la Secretaría de Transporte de la Argentina indicando a las compañías petroleras los volúmenes a ser distribuidos a cada beneficiario de los subsidios, habiendo asimismo continuado el gobierno argentino con la correspondiente compensación a las compañías petroleras por las entregas de gasoil hechas bajo el esquema antes indicado. Adicionalmente, a la fecha de emisión de este prospecto, los acuerdos correspondientes a los años 2012 y 2013 han sido suscriptos.

Durante los meses pasados recientes, la Secretaría de Transporte de la Argentina ha reducido sustancialmente los volúmenes de gasoil subsidiado bajo el esquema mencionado. Adicionalmente, con fecha 11 de enero de 2012, la Secretaría de Transporte de la Nación formuló ante la CNDC una denuncia contra cinco compañías petroleras entre las que se halla YPF, por presunto abuso de posición dominante respecto a las ventas de gasoil a granel a compañías de transporte público de pasajeros. La conducta denunciada consiste en la venta de gasoil a granel a compañías de transporte público automotor de pasajeros a precios superiores que el cobrado en las estaciones de servicio. El 26 de enero de 2012, la Secretaría de Comercio Interior dictó la Resolución 6/2012 por la cual (i) ordena a YPF y a otras cuatro compañías petroleras a vender gasoil a las empresas de transporte público de pasajeros a un precio no mayor al que ofrecen el mencionado bien en sus estaciones de servicio más cercanas al punto de suministro de combustible de las empresas de transporte público de pasajeros, manteniendo tanto los volúmenes históricos como las condiciones de entrega; y (ii) crea un esquema de monitoreo de precios tanto para el mercado minorista como a granel a ser implementado por la CNDC. YPF ha recurrido dicha resolución para su decisión por parte de la Justicia. El 16 de febrero de 2012, YPF interpuso ante la CNDC un recurso de apelación contra la Resolución N° 6/2012, para su elevación ante la Cámara de Apelaciones en lo Civil y Comercial Federal de la ciudad de Buenos Aires. Por su parte, el 2 de marzo de 2012, YPF interpuso ante dicha Cámara un pedido de dictado de medida cautelar, tendiente a dejar sin efecto la vigencia de la Resolución N° 6/2012, lo cual ha sido concedido a la Sociedad.

El 13 de marzo de 2012 YPF fue notificada de la Resolución Nro. 17/2012, dictada por la Secretaría de Comercio Interior del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas de la Nación, mediante la cual se ordenó a YPF S.A., SHELL COMPAÑÍA ARGENTINA DE PETRÓLEO S.A. y a ESSO PETROLERA ARGENTINA S.R.L. que suministren aerokerosene para transporte aeronáutico de cabotaje e internacional a un precio neto de impuestos que no supere el 2,7% respecto del precio neto de impuestos de la nafta súper (no Premium) de la estación de servicio de su bandera más cercana al aeropuerto del que se trate, manteniendo la logística actual de entrega de combustible en sus cantidades normales y habituales. Dicha resolución determinó que la medida sería aplicable a las empresas titulares de aeronaves que ejerzan la actividad aerocomercial de pasajeros o la actividad aerocomercial de pasajeros y carga, y que se encuentren inscriptas en el Registro Nacional de Aeronaves de la República Argentina. Según la aclaración posterior del Secretario de Comercio Interior, las beneficiarias de dicha medida son las empresas Aerolíneas Argentinas, Andes Líneas Aéreas S.A., Austral – Cielos del Sur, LAN Argentina S.A. y Sol S.A. Líneas Aéreas. Asimismo en la mencionada resolución se indica que se estima conveniente poner en práctica un esquema de monitoreo de precios que deberá ser instrumentado y llevado a cabo por la CNDC. En mayo de 2012, YPF recurrió dicha resolución para su decisión por parte de la Justicia. La Cámara Civil y Comercial Federal concedió el recurso de apelación interpuesto por YPF con efecto suspensivo, de manera que los efectos de la Res. SCI N° 17/2012 se vieron suspendidos hasta tanto se resuelva la cuestión sobre la legalidad o ilegalidad de la Resolución Nro. 17/2012. El 31 de agosto 2012 la Corte de Apelaciones notificó a YPF la nulidad de la resolución, sobre la base de la incompetencia de la Secretaría de Comercio Interior. Asimismo, esta decisión fue apelada por la Secretaría estando el pendiente el fallo final.

La Secretaría de Energía ha emitido una serie de resoluciones que afectan el mercado de combustibles. Por ejemplo, la Resolución S.E. Nº 1.102/04 creó el Registro de Bocas de Expendio de Combustibles Líquidos, Consumo Propio, Almacenamiento, Distribuidores y Vendedores Mayoristas de Combustibles e Hidrocarburos, y de Gas Natural Comprimido; la Resolución S.E. Nº 1.104/04 creó un módulo de información de precio de venta mayorista como parte integrante del sistema federal de información de combustibles, así como también un mecanismo para la comunicación de precios y volúmenes a cargo de los titulares de las empresas inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras, Empresas Elaboradoras y/o Comercializadoras; la Resolución S.E. Nº 1.834/05 obliga a las estaciones de servicio y/u operadores de bocas de expendio y/o consumo propio de combustibles líquidos e hidrocarburos que hubieren pedido suministro de gasoil, y que aún no se les hubiere efectuado el suministro, a comunicar esa situación a la Secretaría de Energía; la Resolución S.E. Nº 1.879/05 estableció que las compañías refinadoras registradas por la Secretaría de Energía que fueren partes en contratos que crean algún grado de exclusividad entre la compañía refinadora y el expendedor de combustible, deben asegurarle a éste el suministro continuado, confiable, regular y no discriminatorio, dando el derecho al expendedor de obtener el producto de una fuente alternativa, y ante ello, cobrar la diferencia extra en los costos correspondientes a la compañía refinadora.

La Disposición S.S.C. Nº 157/06 de la Subsecretaría de Combustibles dispone que los operadores de estaciones de servicios que son parte de contratos que crean algún grado de exclusividad entre la compañía refinadora y la estación de servicios, y que por alguna razón estuvieren buscando rescindir de ese contrato, deberán informar la rescisión en forma anticipada a la Subsecretaría de Combustibles a fin de informar a la Secretaría de Comercio Interior. El Secretario de Comercio Interior debe: (i) emitir una declaración con relación a la validez de la rescisión del contrato y (ii) emplear todos los medios necesarios para permitir que la estación de servicios que está rescindiendo el contrato celebre otro contrato con una compañía refinadora y/o comercializador de combustibles para garantizarle el suministro de combustible.

La Resolución S.E. Nº 1.679/04 reinstaló el registro de operaciones de exportación de gasoil y petróleo crudo creado por el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 645/2002, y ordenó a los productores, comercializadores, compañías refinadoras y cualquier otro agente del mercado que estuviere interesado en exportar gasoil o petróleo crudo a que registren esa operación y prueben que la demanda interna se encuentra satisfecha y que han ofrecido al mercado local el producto a ser exportado. Asimismo, la Resolución S.E. N° 1338/06 incorporó otros productos hidrocarburíferos al régimen de registro creado por el Decreto N° 645/02, incluyendo nafta, fuel oil y sus mezclas, diesel oil, aerokerosene o jet fuel, asfaltos, ciertos petroquímicos, ciertos lubricantes, coque y derivados para uso petroquímico. La Resolución Nº 715/2007 de la Secretaría de Energía facultó a la Dirección Nacional de Refinación y Comercialización a determinar las cantidades de gasoil que serán importadas por cada compañía, en períodos determinados del año, para compensar las exportaciones de productos incluidos bajo el Régimen de la Resolución Nº 1679/04; el cumplimiento de esta obligación de importar gasoil es necesario para obtener autorización para exportar los productos incluidos bajo el Decreto Nº 645/2002, (crudo, fuel oil, gasoil, carbón de coque y nafta, entre otros). Asimismo, la Resolución Nº 25/06 de la Secretaría de Comercio Interior, dictada dentro del marco de la Ley N° 20.680, impone a las compañías refinadoras argentinas la obligación de abastecer toda la demanda razonable de gasoil, suministrando ciertos volúmenes mínimos (establecidos por la resolución) a sus usuarios habituales, principalmente distribuidores y operadores de estaciones de servicio.

El 17 de agosto de 2010, la Secretaría de Comercio Interior emitió la Resolución N º 295/2010, la cual estableció que el precio de comercialización de los combustibles líquidos debía ser nivelado de nuevo a los precios vigentes el 31 de julio de 2010. Esta resolución fue impugnada con éxito por otra empresa y mediante una medida cautelar se concedió la suspensión de los efectos de esta Resolución. La Resolución fue derogada posteriormente por la Resolución N° 543/2010 de la Secretaría de Comercio Interior.

Asimismo, el 2 de febrero de 2011, la Secretaría de Comercio Interior emitió la Resolución N º 13/2011, la cual indicaba que el precio de los combustibles líquidos tenía que ser retrotraído a los precios vigentes al 28 de enero de 2011. Esta resolución también requería que las refinerías y las compañías petroleras continúen suministrando cantidades de combustible al mercado interno compatible con el volumen de entregas del año anterior, ajustado por la correlación positiva entre el aumento de la demanda de combustible y el producto bruto interno. Sin embargo, el 29 de marzo de 2011, la Secretaría de Comercio Interior derogó dicha Resolución, alegando modificaciones en las condiciones de mercado.

Adicionalmente, el 3 de mayo de 2012, la Ley de Expropiación fue aprobada por el Congreso argentino y el 7 de mayo, se publicó en el Boletín Oficial de la República de Argentina. La mencionada ley declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones. Asimismo, el Decreto N° 1277/12 derogó las principales previsiones sobre la libre disponibilidad de los hidrocarburos que figuran específicamente en el capítulo 5 inciso d) y capítulos 13, 14 y 15 del Decreto N° 1055/89, capítulos 1, 6 y 9 del Decreto N° 1212/89 y los capítulos 3 y 5 del Decreto N° 1589/89. El Decreto N° 1277/12 aprobó el ¨Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina¨. Esta reglamentación crea la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la ¨Comisión¨), la cual tiene derecho, entre otros, a publicar los precios de referencia de los costos y los precios de venta de los hidrocarburos y combustibles, los cuales deben permitir cubrir los costos de producción y obtener un margen de beneficio razonable. Véase “La Ley de Expropiación” y “Decreto 1277/12”.

Mediante la Resolución SCI 35/2013 publicada en el Boletín Oficial el 10 de marzo de 2013, la Secretaría de Comercio Interior en uso de facultades atribuídas a dicho organismo por la ley 20.680, determina un precio tope de comercialización de hidrocarburos líquidos a aplicar por todos los expendedores, el cual será igual al más elevado que se hubiera informado al 9 de abril de 2013 en cada una de las regiones geográficas identificadas en el Anexo a la Resolución, y que cubren la República Argentina. Para ello queda a cargo de las empresas dedicadas a la destilación, comercialización de petróleo y derivados informar el precio más alto de cada región. El cumplimiento de este último requisito será supervisado por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. La resolución tiene un plazo de vigencia de 6 meses.

Gas natural

En enero de 2004, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 180/04 (i) creó el Mercado Electrónico del Gas (“MEG”) para las operaciones de venta spot diaria de gas natural y un mercado secundario de servicios de transporte y distribución y (ii) estableció deberes de información para los compradores y vendedores de gas natural con relación a sus respectivas operaciones comerciales, requeridos como condición para inyectar y transportar cualquier volumen de gas natural a través del sistema de transporte (ulteriormente regulado por la Resolución Nº 1.146/04 de noviembre de 2004 y la Resolución Nº 882/05 emitidas por la Secretaría de Energía). De acuerdo con el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 180/04, todas las ventas spot diarias de gas natural deben ser negociadas dentro del ámbito del MEG.

En enero de 2004, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 181/04 autorizó a la Secretaría de Energía a negociar con los productores de gas natural un mecanismo de ajuste de precios del gas natural suministrado a industrias y compañías de generación de electricidad.

El 14 de junio de 2007, la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía homologó una propuesta de acuerdo con los productores de gas natural con relación al suministro de gas natural al mercado local durante el período 2007 a 2011,dándole a esos productores un plazo de cinco días hábiles para adherirse al Acuerdo 2007-2011. Si dentro de ese plazo el Acuerdo 2007-2011 no fuere firmado por una cantidad suficiente de productores que lo hagan viable, la Secretaría de Energía desestimaría el Acuerdo y dictaría los Procedimientos de Abastecimiento Complementario al Mercado Interno 2007-2011 (los cuales no se describen en la Resolución Nº 599/07). Nosotros firmamos el acuerdo teniendo en cuenta que las exportaciones de gas natural y determinadas ventas internas de productores que no celebren el Acuerdo 2007-2011 serán llamados en primer lugar para satisfacer la demanda interna, antes de que sean afectadas las ventas de exportación de los productores firmantes del Acuerdo 2007-2011. Si bien los productores están autorizados a retirarse del Acuerdo 2007-2011 en virtud de sus términos, si así lo hicieran, dichos productores serían tratados como cualquier productor que no haya suscripto el Acuerdo 2007-2011 en primer lugar. Con fecha 5 de enero de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 172 mediante la cual se extienden temporalmente las reglas de asignación y demás criterios fijados por la Resolución 599/07, todo ello hasta que se produzca el dictado de las medidas que la reemplacen y según menciona la Resolución previamente indicada. Esta Resolución fue recurrida con fecha 17 de febrero de 2012 mediante la presentación de un Recurso de Reconsideración ante la Secretaría de Energía.

El objeto del Acuerdo 2007-2011 es garantizar el abastecimiento de la demanda del mercado local a los niveles registrados en el año 2006, más el crecimiento en demanda de los usuarios residenciales y pequeños comerciales. Los productores firmantes del Acuerdo 2007-2011 se comprometerían a abastecer una parte de los niveles de demanda acordados según su participación determinada sobre la base de la producción total de los 36 meses previos a abril de 2004. Para este período, nuestra participación en la producción fue de aproximadamente 36,5%, o 36,8 mmcm/d, (o 1.300 mmcf/d). El Acuerdo 2007-2011 también establece las pautas respecto de los términos de los contratos de suministro de cada segmento del mercado y ciertos límites de precios para cada segmento de los niveles de demanda acordados. Con el fin de garantizar la demanda de gas natural del mercado local que exceda los niveles de demanda acordados, la Resolución S.E. Nº 599/07 mantiene la validez de las Resoluciones que implementaron los cortes de los compromisos de exportación de gas natural y el redireccionamiento de esos volúmenes de gas natural hacia determinados sectores del mercado local. Véase “Información sobre la Emisora — Regulaciones a la exportación de gas natural y prioridades del abastecimiento doméstico”. La Resolución también señala que el Acuerdo 2007-2011 no obsta a la eventual suspensión o caducidad de los permisos de exportación.

Nos vimos compelidos a firmar el Acuerdo 2007-2011, entre otras razones, para mitigar potenciales daños. Los productores que no firmaran el Convenio podrían ser sancionados y ser objeto de otras medidas desfavorables por parte de las autoridades reguladoras. Sin embargo, señalamos expresamente que la firma del Acuerdo 2007-2011 no implicaba reconocimiento alguno de nuestra parte de la validez de los términos y condiciones de las diversas Resoluciones de la Secretaría de Energía que establecen programas para la restricción o redireccionamiento de las exportaciones para satisfacer la demanda interna. Nosotros impugnamos la Resolución Nº 599/07 y manifestamos que firmábamos el Acuerdo 2007-2011 teniendo en cuenta las posibles consecuencias de no hacerlo.

La Secretaría de Energía creó, bajo la Resolución N° 24/08 emitida el 13 de marzo de 2008, un programa denominado “GAS PLUS” para incentivar la producción de gas natural, resultante de nuevos descubrimientos de reservas, nuevos yacimientos, tight gas, etc. El gas natural producido bajo el programa GAS PLUS no estará sujeto al Acuerdo 2007-2011 y particularmente no estará sujeto a las condiciones de precio establecidas en dicho acuerdo.

La Secretaría de Energía mediante la Resolución N° 1.031/2008 emitida el 12 de Septiembre de 2008, modificó la Resolución Nº 24/2008, estableciendo las condiciones personales que los peticionantes deberán tener para solicitar GAS PLUS. Mediante Resolución Nº 695/2009 de la Secretaría de Energía se modificaron ciertas condiciones para solicitar GAS PLUS exigiendo el cumplimiento de los compromisos asumidos con anterioridad.

La Secretaría de Energía mediante la Resolución N° 1.070/2008 emitida el 1 de Octubre de 2008, ratifica el acuerdo complementario suscripto entre los Productores de Gas Natural y la Secretaría de Energía el 19 de septiembre de 2008 (el “Acuerdo Complementario”) cuyo objeto es (i) la reestructuración de precios de gas en boca de pozo y la segmentación de la demanda residencial de gas natural y (ii) establecer el aporte de los productores de gas natural al Fondo Fiduciario creado por la Ley 26.020. El Acuerdo Complementario también contiene ciertos requerimientos vinculados a la provisión de GLP al mercado doméstico. Ver “---Gas Licuado de Petróleo.”. A través de la Resolución 1470/08, la Secretaría de Energía determinó los precios bases para el segmento residencial aplicable a los productores que firmen el Acuerdo Complementario. Con fecha 13 de Enero de 2010 se firmó una Adenda al Acuerdo Complementario con Productores de Gas Natural de fecha 19 de septiembre de 2008 estableciendo el aporte del sector de los Productores al Fondo Fiduciario creado por la ley 26.020 para el período comprendido entre el 1 de Enero y el 31 de diciembre de 2010. Con fecha 25 de Enero de 2011 se firmó una segunda Adenda al Acuerdo Complementario que extendió dicho compromiso hasta el 31 de diciembre de 2011.

El 19 de marzo de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución No. 55/2012 de la Secretaría de Energía, el cual extendió el Acuerdo Complementario para el año 2012 y estableció lo siguiente respecto de los no firmantes del Acuerdo: (i) el incremento en el precio del gas natural establecido en el Acuerdo Complementario no será aplicable al gas natural inyectado en el sistema de gas natural por los no firmantes del Acuerdo; (ii) el gas natural inyectado por los no firmantes será consumido primero en el orden de prioridad por los usuarios residenciales, cuyas tarifas se encuentran en el rango más bajo; y (iii) los no firmantes deberán cumplir con los compromisos asumidos por los productores de gas natural bajo el Acuerdo 2007 – 20011, extendido por la Resolución No. 172. El 23 de marzo de 2012, la Resolución SE No. 55/2012 fue complementada por la Resolución del ENARGAS No. 2087/2012 que establece, entre otros, el procedimiento de distribución que deben seguir las empresas para asegurar los montos a ser depositados en el fondo fiduciario creado por la Ley No. 26.020. Además, según esta resolución, los productores no firmantes de la extensión del Acuerdo Complementario correspondiente a 2012 no les es permitido cargar a los consumidores abastecidos directamente por las empresas distribuidoras los precios incrementales para el precio del gas en boca de pozo según lo establecido por las Resoluciones No. 1070/2008 y 1417/2008. Consecuentemente, los productores no firmantes tienen que facturar los precios más bajos que estaban en vigor antes de la adopción de dichas resoluciones para el gas suministrado a las empresas de distribución.

El 19 de abril de 2012 YPF firmó la extensión del Acuerdo Complementario correspondiente al año 2012. El 21 de diciembre de 2012 YPF firmó la extensión del Acuerdo Complementario correspondiente al año 2013.

El Decreto del Poder Ejecutivo 2.067/2008 del 3 de diciembre de 2008, creó el Fondo Fiduciario para atender las Importaciones de gas natural y toda aquella necesaria para complementar la inyección de gas natural que sean requeridas para satisfacer las necesidades nacionales. El Fondo Fiduciario estará integrado por los siguientes recursos: (i) cargos tarifarios a pagar por los usuarios de los servicios regulados de transporte y/o distribución, por los sujetos consumidores de gas que reciben directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución de gas natural y por las empresas que procesen gas natural; (ii) los recursos que se obtengan en el marco de programas especiales de crédito que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e internacionales; y (iii) a través de sistemas de aportes específicos, a realizar por los sujetos activos del sector. Este decreto ha sido objeto de diversos reclamos judiciales. En ese sentido, juzgados de diversas zonas del país han dictado medidas cautelares suspendiendo los efectos derivados de la aplicación del mencionado decreto. Con fecha 8 de noviembre de 2011 el ENARGAS dictó la Resolución No. 1982, complementaria del Decreto No. 2067. La resolución mencionada ajusta los importes del Cargo establecido por el Decreto 2067/08 como así también amplía los sujetos alcanzados, incluyendo los servicios residenciales, procesamiento de gas y centrales de generación eléctrica, entre otros. La presente medida es de aplicación para los consumos que se efectúen a partir del 1º de diciembre de 2011. Con fecha 24 de noviembre de 2011 se dictó la Resolución ENARGAS No. 1991 ampliando los sujetos alcanzados por el cargo mencionado. YPF ha recurrido las mencionadas Resoluciones. El 13 de abril de 2012, nos fue otorgada una medida cautelar con relación a la planta de procesamiento El Portón, suspendiendo los efectos de la Resolución No. 1982 y con relación a dicha planta.

El 5 de noviembre de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Ley N° 26.784, la cual aprobó el Presupuesto Nacional para 2013. El artículo 54 de la Ley establece que los cambios tarifarios y el fondo fiduciario establecidos por el Decreto N° 2067/08 y todos sus actos complementarios, de regirán por la Ley N° 26.095.

El 17 de julio de 2009 el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios y los Productores de Gas Natural firmaron un acuerdo en el cual: (i) se fijan los precios de gas natural en boca de pozo para el segmento usina desde julio hasta diciembre de 2009 y (ii) se fija un incremento del precio del gas natural, a partir de agosto de 2009, a percibir por los productores de Gas Natural por sus ventas al segmento residencial, cuyo valor será ajustado mensualmente de forma tal que los montos resultantes representen el 50% de lo recaudado por el Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural.

Con fecha 4 de octubre de 2010 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 1410/2010 del ENARGAS mediante la cual se aprueba un “Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones y Control de Gas” que implementa nuevas pautas a seguir para el despacho de gas natural aplicable a todos los sujetos de la industria del gas, imponiendo nuevas y más severas regulaciones a la disponibilidad de gas por parte de los productores, y según se menciona a continuación:

Las Distribuidoras quedan habilitadas a nominar todo el gas necesario para atender la Demanda Prioritaria, aún cuándo se trate de volúmenes que excedan los que la SE les hubiese asignado en virtud del Acuerdo homologado por la Resolución SE N° 599/07.
Los Productores están obligados a confirmar todo el gas natural requerido por las Distribuidoras para abastecer la demanda prioritaria. Las participaciones de los productores en tales volúmenes están en línea con las participaciones determinadas según el Acuerdo 2007-2011. No podemos en consecuencia predecir la demanda estimada del mercado argentino que deberá ser satisfecha por los productores, con independencia de ser un productor “firmante o no firmante” del Acuerdo 2007/2011 homologado por Resol. N° SE 599/07.
Una vez abastecida la demanda prioritaria, se deben confirmar los volúmenes solicitados por el resto de los segmentos, quedando en el último orden de prioridades las exportaciones.
En caso que las confirmaciones del productor sean por un volumen menor al solicitado, las transportistas serán las encargadas de adecuar las confirmaciones redireccionando el gas hasta completar el volumen requerido por las distribuidoras para la demanda prioritaria. Este mayor volumen deberá ser detraído de las confirmaciones efectuadas por ese productor a otros clientes. Si el productor no hubiere confirmado gas a otros clientes desde la misma cuenca de origen, el faltante será solicitado al resto de los productores de gas.

En consecuencia, el Procedimiento impone una obligación “solidaria” de suministro a todos los Productores en caso de una inyección deficiente de un productor. Hemos recurrido la validez de la Resolución N° 1410/2010.

El 17 de Diciembre de 2010 ciertos productores de gas natural (incluyendo YPF) firmaron un acuerdo que fija el porcentaje de GNL regasificado que será asignado a cada productor de gas natural por el año 2011, lo cual deberá ser computado para los compromisos de proveer gas natural a las distribuidoras bajo la Resolución N° 599/07. A la fecha de emisión de este Prospecto, no se ha firmado un acuerdo similar para el año 2012.

El 27 de agosto de 2012, el Boletín Oficial publicó la Resolución N ° 1445/2012 de la Secretaría de Energía, de acuerdo a las consideraciones establecidas en el Decreto No. 1.277/12, que modificó los precios del gas en boca de pozo relativo al gas natural comprimido (GNC) lo cual representa un incremento de aproximadamente 369% de los precios obtenidos por la Compañía para ese segmento de producto.

En diciembre de 2012, YPF y otras compañías productoras de gas de la Argentina acordaron con la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones de Hidrocarburos (la "Comisión") establecer un plan de incentivos para la Inyección Excedente (todo gas inyectado por encima de un nivel base) de gas natural. El 14 de febrero 2013 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 1/2013 de la Comisión. Dicha resolución crea formalmente el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”. Bajo esta regulación, las empresas productoras de gas están invitados a presentar proyectos para incrementar la inyección total de gas natural ("los proyectos") con la Comisión antes del 30 de junio 2013, a fin de recibir un precio de 7,5 USD / MBTU correspondiente a la inyección excedente. Los proyectos deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en la Resolución 1/2013, y estará sujeto a la aprobación por parte de la Comisión. Los proyectos tienen un plazo máximo de cinco (5) años, prorrogables a petición del beneficiario, por decisión de la Comisión. Si la empresa beneficiaria, para determinado mes, no llega al aumento de la producción comprometida de su proyecto y que fuera aprobado por la Comisión, tendrán que compensar su imposibilidad de alcanzar los valores mínimos de Inyección Total comprometidos en su Proyecto.

Regulaciones a la exportación de gas natural y prioridades del abastecimiento doméstico

En marzo de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 265/04 adoptando medidas con la intención de asegurar el adecuado abastecimiento de gas natural al mercado local y regular sus consecuencias sobre los precios mayoristas de la electricidad. Entre las medidas adoptadas estaban:

La suspensión de todas las exportaciones de excedentes de gas natural,
La suspensión de las aprobaciones automáticas de solicitudes de exportación de gas natural,
La suspensión de todas las solicitudes de nuevas autorizaciones para exportar gas natural presentadas o a ser presentadas ante la Secretaría de Energía, y
Autorización a la Subsecretaría de Combustibles para crear un programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte.

En marzo de 2004, la Subsecretaría de Combustibles, en virtud de las facultades otorgadas por la Resolución S.E. Nº 265/04, emitió la Disposición S.S.C. Nº 27/04 estableciendo el programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte. Entre otras cosas, la Disposición Nº 27/04 estableció un límite a las autorizaciones de exportación de gas natural, las cuales, en ausencia de autorización expresa de la Subsecretaría de Combustibles, no podían ser ejecutadas por volúmenes que excedan el volumen las exportaciones registradas durante el año 2003.

En junio de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 659/04, la cual estableció un nuevo programa para asegurar el abastecimiento de gas natural al mercado local (que sustituye al programa creado por la Disposición S.S.C. Nº 27/04). Bajo la Resolución S.E. Nº 659/04 (modificada por la Resolución S.E. Nº 1.681/04), las exportaciones de gas natural podían ser reducidas debido a escasez de gas natural en el mercado local, requiriéndose a los productores exportadores que entreguen al mercado local volúmenes adicionales de gas natural más allá de aquellos que esos productores se hubieren comprometido contractualmente a suministrar. La exportación de gas natural bajo los actuales permisos de exportación está condicionada al cumplimiento de requerimientos de inyección adicional impuestos a los productores exportadores por las autoridades gubernamentales.

Este programa fue nuevamente modificado y complementado por la Resolución S.E. Nº 752/05 emitida por la Secretaría de Energía en mayo de 2005, que redujo aún más la capacidad de los productores de exportar gas natural y creó un mecanismo bajo el cual la Secretaría de Energía puede requerir a los productores exportadores que suministren volúmenes adicionales a los consumidores domésticos durante un período estacional (la “Inyección Adicional Permanente”), volúmenes de gas natural que tampoco están contractualmente comprometidos por los productores exportadores. Sobre la base de las disposiciones de la Disposición Nº 27/04, la Resolución S.E. Nº 659/04 y de la Resolución S.E. Nº 752/05, la Secretaría de Energía y/o la Subsecretaría de Combustibles nos han ordenado a redireccionar volúmenes de exportación de gas natural al mercado local, afectando de ese modo los compromisos de exportación. Nosotros impugnamos las regulaciones y resoluciones mencionadas y hemos invocado el acaecimiento de un evento de fuerza mayor bajo los contratos de compraventa de gas natural de exportación correspondientes. Las respectivas contrapartes de esos contratos han rechazado nuestra posición. Véase “Información contable - Litigios”.

La Resolución S.E. Nº 752/05 también establece (i) un mercado especial, abierto y anónimo, para que las estaciones de expendio de gas natural comprimido realicen sus adquisiciones de gas natural en condiciones de mercado reguladas, y cuya demanda está garantizada por la Secretaría de Energía a través de la Inyección Adicional Permanente requerida a los productores exportadores y (ii) un mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas para que los generadores de electricidad y los usuarios industriales y comerciales obtengan un suministro de gas natural, y cuya demanda se encuentra garantizada por la Secretaría de Energía a través de la imposición de Inyección Adicional Permanente mencionada anteriormente.

En virtud del procedimiento de ofertas irrevocables estandarizadas, que opera en el MEG, cualquier consumidor directo puede ofertar para la compra de gas natural a término al precio promedio del gas natural de exportación neto de retenciones por cuenca. El volumen necesario para satisfacer las ofertas irrevocables estandarizadas que no hubieren sido satisfechas, se requerirá como Inyección Adicional Permanente hasta el final del período estacional durante el cual se hubieran efectuado las ofertas no satisfechas (octubre-abril o mayo-septiembre). Esa Inyección Adicional Permanente es requerida a los productores que exportan gas y que inyectan gas natural desde las cuencas que pueden abastecer las ofertas irrevocables estandarizadas no satisfechas La Resolución Nº 1.886/2006 de la Secretaría de Energía, publicada el 4 de enero de 2007, prorrogó la vigencia de este mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas hasta el año 2016, y facultó a la Subsecretaría de Combustibles a suspender su vigencia cuando esté satisfecha la demanda doméstica de gas natural ya sea mediante regulaciones, acuerdos o debido al descubrimiento de reservas.

Mediante la Resolución S.E. Nº 1.329/06, posteriormente complementada por la Nota SSC Nº 1.011/07, la Secretaría de Energía forzó a los productores a dar primera prioridad en sus inyecciones de gas natural a los gasoductos a determinados consumidores preferenciales y obligó a las compañías transportadoras a que garanticen esas prioridades a través de la asignación de la capacidad de transporte. En términos generales, estas regulaciones subordinan todas las exportaciones de gas natural a la entrega previa de volúmenes de gas natural suficientes para satisfacer la demanda local.

Asimismo, desde el severo invierno argentino de 2007 y con posterioridad a ello, nosotros y la mayoría de los productores de gas así como también las compañías transportadoras, hemos recibido instrucciones del gobierno argentino de suspender las exportaciones, salvo por determinados volúmenes dirigidos a satisfacer los consumos residenciales chilenos y otros consumos específicos.

Gas licuado de petróleo (GLP*)*

La Ley Nº 26.020 sancionada el 9 de marzo de 2005 establece el marco regulatorio para la industria y comercialización de GLP. Esta Ley regula las actividades de producción, envasado, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de GLP en Argentina y declara esas actividades como de interés público. Entre otras cosas, la ley:

crea el Registro de Envases de GLP obligando a los fraccionadores de GLP a registrar los envases de su propiedad,
protege las marcas comerciales de los fraccionadores de GLP,
crea un sistema de precios de referencia, en virtud del cual la Secretaría de Energía publicará periódicamente precios de referencia para el GLP vendido en envases de 45 kilogramos o menos,
requiere a la Secretaría de Energía cumplir con las siguientes tareas: (i) crear mecanismos de transferencia de GLP con el fin de garantizar el acceso al producto a todos los agentes de la cadena de abastecimiento, (ii) establecer mecanismos para la estabilización de los precios de GLP cobrados a los fraccionadores locales de GLP y (iii) junto con la CNDC, hacer un análisis del mercado de GLP y su comportamiento, con el fin de establecer límites a la concentración del mercado en cada fase del mismo, o a la integración vertical a lo largo de la cadena de la industria de GLP. Esas limitaciones deben incluir a sociedades vinculadas, subsidiarias, y sociedades controladas, y
otorga libre acceso a las instalaciones de almacenamiento de GLP y
crea un Fondo Fiduciario para atender el consumo residencial de gas licuado de petróleo envasado para usuarios de bajos recursos y para la expansión de redes de gas a zonas no cubiertas por redes de gas natural. Estará integrado por los siguientes recursos: a) la totalidad de los recursos provenientes del régimen de sanciones establecido en la ley No. 26.020, b) los fondos que por Ley de Presupuesto se asignen; c) los fondos que se obtengan en el marco de programas especiales de créditos que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e internacionales y d) Los aportes específicos que la Autoridad de Aplicación convenga con los operadores de la actividad.

La Secretaría de Energía estableció, a través de varias resoluciones subsiguientes, precios de referencia aplicables a las ventas de envases de GLP de menos de 45 kilogramos y a las ventas de GLP al por mayor exclusivamente a fraccionadores de GLP. Asimismo, la Secretaría de Energía aprobó el método para calcular la paridad de exportación de GLP que será actualizada mensualmente por la Subsecretaría de Combustibles. La Secretaría de Energía aumentó en el año 2007 los volúmenes de GLP a ser vendidos a los fraccionadores a los precios de referencia establecidos en las resoluciones mencionadas precedentemente.

La Disposición 168/05 de la Subsecretaría de Combustibles de la Nación requiere que las compañías que intentan exportar GLP obtengan primero la autorización de la Secretaría de Energía. Las compañías que buscan exportar GLP deben demostrar primero que la demanda local ha sido satisfecha o que se ha hecho una oferta de vender GLP en el mercado local y ésta fue rechazada.

El 19 de septiembre de 2008 la Secretaría de Energía y los productores de GLP firmaron el “Acuerdo Complementario”. El acuerdo aplica sólo al GLP vendido a fraccionadores que declaren su intención de envasar dicho GLP en garrafas de 10,12 y 15 kg. El Acuerdo Complementario requiere a los productores de GLP que provean a los fraccionadores el mismo volumen de GLP suministrado al año anterior y que acepten el precio por tonelada establecido en el acuerdo. El vencimiento de ese acuerdo operará el 1 de diciembre de 2009, pudiendo ser prorrogado sólo por voluntad de las partes manifestada en forma expresa. El 23 de octubre de 2009, YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A. firmaron una modificación al Acuerdo de Estabilidad del precio del GLP por el cual se requiere a los productores de GLP proveer a los fraccionadores durante el año 2010 el volumen suministrado durante el año 2009 más un 5% de dicho volumen.

El 29 de diciembre de 2010 los productores de GLP firmaron una segunda modificación al Acuerdo Complementario la cual lo extiende hasta el 31 de diciembre de 2011. Dicha segunda modificación estableció que los productores de GLP debían suministrar al mercado en 2011, el mismo volumen vendido durante 2010.

El 16 de marzo de 2012, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución No. 77 de la Secretaría de Energía de la Argentina, que ratificó la ejecución de la ampliación del Acuerdo Complementario para el año 2012 respecto a la provisión de garrafas de GLP de 10, 12 y 15 kilogramos para los usuarios residenciales. Esta Resolución establece que todos los productores de GLP, independientemente de que sean parte o no del Acuerdo Complementario, deben suministrar los volúmenes los volúmenes de GLP a ser determinado por la Secretaría de Energía argentina a los precios de referencia establecidos en el Acuerdo Complementario. El incumplimiento de tales obligaciones puede dar lugar a la aplicación de las sanciones de embotellado de GLP establecidos en la Resolución, incluida la prohibición de exportar GLP y la limitación de las ventas de GLP en el mercado interno. El 19 de abril de 2012, YPF firmó la extensión para el año 2012 del Acuerdo Complementario.

Regulaciones ambientales argentinas

La sanción de los artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, reformada en 1994, y de nuevas leyes nacionales, provinciales y municipales, ha fortalecido el marco legal del daño al medio ambiente. Los órganos legislativos y gubernamentales han adoptado una actitud más vigilante en lo atinente al acatamiento de las leyes y reglamentaciones relativas al medio ambiente, aumentando las sanciones por violaciones ambientales.

De acuerdo con el nuevo texto de los artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, todos los habitantes argentinos gozan del derecho a un ambiente sano y tienen el deber de preservarlo. El daño ambiental generará prioritariamente la obligación de recomponer, según lo establezca la ley aplicable. El gobierno argentino establece los presupuestos mínimos para la protección del medio ambiente en tanto que las provincias y los municipios establecen los presupuestos específicos y las normas regulatorias.

Las leyes y reglamentaciones nacionales, provinciales y municipales relacionadas con la calidad ambiental en Argentina afectan nuestras operaciones. Estas leyes y reglamentaciones fijan estándares para determinados aspectos de la calidad ambiental, establecen penalidades y otras responsabilidades en caso de violación de dichos estándares y prevén la obligación de recomponer en determinadas circunstancias.

En general, nos encontramos sujetos a los requisitos de las siguientes leyes ambientales argentinas (incluidas sus disposiciones reglamentarias):

Constitución Nacional (artículos 41 y 43);
Ley de Política Ambiental Nacional N° 25.675;
Ley de Gestión Integral de Residuos de Origen Industrial y de Actividades de Servicio N° 25.612;
Ley de Residuos Peligrosos N° 24.051;
Ley de de Preservación de Recursos del Aire N° 20.284;
Ley de Gestión Ambiental de Aguas N° 25.688;
Ley de Gestión y Eliminación de Policlorobifenilos N° 25.670;
Código Penal; y
Código Civil, que establece las normas generales del derecho de daños.

Estas normas abordan cuestiones ambientales, incluyendo límites a la descarga de desperdicios asociados con las operaciones de hidrocarburos, investigación y limpieza de sustancias peligrosas, seguridad e higiene en el lugar de trabajo, reclamos de indemnización por daños y perjuicios a los recursos naturales y responsabilidad por hechos ilícitos extracontractuales respecto de sustancias tóxicas. Asimismo, estas leyes requieren, habitualmente, el cumplimiento de reglamentaciones y permisos asociados y disponen la imposición de sanciones en caso de incumplimiento.

Asimismo, estamos sujetos a muchas otras reglamentaciones nacionales, federales y municipales, incluyendo aquellas relativas al venteo de gas, derrames de petróleo, abandono de pozos, etc.

Mediante la Resolución Nº 404/94, la Secretaría de Energía modificó la Resolución Nº 419/93, y creó el Registro de Profesionales Independientes y Empresas Auditoras de Seguridad, los cuales pueden actuar con respecto a áreas de almacenamiento de hidrocarburos, refinerías de petróleo, estaciones de servicio de gas natural, plantas comercializadoras de combustibles y plantas de fraccionamiento de GLP en contenedores o cilindros. La resolución dispone que las auditorías externas de refinerías de petróleo, estaciones de servicio y todas las plantas de almacenamiento de combustibles deben ser realizadas por profesionales inscriptos en el Registro. Las compañías que fabrican y comercializan combustibles tienen prohibido suministrar esos productos a las estaciones de servicio que no cumplen con sus obligaciones. Las sanciones por no realizar las auditorias y las tareas de reparación o de seguridad incluyen la descalificación de plantas o estaciones de servicio de gas. Además hay un conjunto de obligaciones en relación con los sistemas subterráneos de almacenamiento de combustible, incluyendo un mecanismo para la notificación instantánea en caso de pérdidas o sospecha de pérdidas de las instalaciones de almacenamiento.

El citado Registro de Profesionales Independientes y Empresas Auditoras de Seguridad fue luego reemplazado, por medio de la Resolución N° 266/08 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, por el Registro de Universidades Nacionales para la Realización de Auditorías Técnicas, Ambientales y de Seguridad, por lo que las auditorías de los tanques de almacenamiento, bocas de expendio, refinerías de combustible, etc, debe ser realizado por las universidades nacionales allí inscriptas.

El 19 de julio de 2001, la Secretaría de Política Ambiental de la Provincia de Buenos Aires emitió la Resolución Nº 1037/01, ordenándonos limpiar determinadas áreas junto a la refinería de La Plata. La Resolución fue apelada a través de un procedimiento administrativo el cual aún no ha sido resuelto. Sin embargo, hemos comenzado trabajos con el fin de identificar soluciones técnicas posibles para el tratamiento de la contaminación histórica, mientras se reserva el hecho de que la reparación debe ser hecha por las partes responsables del daño ambiental. El gobierno argentino, de acuerdo con la Ley Nº 24.145, tiene la obligación de indemnizarnos por toda responsabilidad y mantenernos indemnes por hechos y reclamos emergentes antes del 1° de enero de 1991.

Durante el año 2005 la Secretaría de Energía, mediante la Resolución Nº 785/05, modificada por la Resolución N° 266/08 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, creó el Programa Nacional de Control de Pérdidas de Tanques Aéreos de Depósito de Hidrocarburos, una medida dirigida a reducir y corregir la contaminación ambiental causada por los tanques aéreos de depósito de hidrocarburos. Nosotros hemos comenzado a desarrollar e implementar un plan de auditoría técnica y ambiental según lo requerido por esta Resolución.

La descripción precedente de las principales normas ambientales argentinas es un simple resumen y no pretende ser una descripción global del marco regulatorio argentino en materia ambiental. El resumen se basa en las reglamentaciones argentinas relacionadas con asuntos ambientales vigentes a la fecha del presente Prospecto, estando las mismas sujetas a cambios.

Regulaciones ambientales estadounidenses

Las regulaciones federales, estaduales y locales relacionadas con la calidad de la salud, seguridad y el medio ambiente en los Estados Unidos, donde opera YPF Holdings, afectan a las operaciones de esta subsidiaria. Muchas de las operaciones estadounidenses de YPF Holdings, conducidas principalmente a través de Maxus Energy Corporation (“Maxus”), están sujetas a los requisitos de las siguientes leyes ambientales de los Estados Unidos:

Ley de Agua Potable Segura (Safe Drinking Water Act),
Ley de Agua Limpia (Clean Water Act),
Ley de Contaminación por Petróleo (Oil Pollution Act),
Ley de Aire Limpio (Clean Air Act),
Ley de Conservación y Recuperación de Recursos (Resource Conservation and Recovery Act),
Ley Nacional de Política Ambiental (National Environmental Policy Act),
Ley de Seguridad e Higiene Ocupacional (Occupational Safety and Health Act),
Ley Ómnibus de Responsabilidad, Indemnización y Respuesta Ambiental (Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act),y
otras leyes federales, estaduales y locales diversas

Estas leyes y regulaciones establecen diversas normas para determinados aspectos de la calidad de la salud, seguridad y el medio ambiente (incluyendo límites en descargas relacionadas con operaciones de petróleo y gas), disponen multas y sanciones penales y otras consecuencias (incluyendo límites a las operaciones y pérdida de los correspondientes permisos) por la violación de esas normas y establece procedimientos sobre el lugar de trabajo y otras operaciones, y en algunos casos, imponen obligaciones referidas a la denuncia, investigación y subsanación de daños, al igual que responsabilidades por indemnización de daños y perjuicios a los recursos naturales y responsabilidades por demandas de hechos ilícitos extracontractuales.

Impuestos

Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación están sujetos a impuestos federales, provinciales y municipales y aranceles aduaneros normales sobre las importaciones. La Ley de Hidrocarburos otorga a esos titulares una garantía legal contra nuevos impuestos y contra determinados incrementos impositivos a nivel provincial y municipal, salvo incremento general de impuestos.

En virtud de los Artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual de superficie que se basa en la cantidad de km² de cada área y que varía dependiendo de la etapa de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del permiso de exploración. El 17 de octubre de 2007, el Boletín Oficial publicó el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.454/07, el cual incrementó de manera importante el monto de las tasas de superficie de exploración y explotación expresadas en pesos argentinos que deben pagarse a las distintas jurisdicciones donde están ubicados los campos de hidrocarburos. Véase “Información sobre la Emisora - Exploración y Producción”.

Además, las “ganancias netas” (según la definición de la Ley de Hidrocarburos) de los titulares de permisos o concesiones, devengadas de la actividad como titulares de permisos o concesiones podrían estar sujetas a la aplicación de un impuesto especial a las ganancias del 55%. Este impuesto nunca fue aplicado. Cada permiso o concesión otorgado a una entidad distinta de nosotros ha dispuesto que el titular del permiso o concesión está sujeto, en cambio, al régimen tributario general argentino, y un decreto del Poder Ejecutivo dispone que nosotros estamos también sujetos al régimen tributario general argentino (actualmente 35% de impuesto a las ganancias).

Luego de la introducción de precios de mercado para los productos de petróleo downstream en conexión con la desregulación de la industria petrolera, la Ley Nº 23.966 estableció un impuesto, basado en el volumen, sobre las transferencias de determinados tipos de combustible, reemplazando al régimen anterior, el cual se basaba en el precio regulado. La Ley Nº 25.745 modificó, con vigencia a partir de agosto de 2003, el mecanismo para el cálculo del impuesto, reemplazando el antiguo valor fijo por litro según el tipo de combustible por un porcentaje aplicable al precio de venta, manteniendo el antiguo valor fijo como impuesto mínimo.

Derechos de Exportación

En 2002, el gobierno argentino comenzó a implementar derechos de exportación sobre las exportaciones de hidrocarburos. La tasa de exportación de crudo, butano, metano y GLP se situó en un 20%, y de naftas y combustible diesel en un 5%. En mayo de 2004, la Resolución N º 337/04 del Ministerio de Economía y Producción, aumentó los derechos de exportación sobre el crudo al 25%. Los derechos de exportación volvieron a incrementar de nuevo en 2004, cuando el Ministerio de Economía y Producción emitió la Resolución N º 532/04, en la cual se estableció un régimen progresivo de derechos de exportación para el crudo, con tasas que variaban del 25% al 45%, en función de la cotización del precio de referencia WTI en el momento de la exportación. Asimismo, en mayo de 2004, y de conformidad con la Resolución N º 645/04 del Ministerio de Economía y Producción, se establecieron derechos a la exportación de gas natural y líquidos de gas natural a una tasa del 20%. El derecho de exportación relativo al gas natural se incrementó de nuevo en julio de 2006, cuando el Ministerio de Economía y Producción aumentó la tasa al 45% y encargó a la Administración General de Aduanas para aplicar el precio fijado por el Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia como precio base para que se aplicara la nueva tasa de impuestos, con independencia del precio de venta real. Además, el 10 de octubre de 2006, el Ministerio de Economía y Producción impuso derechos de exportación relativos a las exportaciones de la provincia de Tierra del Fuego, que previamente estaban exentos de impuestos. Por otra parte, en mayo de 2007 el Ministerio de Economía y Producción aumentó un 25% los derechos de exportación sobre el butano, propano y gas licuado. No puede haber ninguna garantía en cuanto a los niveles futuros de derechos de exportación.

La Resolución N º 394/07 del Ministerio de Economía y Producción, con fecha 16 de noviembre de 2007, aumentó los derechos de exportación sobre las exportaciones de crudo y otros productos derivados del crudo. El nuevo régimen establece que cuando el precio del WTI sea superior al precio de referencia, fijado en U$S 60,9 por barril, el productor estará autorizado a cobrar U$S 42 por barril, siendo el resto retenido por el gobierno argentino como un impuesto a la exportación. Si el precio WTI internacional está por debajo del precio de referencia, pero superior a U$S 45 por barril, se aplicará una tasa de retención del 45%. Si dicho precio se sitúa por debajo de U$S 45 por barril, el impuesto a la exportación aplicable será determinado por el gobierno argentino en un plazo de 90 días hábiles. Mediante la Resolución N º 1/2013 del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, la Resolución N º 394/07 fue modificada, reemplazando los valores de referencia, U$S 70 por barril (modificando el valor de U$S 42) y U$S 80 (modificando el valor de U$S 60,9) relativo al crudo. Esto significa que cuando el precio internacional del crudo sea superior a U$S 80 por barril, el productor local estará autorizado a cobrar U$S 70 por barril, siendo el resto retenido por el gobierno argentino.

La Resolución N° 127 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país (abandonando el precio de referencia del Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia antes aplicable). Respecto del GLP (incluyendo propano, butano y mezcla) la Resolución N° 127 dispuso que en caso que el precio internacional del producto según informe diariamente la Secretaría de Energía se mantenga por debajo del valor de referencia que establece la Resolución N° 127 para cada producto (US$ 338/m³ para propano, US$ 393/m³ para butano, y US$ 363/m³ para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será del 45%. En caso de que el precio internacional supere al valor de referencia, el productor cobrará el monto máximo establecido por la Resolución para el producto en cuestión (US$ 233/m³ para propano, US$ 271/m³ para butano, y US$ 250/m³ para la mezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el gobierno argentino en concepto de derechos de exportación.

Además, el procedimiento de cálculo descripto anteriormente también se aplica a otros productos petrolíferos y lubricantes, basados en diferentes tipos de retención, precios de referencia y precios permitidos para los productores.

Repatriación de moneda extranjera

El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.589/89, relacionado con la desregulación de la industria upstream del petróleo, nos permitía a nosotros y a otras compañías dedicadas a actividades de producción de hidrocarburos en Argentina vender y disponer libremente de los hidrocarburos producidos. Adicionalmente, bajo el Decreto Nº 1.589/89, nosotros y otros productores de petróleo teníamos derecho a mantener fuera de la Argentina hasta el 70% del producido en moneda extranjera que recibimos por ventas de exportación de petróleo crudo y gas, pero debíamos repatriar el 30% restante a través de los mercados de cambio de la Argentina.

En julio de 2002 el Procurador General de la Argentina emitió un dictamen (Dictamen Nº 235) que efectivamente nos habría requerido liquidar el 100% de nuestros créditos por exportaciones en Argentina, en lugar del 30% establecido en el Decreto Nº 1.589/89, basado en el supuesto de que el Decreto Nº 1.589/89 había sido sustituido por otros decretos (Decreto Nº 530/91 y 1.606/01) emitidos por el gobierno. Luego de este dictamen, sin embargo, el gobierno argentino emitió el Decreto Nº 2.703/02 ordenando al Banco Central aplicar el régimen del 70%/30% establecido en el Decreto Nº 1.589/89. Sin embargo, la incertidumbre generada por la opinión del Procurador General de la Argentina resultó en reclamo tal como se describe en “Información contable - Litigios”.

El Decreto No. 1722/2011, del 26 de octubre de 2011, restableció el Decreto No. 2581/64 exigiendo que todas las empresas de petróleo y gas (incluida YPF), deben repatriar el 100% de sus créditos en moneda extranjera vinculados a exportaciones y negociarlas en el mercado único y libre de cambios (el “MULC”).

Otras regulaciones

Mediante la Resolución 130/2013 del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas publicada el 19 de abril de 2013 en el Boletín Oficial, se crea el Fondo Argentino de Hidrocarburos, que será un fideicomiso de administración en el que el Ministerio de Economía será fiduciante y Nación Fideicomisos S.A. será fiduciario. Dicho fondo administrará recursos con fin de otorgar préstamos o realizar aportes de capital o adquirir instrumentos financieros destinados a la ejecución de proyectos de exploración, explotación, industrialización o comercialización de hidrocarburos en relación a empresas hidrocarburíferas en las cuales el Estado Nacional tenga participación accionaria, o ejercicio de derechos económicos y políticos, por hasta un monto de US$2.000.000.000.

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

Información contable y operativa seleccionada

Los siguientes cuadros presentan nuestra información contable y financiera seleccionada seleccionada por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011. Dicha información debe leerse junto con los Estados Contables Consolidados Auditados y sus notas relacionadas, según se los define en el párrafo siguiente, y con la información que contienen las secciones “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera – Resumen de Información contable y operativa seleccionada” y “Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones”, en otra parte del presente Prospecto.

La información contable incluida en este Prospecto al 31 de diciembre de 2012 y 2011 y por los ejercicios finalizados en dichas fechas, surge de nuestros estados contables auditados (los “Estados Contables Consolidados Auditados”), incorporados al presente Prospecto, y la información contable incluída en el apartado indicado como “Información contable y financiera seleccionada al 31 de diciembre de 2010 y por el ejercicio finalizado en dicha fecha” lo cual surge de nuestros estados contables al 31 de diciembre de 2010 preparados conforme a las normas contables vigentes aplicables a la Sociedad a dicha fecha (normas contables vigentes previo a la aplicación de las NIIF). Nuestros Estados Contables Auditados han sido preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera, que referimos en el presente como las “NIIF”. Con respecto a estos últimos corresponde realizar la siguiente aclaración:

Adicionalmente, de acuerdo a lo establecido por la RG 609/12 de la CNV, el ajuste inicial imputado contra la cuenta resultados no asignados producto de la aplicación inicial de las NIIF (Ps. 3.648 millones) fue imputado a una reserva especial por la Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas celebrada el 30 de abril de 2013, en la cual se aprobaron asimismo los estados contables por el ejercicio a finalizar el 31 de diciembre de 2012. Dicha reserva no podrá desafectarse para efectuar distribuciones en efectivo o en especie entre los accionistas o propietarios de la Sociedad y sólo podrá ser desafectada para su capitalización o para absorber eventuales saldos negativos de la cuenta “Resultados no asignados”, de acuerdo a lo que dispone la Resolución antes mencionada.

Algunas de las cifras contenidas en este Prospecto han sido objeto de ajustes por redondeo. En consecuencia, las cifras indicadas como totales pueden no coincidir debido a dicho redondeo.

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2011
	En millones de Pesos
Síntesis de resultados (1) Información de los Estados de Resultados Consolidados(1):

Ingresos ordinarios (2)	67.174	56.211
Utilidad bruta	16.907	15.068
Gastos de comercialización	(5.662)	(5.438)
Gastos de administración	(2.232)	(1.822)
Gastos de exploración	(582)	(574)
Otros egresos, netos	(528)	(46)
Utilidad operativa	7.903	7.188
Resultados de inversiones en sociedades	114	685
Resultados financieros, netos	548	(287)
Utilidad neta antes del impuesto a las ganancias	8.565	7.586
Impuesto a las ganancias	(2.720)	(2.495)
Impuesto diferido	(1.943)	(646)
Utilidad neta del período	3.902	4.445
Otros resultados integrales del período	4.241	1.852
Resultado integral total del período	8.143	6.297




Otros indicadores
EBITDA (7)	18.20518.205	14.950
Margen de EBITDA (8)	27%	27%

	Al 31 de Diciembre de 2012			Al 31 de diciembre de 2011
	En millones de Pesos
Datos de los Balances Consolidados (1):
Efectivo y equivalentes de efectivo	4.747		1.112
Capital de trabajo (3)	(2.582)		(7.750)
Total del Activo	79.949		60.990
Préstamos corrientes y no corrientes (4)	(17.104)		(12.198)
Total del Pasivo	(48.689)		(37.570)
Total de Aportes de los Propietarios (5)	10.674		10.674
Total de Reservas (6)	7.758		3.064
Total de Resultados no Asignados	6.741		7.818
Total Otros Resultados Integrales	6.087		1.864
Patrimonio neto	31.260		23.420

Otros datos de los balances consolidados
Depreciación activos fijos y amortización de activos intangibles	8.281		6.499
Efectivo utilizado en la adquisición de activos fijos	16.403		12.156

Indicadores	0,88		0,63
Liquidez corriente (9)
Solvencia (10)	0,64		0,62
Inmovilización del Capital (11)	0,77		0,78
Rentabilidad (12)	0,14		0,19

(6) Al 31 de diciembre de 2012 se conformaba por Ps.2.007 Reserva legal, y Ps 5.751 millones de Reserva para inversiones, siendo las mismas de Ps. 2.007 millones de Reserva legal, y Ps. 1.057 millones de Reserva para futuros dividendos en 2011.

(7) El EBITDA se calcula excluyendo de la utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y y diferido y la depreciación de los bienes de uso y amortización de activos intangibles. Para conocer sobre la conciliación del EBITDA con la utilidad neta, véase “–Conciliación de EBITDA”.

(8) El margen de EBITDA se calcula dividiendo el EBITDA por nuestros ingresos ordinarios.

(9) Liquidez corriente es calculada como el cociente entre el Activo Corriente y el Pasivo Corriente.

(10) Solvencia es calculada como el cociente entre el Patrimonio Neto y el Pasivo Total.

(11) Inmovilización del Capital es calculado como el cociente entre el Activo No Corriente y el Activo Total.

(12) Rentabilidad es calculada como el cociente entre la Utilidad Neta y Patrimonio Neto promedio.

Conciliación de EBITDA

El EBITDA se calcula excluyendo de nuestra utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y diferido y la depreciación de los bienes de uso y amortización de activos intangibles. Nuestra Dirección considera que el EBITDA es un dato significativo para los inversores porque es una de las principales medidas utilizada por nuestra Dirección para comparar nuestros resultados y eficiencia con aquellos de otras empresas similares en la industria del petróleo y gas, excluyendo el efecto sobre la comparabilidad de las variaciones en la depreciación y amortización que resulta de las diferencias en el agotamiento de sus campos de petróleo y gas. Asimismo, el EBITDA es una medida habitualmente informada y ampliamente utilizada por analistas, inversores y otras partes interesadas en la industria del petróleo y gas. El EBITDA no es una medida explícita del rendimiento financiero según las NIIF, y puede no ser comparable con mediciones con denominación similar que utilizan otras empresas. El EBITDA no debe considerarse como una alternativa a la utilidad operativa, como indicador de nuestro rendimiento operativo, o como una alternativa a las variaciones del efectivo generado por las actividades operativas como medida de nuestra liquidez.

El siguiente cuadro muestra, para cada uno de los ejercicios indicados, nuestro EBITDA conciliado con la utilidad neta:

	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	En millones de Pesos
	2012	2011
Utilidad neta	3.902	4.445
Intereses generados por activos	(198)	(180)
Intereses generados por pasivos	1.557	1.045
Depreciación de los bienes de uso y amortización de activos intangibles	8.281	6.499
Impuesto a las ganancias	2.720	2.495
Impuesto diferido	1.943	646
EBITDA	18.205	14.950

Información contable y financiera seleccionada al 31 de diciembre de 2010 y por el ejercicio finalizado en dicha fecha


Síntesis de resultados conforme a PCGA Argentinos vigentes al 31 de diciembre de 2010 y aplicables a la Sociedad
	2010

Información de los Estados de Resultados Consolidados(1):	(en millones de Pesos)

Ventas netas (2)	44.162
Utilidad bruta	14.263
Gastos de administración	(1.429)

Gastos de comercialización	(3.015)


(Continúa en la página siguiente)

Síntesis de resultados conforme a PCGA Argentinos(1)
	2010

	En millones de Pesos
Gastos de exploración	(344)
Utilidad operativa	9.475
Resultados de inversiones no corrientes	79
Otros (egresos) ingresos, netos	(155)
Intereses generados por pasivos	(931)
Otros resultados financieros y por tenencia, netos	552
Utilidad neta antes del impuesto a las ganancias	9.020
Impuesto a las ganancias	(3.230)
Utilidad neta	5.790

Datos de los Balances Consolidados (1):
Caja y Bancos	570
Capital de trabajo (3)	(4.299)
Total del Activo	46.589
Préstamos corrientes y no corrientes (4)	7.789
Total del Pasivo	27.549
Total de Aportes de los Propietarios (5)	11.854
Total de Reservas (6)	2.839
Total de Resultados no Asignados	4.610
Patrimonio neto (7)	19.040
Otros Datos Contables Consolidados:
Depreciación de los bienes de uso	5.273
Efectivo aplicado a adquisiciones de bienes de uso	8.729
Otros indicadores
EBITDA (8)	15.106
Margen de EBITDA (9)	34%
Indicadores	0,749
Liquidez corriente
Solvencia	0,691
Inmovilización del Capital	0,725
Rentabilidad	0,315

(3) El Capital de Trabajo corresponde al total del Activo Corriente neto del total del Pasivo Corriente al 31 de diciembre de 2010 según estados contables auditados a dicha fecha.

(4) Los préstamos incluyen montos no corrientes por Ps 1.613 millones al 31 de diciembre de 2010 y deuda a corto plazo por 6.176 al 31 de diciembre de 2010.

(6) Al 31 de diciembre de 2010se conformaba por Ps. 2.243 millones de Reserva legal, y Ps. 596 millones de Reserva para futuros dividendos en 2010.

(8) El EBITDA se calcula excluyendo de la utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y la depreciación de los bienes de uso.

(9) El margen de EBITDA se calcula dividiendo el EBITDA por nuestras ventas netas. Vease “Conciliación de EBITDA para el ejercicio 2010”

Conciliación de EBITDA para el ejercicio 2010

El siguiente cuadro muestra, para el ejercicio 2010, nuestro EBITDA conciliado con la utilidad neta:

	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
			2010
	(en millones de pesos)

Utilidad neta		5.790
Intereses generados por activos		(118)
Intereses generados por pasivos		931
Depreciación de los bienes de uso		5.273
Impuesto a las ganancias		3.230
EBITDA		15.106

Reservas comprobadas, producción y otra información operativa

El siguiente cuadro presenta información sobre nuestras reservas, producción y otra información operativa para los ejercicios indicados, de acuerdo a información interna de la Sociedad

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2011	2010
Revisiones, extensiones, descubrimientos y mejoras en la recuperación de reservas comprobadas al cierre del ejercicio (1)
Petróleo (mmbbl)(2)	106	153	101
Gas (bcf)	255	270	352
Total (mmbpe) expenses	152	201	164
Reservas comprobadas al final del ejercicio
Petróleo (mmbbl)(2)	590	585	531
Gas (bcf)	2.186	2.361	2.533
Total (mmbpe) expenses	979	1.005	982
Reservas comprobadas desarrolladas al cierre del ejercicio
Petróleo (mmbbl) (2)	453	437	404
Gas (bcf)	1.807	1.760	1.948
Total (mmbpe) expenses	775	751	751
Producción promedio diaria del ejercicio
Petróleo (mbbl) (2)	275	274	293
Gas (mmcf)	1.179	1.208	1.346
Total (mbpe)(3) expenses	485	488	533
Capacidad de refinación(3)
Capacidad (mbbl/d)(3)	320	320	320
Distribución minorista al cierre del ejercicio
Estaciones de servicio (3)	1.535	1.557	1.622

El siguiente cuadro presenta información sobre nuestra producción y otra información operativa para los ejercicios indicados, la cual surge de nuestros datos internos.


	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
	2012	2011
Producción promedio diaria del ejercicio (3)
Petróleo (mbbl) (2)	275	274
Gas (mmcf)	1.179	1.208
Total (mbpe)	485	488
Capacidad de refinación(3)
Capacidad (mbbl/d)	320	320

Véase “Información de Emisora – Exploración y Producción – Reservas” para mayor información sobre nuestras reservas.
Incluye líquidos de gas natural.
De acuerdo a nuestra información interna.

Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones

El siguiente análisis debe leerse conjuntamente con nuestros Estados Contables Consolidados Auditados incluidos en este prospecto.

Panorama General

Somos la principal compañía de energía de la República Argentina y operamos una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los segmentos de upstream (“Exploración y Producción”) y downstream (“Refino y Marketing”) del país. Nuestras operaciones de upstream consisten en la exploración, explotación y producción de petróleo crudo, gas natural y GLP. Nuestras operaciones de downstream incluyen la refinación, comercialización, transporte y distribución de petróleo y de una amplia gama de productos de petróleo, derivados del petróleo, productos petroquímicos, GLP y biocombustibles. Además, estamos trabajando activamente en los sectores de separación de gas y distribución de gas natural tanto directamente como a través de nuestra participación en sociedades afiliadas. En 2012, nuestras ventas netas consolidadas fueron de Ps.67.174 millones y la utilidad neta consolidada de Ps.3.902 millones.

La mayoría de nuestras predecesoras eran empresas de propiedad del Estado cuyas operaciones se remontan a la década de 1920. En noviembre de 1992, el gobierno argentino sancionó la Ley de Privatización, que estableció los procedimientos mediante los cuales nuestra compañía se privatizaría. En julio de 1993, conforme a la Ley de 24.145 (la “Ley de Privatización), completamos una oferta internacional de 160 millones de acciones Clase D, que anteriormente fueran de propiedad del Estado nacional. Como resultado de esa oferta y de otras transacciones, hacia fines de 1993, el porcentaje de nuestro capital accionario de propiedad del gobierno argentino se redujo del 100% a aproximadamente el 20%

Desde 1999, y hasta la aprobación de la sanción de la Ley N° 26.741 (la “Ley de Expropiación”), éramos una sociedad controlada por Repsol YPF, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en gran parte del mundo. Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% de nuestro capital accionario desde el año 2000 hasta el año 2008, cuando Petersen Energía adquirió en diferentes momentos acciones que representan el 15,46% de nuestro capital social. Asimismo, Repsol YPF había otorgado opciones a favor de ciertas afiliadas de Petersen Energía para adquirir hasta un 10% adicional de nuestro capital social en circulación, la cual fue ejercida en mayo de 2011.

El 3 de mayo de 2012, el Congreso argentino sancionó la Ley de Expropiación. Entre otros asuntos, la Ley de Expropiación declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. representado por igual porcentaje de las acciones Clase D de dicha empresa, pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación, las cuales fueron declaradas de utilidad pública, serán distribuidas del siguiente modo: el cincuenta y un por ciento (51%) pertenecerá al Estado nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Argentina - El Estado nacional ejerce los derechos sobre las acciones sujetas a expropiación bajo la Ley 26.741 y se espera que la Sociedad sea operada conforme a la política energética de acuerdo con la mencionada ley”, “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación” y “Accionistas Mayoritarios y Transacciones con Partes Relacionadas.

La Ley de Expropiación establece que YPF continuará sus operaciones como una "sociedad anónima abierta" y la dirección de las acciones sujetas a expropiación se llevará a cabo de acuerdo con los siguientes principios: (i) la contribución estratégica de la Compañía a los objetivos establecidos en la Ley de Expropiación; (ii) la dirección de la Sociedad de acuerdo con las mejores prácticas de la industria y el gobierno corporativo, la preservación de los intereses de los accionistas de la Sociedad y la creación de valor para ellos, y (iii) la dirección profesional de la Compañía.

La información contenida dentro de este prospecto para el ejercicio 2012 y sus correspondientes comparativos, fue obtenida de nuestros Estados Contables Consolidados Auditadosy Memoria aprobados por el Directorio con fecha 11 de marzo de 2013.

Operaciones Upstream

Al 31 de diciembre de 2012, teníamos participación en más de 90 yacimientos de petróleo y gas en Argentina, lo cual representaba aproximadamente el 42% de la producción total de petróleo crudo del país, excluyendo líquidos de gas natural (“LGN”), y aproximadamente el 34% de su producción total de gas, incluyendo LGN, en 2011, de acuerdo con la información suministrada por la Secretaría de Energía de la República Argentina (“Secretaría de Energía”).
Teníamos reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012, de aproximadamente 590 mmbbl de petróleo, incluyendo condensados y líquidos de gas natural, y aproximadamente 2.186 bcf de gas, lo cual representa de acuerdo a nuestros cálculos un total de reservas de aproximadamente 979 mmbpe.
En 2012, produjimos aproximadamente 101 mmbbl de petróleo (275 mbbl/d), incluyendo condensados y líquidos de gas natural, y aproximadamente 4321 bcf de gas (1.179 mmcf/d).

Operaciones Downstream

Somos el principal refinador de la Argentina con operaciones en tres refinerías de nuestra exclusiva propiedad con una capacidad de refinación anual combinada de aproximadamente 116 mmbbl (319,5 mbbl/d). También tenemos una participación del 50% en Refinería del Norte S.A. (“Refinor”), una sociedad controlada conjuntamente con y operada por Petrobrás Energía S.A. (“Petrobras”), que cuenta con una capacidad de refinación de 26,1 mbbl/d.
Nuestra red de distribución minorista de combustibles al 31 de diciembre de 2011 comprendía 1.535 Estaciones de Servicio con la marca YPF y estimamos que contábamos con cerca del 33,9% de todas las estaciones de servicio de Argentina.
Somos uno de los más importantes productores petroquímicos en Argentina y el Cono Sur de América Latina, con operaciones llevadas a cabo en nuestras plantas de Ensenada y Plaza Huincul. Además, Profertil S.A. (“Profertil”), una sociedad controlada conjuntamente con Agrium Holdco Spain S.L. (“Agrium”), es productora líder de urea en el Cono Sur.

Presentación de Información Financiera

Nuestros Estados Contables Consolidados Auditados se presentan sobre la base de la aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por su sigla en inglés). Estos Estados Contables Consolidados Auditados son los primeros Estados Contables anuales de YPF que cumplen totalmente con las NIIF. La NIIF 1 “Adopción por Primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera”, ha sido aplicada en la preparación de estos Estados Contables.

Consolidamos totalmente los estados contables de las sociedades controladas en las cuales tenemos cantidad suficiente de acciones con derecho de voto para controlar la voluntad social.

Las participaciones en Uniones Transitorias de Empresas y otros contratos similares (“UTEs”) que otorgan a la Sociedad un porcentaje contractualmente establecido sobre los derechos de los activos y sobre las obligaciones que emergen del contrato (“operaciones conjuntas”), han sido consolidadas línea por línea, en función de la mencionada participación sobre los activos, pasivos, ingresos y gastos relacionados con cada contrato.

Con fecha 20 de marzo de 2009, la F.A.C.P.C.E. aprobó la Resolución Técnica N° 26 “Adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) del Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”)”. Dicha resolución ha sido aprobada por la CNV a través de la Resolución General N° 562/09 del 29 de diciembre de 2009, modificada esta última por la Resolución General N° 576/10 del 1 de julio de 2010, para ciertas entidades incluidas en la Ley de Mercado de Capitales. La aplicación de tales normas resultará obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio fiscal que se inicie el 1 de enero de 2012, con fecha de transición 1 de enero de 2011. Un detalle de los criterios adoptados en la transición a NIIF son provistas en la Nota 1 a nuestros Estados Contables Consolidados Auditados.

Por último, ciertos desgloses de petróleo y gas se incluyen en este prospecto bajo el título “Información complementaria de las actividades productoras de petróleo y gas (no auditada).

Información por segmentos

Reportamos nuestros negocios en los siguientes segmentos: (i) exploración y producción, que incluye las actividades de exploración y producción, las compras contractuales de gas natural y petróleo crudo, así como las ventas de petróleo crudo intersegmento y gas natural y sus derivados y generación eléctrica (“Exploración y Producción”); (ii) la refinación, transporte, compra y comercialización de petróleo y crudo que vendemos a terceros y productos destilados que vendemos a terceros y a otros segmentos de negocio (“Refino y Marketing”); (iii) la producción, transporte y comercialización de productos petroquímicos (“Química”). Las restantes actividades realizadas por el grupo YPF, que no encuadran en las mencionadas categorías, son agrupadas bajo la clasificación de “Administración Central y Otros”, que comprende principalmente los gastos y activos de la administración central, asuntos medioambientales relacionados con YPF Holdings (Véase la Nota 3 a nuestros Estados Contables Consolidados Auditados) y ciertas actividades de construcción.

Las ventas entre segmentos de negocio se realizaron a precios internos de transferencia establecidos por nosotros, que reflejan aproximadamente los precios de mercado doméstico.

Resumen de los Estados de Resultados Consolidados

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2011
	En millones de Pesos


Ingresos ordinarios	67.174	56.211
Utilidad bruta	16.907	15.068
Gastos de comercialización	(5.662)	(5.438)
Gastos de administración	(2.232)	(1.822)
Gastos de exploración	(582)	(574)
Otros egresos, netos	(528)	(46)
Utilidad operativa	7.903	7.188
Resultados de inversiones en sociedades	114	685
Resultados financieros, netos	548	(287)
Utilidad neta antes del impuesto a las ganancias	8.565	7.586
Impuesto a las ganancias	(2.720)	(2.495)
Impuesto diferido	(1.943)	(646)
Utilidad neta del ejercicio	3.902	4.445
Otros resultados integrales del ejercicio	4.241	1.852
Resultado integral total del ejercicio	8.143	6.297

Factores que afectan nuestras operaciones

Nuestras operaciones resultan afectadas por varios factores, entre los que se incluyen:

- el volumen del petróleo crudo, derivados del petróleo y del gas natural que producimos y vendemos;
las regulaciones sobre los precios internos;
las administraciones a las exportaciones por el Gobierno y requerimientos vinculados a la satisfacción de la demanda interna;
los precios internacionales del petróleo crudo y productos derivados del petróleo;
nuestras erogaciones en bienes de capital y la disponibilidad financiera para la Compañía;
los aumentos de costos;
la demanda de productos de hidrocarburos en el mercado local;
los riesgos operacionales, incluyendo huelgas y otras formas de protesta pública en el país;
los impuestos, incluyendo los impuestos sobre las exportaciones;
los controles de capital;
el tipo de cambio entre el peso argentino y el dólar estadounidense;
la revocación de nuestras concesiones en el caso de incumplimiento de ciertas disposiciones según lo establecido por las leyes y acuerdos con las provincias en Argentina;
la dependencia en la infraestructura y la red logística utilizada para entregar nuestros productos;
las leyes y reglamentaciones que afectan nuestras operaciones, tales como regulaciones vinculadas a importaciones; y
las tasas de interés.

Nuestro negocio es inherentemente volátil debido a la influencia de factores exógenos como ser la demanda interna, los precios de mercado, disponibilidad financiera para nuestro plan de negocio y sus correspondientes costos, y las regulaciones del gobierno. Consecuentemente, nuestra situación financiera pasada, los resultados de nuestras operaciones y las tendencias indicadas por los mismos y condición financiera podrían no ser indicativas de la condición financiera futura, resultados de las operaciones o tendencias en ejercicios futuros. Véase adicionalmente “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relaciones con el Gobierno argentino – La Ley de Expropiación”.

La utilidad operativa en 2012 aumentó aproximadamente 9,9% comparada con 2011. Este incremento fue atribuible, entre otros, al ajuste de los precios internos del gasoil y naftas y al incremento en los volúmenes vendidos de naftas y fuel oil. Adicionalmente, la utilidad operativa en 2011 fue adversamente afectada por la suspensión temporaria del programa de Petróleo Plus, cuyos efectos se extienden, con carácter retroactivo, a las presentaciones por beneficios ya realizadas por YPF al momento de la suspensión, que ascendió a Ps.431 millones. Los efectos positivos antes mencionados fueron parcialmente compensados por el incremento en la depreciación de activos fijos, incremento en regalías (impulsado principalmente por los mayores precios de petróleo crudo en boca de pozo), mayor costo de las ventas, así como los aumentos generalizados de costos, sobre todo costos de conservación, reparación y mantenimiento, los sueldos y los gastos de seguridad social y los costos de los servicios prestados por terceros. Este aumento en los costos obedece principalmente a nuestro aumento de la actividad y a las variaciones de los precios en la Argentina.

Condiciones macroeconómicas

La economía argentina ha experimentado volatilidad en las últimas décadas, caracterizadas por períodos de crecimiento bajo o negativo y elevados niveles variables de inflación. La inflación alcanzó su pico a fines de la década de 1980 y a principios de 1990. Debido a las presiones inflacionarias anteriores a la década del ´90, la moneda argentina se devaluó repetidas veces y la inestabilidad económica condujo a amplias fluctuaciones en el tipo de cambio real de la moneda argentina en comparación con el dólar estadounidense. A fin de subsanar estas presiones, los últimos gobiernos argentinos implementaron diversos planes y emplearon diversos sistemas de tipo de cambio.

En el último trimestre de 1998, las condiciones económicas adversas internacionales hicieron que la economía argentina entrara en recesión y que el PBI se redujera en términos reales un 3,4% en 1999, 0,8% en 2000 y 4,4% en 2001. Hacia fines de 2001, la Argentina sufrió un profundo deterioro en las condiciones sociales y económicas, acompañado de una elevada inestabilidad política y económica. Las restricciones al retiro de depósitos bancarios, el establecimiento de controles cambiarios, la suspensión del pago de la deuda pública argentina, y la derogación de la paridad uno a uno del peso con el dólar (con la consiguiente depreciación del peso contra el dólar) provocó la reducción en la actividad económica. El PBI real disminuyó el 10,9% en 2002, la inflación anual se incrementó al 41%, el tipo de cambio continuó altamente volátil, y el índice de desempleo subió a más del 20%. La inestabilidad política y económica no solamente restringió las actividades comerciales y financieras en Argentina sino que también restringió severamente el acceso del país a la financiación internacional.

El sólido crecimiento económico en las economías de los países desarrollados y los precios favorables de las materias primas desde 2003 hasta la primera mitad de 2008 y la implementación de nuevas políticas macroeconómicas allanaron el camino para la recuperación económica de Argentina. El PBI real creció a un promedio acumulado de 8,5% entre 2003 y 2008. Como consecuencia de la crisis económica global, la tasa de crecimiento de la Argentina desaceleró su ritmo en 2009 a 0,9%, pero se recuperó en 2010 y 2011 con un crecimiento de aproximadamente 9% cada año, de acuerdo con información preliminar. De acuerdo con estimaciones preliminares del INDEC, la economía argentina habría crecido 1,9% en el año 2012.

Durante 2012, la economía global continuó siendo afectada por la incertidumbre en cuanto a su recuperación de la recesión. Considerables desbalances fiscales y de cuentas corrientes, así como el endeudamiento significativo en varios países de la zona del euro seguían frenando la recuperación en esas economías, con efectos secundarios potencialmente negativos para el resto de Europa. El rasgo distintivo observado durante la última fase de la crisis mundial está dado en la disminución del ritmo de crecimiento de los países emergentes. Este comportamiento responde tanto a factores externos como internos. Entre los primeros se encuentra la reducción de los volúmenes de comercio por la menor demanda de los países avanzados. Por su parte, la demanda interna de las naciones emergentes, principalmente en China y Brasil, se vio afectada, entre otros, por el impacto de las políticas contractivas que habían adoptado ante la percepción de un potencial “recalentamiento” de sus economías. Según estimaciones del FMI, en 2012, el crecimiento económico mundial alcanzó el 3,2%, aunque la tasa de crecimiento o, en algunos casos, la contracción, varió significativamente de región a región. Además, según el FMI, la producción mundial se expandirá en aproximadamente un 3,5% en 2013. Durante 2013, uno de los focos de incertidumbre respecto de la evolución de la economía internacional se centrará en las negociaciones referidas a las cuentas fiscales en los Estados Unidos todo lo cual podría condicionar la trayectoria de la economía mundial.

El precio del petróleo crudo (cotización Brent) tuvo un comportamiento oscilante durante el año 2012. Pese a las perspectivas de la economía mundial, durante el primer trimestre 2012 manifestó una tendencia creciente, fundamentalmente como consecuencia de problemas de suministros en el este de África y el Mar del Norte, como así también a partir de problemas geopolíticos, especialmente en los principales países productores, que afectan el precio del barril, todo lo cual determinó que el barril de crudo alcance los US$ 123,41 barril al cierre del primer trimestre (frente a los US$ 108,09 al cierre de 2011), que representa un crecimiento de aproximadamente 14,17%. No obstante lo mencionado previamente, la profundización de los potenciales efectos de la crisis económica que afecta a las principales economías del mundo afectó las perspectivas de la actividad económica, impactando en consecuencia la cotización del crudo, el cual disminuyó a valores cercanos a US$ 95 por barril al cierre del segundo trimestre del corriente año. Luego de la disminución previamente mencionada, durante el segundo semestre de 2012 el precio del petróleo volvió a subir, como consecuencia a las crecientes tensiones entre algunos países occidentales e Irán por su programa nuclear, alcanzando los US$ 110,8 al cierre del año 2012.

En Argentina, los precios de los combustibles en el mercado doméstico se han incrementado en los últimos cinco años, aunque no han sido proporcionales a los aumentos o disminuciones de los precios internacionales para productos petroleros debido a las características de las regulaciones del mercado interno. No obstante lo antes mencionado, la diferencia entre los precios en el mercado doméstico de algunos productos con los precios internacionales ha disminuido fundamentalmente como consecuencia del aumento antes mencionado.

En 2005 Argentina completó con éxito la reestructuración de una parte sustancial de su deuda de bonos y canceló la totalidad de su deuda con el FMI. Además, en junio de 2010, Argentina completó la renegociación de aproximadamente el 67% de los bonos en default que no fueron canjeados en 2005. Como resultado de los canjes de 2005 y 2010, aproximadamente el 91% de la deuda de bonos del país que Argentina dejó de pagar en el año 2002 se ha reestructurado. Algunos acreedores no aceptaron la reestructuración. A finales de octubre de 2012, la Camara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York en Estados Unidos rechazó una apelación de la Argentina con respecto a una demanda de los tenedores de los canjes de deuda presentados en 2005 y 2010 y en relación con el pago de la deuda reclamada por ellos. Posteriormente, el 21 de noviembre de 2012, el Tribunal Federal del Distrito Sur de Nueva York ordenó al Gobierno argentino hacer un depósito de U.S.$ 1.330 millones en relación con el pago antes mencionado, el cual fue objeto de apelación por nuestro país. La Camara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York aceptó la solicitud de Argentina y suspendió la orden del 21 de noviembre. Recientemente, la Argentina presentó ante el Juzgado Segundo de Circuito de Apelaciones, de acuerdo con su solicitud, una propuesta de pago a los tenedores de bonos que no entraron oportunamente al canje de 2005 y 2010. Dicha propuesta ha sido rechazada por los demandantes el 19 de abril de 2012, y actualmente es analizada por los tribunales. En la actualidad, la calificación crediticia de la deuda soberana de la Argentina por Standard & Poor’s (S&P) es “B” (calificación no solicitada), con una perspectiva "negativa" desde octubre de 2012, mientras que Moody 's, que califica la deuda soberana de Argentina a "B3", ha mantenido su mirada de crédito de la Argentina como “negativa” desde octubre 2012.

Las finanzas públicas tanto a nivel nacional como provincial registraron un excedente primario consolidado superior al 3% del PBI entre 2004 y 2008, de acuerdo con el INDEC. Luego de una disminución en 2009, cuando, como consecuencia de una desaceleración de la actividad en general, el superávit primario alcanzó al 1,36%, durante 2010 el mismo alcanzó al 2,3% debido a que el aumento de los ingresos fiscales del gobierno superó al incremento del gasto público, de acuerdo al Banco Central. Durante el año 2011, los ingresos y gastos públicos crecieron a una tasa promedio del 32% y 25%, respectivamente, en comparación con 2010. Asimismo, de acuerdo al BCRA, la recaudación tributaria nacional continuó creciendo durante el año 2012. El alza estuvo impulsada por los impuestos ligados a la actividad económica local y al empleo. En 2013, los ingresos fiscales nacionales se esperan que continúen creciendo en línea con la evolución esperada de la actividad económica y los flujos de la actividad comercial, mientras que para el gasto primario se prevé una desaceleración de su ritmo de expansión, debido principalmente a la eliminación parcial y gradual de los subsidios por parte del Estado Nacional. Como resultado, el superávit presupuestario primario consolidado se espera que mejore en el 2013.

El índice anual de precios al por mayor, según el INDEC, aumentó el 8,8% en 2008, 10% en 2009, 14,6% en 2010, 12,7% en 2011 y basado en información preliminar 13,1% en 2012.

Después de la disminución en el comercio en 2009, causada principalmente por los bajos precios de los commodities y los efectos de una intensa sequía, las exportaciones e importaciones aumentaron durante el año 2010 y 2011. Las exportaciones de bienes industriales (en particular de la industria automotriz), así como las exportaciones agrícolas aumentaron sus niveles. Por su parte, las importaciones aumentaron aún más que las exportaciones, debido principalmente a la mayor actividad económica, que se tradujo en mayor necesidad de combustible, de bienes de consumo e intermedios, y de bienes de capital, de acuerdo con el BCRA. De acuerdo a estimaciones preliminares del INDEC (Instituto Nacional de Estadísticas y Censos), durante el período de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2012 la balanza comercial fue superavitaria en USD 12,7 millones, representando un aumento del 27% con respecto a igual período del año anterior. El total exportado fue de USD 81,2 millones contra USD 68,5 millones desembolsados en importaciones. Estos datos representaron una leve baja para las exportaciones y una disminución del 7% para las importaciones, comparándolos con 2011.

De acuerdo con el INDEC, el 6,9% de la población activa se encontraba desempleada en el tercer trimestre de 2012, 0,2 puntos porcentuales superiores a la tasa de 6,7% en el cuarto trimestre de 2011.

El tipo de cambio del peso argentino frente al dólar estadounidense al 31 de diciembre de 2012 fue de Ps.4.92/US$ 1,00, lo que refleja la depreciación del peso de aproximadamente 14,4% en comparación con el 31 de diciembre de 2011. Al 31 de diciembre de 2012 el saldo de reservas internacionales del BCRA ascendía a aproximadamente 43.000 millones de dólares.

No podemos predecir la evolución de acontecimientos macroeconómicos futuros, ni el efecto que probablemente tengan sobre nuestro negocio, la situación financiera o el resultado de nuestras operaciones. Véase “Información Clave sobre la Emisora- Factores de Riesgo-Riesgos relacionados con Argentina”.

El consumo de energía en Argentina ha aumentado significativamente desde 2003. Cabe señalar, sin embargo, que en noviembre de 2011, el Gobierno ordenó la eliminación de ciertos subsidios al gas, el agua y el consumo de electricidad que beneficiaban a las empresas en determinados sectores, clubes de campo y barrios con ciertos niveles de prosperidad. El crecimiento continuo en la demanda ha conducido a la escasez de combustible y cortes de energía eléctrica, apresurando al gobierno argentino a adoptar medidas adicionales a fin de asegurar el suministro interno. Al mismo tiempo, el crecimiento en la producción de ciertos productos hidrocarburíferos ha disminuido y en el caso de la producción de petróleo crudo ha decaído recientemente debido a la madurez de los yacimientos de petróleo y gas en Argentina. Como resultado de esta creciente demanda y de las medidas adoptadas por la autoridad regulatoria argentina para priorizar el suministro interno, los volúmenes de exportación de productos hidrocarburíferos, en particular del gas natural, han declinado sostenidamente durante este período. Al mismo tiempo, en el pasado reciente la Argentina ha aumentado las importaciones de gas natural y productos refinados.

El siguiente cuadro refleja la producción, las ventas, las exportaciones y las importaciones totales de petróleo crudo, gasoil y nafta correspondiente a los ejercicios indicados:


	2012	2011
Petróleo crudo en Argentina
Producción (mmbbl)	197,3	208,9
Exportaciones (mmbbl)	21,8	21,7
Importaciones (mmbbl)	-	-

Gasoil en Argentina
Ventas (mcm)(1)	14.076,4	14.680,2
Producción (mcm)	11.978,2	12.091,5
Exportaciones (mcm)	—	—
Importaciones (mcm)	1.348,7	1.994,8

Nafta en Argentina
Ventas (mcm)(1)	7.846,3	7.320,2
Produccion (mcm)	7.301,1	6.853,6
Exportaciones (mcm)	—	1,3
Importaciones (mcm) __________________	53,0	143,0

Incluye la totalidad de las ventas en el mercado local.

Novedades en materia política y regulatoria en Argentina, incluyendo la Ley de Expropiación

En la actualidad, la industria del petróleo y del gas en la Argentina se encuentra sujeta a ciertas políticas y regulaciones gubernamentales que hacen que (i) los precios internos que no siguen el ritmo de los precios vigentes en el mercado internacional y que hayan sido habitualmente más bajos que los precios vigentes en el mercado internacional, (ii) a regulaciones a la exportación e importación, (iii) a requerimientos respecto a la satisfacción de la demanda interna que nos obligan periódicamente a desviar la oferta del mercado externo o industrial para satisfacer la demanda de consumo interna residencial, (iv) a derechos de exportación cada vez más altos sobre los volúmenes de hidrocarburos que se permiten exportar, (v) mayores inversiones y requerimientos de gastos para satisfacer la demanda interna y (vi) incrementos de impuestos cada vez mayores. Véase “Información sobre la Emisora — Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino”. El gobierno argentino implementó estas medidas de administración de precios, de la exportación y políticas impositivas en un esfuerzo por satisfacer la creciente demanda del mercado local. Según se analiza en “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo” y en las demás secciones de este prospecto, las medidas adoptadas por el gobierno argentino han tenido y seguirán teniendo un impacto significativo sobre las empresas argentinas, incluyendo la nuestra.

El desarrollo de políticas y regulaciones relacionadas con la industria del petróleo y gas en Argentina incluyen, entre otros:

Administración de los precios. A fin de respaldar el crecimiento económico, el gobierno argentino ha buscado limitar los aumentos de los precios de hidrocarburos que podrían afectar directamente al consumidor final a través de una serie de políticas y medidas. No obstante lo anterior, y para determinados productos el Gobierno ha implementado ciertos incentivos a los precios e inversiones permitiéndole a las compañías recibir importes mayores que los obtenidos a través de los precios finales, principalmente en relación con las inversiones y ciertas ventas (Ver Programas de Gas y los programas de Refinación Plus y Petróleo Plus). Como resultado, las fluctuaciones en los precios internos de hidrocarburos de Argentina no han reflejado los aumentos o disminuciones al ritmo que los precios internacionales y regionales.
Administración a la exportación. Desde 2004, el gobierno argentino ha priorizado la demanda interna y ha adoptado políticas y regulaciones que restringen parcialmente la exportación de ciertos productos hidrocarburíferos. Estas regulaciones han impactado en nuestras exportaciones según se detalla en el apartado “—Caída en los volúmenes de exportación.”
Derechos de exportación. Desde la crisis económica en 2002, el gobierno argentino ha impuesto derechos de exportación respecto de ciertos productos hidrocarburíferos. Estos derechos han aumentado sustancialmente en los años siguientes al mismo tiempo que aumentaban los precios internacionales. Para una descripción de los derechos de exportación más recientes sobre exportaciones de hidrocarburos, véase “Precios internacionales del petróleo y del gas natural y derechos a la exportación en Argentina”.
Requerimientos de la demanda local. El gobierno argentino ha dictado decretos reglamentarios que requieren que los productores inyecten más gas natural que lo establecido en sus compromisos contractuales y que suministren otros productos hidrocarburíferos al mercado local. Como resultado de lo antedicho, hemos tenido que limitar nuestras exportaciones. Adicionalmente, hemos importado gasoil con el objetivo de satisfacer la demanda doméstica, lo que ha incrementado nuestros costos operativos, véase “Costo de Ventas”.
Programas de Gas. a) La Secretaría de Energía creó, bajo la Resolución N° 24/08 emitida el 13 de marzo de 2008, un programa denominado “GAS PLUS” para incentivar la producción de gas natural resultante de nuevos descubrimientos de reservas, nuevos yacimientos, tight gas, etc. El gas natural producido bajo el programa Gas Plus no estará sujeto a los precios fijados por el Acuerdo 2007-2011. Véase “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y relación con el Gobierno Argentino — Regulación del mercado-Gas Natural”, b) El 14 de febrero 2013 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 1/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”). Dicha resolución crea formalmente el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”. Bajo esta regulación, las empresas productoras de gas están invitadas a presentar proyectos para incrementar la inyección total de gas natural ("los proyectos") con la Comisión antes del 30 de junio 2013, a fin de recibir un precio de 7,5 USD / MBTU correspondiente a la inyección excedente. Los proyectos deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en la Resolución 1/2013, y estará sujeto a la aprobación por parte de la Comisión. Los proyectos tienen un plazo máximo de cinco (5) años, prorrogables a petición del beneficiario, por decisión de la Comisión. Si la empresa beneficiaria, para determinado mes, no llega al aumento de la producción comprometida de su proyecto y que fuera aprobado por la Comisión, tendrán que compensar su imposibilidad de alcanzar los valores mínimos de Inyección Total comprometidos en su Proyecto.
Programas Refinación Plus y Petróleo Plus. El decreto Nº 2.014/2008 del Ministerio de Planificación Federal, Inversiones y Servicios Públicos emitido el 25 de noviembre de 2008, creó los programas “Refinación Plus” y “Petróleo Plus” para incentivar (a) la producción de gasoil y naftas y (b) la producción de petróleo y el incremento de reservas a través de nuevas inversiones en exploración y producción. La Secretaría de Energía mediante Resolución SE Nº 1.312/2008 del 1 de diciembre de 2008 aprobó la reglamentación de estos programas. Estos programas dan derecho a las compañías de refinación que emprendan la construcción de una nueva refinería o la expansión de su capacidad de refinación y/o conversión y a las compañías productoras que incrementen su producción y reservas de acuerdo a los objetivos del programa, a recibir créditos fiscales sobre aranceles de exportación a ser aplicados en la exportación de productos alcanzados por la Resolución Nº 394/2007 y por la Resolución Nº 127/2008 (Anexo) emitidas por el Ministerio de Economía y Producción. En febrero 2012, a través de las Notas N° 707/12 y 800/12 de la Secretaría de Energía, YPF fue notificada que los beneficios concedidos en el marco de los programas Refinación y Petróleo Plus se encuentran suspendidos temporalmente. Las razones invocadas son que estos programas fueron creados en un contexto de precios locales bajos en relación con los precios actuales y que los objetivos de los programas fueron cumplidos.
Declaración jurada relativa a las importaciones. El 5 de enero de 2012, la Administración Federal de Ingresos Públicos o “AFIP” emitió la Resolución N° 3252, la cual requiere a los importadores la presentación de una declaración jurada (Declaración Jurada Anticipada de Importación) con anterioridad a la emisión de la orden de compra para concertar sus operaciones de compras en el exterior, con efecto desde el 1 de febrero de 2012. Dependiendo de la naturaleza de la mercadería a importar, o a otras condiciones establecidas, ciertos organismos del Estado, podrían tener acceso a esta declaración y formular objeciones. Los criterios para la aprobación o rechazo de de la declaración jurada no están legalmente definidos.
Reporte de información de Servicios realizados por prestadores situados en el exterior. El 9 de febrero de 2012, la AFIP emitió la Resolución N° 3276 (modificada por la Resolución N° 3307/12), la cual requiere tanto a individuos o compañías argentinas que contraten servicios de prestadores situados en el exterior, cuando los importes a pagar igualen o superen los U.S.$100.000, que presenten una declaración jurada (Declaración Jurada Anticipada de Servicios) respecto a dichos servicios, con efecto al 1 de abril de 2012.

Recientemente, la Ley de Expropiación declaró el logro de la autosuficiencia en el suministro de hidrocarburos, así como en la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, un interés público nacional y una prioridad para la Argentina. Además, declara como objetivo garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleos, el aumento de la competitividad de diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sostenible de las provincias argentinas y regiones. Con fecha 25 de julio de 2012 se publicó el Decreto N° 1.277/2012 reglamentario de la Ley N° 26.741, constituyendo las disposiciones allí establecidas el “Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina”. Entre otros, el decreto mencionado establece: la creación de un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”) quien elaborará anualmente, en el marco de la Política Hidrocarburífera Nacional, el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas en el cual deberán inscribirse los sujetos que realicen actividades de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos y combustibles; y la obligación de los sujetos inscriptos de presentar antes del 30 de septiembre de cada año su Plan Anual de Inversiones, incluyendo un detalle de sus metas cuantitativas en materia de exploración, explotación, refinación y/o comercialización y transporte de hidrocarburos y combustibles, según corresponda. Asimismo, deberán informar sus planes en materia de mantenimiento y aumento de reservas, incluyendo: a) su plan de inversiones en exploración; b) su plan de inversiones en recuperación primaria de reservas; y c) su plan de inversiones en recuperación secundaria de reservas, el cual será analizado por la Comisión; la Comisión adoptará las medidas de promoción, fomento y coordinación que estime necesarias para el desarrollo de nuevas refinerías en el Territorio Nacional, que permitan garantizar el crecimiento de la capacidad de procesamiento local de acuerdo a las metas y exigencias del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; en materia de precios, y según lo dispone el Decreto, a los fines de asegurar precios comerciales razonables, la Comisión establecerá los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno. Asimismo, publicará precios de referencia de cada uno de los componentes de los costos y precios de referencia de venta de hidrocarburos y combustibles, los cuales deberán permitir cubrir los costos de producción atribuibles a la actividad y la obtención de un margen de ganancia razonable. El incumplimiento de las disposiciones del Decreto y normas complementarias podrá dar lugar a las siguientes sanciones: multa; apercibimiento, suspensión o eliminación del registro a que se refiere el artículo 50 de la Ley Nº 17.319; nulidad o caducidad de las concesiones o permisos. A su vez, el mencionado Decreto deroga aquellas disposiciones de los Decretos N° 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89 (los “Decretos de Desregulación”) que establecían, entre otras cuestiones, el derecho a la libre disponibilidad de la producción de hidrocarburos.

Véase “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – La Ley de Expropiación”. Tras la aprobación de la Ley de Expropiación, el gobierno argentino obtuvo el control de la Compañía. Véase “Información Clave sobre la Emisora- Factores de Riesgo-Riesgos relacionados con Argentina - El Estado nacional ejerce los derechos sobre las acciones sujetas a expropiación bajo la Ley 26.741 y se espera que la Sociedad sea operada conforme a la política energética de acuerdo con la mencionada ley”.

Caída en los volúmenes de exportación

Los volúmenes exportados de varios de nuestros productos de hidrocarburos han registrado una importante caída, provocada principalmente por el aumento en la demanda interna, a la administración a la exportación, y por las caídas en la producción. Este cambio de exportaciones a ventas internas ha tenido un impacto sobre los resultados de nuestras operaciones, ya que los precios de los hidrocarburos en el mercado local en general, debido a la administración de los precios, no han mantenido el mismo nivel que los precios internacionales y regionales. No obstante lo anterior, como resultado de las retenciones a las exportaciones que afectan a los productos de hidrocarburíferos Véase “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – Exploración y Producción, el efecto mencionado en relación con la venta de determinados productos en el mercado interno en lugar del mercado internacional actualmente no difiere considerablemente, a pesar de resultar en menores precios netos (luego de retenciones a las exportaciones) que aquellos que prevalecen en los mercados internacionales (Véase "Precios internacionales del petróleo y del gas natural y derechos a la exportación en Argentina ").

El siguiente cuadro muestra, para los ejercicios indicados, los volúmenes exportados de algunos de nuestros principales productos de hidrocarburos.


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre
	2012	2011
	(unidades vendidas)
Producto
Gas Natural (mmcm)	45	91
Naftas (mcm)	184	290
Fuel oil (mtn)(1)	544	490
Petroquímicos (mtn)	335	334

(1) Incluye ventas bunker por 544 y 490 mtnpara los ejercicios 2012 and 2011, respectivamente.

Debido a los menores volúmenes de exportación de los productos indicados precedentemente y al aumento en los derechos de exportación, la parte de nuestras ventas netas correspondientes a exportaciones disminuyeron en forma constante en los últimos años. Las exportaciones representaban 11,5% y 14.2%, de nuestras ventas netas consolidadas en 2012 y 2011, respectivamente. Las retenciones a las exportaciones son contabilizadas como gastos impositivos en nuestros Estados Contables Consolidados Auditados.

El gobierno argentino requiere que las compañías que prevén exportar petróleo crudo, gasoil y GLP obtengan la autorización previa de la Secretaría de Energía demostrando que se ha satisfecho la demanda interna de esos productos. Desde 2005, como la producción local de gasoil en general no ha sido suficiente para satisfacer las necesidades del consumo en la Argentina, se han restringido sustancialmente las exportaciones de dicho producto.

Precios internacionales del petróleo y del gas natural y derechos a la exportación en Argentina

Desde la crisis económica de 2002, a fin de priorizar la demanda interna, el gobierno argentino ha impuesto ciertos derechos a la exportación de algunos productos hidrocarburíferos. Estos gravámenes han aumentado en forma sustancial en los años siguientes a la par que los precios internacionales han mostrado subas repentinas. Para una descripción de estos derechos y precios de referencia véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Regulación del Mercado” y “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – Impuestos”.

Estos derechos a la exportación han afectado de manera significativa la rentabilidad de las exportaciones de hidrocarburos. Además, contribuyeron a que cambiáramos las exportaciones por las ventas internas, conforme se describe en “—Caída en los volúmenes de exportación”, y a una disminución en los precios de paridad de exportación.

Maduros y nuevos activos de petróleo y gas

La mayoría de los yacimientos productores de petróleo y de gas de la compañía en Argentina son maduros y, como consecuencia, nuestras reservas y la producción tienden a disminuir a medida que se consumen las reservas. Esta situación implica el desafío de reemplazar nuestras reservas comprobadas con reservas provenientes de otras categorías. Sin embargo, la continua revisión técnica integral de nuestros yacimientos de petróleo y gas nos permite identificar oportunidades para rejuvenecer los campos maduros y optimizar el desarrollo de nuevos campos en las cuencas argentinas, con el objetivo de alcanzar resultados similares a los de los campos maduros en otras regiones del mundo que han logrado sustancialmente mayores factores de recuperación con la aplicación de nuevas tecnologías. Además, la compañía ha completado la renovación de la mayoría de sus concesiones y las más recientes, con términos y condiciones relativamente más favorables, permitiendo el desarrollo de proyectos estratégicos relacionados con inyección de agua, recuperación mejorada de petróleo y los recursos no convencionales, los cuales representan una importante oportunidad no solo para la compañía sino también para Argentina.

Durante 2012, la compañía continuó delineando el potencial de su principal play no convencional en la actualidad, la formación Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina. Además, hemos demostrado productividad en otros, por los cuales la compañía ha firmado algunos memorándums de entendimiento con ciertas compañías, destinados al desarrollo de los activos con un enfoque de factoría de perforación, para ser implementados en los próximos años. Dichos memorándums están sujetos a al acuerdo de ciertas cláusulas y por lo tanto no están en vigencia a la fecha de este documento.

Esperamos que los desarrollos no convencionales requieran una mayor inversión en los próximos años, principalmente en relación con la formación Vaca Muerta. Con estas inversiones se esperan obtener importantes economías a escala e incrementar significativamente las tasas de recuperación desde este play de recursos. Otros plays de recursos, prospectos no convencionales, existentes en Argentina han posicionado al país entre los más atractivos a nivel mundial en relación al potencial de recursos no convencionales. Sin embargo, la viabilidad financiera de estas inversiones y los esfuerzos en la recuperación de reservas dependerán principalmente de las condiciones económicas y regulatorias en Argentina, como asi también de los precios de mercado de los productos hidrocarburiferos.

A fin de mantener las altas tasas de utilización de nuestras refinerías, además de producir en nuestros campos, compramos petróleo crudo y gas a natural a terceros. Estamos seguros de que el liderazgo de YPF en el mercado ofrece una oportunidad única de incrementar y mejorar la capacidad de refinación necesaria para acompañar el aumento de la producción de crudo, mientras que la sustitución de importación de energía ofrece la oportunidad de comercializar el incremento en la producción de gas natural.

Costo de ventas

El costo de ventas representó el 74,8% y 73,2% de nuestras ventas netas consolidadas en 2012 y 2011, respectivamente. Nuestro costo de ventas aumentó entre 2011 y 2012, atribuible principalmente a: un aumento en las compras de petróleo crudo a terceros, impulsado por el aumento del precio del petróleo en el mercado interno, durante 2012; un incremento en las regalías, dada principalmente por mayores precios de crudo en boca de pozo como resultado de lo expuesto anteriormente; mayores costos laborales; mayores costos relacionados con la renegociación de ciertos contratos de servicios a partir de la actualización de tarifas; y mayores depreciaciones de activos fijos como resultado de mayores inversiones en activos fijos y revalorización de activos en Pesos, como resultado de la moneda funcional de la Companía.

Estacionalidad

Históricamente, nuestros resultados han estado sujetos a fluctuaciones estacionales a lo largo del año, especialmente como resultado de la mayor venta de gas natural durante el invierno. Después de la devaluación de 2002, y como consecuencia del congelamiento del precio del gas natural impuesto por el gobierno argentino, se diversificó el uso de este combustible, generándose un aumento en su demanda de largo plazo durante todo el año. No obstante, todavía son típicamente mucho más altas en invierno las ventas de gas natural al sector residencial del mercado local argentino, cuyos precios son significativamente menores que los de otros sectores de dicho mercado.

No obstante lo anterior, recientemente el gobierno ha aprobado la Resolución N° 1/2013 sobre la Comisión de Planificación y Coordinación Estrategica del Plan Nacional de Inversiones en Hidrocarburos. Dicha resolución crea formalmente “Programa de Estímulo de inyección de gas natural adicional”. Bajo esta regulación, las compañías productoras de gas están invitadas a presentar Proyectos para incrementar la inyección total de gas natural (“los proyectos”) con la Comisión antes del 30 de junio de 2013, a fin de recibir un precio de 7,5 U$S/MBTU para todo el gas inyectado por encima de un cierto nivel (Inyección Adicional). El proyecto deberá cumplir con los requisitos establecidos en la Resolución N° 1/2013, y estará sujeto a la aprobación de la Comisión. Por ejemplo, los proyectos tienen un plazo máximo de cinco (5) años, prorrogables a pedido del beneficiario y aprobado por la Comisión. Si la empresa beneficiaria, en un determinado mes, no alcanza al aumento de producción comprometido en su proyecto, aprobado por la Comisión, tendrá que compensarlo su imposibilidad de alcanzar la inyección minima comprometida en su proyecto.

Criterios contables relevantes

Con fecha 20 de marzo de 2009, la FACPCE aprobó la Resolución Técnica Nº 26, “Adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) del Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB). Dicha resolución fue aprobada por la CNV a través de la Resolución General Nº 562/09 del 29 de diciembre de 2009, (modificada esta última por la Resolución General Nº 576/10 del 1 de julio de 2010), para ciertas entidades incluidas en la Ley de Mercado de Capitales. La aplicación de tales normas resultará obligatoria para YPF a partir del ejercicio que se inicie el 1 de enero de 2012. Desgloses sobre la transición de los PCGA argentinos a las NIIF se proporcionan en la Nota 1.b de nuestros Estados Contables Consolidados Auditados.

Nuestros criterios contables se describen en las Notas 1 y 2 de los Estados Contables Consolidados Auditados. Las NIIF nos exigen que en los estados contables efectuemos estimaciones y presunciones que pueden afectar los montos informados de activos y pasivos, ingresos y gastos, y las exposiciones de activos y pasivos contingentes. Los resultados reales pueden diferir de dichas estimaciones. Consideramos las siguientes políticas para ser más críticos en la comprensión de los juicios que están involucrados en la preparación de nuestros estados financieros y las incertidumbres que podrían afectar nuestros resultados de las operaciones, situación financiera y flujos de efectivo.

Moneda functional y moneda de presentación. Ver Nota 1.c.1) a los Estados Contables Consolidados Auditados;
Deterioro de activos fijos. Ver Nota 1.c.8) a los Estados Contables Consolidados Auditados;
Depreciación de propiedades productoras de petróleo y gas. Ver Nota 1.c.6) a los Estados Contables Consolidados Auditados;
Obligaciones de abandono de pozos de hidrocarburos. Ver Nota 1.c.6) a los Estados Contables Consolidados Auditados;
Pasivos ambientales, acciones legales y otras contingencias. Ver Notas 3 y 11 a los Estados Contables Consolidados Auditados;
Determinación del cargo por impuesto a las ganancias y de impuesto diferido. Ver Nota 10 a los Estados Contables Consolidados Auditados.

Adicionalmente, con relación a la estimación de reservas de petróleo y gas, véase “Exploración y Producción – Reservas de Petróleo y Gas”

Principales Rubros del Estado de Resultados

La siguiente es una breve descripción de las partidas principales de nuestra cuenta de resultados.

Ingresos Ordinarios

Las ventas netas comprenden principalmente nuestras ventas consolidadas de combustibles refinados y no refinados y productos químicos, netas del pago del impuesto a la transferencia de combustibles correspondiente y el impuesto a los ingresos brutos. Las retenciones a las exportaciones son registradas como gastos de comercialización en nuestro estado de resultados integrales consolidados. Las regalías correspondientes a nuestra producción se contabilizan como costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas. Véase “ Información sobre la Emisora - Exploración y Producción - Producción de petróleo y gas, los precios de producción y costos de producción" y la Nota 1.c.16) a los Estados Contables Consolidados Auditados.

Costo de Ventas

El siguiente cuadro presenta, para cada uno de los ejercicios indicados, un desglose de nuestro costo de ventas consolidado por categoría (cifras expresadas en millones de Pesos):


	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
	2012	2011
Existencia al inicio	6.006	3.748
Compras en el año	17.974	17.679
Costos de producción (1)	32.374	25.354
Diferencia de conversión	835	368
Existencia al final del año	(6.922)	(6.006)
Costo de ventas	50.267	41.143

(1) La siguiente tabla presenta, para cada uno de los años indicados, un desglose de los costos de producción consolidadas por categoría:


	2012	2011 (*)
	Cifras en millones de Pesos
Sueldos y cargas sociales	3.229	2.430
Honorarios y retribuciones por servicios	251	247
Otros gastos de personal	782	684
Impuestos, tasas y contribuciones	590	426
Regalías, servidumbres y cánones	4.444	3.518
Seguros	208	160
Alquileres de inmuebles y equipos	1.315	943
Depreciación de bienes de uso	7.832	6.141
Amortización de activos intangibles	90	61
Materiales y útiles de consumo	1.447	989
Contrataciones de obras y otros servicios	2.555	3.006
Conservación, reparación y mantenimiento	5.690	3.988
Compromisos contractuales	212	88
Transporte, productos y cargas	2.002	1.211
Combustible, gas, energía y otros	1.727	1.462
Total	32.374	25.354

(*) De acuerdo a información interna de la Emisora.

Otros (egresos) ingresos netos

La cuenta Otros (egresos) ingresos netos comprende principalmente previsiones para juicios pendientes y otros reclamos, costos estimados para trabajos de remediación ambiental y provisiones para planes de beneficios definidos y otros beneficios post-jubilatorios.

Resultados financieros y por tenencia

Los resultados financieros y por tenencia incluyen en el valor neto de las ganancias y pérdidas por intereses ganados y perdidos y diferencias de cambio.

Impuesto a las ganancias

Las tasas impositivas efectivas para los ejercicios analizados en este prospecto difieren de la tasa legal del impuesto de sociedades en la Argentina (35%) principalmente debido a la registración del impuesto diferido como resultado del efecto de la aplicación de la tasa actual del impuesto (35%) en la diferencia generada entre la valuación fiscal de los bienes de uso y activos intangibles (para los cuales no es aceptable cualquier remedición de su valor original en pesos bajo la ley de impuesto a las ganancias) y su valor contable bajo NIIF, medido en su moneda funcional y convertido a pesos tal como se describe en la Nota 1.c.1) a nuestros Estados Contables Consolidados Auditados. Véase Nota 10 de los Estados Contables Consolidados Auditados.

Resultados de las Operaciones

Resultados consolidados de las operaciones en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011

La siguiente tabla muestra cierta información financiera como porcentaje de ventas netas para los años indicados.

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2011
	(porcentaje de ingresos ordinarios)


Ingresos ordinarios	100,0%		100,0%
Costo de ventas	(74,8)		(73,2)
Utilidad bruta	25,2		26,8
Gastos de administración	(3,3)		(3,2)
Gastos de comercialización	(8,4)		(9,7)
Otros egresos, netos	(0,8)		(0,1)
Gastos de exploración	(0,9)		(1,0)
Utilidad operativa	11,8		12,8

Los siguientes cuadros presentan, para los ejercicios indicados, el volumen y precio de las ventas consolidadas que realizamos de nuestros principales productos en el mercado local y externo, respectivamente.


Mercado Local		Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
		2012		2011
Producto		Unidades	Precio promedio por unidad (1)	Unidades	Precio promedio por unidad (1)
	vendidas		vendidas
			(en pesos)		(en pesos)
Gas natural		12.176 mmcm	375/mcm	12.170 mmcm	341/mcm
Gasoil		8.029 mcm	3.409/m3	8.546 mcm	2.613/m3
Naftas		4.128 mcm	3.000/m3	3.884 mcm	2.400/m3
Fuel oil		736 mtn	2.467/ton	353 mtn	1.997/ton
Petroquímicos		609 mtn	3.210/ton	665 mtn	2.669/ton

(1) Los precios promedio indicados son netos de impuestos a la transferencia de combustibles a pagar por los consumidores en el mercado interno.


Exportaciones		Por el período finalizado el 31 de diciembre de
		2012		2011
Producto		Unidades	Precio promedio por unidad (1)	Unidades	Precio promedio por unidad (1)
	vendidas		vendidas
			(en pesos)		(en pesos)
Gas natural		45 mmcm	3.096/mcm	91 mmcm	2.115/mcm
Naftas		131 mcm	4.398/m3	290 mcm	2.730/m3
Fuel oil		544 mtn	2.777/ton	490 mtn	2.507/ton
Petroquímicos(2)		335 mtn	4.521/ton	334 mtn	4.038/ton

(1) Los precios promedio indicados son antes de retenciones a las exportaciones aplicables a nuestro cargo.

(2) Incluye exportaciones de refinado parafínico.

Ingresos Ordinarios

Los ingresos ordinarios correspondientes al año 2012 fueron de $ 67.174 millones, lo que representa un aumento del 19,5% en comparación con la suma de $ 56.211 millones correspondiente a 2011. La evolución y comportamiento del mercado interno de hidrocarburos en términos de volumen demuestra una vinculación directa con el comportamiento de las variables macroeconómicas que afectan a la Argentina, principalmente en lo que respecta a nuestros principales productos. Consecuentemente, durante el corriente año la evolución de los principales sectores productivos en la Argentina se ha visto afectada, entre otros, por el impacto de condiciones climáticas adversas sobre la campaña agrícola 2011/2012, reduciendo el nivel de cosechas y por ende los volúmenes demandados de gasoil. En este orden, dentro de las principales causas que determinaron la variación en los ingresos de la Sociedad antes mencionados, se destacan:

Con respecto a las ventas de gas oil, durante 2012 y comparado con 2011 el monto de ingresos tuvo un efecto neto positivo de aproximadamente $ 5 mil millones. Dentro de este contexto, el precio promedio obtenido por la Sociedad para el mix de gasoil representó durante 2012 un incremento de aproximadamente 30% respecto al precio promedio obtenido en 2011. El efecto antes mencionado fue parcialmente compensado con la disminución en los volúmenes comercializados de aproximadamente 6,0%. Esto último se manifestó fundamentalmente en nuestro producto Ultradiesel en prácticamente todos los segmentos comerciales, no obstante haber sido compensada la disminución que se produjo en el segmento estaciones de servicio de dicho producto con volúmenes de nuestro nuevo combustible Diesel 500;
Contrariamente a lo mencionado previamente, durante 2012 se produjo un incremento en los volúmenes despachados de naftas (Premium y especialmente Súper) de aproximadamente 6,3%. Adicionalmente, durante 2012 el precio promedio obtenido por la Sociedad para el mix de naftas representó un incremento de aproximadamente 25% respecto al precio promedio obtenido en 2011;
En términos de fuel oil, los volúmenes comercializados localmente durante 2012 se incrementaron aproximadamente 108% respecto a 2011, los cuales son destinados fundamentalmente a la generación de electricidad. Adicionalmente, el precio promedio del producto antes mencionado se incrementó durante 2012 aproximadamente 24% con relación a 2011.
Con relación a las ventas de gas natural en el mercado doméstico, el volumen comercializado por la Sociedad durante 2012 prácticamente no tuvo variaciones respecto a 2011, no obstante mostrar una recomposición en el precio promedio obtenido durante 2012 lo cual implicó un incremento de ingresos de aproximadamente $ 420 millones.

En cuanto al precio internacional de referencia del petróleo crudo, cabe mencionar que el precio del barril de crudo Brent se mantuvo casi sin modificación en su promedio del año 2012 y con respecto al promedio del año anterior.

Adicionalmente, durante el año 2011 el resultado operativo se vio afectado por la reversión del saldo oportunamente reconocido por la Sociedad correspondiente al Programa Petróleo Plus, el cual fuera suspendido a comienzos del año 2012 y con relación a toda presentación pendiente de autorización, por un monto neto de $ 431 millones. Asimismo, durante 2012 y a partir de la renegociación de ciertas concesiones, la Sociedad registró el efecto total correspondiente a créditos vinculados a desbalances de gas a su favor y con relación a otros socios, todo ello conforme los derechos contractuales pertinentes, todo lo cual representó un efecto neto positivo entre ambos períodos de aproximadamente $ 194 millones.

Para más información sobre nuestras ingresos ordinarios para los ejercicios mencionados anteriormente, véase "-Los resultados de las operaciones por segmento de negocio para los ejercicios terminados el 31 de diciembre 2012 y 2011."

Costo de Ventas

El costo de ventas en 2012 fue de $ 50.267 millones, en comparación con los $ 41.143 millones en 2011, lo que representa un aumento del 22,2%. En cuanto a las principales causas de la variación, se destacan:

Aumento en las regalías de crudo, fundamentalmente por la mayor valorización en boca de pozo (como marco de referencia, el precio de compra promedio durante 2012 ascendió a US$ 72,0 por barril, mientras que en 2011 el mismo fue de US$ 59,7, todo lo cual tiene asimismo un mayor impacto -mayor variación- si se lo expresa en Pesos, atento a la devaluación promedio de 10,3% ocurrida durante 2012). Adicionalmente, el monto de regalías correspondientes al año 2012 se vio incrementado como consecuencia de los mayores volúmenes de crudo producidos (la producción de crudo se incrementó 2,5% durante 2012), y por el aumento de las alícuotas registrados en aquellas provincias en las cuales se han renovado las concesiones recientemente, como Mendoza a finales de 2011 y Santa Cruz a finales del presente año 2012.
Incremento en las tarifas pagadas por contrataciones de obras y servicios vinculados a la actividad de la Sociedad. Lo mencionado previamente tiene su origen fundamentalmente en las negociaciones llevadas a cabo por la Sociedad con los proveedores, teniendo en consideración que en algunos casos implicaron la actualización de tarifas vigentes desde 2010, con el consiguiente impacto acumulado durante 2012 en los costos operativos de este año. Adicionalmente, la mayor actividad desarrollada durante 2012, tanto en lo vinculado a los recursos no convencionales como así también a sus yacimientos maduros, ha resultado en un incremento de los costos operativos del corriente año; los resultados potenciales de estos esfuerzos, sujetos al riesgo propio de la industria, no son observables en el corto plazo y, como tal, se espera comenzarán a dar sus frutos en un futuro próximo.
Incrementos salariales fundamentalmente a partir de las negociaciones y acuerdos con las entidades de representación gremial correspondientes.
Incrementos en las depreciaciones de bienes de uso en aproximadamente $ 1.691 millones con motivo de la mayor producción de crudo registrada en el presente ejercicio, según lo anteriormente mencionado, así como también debido a las mayores inversiones en activos y a la mayor diferencia de conversión de los mismos teniendo en cuenta su valuación según la moneda funcional de la Sociedad.
Durante 2012 se compraron a terceros aproximadamente 772 mil metros cúbicos de crudo menos respecto al año anterior, principalmente con motivo de la menor producción propia en el segundo trimestre de 2011, como así también por la menor disponibilidad de crudo neuquino (liviano) en el mercado en el primer trimestre de 2012. El precio promedio de las compras de crudo a terceros, medido en pesos, se incrementó aproximadamente un 34% en 2012 y en comparación con el registrado en el año pasado, fundamentalmente como consecuencia de los ajustes de precios entre los productores y refinadores locales atento a la evolución del mercado, y en menor medida, teniendo en cuenta el efecto del incremento en el tipo de cambio, ya que los mismos son fijados en dólares. El efecto neto de lo mencionado previamente determinó un incremento neto de las compras de crudo de aproximadamente $ 334 millones.
Adicionalmente, también se realizaron menores importaciones de gas oil automotor común y de gas oil de bajo contenido de azufre (Eurodiesel), aunque a mayores precios con respecto al año 2011.

Cabe destacar también que en 2012 se incrementaron aproximadamente en un 23% los volúmenes comprados de biocombustibles (FAME y bioetanol) para incorporar al gas oil y las naftas comercializados por la compañía, en cumplimiento de las regulaciones vigentes. Asimismo, estas compras fueron efectuadas a precios superiores a los registrados en el año anterior, puntualmente en el caso del bioetanol, atento a las cotizaciones internacionales para dicho producto.

Gastos de Comercialización

Los gastos de comercialización en 2012 ascendieron a $ 5.662 millones, comparados con $ 5.438 millones en 2011, lo que representa un incremento del 4,1%, motivada fundamentalmente por los mayores cargos por transporte de productos, vinculados principalmente al incremento en las tarifas de transporte de combustibles en el mercado interno, efecto que fue parcialmente compensado por las menores retenciones a las exportaciones, como consecuencia de los menores volúmenes exportados de nafta virgen, refinado parafínico liviano y gas licuado durante 2012.

Gastos de Administración

Los gastos de administración correspondientes a 2012 presentan un aumento de $ 410 millones (22,5%) frente a los registrados durante el año anterior, fundamentalmente debido a incrementos en los gastos de personal, ocasionados principalmente por los ajustes salariales producidos en el transcurso del año 2012, como así también debido a mayores cargos por honorarios y retribuciones por servicios, especialmente vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias por uso de software.

Otros ingresos/(egresos), netos

Con relación a Otros Egresos netos, durante 2012 se vio afectado fundamentalmente por cargos vinculados a nuestra sociedad controlada YPF Holdings, a partir tanto del avance de negociaciones de acuerdos con entidades gubernamentales americanas vinculadas a litigios, todo ello con el objetivo de minimizar los impactos potenciales que dichas situaciones representan, como así también a la actualización de los costos estimados de remediaciones atento a la nueva información disponible y/o avance en las tareas de caracterización de sitios. Asimismo, en cuanto a la actividad propia de YPF S.A., durante el pasado ejercicio 2011 se habían percibido aproximadamente $ 135 millones como compensación del seguro ante el siniestro ocurrido en la plataforma de la UTE Magallanes en 2010.

Utilidad operativa

Los efectos mencionados precedentemente determinaron que la utilidad operativa en 2012 alcance los $ 7.903 millones, en comparación con los $ 7.188 millones correspondientes al año 2011, lo que representa un incremento aproximado del 9,9%.

Resultado de inversiones en sociedades

En términos del resultado de las Inversiones en sociedades, los resultados del año 2012 presentan una variación negativa respecto a 2011 de aproximadamente $ 571 millones. Dentro de las principales causas de la variación se encuentra el efecto que sobre la actividad operativa de Mega, Profertil y Refinor ha tenido la imposición del cargo vinculado a las Resoluciones N° 1.982 y 1.991 del ENARGAS. Adicionalmente, la actividad operativa de Mega se vio negativamente afectada durante 2012 por el efecto de las cotizaciones internacionales de los precios de los productos que dicha compañía comercializa en el mercado externo. A la fecha de emisión de este Prospecto, la Dirección de la Sociedad se encuentra trabajando activamente con el objetivo de encontrar y finalmente consensuar con todas las partes involucradas las alternativas viables que permitan mejorar, en caso de ser exitosas, la operatoria y rendimiento de las inversiones en estas sociedades.

Resultados Financieros

Los resultados financieros correspondientes al año 2012 fueron positivos en $ 548 millones, en comparación con los $ 287 millones negativos correspondientes al año 2011. En este orden, los mayores resultados financieros negativos por intereses, producto de un mayor endeudamiento promedio y a mayores tasas durante el ejercicio 2012, fue más que compensado con el efecto de la mayor diferencia de cambio positiva generada por la mayor devaluación observada durante 2012 respecto al año anterior, y atento a la moneda funcional de la Sociedad y a la posición monetaria pasiva en pesos de la Sociedad. En este orden, el monto de endeudamiento financiero promedio para 2011 fue de $ 9.774 millones (no obstante ascender dicho monto al 31 de diciembre de 2011 a $ 12.198 millones), mientras que el monto de endeudamiento financiero promedio para 2012 fue de $ 14.651 millones (siendo el saldo al 31 de diciembre de 2012 de $ 17.104 millones). Asimismo, el monto de efectivo y equivalentes de la Sociedad al 31 de diciembre de 2011 era de $ 1.112 millones, mientras que al 31 de diciembre de 2012 el mismo ascendió a $ 4.747 millones.

Impuesto a las ganancias

El cargo por impuesto a las ganancias en el año 2012 alcanzó los $ 4.663 millones, aproximadamente $ 1.522 millones superior al cargo correspondiente al año 2011 el cual alcanzó los $ 3.141 millones. En este orden, del total del cargo correspondiente al impuesto a las ganancias y según se menciona previamente, $ 2.720 millones y $ 2.495 millones, respectivamente para los años 2012 y 2011, corresponden al impuesto corriente, mientras que $ 1.943 millones en 2012 y $ 646 millones en 2011 tienen su origen en la registración del pasivo diferido asociado fundamentalmente a la diferencia de conversión de los bienes de uso, teniendo en cuenta la moneda funcional de la Sociedad.

Para información adicional en nuestro gasto por impuesto a las ganancias ver Nota 10 a los Estados Contables Consolidados Auditados.

Utilidad Neta

La utilidad neta correspondiente al año 2012 fue de $ 3.902 millones, en comparación con $ 4.445 millones para el año 2011, lo que representa una disminución aproximada del 12,2%, producto de los efectos mencionados anteriormente.

Otros resultados integrales

Los otros resultados integrales en 2012 ascendieron a $ 4.241 millones, comparados con $ 1.852 millones en 2011, lo que representa un incremento del 129,0% motivado fundamentalmente por la mayor diferencia de conversión de los bienes de uso, teniendo en cuenta la moneda funcional de la Sociedad y la evolución del tipo de cambio.

Resultado integral Total

En base a todo lo anterior, el resultado integral total correspondiente al año 2012 fue de $ 8.143 millones, en comparación con $ 6.297 millones para el año 2011, lo que representa un incremento aproximado del 29,3%.

Resultados de operaciones por segmento de negocio por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 20112 y 2011 .

La siguiente tabla muestra las ventas netas y utilidad de operativa para cada una de nuestros segmentos de negocio para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre 20112 y 2011:

	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2011
	(en millones de pesos)
Ingresos ordinarios (1)
Exploración y Producción (2)
Ingresos ordinarios	6.134	5.054
Ingresos intersegmentos (3)	27.060	19.996
Total de Exploración y Producción	33.194	25.050
Refino y Marketing (4)
Ingresos ordinarios	57.694	47.926
Ingresos intersegmentos	1.910	1.766
Total Refino y Marketing	59.604	49.692
Química
Ingresos ordinarios	2.351	1.923
Ingresos intersegmentos	2.328	2.188
Total Química	4.679	4.111
Administración Central y Otros
Ingresos ordinarios	995	1.308
Ingresos intersegmentos	1.243	651
Total Administración Central y Otros	2.238	1.959
Menos ventas y servicios intersegmentos	(32.541)	(24.601)
Total Ingresos ordinarios	67.174	56.211
Utilidad (pérdida) operativa
Exploración y Producción	5.943	4.322
Refino y Marketing	3.006	4.422
Química	913	835
Administración Central y Otros	(2.493)	(1.760)
Ajustes de consolidación	534	(631)
Total de Utilidad operativa	7.903	7.188

(2) Incluye costos de exploración en Argentina, Guyana y Estados Unidos.

(3) Los ingresos inter-segmento de petróleo crudo a Refino y Marketing se registraron a precios de transferencia que reflejan nuestras estimaciones de los precios del mercado argentino.

(4) Incluye actividades relativas al LPG.

Exploración y Producción

Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en 2012 ascendieron a $ 33.194 millones, lo que representa un aumento del 32,5% respecto de los $ 25.050 millones correspondientes al año 2011. Las ventas intersegmento, que fundamentalmente consistieron en ventas de petróleo crudo, se incrementaron en $ 7.064 millones en 2012, debido al incremento de aproximadamente un 30% (18% si se lo mide en dólares) del precio interno promedio del año correspondiente a las transferencias entre segmentos de negocio, las cuales recogen la evolución de los precios del mercado doméstico para nuestra canasta de crudos, y debido también al aumento del 4,5% en los volúmenes transferidos, todo ello comparado con los precios y volúmenes de transferencia correspondientes al año anterior. Con respecto al precio promedio del gas natural vendido en el mercado interno, se observa una parcial recomposición de los mismos durante el año 2012 respecto al año anterior, fundamentalmente en el segmento de GNC y en algunas industrias en el mercado argentino, todo lo cual implicó un incremento de ingresos de aproximadamente $ 420 millones. Adicionalmente, durante el año 2011 el resultado operativo se vio afectado por la reversión del saldo oportunamente reconocido por la Sociedad correspondiente al Programa Petróleo Plus, el cual fuera suspendido a comienzos del año 2012 y con relación a toda presentación pendiente de autorización, por un monto neto de $ 431 millones. Asimismo, durante 2012 y a partir de la renegociación de ciertas concesiones, la Sociedad registró el efecto total correspondiente a créditos vinculados a desbalances de gas a su favor y con relación a otros socios, todo ello conforme los derechos contractuales pertinentes, lo cual representó un efecto neto entre ambos períodos de aproximadamente $ 194 millones.

La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción aumentó un 37,5% hasta $ 5.943 millones en 2012 en comparación con los $ 4.322 millones registrados en 2011. El aumento de las ventas de petróleo crudo mencionado en el párrafo anterior se vio parcialmente compensado por el incremento de los gastos operativos. Los gastos operativos aumentaron un 31,5% debido fundamentalmente a: i) incremento en las depreciaciones de bienes de uso por aproximadamente $ 1.423 millones, fundamentalmente por los mayores valores de activos sujetos a depreciación respecto al mismo período del año anterior; ii) incrementos en los rubros de contrataciones de obras y servicios de reparación y mantenimiento por aproximadamente $ 1.286 millones, principalmente como consecuencia de la renegociación de las tarifas pagadas por contrataciones de obras y servicios vinculados a la actividad de la Sociedad, como así también a partir de la mayor actividad desarrollada durante 2012, y tal cual se menciona en párrafos precedentes; iii) incremento en las regalías de petróleo por aproximadamente $ 929 millones, principalmente por la mayor valorización en boca de pozo del mismo, según se menciona precedentemente y por el incremento de las alícuotas registrados en aquellas provincias en las cuales se han renovado las concesiones últimamente, como Mendoza a finales de 2011 y Santa Cruz a finales del año 2012 y, iv) mayores cargos por remediaciones ambientales en el país por $ 374 millones aproximadamente.

Cabe mencionar también que los cargos exploratorios imputados a resultados se han mantenido sin variación significativa en 2012 y con respecto al año anterior, principalmente como resultado de similitud en los importes vinculados a actividad exploratoria desarrollada en la cuenca de Malvinas e imputada a resultados en el año 2011, y el cargo por el abandono definitivo del pozo improductivo Jaguar correspondiente a nuestra participación en el bloque off-shore de Georgetown, Guyana en 2012. Asimismo amerita destacarse también que la actividad exploratoria desarrollada a partir del compromiso de la Sociedad en materia de búsqueda de nuevos recursos en la Argentina, lo cual implica la concentración de importantes recursos de la Sociedad, continuó y continuará siendo uno de sus objetivos estratégicos.

La producción de petróleo, condensado y líquidos en 2012 aumentó un 1,0% con respecto al año 2011, alcanzando los 275 mil barriles diarios, pudiendo considerarse sin embargo que este último año no constituye un ejercicio de referencia en términos de producción en atención a las razones mencionadas en la Asamblea de Accionistas de fecha 17 de Julio del año 2012. La producción de gas natural en 2012 disminuyó el 2,1% hasta 1.179 millones de pies cúbicos por día desde 1.208 millones de pies cúbicos por día en 2011 (33,4 y 34,2 millones de metros cúbicos por día en 2012 y 2011, respectivamente). Esta disminución fue principalmente consecuencia de la declinación natural de la producción de nuestros campos, dada la característica general de madurez de los mismos. Atento a lo mencionado previamente, la producción total de petróleo, condensado, líquidos y gas natural, expresada en barriles equivalentes de petróleo, ascendió a 177 millones en 2012 (aproximadamente 485 mil barriles diarios), en comparación con 178 millones en 2011 (aproximadamente 488 mil barriles diarios).

Refino y Marketing

Las ventas netas en 2012 fueron de $ 59.604 millones, lo que representa un incremento del 19,9% con respecto a $ 49.692 millones en ventas netas registradas en 2011.

En este orden, dentro de las principales causas que determinaron la variación en los ingresos de la Sociedad antes mencionados, se destacan:

Con respecto a las ventas de gas oil, durante 2012 y comparado con 2011 se produjo una disminución en los volúmenes comercializados de aproximadamente 6,0%. Esto último se manifestó fundamentalmente en nuestro producto Ultradiesel en prácticamente todos los segmentos comerciales, no obstante haber sido compensada la disminución que se produjo en el segmento estaciones de servicio de dicho producto con volúmenes de nuestro nuevo combustible Diesel 500. Adicionalmente, durante 2012 el precio promedio obtenido por la Sociedad para el mix de gasoil representó un incremento de aproximadamente 30% respecto al precio promedio obtenido en 2011;
Contrariamente a lo mencionado previamente, durante 2012 se produjo un incremento en los volúmenes despachados de naftas (Premium y especialmente Súper) de aproximadamente 6,3%. Adicionalmente, durante 2012 el precio promedio obtenido por la Sociedad para el mix de naftas representó un incremento de aproximadamente 25% respecto al precio promedio obtenido en 2011. El efecto neto de las variaciones antes mencionadas representaron un incremento de los ingresos de aproximadamente $ 3,1 mil millones en 2012 y respecto a 2011;
En términos de fuel oil, los volúmenes comercializados localmente durante 2012 se incrementaron aproximadamente 108% respecto a 2011, los cuales son destinados fundamentalmente a la generación de electricidad. Adicionalmente, el precio promedio del producto antes mencionado se incrementó durante 2012 aproximadamente 24% con relación a 2011.

La utilidad operativa disminuyó a $ 3.006 millones en 2012, con respecto a los $ 4.422 millones registrados en 2011, lo que representa una variación negativa de aproximadamente 32,0%. Dicha disminución se debió fundamentalmente, a que los incrementos en los volúmenes de naftas comercializados en el mercado interno, y la mejora de precios de los productos, fueron más que compensados por los incrementos en los costos operativos, según se describe a continuación. En este orden, en cuanto a las compras de petróleo crudo, las cuales representan aproximadamente el 90% de sus costos operativos, el segmento registró un aumento de aproximadamente 30% en el precio promedio pagado por el petróleo crudo a nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción y a terceros, incremento que reflejó en gran medida los ajustes de precios entre los productores y refinadores locales atento a la evolución del mercado, y teniendo en cuenta las calidades de crudo respectivas.

A su vez, y tal como se menciona con anterioridad, se realizaron menores importaciones de gas oil automotor común y de gas oil de bajo contenido de azufre (Eurodiesel), aunque a mayores precios con respecto al año 2011, así como también se incrementaron aproximadamente en un 23% los volúmenes comprados de biocombustibles (FAME y bioetanol) en 2012 con respecto al año anterior, habiendo sido efectuadas estas compras a precios superiores a los registrados en 2011, puntualmente en el caso del bioetanol.

Adicionalmente, se registró un aumento del 15% en el costo de refinación, excluyendo el costo del petróleo crudo mencionado precedentemente, principalmente a causa de los mayores costos de las contrataciones de obras y servicios y de transportes, de los consumos de energía eléctrica, vapor y otros suministros, así como también a causa de los incrementos y ajustes salariales reconocidos a lo largo del presente ejercicio, tanto al personal propio como indirectamente el correspondiente a los contratistas. El costo de refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento en el período, menos el costo de compra de petróleo crudo, dividido por el número de barriles procesados en el período, fue en promedio de $ 26,3 en 2012, en comparación con $ 22,9 en 2011.

La producción diaria promedio de nuestras refinerías en 2012 alcanzó a 288 mil barriles, lo que representa un incremento de 1,4% sobre los 284 mil barriles por día procesados en 2011. Merece destacarse también que el nivel de procesamiento de nuestras refinerías se incrementó aproximadamente un 4,8% en el segundo semestre de 2012 respecto al registrado en el mismo semestre del año anterior.

Química

Las ventas netas en 2012 aumentaron el 13,8% a $ 4.679 millones con respecto a los $ 4.111 millones, correspondiente a 2011. Dicho incremento se atribuye principalmente a la mejora en los precios de ventas en el mercado interno, especialmente en las líneas de metanol y productos aromáticos, así como también a los mejores márgenes obtenidos por los mayores volúmenes exportados de metanol, alcoholes y solventes. Asimismo, otro factor positivo que ha contribuido al incremento previamente mencionado han sido los mejores precios percibidos por las ventas a Refino, de bases octánicas y metanol, utilizados en la elaboración de combustibles líquidos.

La utilidad operativa de este segmento ascendió a $ 913 millones en 2012 habiéndose incrementado aproximadamente un 9,3% con respecto a los $ 835 millones obtenidos en 2011, lo cual se explica fundamentalmente por los mejores márgenes en las diferentes líneas de productos aromáticos elaborados en el Complejo Industrial Ensenada y en la planta de Metanol comentados en el párrafo anterior.

Administración Central y Otros

En el ejercicio 2012, las pérdidas operativas por gastos administrativos y otros alcanzaron los $ 2.493 millones, un 41,6% superiores a las del ejercicio anterior. Dentro de las causas que motivan la variación antes mencionada se encuentran mayores sueldos y cargas sociales, mayores honorarios y retribuciones por servicios, especialmente vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias por uso de software, sumado al efecto de los menores resultados operativos obtenidos por nuestra sociedad controlada A – Evangelista S.A., la cual es imputada a este segmento, fundamentalmente como consecuencia del reconocimiento de reducciones en márgenes estimados correspondientes a obras de largo plazo cuyo impacto acumulado tiene efecto en los resultados del corriente año. En adición a lo mencionado previamente, los resultados del segmento se ven afectados negativamente por la registración de los cargos vinculados a nuestra sociedad controlada YPF Holdings (efecto negativo incremental de aproximadamente $ 249 millones en 2012), a partir tanto del avance de negociaciones de acuerdos con entidades gubernamentales americanas vinculadas a litigios, todo ello con el objetivo de minimizar los impactos potenciales que dichas situaciones representan, como así también a la actualización de los costos estimados de remediaciones atento a la nueva información disponible y/o avance en las tareas de caracterización de sitios.

Liquidez y Recursos de Capital

Situación Financiera

La deuda financiera (préstamos) total en circulación al 31 de diciembre de 2012 y 2011 fue de $17.104 millones y $ 12.198 millones, respectivamente, que consta de préstamos de corto plazo (incluyendo la porción corriente de préstamos de largo plazo) de $ 5.004 millones y préstamos de largo plazo de $ 12.100 millones al 31 de diciembre de 2012, y préstamos a corto plazo de $ 7.763 millones y préstamos de largo plazo de $.4.435 millones al 31 de diciembre de 2011. Al 31 de diciembre de 2012 y 2011, una parte importante de nuestra deuda estaba denominada en dólares estadounidenses.

A partir de septiembre de 2001, hemos venido recomprando una parte de nuestra emisión de obligaciones negociables que poseen cotización pública en operaciones de mercado abierto, en condiciones habituales entre sociedades independientes. Al 31 de diciembre de 2012, habíamos recomprado aproximadamente US$ 91,08 millones de los títulos en circulación. Oportunamente podremos hacer compras adicionales de estos títulos con cotización pública, o afectar otras operaciones relacionadas con los mismos, si a nuestro criterio las condiciones de mercado resultan atractivas.

En nuestra opinión, teniendo en cuenta el flujo de caja de nuestras operaciones continuas que la Sociedad espera generar, el capital de trabajo es suficiente para las necesidades actuales de la empresa.

Los siguientes cuadros presentan información consolidada de nuestro flujo de efectivo para los ejercicios indicados.


	Por el ejercicio finalizado el 30 de diciembre
	2012	2011
	(en millones de pesos)
Efectivo neto generado por las operaciones.....................................	17.301	12.686
Efectivo neto aplicado a las actividades de inversión......................	(16.403)	(12.158)
Efectivo neto generado (aplicado) a las actividades de financiación.................	2.654	(1.844)

Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes...................................................................................	83	102
Aumento/(disminución) neto del efectivo........................................	3.635	(1.214)
Efectivo al inicio del ejercicio..........................................................	1.112	2.326
Efectivo al cierre del ejercicio...........................................................	4.747	1.112

El flujo de efectivo neto provisto por actividades operativas fue de $17.301 millones en 2012, en comparación con Ps.12.686 millones en 2011. Este aumento se debió principalmente a una mayor utilidad operativa antes de depreciación de activos fijos en 2012 en comparación con 2011.

Las principales aplicaciones de fondos en actividades de inversión y financiación en 2012 incluyeron $16.403 millones destinados al pago de inversiones realizadas en bienes de uso, que corresponden principalmente a inversiones realizadas por nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, como así también a las inversiones realizadas en nuestras refinerías y según se menciona en párrafos precedentes, $ 303 millones en pagos de dividendos y $ 920 millones en pagos de intereses. Estas aplicaciones también se afrontaron con $ 3.877 millones de fondos netos correspondientes a préstamos obtenidos y a la emisión de nuevas series de obligaciones negociables. Las principales aplicaciones de fondos en actividades de inversión y financiación en 2011 incluyeron $ 12.158 millones destinados al pago de inversiones realizadas en bienes de uso, $ 5.565 millones en pagos de dividendos y $ 457 millones en pagos de intereses, mientras que los fondos netos provenientes de financiación ascendieron durante el año 2011 a $ 4.178 millones.

En el acuerdo de accionistas entre Repsol YPF y Petersen Energía, en relación con la Operación Petersen, habían acordado llevar a cabo la adopción de una política de dividendos bajo el cual se distribuiría el 90% de nuestra utilidad neta como dividendos, a partir de nuestro ingreso neto para el año 2007. Sin embargo, luego de la aprobación de la Ley de Expropiación nuestra Asamblea de Accionistas celebrada el 17 de julio de 2012 aprobó dividendos por $303 millones ($0.77 por acción o ADS), autorizado para su pago durante 2012. Recientemente la Compañía aprobó el nuevo plan de negocio que considera una distribución de dividendos potencial en congruencia con el plan de inversiones propuesto para la Compañía.

La Asamblea General de Accionistas celebrada el 8 de enero de 2008, aprobó un programa de emisión de Obligaciones Negociables por un monto de hasta US$ 1.000 millones. Los fondos provenientes de dicho programa podrán ser utilizados exclusivamente para realizar inversiones en activos físicos y capital de trabajo dentro de la República Argentina. Con fecha 13 de septiembre de 2012, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas aprobó la ampliación del monto del Programa Global de Emisión de Títulos de Deuda de Mediano Plazo de la Sociedad, mencionado precedentemente en US$ 2.000 millones, totalizando un monto nominal máximo de circulación en cualquier momento del Programa en US$ 3.000 millones, o su equivalente en otras monedas, ampliando adicionalmente el destino de fondos del Programa, a fin de contemplar todas las alternativas previstas en el artículo 36 de la Ley N° 23.576 de Obligaciones Negociables y sus normas complementarias.

Dentro del Programa de emisión antes mencionado, con fecha 24 de septiembre de 2009, la Sociedad concretó la emisión de Obligaciones Negociables Clase I a tasa variable con vencimiento en 2011, por un monto de 205 millones de pesos. Con fecha 4 de marzo de 2010, la Sociedad concretó la emisión de Obligaciones Negociables Clase II a tasa variable con vencimiento en 2011, por un monto de 143 millones de pesos y la emisión de Obligaciones Negociables Clase III a tasa fija con vencimiento en 2013, por un monto de 70 millones de dólares. Asimismo, con fecha 21 de junio de 2011, la Sociedad concretó la emisión de Obligaciones Negociables Clase V a tasa variable con vencimiento en 2012, por un monto de 300 millones de pesos. Al 31 de diciembre de 2012, la Sociedad ha dado cumplimiento total al destino de los fondos según se mencionara en los suplementos de precios correspondientes a las series de Obligaciones Negociables detalladas previamente y las series Clase I, II y V han sido canceladas en su totalidad. A la fecha del presente prospecto, la Clase III ha sido cancelada en su totalidad. Adicionalmente,
con fecha 14 de septiembre de 2012 la Sociedad concretó la emisión de Obligaciones Negociables Clase VI a tasa fija con vencimiento en 2013, por un monto de 100 millones de pesos, y las Clases VII y VIII, a tasa variable con vencimiento en 2014 y 2015, por un monto de 200 millones de pesos y 1.200 millones de pesos, respectivamente. Adicionalmente, el 19 de octubre de 2012, la Sociedad concretó la emisión de Obligaciones Negociables Clase IX y X, a tasa fija con vencimiento en 2014 y 2016, por un monto total de 129,8 millones de dólares y 293,4 millones de dólares, respectivamente, las cuales fueron suscriptas y serán asimismo pagadas en pesos de acuerdo a los tipos de cambio establecidos en las condiciones de cada serie emitida, y vigentes a cada momento. Asimismo, con fecha 13 de noviembre de 2012, la Sociedad concretó la emisión de Obligaciones Negociables Clase XI a tasa variable, con vencimiento en 2017 por un monto de 750 millones de pesos y con fecha 4 de diciembre la Sociedad concretó la emisión de la Clase XI adicional por un monto de 1.360 millones de pesos, totalizando la Clase XI de Obligaciones Negociables en 2.110 millones de pesos. Luego, con fecha 18 de diciembre la Sociedad emitió las Obligaciones Negociables Clase XII a tasa fija con vencimiento en 2013, por un monto de 150 millones de pesos. Finalmente, con fecha 20 de diciembre se concretó la emisión de Obligaciones Negociables Clase XIII a tasa variable con vencimiento en 2018, por un monto de 2.328,3 millones de pesos. En esa misma fecha la Sociedad emitió también la Clase X adicional por un monto de 258,3 millones de dólares, por lo que el monto de la emisión de esta clase totaliza los 551,7 millones de dólares. Con posterioridad al cierre del presente ejercicio, durante el mes de marzo de 2013 la Sociedad concretó la emisión de Obligaciones Negociables Clase XIV a tasa fija con vencimiento en 2014 por 300 millones de pesos y emitió también la Clase XIII adicional por un monto de 500 millones de pesos. Asimismo, concretó la emisión de la Clase XV a tasa fija con vencimiento en 2014 por un total aproximado de 229,7 millones de dólares, la cual fue suscripta y será asimismo pagada en pesos de acuerdo a los tipos de cambio establecidos en las condiciones de la serie.

Todas las emisiones previamente mencionadas, se encuentran dentro del Programa de US$ 3.000 millones, o su equivalente en otras monedas.

Todos los títulos antes mencionados están autorizados a cotizar en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y en el Mercado Abierto Electrónico (“MAE”) de la Argentina.

La siguiente tabla establece nuestros compromisos para los ejercicios indicados a continuación con respecto a la cantidad principal de nuestra deuda, al 31 de diciembre de 2012, más los intereses devengados pero no pagados al 31 de diciembre de 2012:

	Fecha de vencimiento
	Total	Menos de 1 año	1 – 2 años	2 – 3 años	3 – 4 años	4 – 5 años	Más de 5 años
	(en millones de pesos)
Préstamos	17.104	5.004	2.496	1.745	4.316	2.339	1.204

Obligaciones contractuales

El siguiente cuadro (elaborado en base a nuestra información interna) contiene información referida a nuestros compromisos, expresados en dólares, en virtud de contratos comerciales para los ejercicios indicados al 31 de diciembre de 2012:

Obligaciones Contractuales
	(en millones de U.S.$)(5)
Préstamos (1)	4.614	1.178	1.564	1.352	520
Obligaciones de Arrendamientos Operativos	485	214	231	29	11
Obligaciones de Compra (2)	2.040	776	827	311	126
Compras de Servicios	1.240	401	506	222	110
Compras de Bienes	801	375	320	89	16
GLP	—	—	—	—	—
Electricidad	71	13	25	25	8
Gas	7	7	—	—	—
Petróleo	419	124	248	46	—
Vapor	44	7	15	15	7
Otros	260	224	32	4	—
Otros Pasivos(3) (6)	5.833	3.227	603	588	1.415
Total(3)(4)	12.973	5.395	3.225	2.281	2.072

(1) Los montos proyectados incluyen intereses para todos los períodos presentados. Los correspondientes a préstamos con una tasa variable, se calcularon teniendo en cuenta la tasa aplicable al 31 de diciembre de 2012. Adicionalmente, véase Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera —Liquidez y Recursos de Capital- Compromisos en nuestros préstamos.”

(2) Se incluyen obligaciones de compra establecidas en contratos comerciales que no prevén un monto total fijo, habiéndose valuado según nuestra mejor estimación. Consecuentemente, nuestras obligaciones efectivas pueden diferir de los montos estimados que se presentan en el cuadro.

(3) Las previsiones para pasivos contingentes que ascendían a US$ 615 millones al 31 de diciembre de 2012, no se incluyeron en el cuadro precedente debido a que, en base a la evidencia disponible, no podemos estimar razonablemente las fechas de cancelación de dichas contingencias.

(4) Adicionalmente a los compromisos detallados en el cuadro, también estamos comprometidos a llevar a cabo actividades de exploración en determinadas áreas de exploración y a realizar ciertas inversiones y gastos hasta el vencimiento de algunas de nuestras concesiones. Estos compromisos ascendían a aproximadamente US$25.002 millones al 31 de diciembre de 2012.

(5) La tabla es presentada en U.S.$, que es la moneda funcional de la Sociedad a la fecha mencionada.

(6) Incluye cuentas por pagar, remuneraciones y cargas sociales, pasivos por impuestos, provisiones para pensiones, provisiones por gastos de medio ambiente y provisión para obligaciones para el abandono de pozos según nuestros Estados Contables Consolidados Auditados al 31 de diciembre de 2012.

Poseemos obligaciones adicionales establecidas en contratos de garantías. Para un tratamiento de dichas obligaciones adicionales, véase “—Garantías Otorgadas”.

Compromisos en nuestros préstamos

Nuestra deuda financiera en general, contiene cláusulas habituales de restricción (“covenants”). Con respecto a una parte significativa de nuestra deuda financiera por un total de 17.104 millones de pesos, incluidos los intereses devengados (a largo y corto plazo de la deuda) al 31 de Diciembre de 2012, hemos acordado, entre otros, y con sujeción a ciertas excepciones, no establecer gravámenes o cargas sobre nuestros activos. Además, aproximadamente el 14% de nuestra deuda financiera pendiente de pago a 31 de diciembre de 2012 fue sujeta a compromisos financieros relacionados con nuestro ratio de apalancamiento y el ratio de cobertura de servicio de deuda.

En caso de incumplimiento de pago, los acreedores pueden declarar exigible e inmediatamente pagadero el capital e intereses devengados sobre los importes adeudados. Tras un evento de incumplimiento con respecto a otras cuestiones, en el caso de las obligaciones negociables en circulación por valor de millones de Ps9.941 al 31 de diciembre de 2012 (Ps. 12.125 millones a la fecha de este Prospecto), el fiduciario podrá declarar vencido e inmediatamente pagadero el capital e intereses devengados sobre los importes adeudados si es requerido por los tenedores que representen el 25% del principal total de las obligaciones pendientes.

Casi la totalidad de nuestra deuda financiera contiene disposiciones de incumplimiento cruzado. Como consecuencia de estas disposiciones de incumplimiento cruzado, el incumplimiento de nuestra parte, o en ciertos casos de parte de nuestras subsidiarias consolidadas alcanzadas por estas disposiciones, podrían resultar en una parte substancial de nuestra deuda siendo declarada en incumplimiento o acelerada.

A la fecha de este prospecto ninguna de nuestra deuda se encuentra bajo el efecto de las cláusulas de aceleración en relación con el cambio de control de la Compañía como resultado de la Ley de Expropiación, dado que hemos obtenido todas las dispensas formales en relación a cambios en el control y/o nacionalización.

Garantías Otorgadas (*)

Al 31 de diciembre de 2012, YPF ha otorgado garantías en relación con las actividades de financiación de Central Dock Sud S.A. por un préstamo tomado del Banco Europeo de Inversiones en 2001. Al 31 de diciembre de 2012 el valor contable (e importe máximo potencial de los pagos futuros) de la garantía ascendió a aproximadamente US$ 4,79 millones, consistentes en US$4,39 millones de principal, más un tope de 9% que cubre toda suma por intereses, comisiones, penalidades por liquidación, cargos o gastos o cualquier otra suma que podría ser pagada por el prestatario al banco. La garantía se dispara en caso de ausencia de pago de cualquier monto por Central Dock Sud S.A. El préstamo relacionado tiene vencimiento final en 2013.

Adicionalmente, la Sociedad ha emitido cartas de crédito por un valor de US$ 27 millones para garantizar ciertas obligaciones ambientales, y garantías por un monto aproximado de US$ 12,74 millones para garantizar el cumplimiento de contratos de ciertas sociedades controladas.

(*) De acuerdo a información interna de la Emisora.

Inversiones de Capital, erogaciones y desinversiones

Inversiones de Capital y erogaciones

Las inversiones de capital en 2012 totalizaron aproximadamente Ps. 16.040 millones. El siguiente cuadro indica nuestras erogaciones de Capital para cada actividad, en los ejercicios 2012 y 2011.

	2012		2011
	(en millones de pesos)	( %)	(en millones de pesos)	( %)
Gastos e Inversiones de Capital (1)
Exploración y Producción	11.673	73	8.919	69
Refino y Marketing	3.317	21	2.879	22
Química	906	6	935	7
Administración Central y otros	144	1	235	2
Total	16.040	100%	12.968	100%

(1) De acuerdo a cálculos e información interna de la Sociedad.

Desinversiones

No hemos hecho ninguna desinversión significativa en los últimos tres años.

Acuerdos fuera de balance

No tenemos ningún acuerdo material fuera de balance. Nuestros únicos acuerdos fuera de balance son los descritos en "-Liquidez y Recursos de Capital - Garantías".

Investigación y Desarrollo, Patentes y Licencias, etc.

Para una descripción de nuestras políticas de investigación y desarrollo, véase “Información sobre la Emisora- Investigación y desarrollo”.

Información cualitativa y cuantitativa sobre el riesgo de mercado

La siguiente información cuantitativa y cualitativa se proporciona sobre los instrumentos financieros de los cuales somos parte al 31 de diciembre de 2012, y por los cuales pudiéramos incurrir en utilidades o pérdidas futuras como resultado de cambios en el mercado, en las tasas de interés, en el tipo de cambio o precios de los commodities. No poseemos instrumentos derivados u otros instrumentos financieros con fines de compraventa especulativa.

Esta información contiene manifestaciones hacia el futuro que están sujetas a riesgos e incertidumbres. Los resultados reales podrían variar significativamente como resultado de un número de factores, entre ellos los detallados en “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo”.

Exposición al tipo de cambio

El valor de aquellos activos y pasivos financieros denominados en una moneda distinta a la moneda funcional de la Sociedad, está sujeto a variaciones que se derivan de la fluctuación de los tipos de cambio. Dado que la moneda funcional de YPF es el dólar estadounidense, la divisa que genera la mayor exposición en términos de efectos en resultados es el peso argentino (la moneda de curso legal en la Argentina). Véase Nota 1.e a los Estados Contables Consolidados Auditados).

Adicionalmente, nuestros costos e ingresos denominados en monedas distintas al peso, incluyendo al dólar estadounidense, generalmente no machean. Generalmente seguimos una política de no realizar coberturas de nuestras obligaciones de deuda en dólares. Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo – Riesgos Relacionados con Argentina – Podríamos estar expuestos a fluctuaciones del tipo de cambio “.

El siguiente cuadro brinda información sobre nuestros activos y pasivos expresados en moneda distinta al peso (los cuales corresponden principalmente a dólares, habiéndose expresado en esta última moneda, al tipo de cambio al 31 de diciembre de 2012 y 2011 respectivamente, aquellos cuya moneda fuere distinta al dólar) y que constituye información adicional a la expuesta en los estados contables al 31 de diciembre de 2012, de acuerdo a cálculos internos de la Compañía. Cabe aclarar que tal como se expone en la Nota 1.c a los Estados Contables Consolidados Auditados al 31 de diciembre de 2012, la Compañía ha definido al dólar como su moneda funcional. Por tal motivo, el efecto de las variaciones en la cotización del dólar sobre las posiciones en dicha moneda no tienen impacto en la diferencia de cambio registrada en los estados de resultados integrales incluidos en los Estados Contables Consolidados Auditados.


					---	---	---			Al 31 de diciembre de				2012	2011			En millones de Dólares							Activo (1)	498	1.225

Al 31 de diciembre de 2012, corresponde al equivalente a US$ 367 millones de activos en moneda extranjera pertenecientes a YPF S.A. -información no consolidada- (US$ 361 millones, 3 millones de euros), US$ 131 millones pertenecientes a nuestras compañías relacionadas, neto de US$ 52 millones de eliminaciones de saldos entre sociedades del grupo.

Al 31 de diciembre de 2011, corresponde al equivalente a US$ 782 millones de activos en moneda extranjera pertenecientes a YPF S.A. -información no consolidada- (US$ 781 millones, 1millón de euros), US$ 443 millones pertenecientes a nuestras compañías relacionadas, neto de US$ 88 millones de eliminaciones de saldos entre sociedades del grupo.

Al 31 de diciembre de 2012, corresponde al equivalente a US$ 1.489 millones de cuentas por pagar en moneda extranjera pertenecientes a YPF S.A. -información no consolidada- (US$ 1.427 millones, y 47 millones de euros), US$ 77 millones pertenecientes a nuestras compañías relacionadas, neto de US$ 42 millones de eliminaciones de saldos entre sociedades del grupo.

Al 31 de diciembre de 2011, corresponde al equivalente a US$ 1.349 millones de cuentas por pagar en moneda extranjera pertenecientes a YPF S.A. -información no consolidada- (US$ 1.287 millones, y 48 millones de euros), US$ 104 millones pertenecientes a nuestras compañías relacionadas.

Al 31 de diciembre de 2012, corresponde al equivalente a US$ 1.832 millones de deudas en moneda extranjera pertenecientes a YPF S.A. -información no consolidada-, y US$ (9) millones pertenecientes a nuestras compañías relacionadas, neto de US$ 10 millones de eliminaciones de saldos entre sociedades del grupo.

Al 31 de diciembre de 2011, corresponde al equivalente a US$ 2.338 millones de deudas en moneda extranjera pertenecientes a YPF S.A. -información no consolidada-, y US$ 12 millones pertenecientes a nuestras compañías relacionadas.

Al 31 de diciembre de 2012, corresponde al equivalente a US$ 1.055 millones de previsiones en moneda extranjera pertenecientes a YPF S.A. -información no consolidada- y US$ 238 millones pertenecientes a nuestras compañías relacionadas.

Al 31 de diciembre de 2011, corresponde al equivalente a US$ 1.069 millones de previsiones en moneda extranjera pertenecientes a YPF S.A. -información no consolidada- y US$ 202 millones pertenecientes a nuestras compañías relacionadas.

Exposición a las tasas de interés

El siguiente cuadro, basado en información interna de la Compañía, contiene información sobre nuestros activos y pasivos al 31 de diciembre de 2012, que puedan resultar sensibles a los cambios en las tasas de interés.

	Fecha de Vencimiento
	Menos de 1 año		1 – 2 años	2 – 3 años	3 – 4 años		4 – 5 años		Más de 5 años		Total	Valor de mercado
	(en millones de pesos)
Activo
Tasa fija
Otros Créditos	2.950	257		-		-		-		-	3.207	3.207
Tasa de interés	0,50%-17,02%	4,82%

Tasa variable
Otros Créditos	886	17		17		17		17		16	969	969
Tasa de interés	CER+8%/0,15%-19,29%	CER+8%		CER+8%		CER+8%		CER+8%		CER+8%

Pasivo
Tasa fija
Obligaciones Negociables	593	636		-		2.702		-		40	3.971	4.117
Tasa de interés	4%-19%	5%				6,25%				10%
Otras deudas	2.543	213		241		69		69		29	3.164	3.176
Tasa de interés	2,5-20,25%	3,6-15%		3,6-15%		3,6-15%		3,6-15%		9,38%
Tasa variable Obligaciones Negociables	-	600		800		1.055		2.219		1.164	5.838	5.838
Tasa de interés		BADLAR +3 + 4%		BADLAR + 4%	BADLAR + 4,25%		BADLAR + 4,25% +4,75%			BADLAR + 4,75%
Partes relacionadas	-	-		-	-		-			-	-	-
Tasa de interés
Otras deudas	1.699	1.067		723	509		70			-	4.067	4.067
Tasa de interés	Libor +3,35-4,50%/ BADLAR +4%	Libor +4-4,5%/ BADLAR +4%		Libor +4-4,5%/ BADLAR +4%	Libor +4-4,5%		Libor +4-4,5%

La Sociedad no sigue generalmente una política de realizar coberturas de nuestra exposición a las tasas de interés.

DIRECTORES, GERENCIA DE LA PRIMERA LÍNEA Y EMPLEADOS

El Directorio

Véase “Datos sobre directores, gerencia de primera línea, asesores y miembros del órgano de fiscalización – El Directorio”.

Prácticas del Directorio

Únicamente los accionistas a través de una asamblea de accionistas podrán autorizar a los directores para participar en actividades que se encuentran en competencia con nuestras actividades. Se autorizan las transacciones o los contratos celebrados entre directores y nosotros, en la medida en que se realicen en condiciones justas de mercado. Las transacciones que no cumplan con los requerimientos antes mencionados deberán contar con la aprobación previa del Directorio o de la Comisión Fiscalizadora si no existiese quórum del Directorio. Asimismo, estas transacciones deberán ser posteriormente aprobadas por los accionistas reunidos en una asamblea general. Si nuestros accionistas no hubiesen aprobado la transacción relevante, los directores y miembros de la Comisión Fiscalizadora que aprobaron dicha transacción serán solidaria e ilimitadamente responsables por cualquier daño y perjuicio causado a nosotros.

Un director con intereses personales que fueran contrarios a los nuestros deberá notificarlo al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora y se abstendrá de votar sobre esas cuestiones. De lo contrario, dicho director será responsable hacia nosotros.

El Comité de Auditoría

La información reportada más abajo, describe la composición y responsabilidades de nuestro Comité de Auditoría.

La Ley de Mercado de Capitales, tal como se define en “El mercado argentino de valores negociables” y las Resoluciones Nº 400/02 y Nº 402/02 de la CNV requieren la creación por parte de las compañías argentinas que hagan oferta pública de sus acciones, de un comité de auditoría, compuesto por al menos tres miembros del directorio. Su reglamento debe establecer la composición y las regulaciones para el funcionamiento del Comité de Auditoría. La mayoría de los miembros del Comité de Auditoría deberán ser directores independientes. Véase a continuación “Directores, Gerencia de la primera línea y Empleados - Independencia de los Miembros de nuestro Directorio y Comité de Auditoría”.

Los miembros actuales del Comité de Auditoría, de acuerdo a la designación realizada por nuestro Directorio en su reunión de fecha 4 de Junio de 2012, son los siguientes: (i) Presidente: Eduardo Basualdo, (ii) miembros titulares: Héctor Walter Valle, Sebastián Uchitel, y iii) miembro suplente: José Iván Brizuela.

Eduardo Basualdo fue elegido por nuestro Directorio para ser “Experto Financiero” de acuerdo con la normativa de la SEC.

Los directores ejecutivos no pueden ser miembros del Comité de Auditoría.

Nuestro Comité de Auditoría tiene como funciones, entre otras, las siguientes:

inspeccionar en forma periódica la preparación de nuestra información económica y financiera;
revisar y opinar con respecto a las propuestas del Directorio sobre la designación de auditores externos y la renovación, finalización y las condiciones de su designación;
evaluar los trabajos de auditoría interna y externa, monitorear nuestra relación con los auditores externos y asegurar su independencia;
brindar la transparencia adecuada con respecto a las operaciones en las cuales existiera un conflicto de intereses con los miembros de los comités societarios o los accionistas controlantes;
opinar sobre la razonabilidad de las propuestas del Directorio con respecto a los honorarios y a los planes de opción sobre acciones para los directores y administradores;
verificar el cumplimiento de las regulaciones aplicables locales o internacionales con respecto a cuestiones relacionadas al comportamiento en los mercados de acciones; y
asegurar que el Código de Ética interno cumpla con las demandas normativas y sea adecuado.

Actividades del Comité de Auditoría

El Comité de Auditoría, que conforme a sus regulaciones debe reunirse la cantidad de veces que sean necesarias, y como mínimo una vez por trimestre, celebró trece reuniones entre los meses de marzo 2012 y marzo 2013.

Cumpliendo su función básica, que es la de apoyar al Directorio en sus deberes de supervisión y fiscalización, el Comité de Auditoría revisa en forma periódica nuestra información económica y financiera, supervisa los sistemas de control interno financiero y la independencia de los auditores externos.

Información financiera y económica

Con la ayuda del Director Administrativo y Financiero y considerando el trabajo realizado por nuestros auditores externos e internos, el Comité de Auditoría analiza los estados contables consolidados anuales y trimestrales antes de ser presentados al Directorio. El Comité de Auditoría revisó nuestros estados contables consolidados al y por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012, y la información comparativa, incluida en nuestro reporte enviado a la CNV el 12 de marzo de 2013.

Asimismo, debido a que nuestras acciones se negocian en la NYSE, conforme a las leyes estadounidenses, debemos incluir nuestra información financiera anual en el Formulario 20-F, que debe ser presentado ante la SEC.

Supervisión del sistema de control interno

A fin de supervisar los sistemas de control internos sobre el reporte financiero y asegurarse de que sean suficientes, adecuados y eficientes, el Comité de Auditoría supervisa el avance de la auditoría anual que tiene por objeto identificar nuestros riesgos críticos.

Durante cada ejercicio, el Comité de Auditoría recibe información de nuestro departamento de auditoría interna sobre los hechos más relevantes y las recomendaciones que surgen de su trabajo y el estado de las recomendaciones emitidas en ejercicios anteriores.

Nuestro sistema de control interno sobre el reporte financiero esta alineado con los requisitos establecidos por la Sección 404 de la Sarbanes-Oxley Act de los Estados Unidos, un proceso que está supervisado por el Comité de Auditoría. Estas regulaciones exigen la presentación, junto con la auditoría anual, de un informe de nuestra dirección con relación al diseño y mantenimiento y una evaluación periódica del sistema de control interno para la presentación de información financiera, junto con un informe de nuestro auditor externo. Varios de nuestros departamentos se ocupan de esta actividad, incluyendo el departamento de auditoría interna.

Relaciones con los auditores externos

El Comité de Auditoría mantiene una relación estrecha con los auditores externos, lo que le permite llevar a cabo un análisis detallado de los aspectos relevantes de la auditoría de los estados contables y obtener información detallada sobre la planificación y los avances del trabajo.

Asimismo, el Comité de Auditoría evalúa los servicios prestados por nuestros auditores externos, determina si se cumple la condición de independencia de los auditores externos de acuerdo con lo requerido por las leyes aplicables, y monitorea el desempeño de los auditores externos a fin de asegurar que sea satisfactorio.

A marzo de 2013, y como consecuencia del proceso de evaluación detallado en el párrafo precedente, el Comité de Auditoría no tuvo objeciones a la designación de Deloitte & Co. S.A. como nuestros auditores externos por el año finalizado el 31 de diciembre de 2013. Los accionistas aprobaron la designación de Deloitte & Co S.A, (antes Deloitte & Co. S.R.L.) como auditores externos de nuestros estados contables para el ejercicio a finalizar el 31 de diciembre de 2013 en la asamblea de accionistas celebrada el 30 de abril del 2013.

Independencia de los miembros de nuestro Directorio y del Comité de Auditoría

Conforme a las regulaciones de la CNV, se entenderá que un miembro del órgano de administración no reúne la condición de independiente, cuando se den una o más de las siguientes circunstancias a su respecto: (i) sea también miembro del órgano de administración o dependiente de los accionistas que son titulares de participaciones significativas (posesión de acciones que representen por lo menos el 35% del capital social, o una cantidad menor cuando tuvieren derecho a la elección de uno o más directores por clase de acciones o tuvieren con otros accionistas convenios relativos al gobierno y administración de la sociedad de que se trate, o de su controlante) en la sociedad, o de otras sociedades en las que estos accionistas cuentan en forma directa o indirecta con “participaciones significativas” o en la que estos accionistas cuenten con influencia significativa; (ii) esté vinculado a la sociedad por una relación de dependencia, o si estuvo vinculado a ella por una relación de dependencia durante los últimos tres años; (iii) tenga relaciones profesionales o pertenezca a una sociedad o asociación profesional que mantenga relaciones profesionales con, o perciba remuneraciones u honorarios (distintos de los correspondientes a las funciones que cumple en el órgano de administración) de la sociedad o los accionistas de esta que tengan en ella en forma directa o indirecta participaciones significativas o influencia significativa o con sociedades en las que estos también tengan en forma directa o indirecta participaciones significativas o cuenten con influencia significativa; (iv) en forma directa o indirecta, sea titular de participaciones significativas en la sociedad o en una sociedad que tenga participaciones significativas o cuente en ella con influencia significativa; (v) en forma directa o indirecta, venda o provea bienes o servicios a la sociedad o a los accionistas de esta que tengan en ella en forma directa o indirecta participaciones significativas o influencia significativa por importes sustancialmente superiores a los percibidos como compensación por sus funciones como integrante del órgano de administración; (vi) sea cónyuge, pariente hasta el cuarto grado de consanguinidad o segundo grado de afinidad de individuos que, de integrar el órgano de administración, no reunirían la condición de independientes establecidas en las normas de la CNV.

A la fecha de la Asamblea de Accionistas anual llevada a cabo el 4 de junio de 2012, el Sr. Eduardo M. Basualdo, Héctor Valle, Sebastián Uchitel, José Iván Brizuela, Luis García del Rio y Pablo Blanco Perez calificaban como miembros independientes de nuestro Directorio conforme a los criterios descriptos anteriormente.

El Comité de Transparencia

La información provista más abajo, describe la composición y responsabilidades de nuestro Comité de Transparencia a la fecha de emisión de este Prospecto.

Composición y responsabilidades de nuestro Comité de Transparencia

En el mes de febrero de 2003, creamos un Comité de Transparencia para:

• monitorear el cumplimiento general de las reglas y principios de actuación de voluntaria aplicación, especialmente con relación a sociedades que cotizan en bolsa y su gobierno corporativo;

• dirigir, establecer y mantener procedimientos para la elaboración de información de carácter financiera y contable que debamos aprobar y registrar o que se comunique en forma general a los mercados;

• dirigir, establecer y mantener sistemas de control interno adecuados y eficientes a fin de asegurar que nuestros estados contables incluidos en los informes anuales y trimestrales, como así también cualquier información de carácter contable y financiera a ser aprobada y registrada por nosotros, sean precisos, confiables y claros;

• identificar los riesgos más significativos de nuestros negocios y actividades que pudieran afectar la información contable y financiera que debemos aprobar y registrar;

• asumir las funciones que, conforme a las leyes de los Estados Unidos y a las reglas de la SEC, nos sean aplicables y que puedan ser asumidas por el Comité de Transparencia u otro comité interno de una naturaleza similar, especialmente aquellas actividades relacionadas con las reglas de la SEC de fecha 29 de agosto de 2002 (“Certificación de Transparencia en los Informes Trimestrales y Prospectos de las Sociedades” (“Certification of Disclosure in Companies’ Quarterly and Prospectus”) —SEC Release number 33-8124), con relación al respaldo para la certificación por parte de nuestro Gerente General y Director Económico Financiero sobre la existencia y el mantenimiento por nuestra parte de procedimientos y controles adecuados referentes a la elaboración de la información a ser incluida en su reporte anual incluido en el Formulario 20-F, y otra información de carácter financiero;

• asumir funciones similares a las previstas en las reglas de la SEC para un comité de transparencia en relación a la existencia y el mantenimiento por nuestra parte de procedimientos y controles adecuados referentes a la elaboración y al contenido de la información a ser incluida en los estados contables anuales, y cualquier información de carácter contable o financiero a ser registrada ante la CNV y otras entidades reguladoras de los mercados de valores en los cuales se negocian nuestras acciones; y

• la elaboración de propuestas para un reglamento interno de conducta en los mercados de valores que se ajusten a las normas y reglas aplicables o a cualquier otra norma que se considere conveniente.

Asimismo, el Comité de Transparencia revisa y supervisa nuestros procedimientos para la elaboración y el registro de:

• notificaciones oficiales a la SEC, las autoridades del mercado de valores argentino y otras entidades reguladoras de los mercados de valores en los cuales se negocian nuestras acciones;

• informes financieros de períodos intermedios;

• comunicaciones de prensa que contengan información de carácter financiero sobre los resultados, ganancias, grandes adquisiciones, desinversiones u otra información relevante para los accionistas;

• comunicaciones generales a los accionistas; y

• presentaciones a analistas, inversores, agencias calificadoras e instituciones de préstamo.

A la fecha de este Prospecto, el Comité de Transparencia está integrado por las siguientes personas:

Nombre		Cargo

Miguel Matías Galuccio		Director y Presidente del Directorio, Gerente General y Vicepresidente Ejecutivo (CEO)
Daniel González		Director Financiero (CFO) y Presidente del Comité de Transparencia
Rodrigo Cuesta		Director Corporativo de Servicios Jurídicos y Secretario del Comité de Transparencia
Jesús Grande		Director Ejecutivo Upstream
Vacante		Director de Calidad, Medioambiente, Seguridad y Salud
Carlos Alfonsi		Director Ejecutivo Downstream
Fernando Giliberti .		Director de Planeamiento Estratégico y Desarrollo de Negocios
Doris Capurro		Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales
Fernando Dasso		Director de Recursos Humanos
Nicolás Arceo		Director de Administración y Finanzas
Javier Horacio Fèvre .		Director de Auditoría Interna
Javier Sanagua .		Director de Control de Reservas

Cumplimiento con las normas de cotización de la NYSE sobre el gobierno corporativo

El 4 de noviembre de 2003, la SEC aprobó normas propuestas por la NYSE a fin de fortalecer las normas de gobierno corporativo para las sociedades que cotizan en bolsa.

Conforme a las normas de gobierno corporativo de la NYSE, al 31 de julio de 2005, la totalidad de los miembros del Comité de Auditoría debían ser independientes. La independencia se determina conforme a normas detalladas en forma precisa promulgadas por la NYSE y la SEC. Cada uno de los miembros de nuestro Comité de Auditoría son independientes conforme a la normativa NYSE vigente y a la SEC.

Diferencias significativas entre nuestras prácticas de gobierno y las exigidas por las normas de cotización de la NYSE

Las sociedades que cotizan en la NYSE que no son estadounidenses pueden, en general, cumplir con las prácticas de gobierno corporativo habituales de su país de origen en reemplazo de la mayoría de los requisitos de gobierno corporativo de la NYSE. Sin embargo, las normas de la NYSE exigen que las sociedades no estadounidenses revelen cualquier manera diferente en las cuales sus prácticas específicas de gobierno corporativo difieren de las sociedades estadounidenses bajo las normas de cotización de la NYSE.

Se incluye una síntesis de las principales diferencias entre nuestras normas de gobierno corporativo y aquellas exigibles a una sociedad constituida en los Estados Unidos bajo la legislación de la NYSE.

Independencia de los directores del Directorio

Conforme a las normas de gobierno corporativo de la NYSE, una mayoría del Directorio debe estar formada por directores independientes, cuya independencia es determinada conforme a las normas promulgadas por la NYSE. La legislación argentina relevante para la determinación de la independencia de los directores es descripta bajo el título “Directores, Gerencia de la primera línea y Empleados—Independencia de los miembros del Directorio y del Comité de Auditoría”.

Comités de Remuneración y nombramientos y de Gobierno corporativo

Conforme a las normas de gobierno corporativo de la NYSE, la totalidad de las sociedades estadounidenses que cotizan en la NYSE deben contar con un comité de remuneración y un comité de nombramientos, y un comité de Gobierno corporativo, y todos los miembros de dichos comités deben ser independientes de conformidad con las normas promulgadas por la NYSE. La legislación argentina no exige la constitución de estos comités, sin embargo son recomendados por la CNV bajo la Resolución General de la CNV No. 606/12. No obstante, la Sociedad cuenta con un Comité de Compensaciones, creado por el Directorio en el marco de la facultad prevista en el artículo 17 inciso (xii) del Estatuto de la Sociedad, el cual está integrado por los directores titulares Rodrigo Cuesta, Fernando Dasso y Miguel Matías Galuccio.

Reuniones independientes de los directores no gerentes

De conformidad con las normas de gobierno corporativo de la NYSE, los directores independientes deben reunirse en forma periódica sin la presencia de los directores ejecutivos. La legislación argentina no exige esta práctica y, por lo tanto, los directores independientes de nuestro Directorio no se reúnen sin la presencia de los demás directores, salvo por las reuniones del Comité de Auditoría cuyos miembros titulares son directores independientes.

Código de Ética

Hemos adoptado un código de ética aplicable al Directorio y a la totalidad de los empleados. Desde su fecha de vigencia, el 15 de agosto de 2003, no se han otorgado excepciones al cumplimiento ni se ha reformado dicho código.

Remuneración de los miembros del Directorio y Consejo de Vigilancia

La Ley de Sociedades Comerciales dispone que la remuneración total pagada a los miembros del Directorio (incluidos los directores que actúan en carácter ejecutivo) y de la Comisión Fiscalizadora con respecto a un ejercicio económico no puede exceder el 5% de la utilidad neta de dicho ejercicio si no se distribuyeran dividendos sobre dicha utilidad neta siendo este límite aumentado hasta un 25% de las ganancias, basado en el monto de dividendos, si fuesen pagados. La remuneración del presidente y de los demás directores que actuaran en carácter ejecutivo, junto con la remuneración de la totalidad de los directores y los miembros de la Comisión Fiscalizadora, requiere aprobación de una Asamblea General Ordinaria de Accionistas según lo dispuesto por la ley argentina. Cuando el ejercicio de comisiones especiales o de funciones técnico administrativas por parte de uno o más directores, frente a lo reducido o a la inexistencia de ganancias impongan la necesidad de exceder los límites prefijados, sólo podrán hacerse efectivas tales remuneraciones en exceso si fuesen expresamente acordadas por la asamblea de accionistas, a cuyo efecto deberá incluirse el asunto como uno de los puntos del orden del día.

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012, el costo total de la compensación agregada devengada a los miembros del Directorio de YPF y funcionarios ejecutivos –incluyendo la primera línea gerencial- (“executive officers”) por los servicios prestados en ejercicio de sus funciones ascendió a Ps. 99,2 millones, incluidos Ps. 12,9 millones en concepto de planes de pensión y retiro o beneficios similares que YPF proporciona a los miembros de su Directorio y funcionarios ejecutivos. Durante el año 2012, nuestros programas de remuneración basados en el cumplimiento de objetivos incluyeron un plan de bonificación para aproximadamente 5.000 empleados fuera de convenio y 7.500 empleados sindicalizados. El plan de bonificación disponía el pago de efectivo a los participantes en base a un conjunto de objetivos mensurables y específicos bajo el Programa de Administración de Objetivos de YPF y los resultados de la revisión del desempeño individual. La participación de cada empleado elegible en el plan de bonificación oscilaba entre el 6% y el 45% del sueldo base anual de dicho empleado.

Adicionalmente, nuestro Directorio consideró recientemente la conveniencia de crear un plan de compensaciones de largo plazo en acciones a cierto personal y nuestra Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas celebrada el 30 de abril de 2013 aprobó la propuesta del Directorio en cuanto a autorizar la entrega que deba realizarse oportunamente de las acciones propias que se adquieran a los empleados beneficiarios del plan de compensaciones de largo plazo en acciones al personal de la compañía que apruebe el Directorio; dispensar la realización de la oferta preferente a los accionistas respecto de la enajenación de dichas acciones, conforme lo autoriza el artículo 67 de la Ley No. 26.831; e incluir en la propuesta de tratamiento de utilidades del ejercicio la creación de una reserva especial para la adquisición de acciones propias para su afectación al plan referido.

Los directores de YPF no tienen ningún contrato de servicios con YPF que implique el pago de compensaciones distintas a las mencionadas previamente y por el cumplimiento de sus funciones en la Sociedad.

La Comisión Fiscalizadora

Véase “Datos sobre directores, gerencia de primera línea, asesores y miembros del órgano de fiscalización-La Comisión Fiscalizadora”.

Empleados

Al 31 de diciembre de 2012, de acuerdo a información interna de la Sociedad, teníamos 15.782 empleados, incluyendo 7.856 empleados del segmento de negocios de Refino y Marketing, 3.047 empleados del segmento de negocios de Exploración y Producción, 40 empleados del segmento de negocios Química y 4.839 correspondientes al segmento Administración Central y otras.

Al 31 de diciembre de 2011, de acuerdo a información interna de la Sociedad, teníamos 16.048 empleados, incluyendo 7.644 empleados del segmento de negocios de Refino y Marketing, 2.784 empleados del segmento de negocios de Exploración y Producción, 136 empleados del segmento de negocios Química y 5.484 correspondientes al segmento Administración Central y otras.

Al 31 de diciembre de 2010, de acuerdo a información interna de la Sociedad, teníamos 13.371 empleados, incluyendo 7.022 empleados del segmento de negocios de Refino y Marketing, 2.714 empleados del segmento de negocios de Exploración y Producción, 156 empleados del segmento de negocios Química y 3.479 correspondientes al segmento Administración Central y otras.

Al 31 de diciembre de 2012, aproximadamente el 47% de nuestros empleados está representado por un sindicato (Federación Sindicatos Unidos Petroleros Hidrocarburíferos – “SUPeH”). Dicha Federación negocia con la Compañía los Convenios Colectivos de Trabajo y escalas salariales que se aplican a los trabajadores convencionados de YPF y OPESSA. El SUPeH (gremio que aplica a trabajadores de YPF y OPESSA) está en permanente negociación con nosotros, manteniendo una buena comunicación. Por otra parte, los gremios vinculados a la actividad petrolera estuvieron alineados con los incrementos generales otorgados por la Confederación General del Trabajo (CGT).

En 2011, comenzamos negociaciones con dicha Federación, resultando de la misma la extensión de los acuerdos salariales con vigencia hasta fines del año 2014. Las negociaciones involucraron las condiciones económicas y sociales para nuestros empleados que están comprendidos en el convenio laboral. Consideramos que las actuales relaciones con nuestros trabajadores son buenas.

Adicionalmente, los contratistas de las sociedades YPF y OPESSA negocian con dieciséis sindicatos que regulan las condiciones laborales y salariales de la actividad petrolera para sus trabajadores de refinerías, yacimientos y estaciones de servicios.

Como parte de nuestra privatización, reestructuramos nuestra organización interna y redujimos en forma importante el número de empleados. En este orden, acotamos nuestra fuerza laboral de más de 51.000 empleados (incluyendo aproximadamente 15.000 personas contratadas) al 31 de diciembre de 1990 a aproximadamente 7.500 al 31 de diciembre de 1993 habiendo pagado a los empleados afectados las indemnización requeridas por las leyes laborales argentinas, los cuales ascendieron a Ps. 686 millones. Una mayoría importante de esos juicios, que se han generado como consecuencia de la reestructuración mencionada, ha sido iniciada por ex empleados que sostienen que recibieron pagos insuficientes en conexión con su despido, y diversas enfermedades, lesiones relacionadas con el trabajo y compensaciones no especificadas que se pretenden tradicionalmente.

Al 31 de diciembre del año 2012, somos parte en 1.247 juicios laborales relativos a eventos o actos que han tenido lugar después de diciembre de 1990. El resultado de este tipo de litigios depende de cuestiones de hecho que varían según el caso y no siempre es posible predecir el resultado de los casos particulares.

Sobre la base de la cantidad y la naturaleza de los juicios ya iniciados, sin embargo, la probabilidad estimada de reclamos adicionales en vista de la cantidad de empleados despedidos, los plazos de prescripción aplicables, los principios legales involucrados en los juicios y las previsiones de los estados contables previamente establecidas, nuestra dirección no espera que el resultado de estos juicios tenga un efecto negativo de importancia sobre nuestra situación financiera o sobre los resultados futuros de nuestras operaciones.

Maxus (una de nuestras subsidiarias) tiene una cantidad de planes de jubilación fiduciarios no-remunerativos que cubre a casi la mayoría de los empleados de tiempo completo. Los beneficios brindados por esos planes se estipulan según la cantidad de años de empleo y la remuneración percibida durante esos años. Esta sociedad tiene otros planes de jubilación no remunerativos para los funcionarios ejecutivos, empleados clave seleccionados y ex-empleados de Maxus. El plan de jubilación de Maxus fue congelado desde el 1° de marzo de 2007, siendo modificado a partir del 1ro de marzo de 2007 para incluir el componente no electivo, a través del cual el encargado del plan aporta el 7,5% del salario básico anual de los empleados. Maxus también otorga beneficios por atención de la salud, seguro de vida y otros beneficios sociales a algunos de sus empleados que se retiran anticipadamente. Los montos pagaderos se calculan sobre los años de servicio del empleado. Durante marzo de 2008, YPF Holdingsdiscontinuó los planes de atención médica a ciertos empleados retirados, algunos de los cuales fueron reincorporados al plan durante 2010. El efecto en resultados de la discontinuación y la reincorporación mencionada, no ha sido significativa.

Al 31 de diciembre de 2012, existen aproximadamente 34.000 empleados de terceros bajo contrato, la mayoría bajo contrato con grandes proveedores internacionales de servicios. Aunque tenemos políticas en relación con el cumplimiento de las obligaciones laborales y de seguridad social de sus contratistas, no estamos en posición de asegurar que los empleados de los contratistas no iniciarán acciones legales para buscar una indemnización pagada por nosotros sobre la base de una serie de precedentes jurisprudenciales argentinos de tribunales del trabajo que reconocen la responsabilidad solidaria y mancomunada entre el contratista y la entidad a la cual está brindando servicios bajo determinadas circunstancias.

La siguiente tabla muestra un detalle de empleados propios por unidad de negocios al 31 de diciembre de 2012, de acuerdo a información interna de la Sociedad:

Empleados por Unidad de Negocios
Exploración y producción	3.047
Refino y Marketing	7.856
Química	40
Administración Central y otras (1)	4.839
Total YPF	15.782

(1) Incluye 3.295 empleados de A-Evangelista S.A. y sus subsidiarias

La siguiente tabla muestra un detalle de nuestros empleados por ubicación geográfica, de acuerdo a información interna de la Sociedad:

Empleados por ubicación geográfica
Argentina	15.209
Resto de América del Sur.	544
EE.UU.	29
Total YPF	15.782

Auditores

Los auditores de los últimos tres (3) ejercicios anuales fueron los siguientes:


Balance al:	Firmado por:	Estudio contable:	Domicilio:	Matriculado en:
31 de diciembre de 2012	Guillermo D. Cohen	Deloitte & Co S.A.	Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As.	C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 233, Folio 73
31 de diciembre de 2011	Diego O. De Vivo	Deloitte & Co. S.R.L.	Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As.	C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 223, Folio 190
31 de diciembre de 2010	Diego O. De Vivo	Deloitte & Co. S.R.L.	Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As.	C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 223, Folio 190

Diego O. De Vivo y Guillermo D. Cohen, socios de la firma auditora, se encuentran matriculados en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

Desde 1999, y hasta la aprobación de la sanción de la Ley de Expropiación, éramos una sociedad controlada por Repsol, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en gran parte del mundo. Repsol fue la propietaria de aproximadamente el 99% de nuestro capital accionario desde el año 2000 Como consecuencia de las diferentes transacciones que tuvieron lugar a partir del año 2008, Repsol finalizó con un 57,43% de nuestro capital accionario al 30 de abril de 2012.

La Ley de Expropiación ha cambiado nuestra estructura accionaria. Las acciones Clase D de Repsol YPF o de sus entidades controladas sujetas a expropiación, que representan el 51% de nuestro capital social, serán asignadas, una vez reglamentada la legislación pertinente, de la siguiente manera: 51% para el Estado Nacional y el 49% a los Estados Provinciales que componen la Organización Nacional de los Estados Productores de Hidrocarburos. Adicionalmente, el Estado Nacional y algunos gobiernos provinciales ya poseen acciones Clase A y Clase B, respectivamente.

A la fecha de emisión de este prospecto, la transferencia de las acciones sujetas a expropiación entre el Estado nacional y las provincias que componen la Organización Nacional de los Estados Productores de Hidrocarburos se encuentra pendiente. De acuerdo con el artículo 8 de la Ley de Expropiación, la distribución de las acciones entre las provincias para las cuales la transferencia debe llevarse a cabo, deberá ser de manera equitativa, teniendo en cuenta sus respectivos niveles de producción de hidrocarburos y las reservas comprobadas. Para garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos correspondientes a las mismas. Asimismo, la mencionada ley establece que la cesión de los derechos políticos y económicos de las acciones sujetas a expropiación, que efectúe el Estado nacional a favor de los Estados provinciales integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos, contemplará el ejercicio de los derechos accionarios correspondientes a ellas en forma unificada por el plazo mínimo de cincuenta (50) años a través de un pacto de sindicación de acciones.

Al 19 de marzo de 2013 Repsol S.A. ejercía los derechos sobre 46.475.708 de ADS, representativos de igual número de acciones Clase D, representativas de más del 10% del capital social de YPF S.A. Repsol S.A. es una sociedad constituida en el Reino de España. De conformidad con lo dispuesto en los estatutos de Repsol y la normativa aplicable, Repsol, no se encuentra sujeta a restricción o prohibición alguna para realizar actividades en su lugar de constitución.

Al 13 de junio de 2012, y de acuerdo a información recibida por la Sociedad, Grupo Financiero Inbursa S.A.B. de C.V. (“GFI”) era titular directa o indirectamente de 25.911.050 ADS, representativo de igual número de acciones Clase D. GFI es un una sociedad anónima bursátil de capital variable constituida en México, la cual incluye varias sociedades dedicadas a los negocios financieros, incluyendo bancos, compañías de seguro o sociedades de bolsa. El mismo se encuentra controlado por la familia Slim. De conformidad con lo dispuesto en los estatutos de GFI y la normativa aplicable, GFI., no se encuentra sujeta a restricción o prohibición alguna para realizar actividades en su lugar de constitución. De conformidad con información pública disponible de GFI., GFI. identificó al 13 de junio de 2012 como accionistas mayoritarios a Carlos Slim Helú, Carlos Slim Domit, Marco Antonio Slim Domit, Patrick Slim Domit, María Soumaya Slim Domit, Vanessa Paola Slim Domit y Johanna Monique Slim Domit (la “familia Slim”). A su vez el mismo 13 de Junio de 2012 Inmobiliaria Carso S.A. de C.V. una sociedad constituida en Méjico, dedicada a inversiones en diversas sociedades, informó la titularidad de 6.997.456 ADS, representativos de igual número de acciones Clase D. Inmobiliaria Carso es una sociedad controlada por la familia Slim. En consecuencia al 13 de junio de 2012 la familia Slim controlaba directa o indirectamente un total de 32.908.506 ADS, representativos de la misma cantidad de acciones Clase D, las cuales superan el 5% del capital accionario de YPF S.A.

Nuestra composición accionaria es: 3.764 acciones Clase A; 7.624 acciones Clase B; 40.422 acciones Clase C; y 393.260.983 acciones Clase D.

Transacciones con partes relacionadas

Las principales transacciones y saldos con partes relacionadas, de acuerdo a la normativa contable aplicable, vigentes al 31 de diciembre de 2012 se exponen en la Nota 6 a los Estados Contables Consolidados Auditados. Las principales transacciones consisten en ventas de productos refinados y de otros productos a ciertos negocios conjuntos y afiliadas (Ps 2.800 millones en 2012), compras a ciertos negocios conjuntos y afiliadas de productos hidrocarburíferos y otros productos que nuestra compañía no produce (Ps 1.286 millones en 2012), todo ello adicionalmente a lo mencionado en los párrafos siguientes.

Adicionalmente, con fecha 3 de mayo de 2012, el Congreso de la Nación sancionó la Ley de Expropiación, la cual fue reglamentada por el Decreto 660 del Poder Ejecutivo Nacional la que, entre otras cosas, declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. representado por una idéntica participación de las Acciones Clase D en poder de Repsol, de sus entidades controladas o controlantes, directa o indirectamente. Véase “Información sobre la Emisora –Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino - Ley de Expropiación”. Consecuentemente, desde la sanción de la Ley de Expropiación el 3 de mayo de 2012, el Estado Nacional y ciertas Provincias en Argentina son partes relacionadas de la Compañía, de acuerdo a la normativa contable aplicable. Somos parte de numerosos acuerdos con el Estado Nacional y los gobiernos de dichas provincias, así como de ciertos organismos o instituciones dependientes de dichos gobiernos y compañías de propiedad estatal.

La información detallada en los cuadros siguientes, todo ello conforme la Nota 6 a los Estados Contables Consolidados Auditados, desglosa los saldos con los negocios conjuntos y las sociedades vinculadas al 31 de diciembre de 2012 y 31 de diciembre 2011 (en millones de Ps.), así como las operaciones con las mismas por los períodos de doce meses finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011. Adicionalmente, se incluyen los saldos y operaciones mantenidas con las sociedades integrantes del grupo Repsol hasta la fecha en que dejaron de cumplir con las condiciones para definirse como partes relacionadas.


	2012			2011
	Ventas	Compras y servicios (recuperos de gastos), netos	Intereses y comisiones ganados (perdidos), netos	Ventas	Compras y servicios (recuperos de gastos), netos	Préstamos recibidos (pagados), netos	Intereses y comisiones ganados (perdidos), netos
Negocios conjuntos:
Profertil S.A.	119	273	-	81	460	-	-
Mega	1.696	166	-	1.720	95	-	-
Refinor	495	125	-	447	160	-	-
	2.310	564	-	2.248	715	-	-
Sociedades vinculadas:
Central Dock Sud S.A.	168	33	3	163	38	-	12
Pluspetrol Energy S.A.	102	27	-	1	28	-	-
Metrogas S.A.	126	-	-	80	-	-	-
Oleoductos del Valle S.A.	-	51	-	-	39	-	-
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.	-	78	-	-	50	-	-
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.	-	8	-	-	4	-	-
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.	-	36	-	-	10	-	-
Oiltanking Ebytem S.A.	-	101	-	-	72	-	-
	396	334	3	244	241	-	12
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol	8	2	-	7	(4)	-	(19)
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	-	-	-	-	5	-	-
Repsol Gas S.A.	78	1	-	320	12	-	-
Repsol Netherlands Finance B.V.	-	-	-	-	-	(403)	(3)
Repsol Venezuela S.A.	-	-	-	-	(7)	-	-
Repsol Ecuador S.A.	-	-	-	-	(3)	-	-
Repsol Exploración S.A.	1	-	-	-	(7)	-	-
Repsol Bolivia S.A.	-	-	-	-	(24)	-	-
Repsol Tesorería y
Gestión Financiera S.A.	-	366	(5)	-	-	538	(8)
Repsol Butano S.A.	-	-	(1)	-	-	-	-
Nuevo Banco de Entre Ríos S.A.	-	-	(3)	-	-	(29)	(1)
Nuevo Banco de Santa Fe S.A.	-	-	-	-	-	(78)	(7)
Otras	7	19	(1)	268	179	(23)	(1)
	94	388	(10)	595	151	5	(39)
	2.800	1.286	(7)	3.087	1.107	5	(27)

Adicionalmente, en el curso habitual de sus negocios, y atento a ser la principal compañía petrolera de la Argentina, la cartera de clientes/proveedores de la Sociedad abarca tanto entidades del sector privado como así también del sector público nacional, provincial y municipal. Conforme a lo requerido por la NIC 24, dentro de las principales transacciones antes mencionadas se destacan la provisión de fuel oil a CAMMESA que tiene como destino su uso en centrales térmicas y las compras de energía a la misma (las operaciones por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2012 ascendieron a 1.993 y 454 millones de Pesos, respectivamente, mientras que el saldo neto a dicha fecha era un crédito de 96 millones de Pesos); el servicio de regasificación a ENARSA en los proyectos de regasificación de GNL de Bahía Blanca y Escobar y la compra de Gas Natural a ENARSA el cual es importado por esta última empresa desde la República de Bolivia (las operaciones por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2012 ascendieron a 1.371 y 895 millones de Pesos respectivamente, mientras que el saldo neto a dicha fecha era un crédito de 356 millones de Pesos); la provisión de combustible aeronáutico para Aerolíneas Argentinas S.A. (las operaciones por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2012 ascendieron a 777 millones de Pesos mientras que el saldo a dicha fecha era un crédito de 61 millones de Pesos); y la provisión de gas licuado de petróleo a YPF Gas (las operaciones por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2012 ascendieron a 300 millones de Pesos, mientras que el saldo a dicha fecha era un crédito de 40 millones de Pesos). Dichas operaciones tienen generalmente como base acuerdos a mediano plazo, y se perfeccionan en función de las condiciones generales y regulatorias, según corresponda, del mercado. Adicionalmente, la Sociedad ha realizado ciertas operaciones de financiación con entidades relacionadas con el sector público nacional, tal como se las define en la NIC 24, cuyas principales operaciones se describen en la Nota 2.i) a los estados contables consolidados auditados.

En el capítulo “Información sobre la emisora – Panorama General” encontrará un organigrama que muestra nuestra estructura organizacional, incluidas nuestras participaciones en nuestras principales afiliadas.

Legislación argentina relativa a transacciones con partes relacionadas

El Artículo 72 de la Ley de Mercado de Capitales establece que antes que una sociedad que realice oferta pública de sus acciones en Argentina pueda celebrar actos o contratos que involucren un “monto relevante” con una o más partes relacionadas, dicha sociedad debe obtener la aprobación de su directorio y el pronunciamiento, previo a dicha aprobación del directorio, de su comité de auditoría o de dos firmas evaluadoras independientes en los que se manifieste que las condiciones de la operación son congruentes con aquéllas que podrían haberse obtenido en una operación en condiciones normales y habituales de mercado.

A los fines del Artículo 72 de la Ley de Mercado de Capitales y Regulaciones de la CNV, “monto relevante” significa un importe que supere el 1% del patrimonio social de la sociedad emisora medido conforme al último balance aprobado. A los fines de la Ley de Mercado de Capitales, “parte relacionada” significa (i) los directores, integrantes del órgano de fiscalización y gerentes; (ii) las personas físicas o jurídicas que tengan el control o posean una participación significativa en la sociedad o en su accionista controlante (a ser regulada por la CNV); (iii) cualquier otra sociedad que se halle bajo control común; (iv) los familiares directos de las personas mencionadas en los apartados (i) y (ii) precedentes; o (v) las sociedades en las que las personas referidas en los apartados (i) a (iv) precedentes posean directa o indirectamente participaciones significativas.

Los actos o contratos referidos anteriormente, inmediatamente después de haber sido aprobados por el directorio, deberán ser informados a la CNV, con expresa indicación de la existencia del pronunciamiento del comité de auditoría o, en su caso, de las firmas evaluadoras independientes. Asimismo, a partir del día hábil inmediatamente posterior al día en que la transacción sea aprobada por el directorio, los informes del comité de auditoría o de las firmas evaluadoras independientes se pondrán a disposición de los accionistas en la sede social.

Si el Comité de Auditoría o las dos firmas evaluadoras independientes dictaminan que el contrato no constituye una operación adecuada a las condiciones normales y habituales de mercado, deberá obtenerse previa aprobación en la asamblea de la sociedad.

INFORMACIÓN CONTABLE

Estados contables

Forma parte de este prospecto los Estados Contables Consolidados Auditados correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011.

Litigios

Argentina

La Ley de Privatización establece que el Estado nacional será responsable y deberá mantenernos indemnes respecto de cualquier pasivo, obligación o compromiso existente al 31 de diciembre de 1990 que no hubiera sido reconocido como tal en los estados contables de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedades del Estado, nuestro predecesor, a dicha fecha, que hubieran surgido de cualquier operación o hechos que hayan ocurrido a dicha fecha, siempre que dichos pasivos, obligaciones u otros compromisos fueren determinados o verificados por una decisión definitiva de autoridad judicial competente. En determinados juicios relacionados con hechos o actos ocurridos antes del 31 de diciembre de 1990, se nos ha requerido el pago de montos establecidos en determinados fallos judiciales y, subsiguientemente, se nos han reintegrado los mismos o actualmente se está requiriendo el reembolso por parte del gobierno argentino de todos los montos significativos de esas causas. Debemos mantener al gobierno argentino informado sobre reclamos que se hayan interpuesto contra nosotros que fueren emergentes de las obligaciones asumidas por el gobierno argentino. Creemos que tenemos el derecho a que el gobierno argentino nos reintegre todos esos pagos en virtud de la indemnidad mencionada precedentemente, cuyos pagos en todo caso no han sido significativos hasta la fecha. Esta indemnidad cubre también los honorarios y gastos acordados de los abogados y consultores técnicos, condicionado en el caso de los honorarios y gastos de nuestros abogados y consultores, a que los mismos sean fijos y no sean determinados en función del monto en disputa.

Contingencias probables

Se han registrado pasivos en relación con las contingencias probables y que pueden ser razonablemente estimadas por un total de Ps. 2.634 millones al 31 de diciembre de 2012 (corresponde al total de provisiones corrientes y no corrientes por Ps. 122 millones y Ps. 2.892 millones, respectivamente, neto de Ps. 380 millones correspondientes a YPF Holdings) y por un total de Ps. 2.244 millones al 31 de diciembre de 2011 (corresponde al total de provisiones corrientes y no corrientes por Ps. 118 millones y Ps. 2.167 millones, respectivamente, neto de Ps. 41 millones correspondientes a YPF Holdings); en opinión de nuestra gerencia, en consulta con sus abogados externos, el monto provisionado refleja la mejor estimación, sobre la base de la información disponible a la fecha de este Prospecto, del posible resultado de las contingencias mencionadas. Los procesos legales y reclamos de mayor importancia para los cuales se han efectuado las previsiones se describen en los siguientes párrafos.

Presuntos incumplimientos a contratos de suministro de gas natural. Desde el año 2004, sobre la base de lo dispuesto en la Disposición Nº 27/04, las Resoluciones Nº 265/04, 659/04, 752/05, 1329/06 y 599/07, la Secretaría de Energía y/o la Subsecretaría de Combustibles nos han ordenado en varias ocasiones redireccionar volúmenes de gas natural de exportación hacia el mercado local, sin considerar en dichos casos la ausencia de compromiso contractual por nuestra parte para el mencionado destino. Adicionalmente, el gobierno argentino ha impuesto, en varias oportunidades desde el año 2004, limitaciones directas respecto a la posibilidad de exportar volúmenes de gas natural utilizando para ello diferentes medios. Con fecha 5 de enero de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 172 mediante la cual se extienden temporalmente las reglas de asignación y demás criterios fijados por la Resolución 599/07, todo ello hasta que se produzca el dictado de las medidas que la reemplacen y según menciona la resolución previamente indicada. La Resolución N° 172 fue recurrida con fecha 17 de febrero de 2012 mediante la presentación de un Recurso de Reconsideración ante la Secretaría de Energía.

Como resultado de estas medidas, desde el año 2004 hasta el presente, nos hemos visto forzados a suspender total o parcialmente nuestras exportaciones, las cuales estaban contempladas en nuestros contratos con clientes del exterior. Véase “Información sobre la Emisora- Exploración y Producción- Compromisos de entrega- Contratos de abastecimiento y exportaciones de gas natural” para información adicional sobre las restricciones que afectan los volúmenes contratados.

Hemos apelado las medidas antes mencionadas. Sin embargo, en ausencia de una resolución favorable de las apelaciones, nos hemos visto obligados a cumplir con las mismas a fin de evitar mayores perjuicios para nosotros y nuestros clientes de exportación que podrían ser ocasionados ante una caducidad de permisos de exportación u otras penalidades. Hemos informado a nuestros clientes del exterior que las resoluciones antes mencionadas y las medidas establecidas por ellas constituyen para nosotros un evento de fuerza mayor que nos libera de cualquier responsabilidad contractual o extracontractual derivada de la falta de entrega de los volúmenes de gas estipulados en los contratos correspondientes. Algunos de nuestros actuales clientes han rechazado la posición invocada por nosotros y han reclamado el pago de compensaciones y/o penalidades por incumplimiento de compromisos firmes de entrega, en virtud de la cláusula contractual de “deliver or pay”.

Entre ellos, AES Uruguaiana Empreendimientos S.A. (“AESU”) el 25 de junio de 2008 procedió a facturar la suma de US$ 28,1 millones en concepto de penalidad por no entrega de gas natural desde el 16 de septiembre de 2007 hasta el 25 de junio de 2008. Con fecha 16 de julio de 2008, AESU liquidó la suma de US$ 2,7 millones en concepto de penalidad por no entrega de gas natural desde el 18 de enero de 2006 hasta el 1 de diciembre de 2006. Hemos rechazado ambas liquidaciones. Por nota de fecha 15 de septiembre de 2008, AESU nos notificó que suspendía el cumplimiento de sus obligaciones alegando morosidad e incumplimientos por parte nuestra, lo cual fue rechazado integralmente por nosotros. Con fecha 4 de diciembre de 2008, notificamos a AESU que, levantada la fuerza mayor imperante, de acuerdo con los términos del contrato vigente, procederíamos a suspender nuestra obligación de entrega de gas natural ante los reiterados incumplimientos de AESU, lo cual fue asimismo rechazado. Con fecha 30 de diciembre de 2008 AESU rechazó nuestro derecho de suspender las entregas de gas natural, y mediante su carta fechada el 20 de marzo de 2009, AESU nos notificó la resolución del contrato.

Con posterioridad, inició un arbitraje por el que reclama, entre otros conceptos que la YPF considera improcedentes, el pago de los montos por penalidades por no entrega de gas natural antes mencionados. YPF ha iniciado -asimismo- un arbitraje contra AESU solicitando, entre otras cuestiones, que se declare que la terminación del contrato fue unilateral e ilegalmente efectuada por AESU y bajo su responsabilidad. Ambas demandas de arbitraje han sido contestadas por las partes, solicitando en todos los casos el rechazo de las pretensiones. Con fecha 6 de Abril de 2011 el Tribunal Arbitral del Arbitraje “YPF c/ AESU” hizo lugar al planteo jurisdiccional de YPF y dispuso consolidar todos los arbitrajes (“AESU c/ YPF”, “TGM c/ YPF” e “YPF c/ AESU”) en el arbitraje “YPFc/AESU”, por lo que AESU y TGM desistieron de sus respectivos arbitrajes y todas las cuestiones planteadas en los tres arbitrajes quedaron a resolver en el arbitraje “YPF c/ AESU”. Durante el mes de diciembre de 2011 se llevaron a cabo las audiencias de prueba. El 13 de enero de 2012 las partes presentaron los alegatos correspondientes, cerrando la etapa de prueba antes mencionada. El tribunal Arbitral estableció como fecha límite para el dictado del laudo hasta 31 de julio de 2012. Posteriormente se notificó la ampliación de dicho plazo para el 31 de mayo de 2013. Con fecha 19 y 24 de abril de 2012, AESU y Companhía do Gas do Estado do Río Grande do Sol (“Sulgas”) presentaron nueva evidencia solicitando su admisión en el procedimiento arbitral. YPF y TGM hicieron sus observaciones sobre dicha evidencia el 27 de abril de 2012. Con fecha 1 de mayo de 2012 el Tribunal Arbitral denegó la admisión de dicha evidencia, al tiempo que resolvía que, si durante el juicio el Tribunal consideraba necesaria dicha evidencia, la misma sería admitida

Asimismo, existen ciertos reclamos con relación a pagos vinculados a contratos de transporte de gas natural asociados a exportaciones de dicho hidrocarburo. En este orden, una de las partes involucradas, Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”) inició un proceso de mediación a fin de determinar la procedencia de los mismos. Habiendo finalizado el mencionado procedimiento de mediación sin que se llegara a un acuerdo, YPF fue notificada del inicio de una demanda en su contra en virtud de la cual TGN reclama el cumplimiento del contrato y la cancelación de facturas impagas, según su entendimiento, al tiempo que se reserva la potestad de reclamar daños y perjuicios, los cuales fueron reclamados por nota dirigida a la Sociedad durante el mes de noviembre de 2011. Recientemente, TGN inició asimismo la demanda por los daños y perjuicios, y que se mencionara anteriormente. El monto total reclamado a la fecha por TGN asciende a aproximadamente US$ 207 millones YPF ha procedido a responder los reclamos mencionados, rechazando los mismos fundado en la imposibilidad legal de TGN de prestar el servicio de transporte y la rescisión del contrato de transporte dispuesta por YPF y notificada mediante demanda iniciada ante el ENARGAS. Adicionalmente, la demandante notificó a YPF la rescisión del contrato de transporte invocando en ello la culpa de YPF como consecuencia de la supuesta falta de pago de las facturas del servicio de transporte, haciendo reserva de reclamar daños y perjuicios. Durante el mes de septiembre de 2011, se recibió cédula notificando a YPF de la resolución de la Cámara de Apelaciones rechazando el planteo de incompetencia formulado por YPF al contestar la demanda, declarando incompetente al ENARGAS y competente al fuero Civil y Comercial Federal con relación al reclamo por cobro de facturas impagas mencionado precedentemente. Adicionalmente, Nación Fideicomisos S.A. (NAFISA), había iniciado un proceso de mediación contra YPF reclamando el pago de los cargos aplicables al transporte a Uruguaiana y que correspondían a las facturas por transporte reclamadas por TGN. La audiencia de mediación se cerró sin acuerdo, quedando concluida la etapa prejudicial. En este orden, NAFISA procedió, con fecha 12 de enero de 2012, a iniciar un reclamo ante el ENARGAS en virtud del artículo 66 de la Ley 24.076 reclamando la suma de aproximadamente Ps. 339 millones por dichos cargos. Se contestó la demanda con fecha 8 de febrero de 2012, planteando la conexidad con el juicio “TGN c/ YPF”, la incompetencia del ENARGAS para entender en este planteo, la acumulación en el juicio “TGN c/ YPF” y rechazando el reclamo fundado en la imposibilidad legal de TGN de prestar el servicio de transporte. El 12 de abril de 2012, ENARGAS resolvió a favor de NAFISA. Con fecha 12 de mayo de 2012 YPF recurrió dicha resolución ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal. De acuerdo a la estimación de la gerencia de YPF, los reclamos mencionados no tendrán un efecto adverso significativo sobre los resultados futuros.

Con fecha 18 de septiembre de 2012 el juez interviniente resolvió: a) Desestimar el pedido de acumulación formulado por YPF, con costas, por entender que el juzgado no es competente para entender en la causa NAFISA ya que carece de jurisdicción administrativa y que no existe posibilidad de que la decisión que recaiga en alguno de ellos tenga efectos de cosa juzgada respecto del otro; b) admitir los hechos nuevos denunciados por YPF consistentes en la notificación del 16 de diciembre de 2010 realizada por TGN a YPF de la rescisión del contrato de transporte firme y la convocatoria a Concurso Público convocado por TGN el 10 de marzo de 2011 para adjudicar el Servicio público de Transporte Firme de Gas Natural a través de su sistema de Gasoductos Norte, incluyendo la capacidad de transporte remanente de la terminación del contrato; c) tener por ampliada la demanda por la cual TGN reclama las facturas correspondientes al servicio firme prestado en los meses de noviembre y diciembre de 2010; y d) abrir la causa a prueba.

En relación con lo mencionado en el párrafo precedente, el 8 de abril de 2009 YPF promovió una demanda contra TGN ante el ENARGAS con el objeto de solicitar la terminación del contrato de transporte de gas natural suscripto con dicha compañía para el transporte de gas natural asociado a entregas bajo el contrato de exportación de gas natural firmado por AESU y otras partes. La terminación del contrato con dicha compañía se fundamenta en: (a) la imposibilidad de YPF de usar y de TGN de prestar el servicio de transporte contratado, por la conjunción de (i) la rescisión del Contrato de Gas con Sulgas/AESU y (ii) la imposibilidad legal de ceder a terceros dicho contrato en virtud de las normas vigentes, (b) la imposibilidad legal de TGN de proveer el servicio de transporte firme en los términos contratados, en razón de ciertos cambios en la legislación vigente desde el año 2004, y c) en la teoría de la imprevisión bajo los términos de la legislación argentina en razón de la existencia de hechos extraordinarios que generan una excesiva onerosidad.

Reclamos ambientales La Plata y Quilmes. El 29 de junio de 1999, un grupo de tres vecinos de la Refinería La Plata iniciaron demandas reclamando la reparación de presuntos daños ambientales en los canales perimetrales de agua de la refinería, inversiones relacionadas con contaminación y una indemnización por presuntos daños y perjuicios a la salud y a su propiedad como consecuencia de la contaminación ambiental causada por nosotros antes y después de la privatización. Nosotros notificamos al Poder Ejecutivo Nacional sobre la existencia de la posibilidad de que el tribunal nos hallase responsables por los daños y perjuicios. En tal caso, debido a la indemnidad otorgada por la Ley de Privatización y de conformidad con dicha ley, podremos requerir al gobierno argentino el reembolso de las erogaciones por las obligaciones existentes antes del 1 de enero de 1991 (antes de la privatización).

El 27 de diciembre de 2002 un grupo de 264 demandantes que residían cerca de la Refinería La Plata pidieron una indemnización por daños y perjuicios por el presunto deterioro de la calidad de vida y daños y perjuicios ambientales presuntamente causados por la operación de la Refinería La Plata. El monto reclamado es de aproximadamente Ps. 42 millones. Nosotros presentamos un escrito de contestación de la demanda. Existen otros tres reclamos similares presentados por tres grupos de 120, 343 y 126 vecinos, respectivamente. El primer grupo ha reclamado una indemnización de aproximadamente Ps. 16 millones, el segundo grupo ha reclamado una indemnización de aproximadamente Ps. 45 millones y el tercer grupo ha reclamado una indemnización de aproximadamente Ps. 16 millones aproximadamente, además del pedido de reparación ambiental.

El 17 de diciembre de 1999 un grupo de 37 demandantes que residían cerca de la refinería La Plata, demandaron el cumplimiento específico por nuestra parte de diferentes obras, instalación de equipos, tecnología y realización de obras necesarias para detener daños ambientales, así como también compensación de daños y perjuicios a la salud, presuntamente a consecuencia de emisiones gaseosas producidas por la refinería, actualmente bajo monitoreo. Con fecha 11 de agosto de 2011, el juez falló en contra de YPF y del Estado Nacional, requiriéndonos el pago de Ps. 3.5 millones más intereses. La Cámara de Apelaciones confirmó la sentencia y ordenó a YPF S.A. a presentar ante el juzgado de primera instancia un plan de obras que tienda a reducir las emisiones gaseosas .Hemos apelado este fallo ante la Corte Suprema de Justicia pero fue rechazada dicha apelación en Marzo de 2013.

Con fecha 25 de enero de 2011, la YPF ha suscrito un convenio con el Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible (OPDS) de la Provincia de Buenos Aires, dentro del marco del Programa de Control de Remediación, Pasivos y Riesgo Ambiental creado mediante la Resolución N°88/10 del Director Ejecutivo del OPDS. En virtud del convenio, las partes acordaron llevar a cabo un programa de trabajo conjunto en los canales que circundan a la Refinería La Plata que tendrá una duración de ocho años, y que implica acciones de caracterización y análisis de riesgo de los sedimentos de los canales. En el convenio se establece que en caso de que el análisis de riesgo identifique escenarios que presenten la necesidad de implementar acciones correctivas, se analizarán las alternativas o técnicas disponibles y se determinarán las acciones necesarias para su implementación. También se contempla la realización de un estudio de datación del material depositado, con el fin de establecer la responsabilidad del Estado Nacional, teniendo en cuenta su obligación de mantener indemne a YPF S.A. establecida en el artículo 9 de la ley 24.145 de Privatización de YPF. YPF ha provisionado el costo estimado de los estudios de caracterización y análisis de riesgo mencionados. El costo de las acciones correctivas necesarias, de existir, será provisionado en la medida que la pérdida sea probable y pueda ser estimada razonablemente.

Quilmes. Hemos sido notificados de 37 reclamos judiciales por vecinos de las proximidades de la ribera de la localidad de Quilmes en la provincia de Buenos Aires, como consecuencia de una rotura relacionada con el poliducto La Plata - Dock Sud. Los daños invocados se relacionan con la pérdida del producto antes mencionado, que tuvo lugar en el año 1988, a consecuencia de la rotura del poliducto por terceros en un hecho de hurto de combustible, y que fue luego reparado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado. Uno de los reclamos fue promovido por un grupo de personas que alega residir en esa zona y que demanda la subsanación de daños y perjuicios ambientales y el pago de aproximadamente Ps. 47 millones más intereses como indemnización por daños y perjuicios personales por exposición a hidrocarburos. Hemos contestado la demanda requiriendo su rechazo, como así también solicitando la citación del Estado Nacional. Adicionalmente, hemos notificado al Estado Nacional la existencia del reclamo, informándole que solicitaremos que se nos mantenga indemnes de toda responsabilidad derivada del mismo, de acuerdo con lo estipulado en la Ley de Privatización. El Estado Nacional negó ser responsable de mantenernos indemnes en este caso, y nosotros hemos demandado al gobierno argentino para obtener una decisión judicial declarando la nulidad de dicha decisión administrativa, lo que no ha sido resuelto. Los 36 reclamos judiciales restantes fueron promovidos sobre la base de argumentos similares y representan aproximadamente la suma de Ps. 19 millones. Adicionalmente, tenemos conocimiento de la existencia de otras acciones iniciadas en nuestra contra, las que aún no nos han sido notificadas y se basan en argumentos similares. En la actualidad se están llevando a cabo tareas de remediación en el área afectada, bajo la supervisión de la autoridad ambiental de la provincia de Buenos Aires.

La demanda de New Jersey. El 13 de diciembre de 2005, el Departamento de Protección Ambiental de New Jersey, Estado de New Jersey, Estados Unidos, y el Fondo de Indemnizaciones por Derrames de New Jersey iniciaron una demanda ante un tribunal de New Jersey contra Occidental Chemical Corporation, Tierra, Maxus, Repsol YPF, nosotros, YPF Holdings y CLH Holdings (Véase “Información sobre la emisora - YPF Holdings – Operaciones en los Estados Unidos”). YPF International S.A. y Maxus International Energy Company fueron incorporados al reclamo en 2010. Los demandantes están reclamando la compensación económica en montos indeterminados y daños punitivos como consecuencia de daños ambientales y los costos y los honorarios asociados con el proceso. Ello basado en presuntas violaciones de la Ley de Control e Indemnización por Derrames, de la Ley de Control de Contaminación del Agua y reclamos relacionados en una planta presuntamente operada por alguna de las demandadas y ubicadas en Newark, New Jersey, que presuntamente afectó al Río Passaic y la Bahía Newark. Véase “YPF Holdings Río Passaic/Bahía Newark, New Jersey/ New Jersey – Litigio con el DEP”.

Reclamos Fiscales. Hemos recibido diversos reclamos por parte de la AFIP y los fiscos provinciales y municipales, que individualmente no son significativos, y para los cuales se ha constituido la previsión correspondiente, sobre la base de la mejor estimación de acuerdo con la información disponible a la fecha de emisión del presente prospecto.

Contingencias posibles no previsionadas.

Además de las contingencias probables descritas en los párrafos precedentes, estamos sujetos a varias demandas laborales, civiles, comerciales y medioambientales por las cuales no se ha hecho reserva ya que nuestra gerencia, sobre la base de las pruebas disponibles a la fecha y la opinión de nuestros abogados externos, las ha considerado contingencias posibles.

Sobre la base de la información disponible para la Sociedad, incluyendo entre otros el tiempo estimado que resta hasta la finalización de los litigios, los resultados de las evidencias que se presenten en las causas, y la evaluación realizada por los asesores internos y externos de la Compañía, la Sociedad no puede estimar una pérdida o rango de pérdida razonablemente posible respecto a ciertas cuestiones descriptas a continuación.

Las contingencias más significativas se describen a continuación:

Demanda de la Asociación de Superficiarios de la Patagonia. El 21 de agosto de 2003, la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (“ASSUPA”) demandó a las empresas que operaban concesiones de explotación y permisos de exploración en la Cuenca Neuquina, incluyéndonos, reclamando la reparación del daño ambiental colectivo presuntamente causado por la realización de esas actividades, o la creación de un fondo de reparación ambiental y la implementación de medidas para evitar daños ambientales en el futuro. El monto total reclamado contra las empresas supera los US$ 547,6 millones. La demandante pidió que el gobierno argentino (la Secretaría de Energía), el Consejo Federal de Medio Ambiente, las provincias de Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Río Negro y Mendoza y el Defensor del Pueblo de la Nación fueran citados. Solicitaba, como medida precautoria, que las demandadas se abstuvieran de llevar a cabo actividades que afectaran el medio ambiente. La citación al Defensor del Pueblo así como también la medida precautoria solicitada fueron rechazadas por la Corte Suprema Argentina. Una vez que la demanda fue notificada, junto con las otras partes demandadas presentamos una excepción de defecto legal, solicitando que se desestimara la demanda dado que la demandante no había expresado un reclamo sobre el cual podía otorgarse una compensación. El tribunal hizo lugar a la petición y la demandante tuvo que presentar una demanda complementaria. Hemos pedido que el reclamo sea rechazado porque los defectos de la demanda indicados por la Corte Suprema Argentina no fueron corregidos, lo que ha sido desestimado. Sin embargo, también hemos pedido su rechazo por otras razones, y hemos citado al gobierno argentino, debido a su obligación de indemnizarnos por toda responsabilidad y mantenernos indemnes por hechos y reclamos emergentes con anterioridad al 1 de enero de 1991, de conformidad con la Ley de Privatización y el Decreto 546/1993. El 26 de agosto de 2008 la Corte Suprema Argentina resolvió que la actora había subsanado las deficiencias de las demandas. El 23 de febrero de 2009 la Corte Suprema Argentina emplazó a algunas provincias, al Estado Nacional y a Comefa para que se presenten en la causa. Se difirieron las cuestiones pendientes hasta que se presenten los terceros interesados y se resuelvan algunas cuestiones procesales. Las Provincias de Río Negro, Buenos Aires, Neuquén, Mendoza y el Estado Nacional, han presentado sus alegatos a la Corte Suprema, aunque no se ha tenido acceso a dichas presentaciones. Las provincias de Neuquén y La Pampa han opuesto excepción de incompetencia, la cual ha sido contestada por la actora, encontrándose actualmente pendiente de resolución. Con fecha 13 de diciembre de 2011 la Corte Suprema dispuso la suspensión de los plazos procesales por 60 días y ordenó a YPF y a la actora presentar un cronograma de las reuniones que se llevarán a cabo durante dicha suspensión, autorizando la participación de las demás partes y terceros. Assupa denunció en el expediente la interrupción de las negociaciones y la Corte Suprema dio por terminado el plazo de 60 días de suspensión oportunamente ordenado.

Adicionalmente cabe destacar que la Sociedad ha tomado conocimiento, no obstante no haber sido notificada la demanda, de otros dos reclamos judiciales iniciados por ASSUPA contra i) empresas concesionarias de áreas de la cuenca del Golfo San Jorge, y ii) empresas concesionarias de áreas de la cuenca austral. La Sociedad, en caso de ser notificada, estima responder conforme los términos legales y de acuerdo a los argumentos de defensa que correspondieren y aplicables al caso.

Demandas sobre cuestiones medioambientales en Dock Sud. Hemos sido demandados en los siguientes juicios sobre medio ambiente que han sido iniciados por residentes que viven cerca de Dock Sud, Provincia de Buenos Aires: (i) “Mendoza, Beatriz contra el Estado Nacional, et al” y (ii) “Cicero, María Cristina con Antivari S.A.C.I. et al, sobre indemnización por daños y perjuicios”. En el reclamo de Mendoza, juicio que tramita ante la Corte Suprema Argentina, el Estado nacional, la Provincia de Buenos Aires, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 14 municipalidades y 44 empresas (incluyéndonos) son demandados. Los demandantes han pedido una indemnización no determinada por daño ambiental colectivo de la cuenca de los ríos Matanza y Riachuelo y por daños a la salud y a la propiedad, que sostienen haber sufrido. La Corte Suprema Argentina se declaró competente para decidir solamente el conflicto relacionado con los daños ambientales colectivos, incluyendo la prevención de contaminación futura, reparación de los daños ambientales ya causados y la indemnización monetaria por daños ambientales irreparables, y ha pedido a las demandadas que presenten informes específicos. En particular, ha solicitado al gobierno argentino, a la Provincia de Buenos Aires, a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y a Cofema que presenten un plan con objetivos ambientales. Contestamos la demanda y pedimos la citación del gobierno argentino, basado en sus obligaciones de indemnidad conforme con la Ley de Privatización y el Decreto Nº 546/1993. En julio de 2008, la Corte Suprema Argentina decidió que la Autoridad de Cuenca (Ley 26.168) (“ACUMAR”) estará a cargo de la ejecución del plan de remediación, así como también de tomar las medidas preventivas en el área. El Estado Nacional, así como también la Provincia y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires serán los responsables de dicha ejecución. Estableció, además, la competencia exclusiva del Juzgado Federal de Primera Instancia de Quilmes para decidir estas cuestiones y determinó que cualquier acción futura que tuviera por objeto la recomposición ambiental de la cuenca sería rechazada (litispendencia). Hemos sido notificados de ciertas resoluciones emitidas por ACUMAR, por las que se requiere presentar un Plan de Reconversión Industrial con relación a ciertas instalaciones de YPF, los que han sido presentados a la fecha de este prospecto, no obstante haberse recurrido las resoluciones mencionadas. Adicionalmente, la Corte Suprema Argentina se declaró competente para determinar si existe responsabilidad atribuible a cualquiera de las partes involucradas y, en ese caso, su extensión. En el juicio Cicero, los demandantes, residentes de Villa Inflamable, Dock Sud, también demandan la reparación ambiental de Dock Sud y Ps. 33 millones como indemnización por daños y perjuicios por lesiones físicas y daños a la propiedad contra muchas empresas que tienen operaciones allí, incluyéndonos. Nosotros contestamos la demanda pidiendo su rechazo, y hemos citado al gobierno argentino, debido a su obligación de indemnizarnos por toda responsabilidad y mantenernos indemnes por hechos y reclamos emergentes con anterioridad al 1 de enero de 1991, de conformidad con la Ley de Privatización y el Decreto 546/1993.

Demandas sobre cuestiones ambientales por la Refinería La Plata.

Tenemos conocimiento de una acción que aún no nos ha sido notificada, en la cual la demandante pide el cese de la contaminación y la limpieza de los canales junto a la Refinería La Plata, en Río Santiago, y otros sectores cerca de la costa, (eliminación de barro, drenaje de pantanos y restablecimiento de la biodiversidad, entre otros factores) y si esa limpieza no fuere posible, una indemnización de Ps. 500 millones o un monto a ser determinado de acuerdo con la prueba producida durante la etapa de producción de prueba. Creemos que este reclamo se superpone parcialmente con los pedidos hechos por un grupo de vecinos de la Refinería La Plata, el 29 de junio de 1999. Consiguientemente, entendemos que si fuéramos citados en este proceso o en cualquier otro proceso relacionado con las mismas cuestiones, los casos deberán ser acumulados en la medida en que los reclamos se superponen. Con respecto a los reclamos que no serían incluidos en los procesos anteriores, en este momento no podemos calcular el valor futuro de esos reclamos. A su vez, YPF considera que la mayoría de los daños alegados por la parte actora, de ser procedentes, podrían ser atribuidos a eventos ocurridos con anterioridad a la privatización de YPF y por lo tanto corresponderle la responsabilidad al Gobierno Argentino de acuerdo con la Ley de Privatización que concierne a YPF.

Cabe agregar que, en relación con los reclamos referidos a los canales adyacentes a la Refinería La Plata, YPF ha suscrito un acuerdo con el OPDS (Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible), el cual es descripto en “Contingencias probables – Reclamos ambientales de La Plata”

Reclamos relacionados al mercado de gas y otros. Adicionalmente a lo mencionado en el apartado “Contingencias probables - Presuntos incumplimientos a contratos de suministro de gas natural”, la Sociedad es también parte en los siguientes litigios vinculados al mercado de gas:

Arbitraje iniciado por Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (“TGM”): Fuimos notificados del arbitraje promovido por TGM ante la CCI reclamando el pago de la suma de aproximadamente US$ 10 millones más intereses hasta la fecha de su efectivo pago, relacionada con el pago de facturas del contrato de transporte de gas natural suscripto en septiembre de 1998 entre YPF y TGM vinculado al contrato de exportación de gas natural suscripto por nosotros con AESU y Compañía de Gas do Estado Río Grande do Sul (Sulgás), ver “Contingencias remotas no previsionadas - Arbitraje con AES Uruguaiana Emprendimientos S.A. (AESU), Compañía de Gas do Estado Río Grande do Sul (Sulgás) y Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (TGM)”.

El 8 de abril de 2009 solicitamos el rechazo de la demanda y reconvinimos solicitando la terminación del contrato de transporte de gas natural con fundamento en la finalización por parte de AESU y Sulgas S.A. (“Sulgas”) del contrato de exportación de gas natural.

Adicionalmente, con fecha 10 de julio de 2009, TGM actualizó su pretensión a US$ 17 millones y reclamó lucro cesante por US$ 366 millones, los cuales son considerados improcedentes respecto de YPF, por lo que se contestó esta ampliación de demanda rechazando los argumentos vertidos por TGM. El Tribunal Arbitral fue constituido y las partes acordaron los términos del Acta de Misión en coordinación con el Tribunal. El 10 de junio de 2010, YPF presentó ante el Tribunal Arbitral el memorial sobre las cuestiones procesales previas y solicitó a éste que declare su incompetencia para resolver el presente asunto. Con fecha 14 de febrero de 2011, YPF fue notificada de la resolución del Tribunal Arbitral que dispone la suspensión del arbitraje hasta que se resuelva el arbitraje iniciado por YPF, haciendo lugar de esta manera a los argumentos de la Sociedad.

Con fecha 6 de Abril de 2011 el Tribunal Arbitral del Arbitraje “YPF c/ AESU” hizo lugar al planteo jurisdiccional de YPF y dispuso consolidar todos los arbitrajes (“AESU c/ YPF”, “TGM c/ YPF” e “YPF c/ AESU”) en el arbitraje “YPFc/AESU”, por lo que AESU y TGM desistieron de sus respectivos arbitrajes y todas las cuestiones planteadas en los tres arbitrajes quedaron a resolver en el arbitraje “YPF c/ AESU”. Durante el mes de diciembre 2011 se llevaron a cabo las audiencias de prueba. El 13 de enero de 2012 las partes presentaron los alegatos correspondientes posteriores a las audiencias, cerrando la etapa de producción de prueba. El tribunal Arbitral estableció hasta el 31 de julio de 2012 como fecha límite para el dictado del laudo. Posteriormente se notificó la ampliación de dicho plazo para el 31 de mayo de 2013. Con fecha 19 y 24 de abril de 2012, AESU y Sulgas presentaron nueva evidencia solicitando su admisión en el procedimiento arbitral. YPF y TGM hicieron sus observaciones sobre dicha evidencia el 27 de abril de 2012. Con fecha 1 de mayo de 2012 el Tribunal Arbitral denegó la admisión de dicha evidencia, al tiempo que resolvía que, si durante el juicio el Tribunal consideraba necesaria dicha evidencia, la misma sería admitida.

Reclamos de la CNDC. El 17 de noviembre de 2003, la CNDC pidió explicaciones, en los términos del Artículo 29 de la Ley de Defensa de la Competencia, en el marco de una investigación iniciada de oficio, a un grupo de casi treinta empresas productoras de gas natural, incluyéndonos, en relación con los siguientes puntos: (i) inclusión en los contratos de compraventa de gas natural de cláusulas que presuntamente restringen la competencia; y (ii) las importaciones de gas de Bolivia, poniendo énfasis en (a) el viejo y expirado contrato suscripto entre la entonces estatal YPF, e YPFB, mediante el cual -según la CNDC- YPF vendía el gas boliviano en Argentina por debajo del costo de adquisición; y (b) los frustrados intentos de importar gas de Bolivia, efectuados en el año 2001 por la empresa comercializadora Duke y por Distribuidora de Gas del Centro. El 12 de enero de 2004, presentamos nuestras explicaciones conforme el artículo 29 de la Ley de Defensa de la Competencia, alegando que no se ha cometido violación alguna de normas de defensa de la competencia y que no ha habido ninguna discriminación de precios entre las ventas de gas en el mercado local y la exportación. El 20 de enero de 2006 recibimos la notificación de la resolución de fecha 2 de diciembre de 2005 por la cual la CNDC: (i) rechaza el planteo de non bis in idem que efectuamos, sosteniendo que ENARGAS carecía de facultades para resolver la cuestión al momento del dictado de la Resolución Enargas N° 1289; y (ii) ordena la apertura del sumario en las actuaciones mencionadas, conforme lo dispuesto en el artículo 30 de la Ley de Defensa de la Competencia. El 15 de enero de 2007, la CNDC nos imputó, conjuntamente con otros ocho productores por violaciones a la Ley Nº 25.156. YPF presentó su descargo planteando que no ha existido tal incumplimiento de la ley, reiterando y ampliando su denuncia de prescripción de la acción y ha presentado prueba de su posición. Con fecha 22 de junio de 2007, y sin reconocer la comisión de ninguna conducta contraria a la LDC, presentamos ante la CNDC un compromiso en los términos del artículo 36 de la LDC, solicitando a la CNDC la aprobación del compromiso presentado y, la suspensión de la investigación y, oportunamente, el archivo de las actuaciones. Con fecha 14 de diciembre de 2007, la CNDC decidió la elevación de los autos a la Cámara de Apelaciones en virtud del recurso presentado por nosotros contra el rechazo a su planteo de prescripción.

Asimismo, con fecha 11 de enero de 2012, la Secretaría de Transporte de la Nación formuló ante la CNDC una denuncia contra cinco compañías petroleras entre las que se halla YPF, por presunto abuso de posición dominante respecto a las ventas de gasoil a granel a compañías de transporte público de pasajeros. La conducta denunciada consiste en la venta de gasoil a granel a compañías de transporte público automotor de pasajeros a precios superiores que el cobrado en las estaciones de servicio. Conforme lo establecido por el artículo 29 de la Ley 25.156 de Defensa de la Competencia, YPF ha presentado las explicaciones correspondientes ante la CNDC, cuestionando ciertos aspectos formales de la denuncia, y argumentando que YPF ajustó su conducta en todo momento a la normativa vigente y que la misma no configuró discriminación ni abuso en la determinación de sus precios.

El 26 de enero de 2012, la Secretaría de Comercio Interior dictó la Resolución 6/2012 por la cual
(i) ordena a YPF y a otras cuatro compañías petroleras a vender gasoil a las empresas de transporte público de pasajeros a un precio no mayor al que ofrecen el mencionado combustible en sus estaciones de servicio más cercanas al punto de suministro de combustible de las empresas de transporte público de pasajeros, manteniendo tanto los volúmenes históricos como las condiciones de entrega; y (ii) crea un esquema de monitoreo de precios tanto para el mercado minorista como a granel a ser implementado por la CNDC. YPF ha recurrido dicha resolución para su decisión por parte de la Justicia. El 16 de febrero de 2012, YPF interpuso ante la CNDC un recurso de apelación contra la Resolución N° 6/2012, para su elevación ante la Cámara de Apelaciones en lo Civil y Comercial Federal de la ciudad de Buenos Aires. Por su parte, el 2 de marzo de 2012, YPF interpuso ante dicha Cámara un pedido de dictado de medida cautelar, tendiente a dejar sin efecto la vigencia de la Resolución N° 6/2012, la que fue otorgada, ordenando la suspensión temporaria de la mencionada medida.

El 13 de marzo de 2012 YPF fue notificada de la Resolución Nro. 17/2012, dictada por la Secretaría de Comercio Interior del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas de la Nación, mediante la cual se ordenó a YPF S.A., SHELL COMPAÑÍA ARGENTINA DE PETRÓLEO S.A. y a ESSO PETROLERA ARGENTINA S.R.L. que suministren aerokerosene para transporte aeronáutico de cabotaje e internacional a un precio neto de impuestos que no supere el 2,7% respecto del precio neto de impuestos de la nafta súper (no Premium) de la estación de servicio de su bandera más cercana al aeropuerto del que se trate, manteniendo la logística actual de entrega de combustible en sus cantidades normales y habituales. Dicha resolución determinó que la medida sería aplicable a las empresas titulares de aeronaves que ejerzan la actividad aerocomercial de pasajeros o la actividad aerocomercial de pasajeros y carga, y que se encuentren inscriptas en el Registro Nacional de Aeronaves de la República Argentina. Según la aclaración posterior del Secretario de Comercio Interior, las beneficiarias de dicha medida son las empresas Aerolíneas Argentinas, Andes Líneas Aéreas S.A., Austral – Cielos del Sur, LAN Argentina S.A. y Sol S.A. Líneas Aéreas. Asimismo en la mencionada resolución se indica que se estima conveniente poner en práctica un esquema de monitoreo de precios que deberá ser instrumentado y llevado a cabo por la CNDC. YPF recurrió dicha resolución para su decisión por parte de la Justicia. La Cámara Civil y Comercial Federal concedió el recurso de apelación interpuesto por YPF con efecto suspensivo, de manera que los efectos de la Res. SCI N° 17/2012 se vieron suspendidos hasta tanto se resuelva la cuestión sobre la legalidad o ilegalidad de la Resolución Nro. 17/2012. El 31 de agosto de 2012, YPF fue notificada de la sentencia de la referida Cámara que declaró la nulidad de la Res. SCI N° 17/2012, con fundamento en la falta de competencia de la Secretaría de Comercio Interior para dictar la una medida de dicha naturaleza.

Mediante el Decreto N° 1.189/2012 del Poder Ejecutivo Nacional, de fecha 17 de julio de 2012, se dispuso que las jurisdicciones y entidades del Sector Público Nacional comprendidas en el artículo 8°, inciso a), de la Ley N° 24.156 (Administración nacional, conformada por la administración central y los organismos descentralizados, comprendiendo en estos últimos a las instituciones de seguridad social), deberán contratar con YPF Sociedad Anónima la provisión de combustible y lubricantes para la flota de automotores, embarcaciones y aeronaves oficiales, excepto previa autorización de la Jefatura de Gabinete de Ministros.

Adicionalmente, la Sociedad es sujeto de otros reclamos vinculados a supuestas discriminaciones de precios en la venta de combustibles, que han sido radicados ante la CNDC, y que en opinión de la Gerencia de la Sociedad y de sus asesores legales, poseen perspectiva posible.

Reclamo de la Unión de Usuarios y Consumidores: La actora reclama originalmente a Repsol YPF S.A. (habiéndose luego ampliado la demanda a YPF) el reintegro de las sumas supuestamente cobradas en exceso a los consumidores de GLP envasado durante el período 1993-2001. El Juicio es de monto indeterminado, pero se reclama por el período 1993/1997 la suma de Ps. 91,2 millones (el monto actualizado asciende a aproximadamente Ps. 446 millones), siendo indeterminado por el período 1997 a 2001. YPF opuso la defensa de prescripción (así como también otras defensas), sosteniendo que a la fecha del pedido de ampliación de la demanda, la acción se encontraba íntegramente prescripta por el transcurso del plazo de 2 años. No obstante, el 6 de agosto de 2009 se abrió la causa a prueba y actualmente se está produciendo la misma.

Otros Reclamos Ambientales en Quilmes: la Sociedad ha sido notificada de una demanda ambiental realizada por vecinos de la localidad de Quilmes, Provincia de Buenos Aires, en el que reclaman aproximadamente Ps. 225 millones en concepto de daños y perjuicios. Teniendo en cuenta la etapa en la cual se encuentra el proceso, los resultados de las evidencias que surgen de la demanda, y la evaluación preliminar de los asesores internos y externos, la Sociedad no puede estimar una pérdida o rango de pérdida razonablemente posible vinculado al reclamo antes descripto.

Demanda Repsol contra YPF y BONY: YPF ha sido notificada recientemente de una demanda judicial interpuesta por Repsol el 31 de julio de 2012 ante el Tribunal de Primera Instancia de New York, Estados Unidos de Norteamérica, contra The Bank of New York Mellon (“BONY”) y contra YPF. Conforme a lo planteado en la referida demanda, Repsol reclama daños y perjuicios por la supuesta falta de aceptación y negación por parte de BONY de llevar a cabo las instrucciones de voto emitidas por Repsol en relación con, entre otras cosas, la elección de los miembros del Directorio de YPF en la asamblea de la Sociedad del 4 de junio de 2012, violando supuestamente sus obligaciones contractuales. Alega Repsol que además de los ADS a su nombre, tenía derecho de votar por ADS prendados a su favor, lo que no habría podido realizar debido a supuestas fallas de BONY y la supuesta intervención inapropiada de YPF para rechazar las instrucciones de Repsol. No obstante rechazar haber incumplido obligación alguna emergente de la ley o de un contrato en perjuicio de algún accionista, a la fecha de emisión de este prospecto la Sociedad se encuentra analizando en forma pormenorizada los argumentos de la demanda para responderla según corresponda. Atento a lo mencionado previamente, como así también a la naturaleza de la demanda y los resultados de las evidencias que se presenten, la Sociedad no puede estimar una pérdida o rango de pérdida razonablemente posible.

Acción de clase (class action): La Sociedad fue recientemente notificada de una acción de clase vinculada a ciertas operaciones de venta de acciones de YPF que realizara Repsol durante el mes de marzo de 2011. El reclamo estaría basado en una supuesta falta de información al mercado, y consecuentemente a los compradores, en la fecha antes mencionada, sobre el potencial riesgo de expropiación de la Sociedad, y en la supuesta afectación del valor de las acciones al momento en que se dictó la Ley de Expropiación y respecto al valor oportunamente pagado. Atento a la naturaleza particular de la demanda y los resultados de las evidencias que pudieren presentarse, la Sociedad no puede estimar una pérdida o rango de pérdida razonablemente posible.

Contingencias remotas no previsionadas

Nuestra gerencia, en consulta con sus abogados externos, cree que las siguientes contingencias, aunque importantes en forma individual, son remotas:

Pedido de investigación del Congreso a la CNDC. El 7 de noviembre de 2003, algunos ex miembros del Congreso de la Nación, Arturo Lafalla, Ricardo Falú y otros, presentaron una denuncia ante la CNDC contra nosotros por abuso de posición dominante en el mercado de GLP mayorista durante el año 2002 y parte del año 2003. La presunta conducta consistía en la venta de GLP a granel en el mercado local a precios superiores que a los de la paridad de exportación, restringiendo la disponibilidad del producto en el mercado local. El 15 de diciembre de 2003, la CNDC decidió dar traslado a la denuncia, y pidió explicaciones en los términos del Artículo 29 de la Ley de Defensa de la Competencia. El 21 de enero de 2004 presentamos nuestras explicaciones de acuerdo con el Artículo 29 de la Ley de Defensa de la Competencia sosteniendo que no se había cometido violación alguna. En este punto, la CNDC puede aceptar nuestras explicaciones o instruir el sumario. Nosotros sostuvimos que no restringimos la oferta de GLP en el mercado local, y que durante el período investigado la totalidad de la demanda interna de GLP podría haber sido abastecida por nuestros competidores, y que por lo tanto, nuestra participación de mercado no puede calificarse de posición dominante. Con fecha 2 de septiembre de 2008, la CNDC por medio de la Nota Nº 1131/08 nos solicitó información en relación a los precios del mercado interno y externo correspondiente al período 2000 a la fecha. El 7 de octubre de 2008 hemos presentado la información solicitada. Con fecha 10 de diciembre de 2008, la CNDC por medio de cédula de notificación, solicitó a YPF para que en el plazo de 3 días se informe y se acompañen los contratos de exportación de GLP suscriptos durante el período 2001-2004 y que explique la evolución de los precios para el mercado interno y externo de gas propano y butano para el período marzo a diciembre de 2001-2004. Con fecha 16 de diciembre de 2008 presentamos la información solicitada. Hemos tomado conocimiento de que la CNDC emitió el Dictamen en virtud del cual se propicia el archivo de las actuaciones. La actuación sigue a la firma del Secretario de Comercio Interior y no ha sido notificada a la fecha. Con fecha 4 de marzo de 2013 hemos sido notificados de la Resolución SCI N° 215 del 28 de diciembre de 2012 por medio de la cual se ordena el archivo de las actuaciones.

En virtud de las disposiciones de la Resolución Nº 189/99, mencionada precedentemente, ciertos terceros han reclamado una indemnización por presuntos daños y perjuicios sufridos por ellos como consecuencia de nuestra conducta sancionada. Hemos rechazado esos reclamos y presentamos nuestras defensas.

Otras controversias por derechos aduaneros. Durante los años 2006 y 2007 las delegaciones de la Dirección General de Aduanas en Neuquén, Comodoro Rivadavia y Puerto Deseado nos informaron que se han iniciado determinados procedimientos sumarios contra nosotros sobre la base de presuntas declaraciones formales erróneas sobre entregas de petróleo a futuro (compromisos de entregas de petróleo crudo a futuro) en los permisos de carga presentados ante esas agencias. La aduana puede cuestionar si el precio pactado por YPF y declarado en el permiso de embarque es la medida adecuada para pagar los derechos de exportación, pero no cabe reproche infraccional a YPF por declarar el precio de la operación, adicionalmente desde la existencia de los derechos de exportación YPF paga estos derechos sobre el valor de mercado del crudo. En diciembre de 2008, la Dirección General de Aduanas de Neuquén rechazó nuestros argumentos y emitió una resolución en nuestra contra, la cual ha sido apelada ante el Tribunal Fiscal de la Nación. Aunque nuestra gerencia, sobre la base del dictamen de sus asesores legales, cree que el reclamo no tiene fundamento legal, las posibles multas impuestas podrían ser sustanciales.

Controversia por regalías de Mendoza. Luego de los reclamos iniciados por la provincia de Mendoza, a efectos de que se aplique el precio de mercado internacional en las operaciones del mercado local sobre la base de la interpretación del Artículo 6 de la Ley Nº 25.561, presentamos un recurso administrativo. Nuestra solicitud actualmente se encuentra pendiente de resolución. Además, presentamos una acción declarativa de certeza ante la Corte Suprema Argentina, con solicitud de medida cautelar para declarar inconstitucional la interpretación que la provincia de Mendoza aplica a la sección 6 de la Ley Nº 25.561. El 7 de abril de 2009, fuimos notificados que la Corte Suprema Argentina se declaró competente para conocer en la causa que iniciamos, y emitió una medida cautelar solicitándole a la provincia de Mendoza que frene la aplicación del precio del mercado internacional en el cálculo de las regalías a pagar por nosotros. La resolución final de esta causa aún está pendiente.

Arbitrajes con AES Uruguaiana Empreendimentos SA (AESU), Companhia de Gás do Estado do Río Grande do Sul (Sulgás) y Transportadora de Gas del Mercosur SA (TGM). El 6 de abril de 2009, fuimos notificados por la CCI de un arbitraje iniciado por AESU y Sulgás reclamando daños y perjuicios por un importe de aproximadamente US$ 1.052 millones, que incluye los daños descriptos anteriormente con respecto a AESU, en relación con nuestra presunta responsabilidad resultante de la terminación por AESU y Sulgás del contrato de exportación de gas natural celebrado en septiembre de 1998. Véase “Contingencias Probables - Presunto Incumplimiento a contratos de suministro de gas natural”. Negamos toda responsabilidad resultante de dicha terminación. Además, creemos que la evaluación de los daños de AESU está lejos de ser una evaluación razonable, desde que excede seis veces el máximo agregado de la multa deliver-or-pay que sería acumulado en el caso de que hubiéramos incumplido nuestras obligaciones de entrega para la cantidad máxima diaria a través de la expiración del término del contrato de exportación de gas natural. Además, más del 90 % de la evaluación de los daños de AESU relacionados con la pérdida de ganancias alegada que pueden ser fuertemente amparada en la base de que anteriormente a la terminación del contrato de exportación de gas natural, AESU voluntariamente terminó todos sus contratos de compra a largo plazo.

Asimismo, el 6 de abril de 2009 iniciamos un arbitraje ante la CCI en contra de TGM y AESU/SULGAS, con el objeto de que, entre otros, se declare por el tribunal arbitral que AESU y Sulgás han repudiado y de forma unilateral e ilegalmente han dado por terminado el contrato de exportación de gas natural suscrito en septiembre de 1998, y se declare a AESU y Sulgás responsables de los daños sufridos por las partes a causa de dicha terminación, incluyendo pero no limitado a los daños y perjuicios derivados de la terminación de los contratos de transporte de gas natural asociado con el contrato de exportación de gas natural. Ver “Contingencias posibles no previsionadas – Arbitraje iniciado por Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (TGM).”

En octubre 2010, las partes acordaron los términos de referencia de ambos procedimientos, determinando entre otras cosas, cuestiones controvertidas de ambas reclamaciones. Por otra parte, el Tribunal Arbitral ordenó la bifurcación de los procedimientos con el fin de resolver las oposiciones jurisdiccionales antes de pronunciarse sobre el objeto de las reclamaciones.

Con fecha 6 de Abril de 2011 el Tribunal Arbitral del Arbitraje “YPF c/ AESU” hizo lugar al planteo jurisdiccional de YPF y dispuso consolidar todos los arbitrajes (“AESU c/ YPF”, “TGM c/ YPF” e “YPF c/ AESU”) en el arbitraje “YPFc/AESU”, por lo que AESU y TGM desistieron de sus respectivos arbitrajes y todas las cuestiones planteadas en los tres arbitrajes quedaron a resolver en el arbitraje “YPF c/ AESU”. Durante el mes de diciembre 2011 se llevaron a cabo las audiencias de prueba. El 13 de enero de 2012 las partes presentaron los alegatos correspondientes posteriores a las audiencias, cerrando la etapa de producción de prueba. El Tribunal Arbitral estableció hasta 31 de julio de 2012 como fecha para el dictado del laudo. Posteriormente se notificó la ampliación de dicho plazo para el 31 de mayo de 2013. Con fecha 19 y 24 de abril de 2012, AESU y Sulgas presentaron nueva evidencia solicitando su admisión en el procedimiento arbitral. YPF y TGM hicieron sus observaciones sobre dicha evidencia el 27 de abril de 2012. Con fecha 1 de mayo de 2012 el Tribunal Arbitral denegó la admisión de dicha evidencia, al tiempo que resolvía que, si durante el juicio el Tribunal consideraba necesaria dicha evidencia, la misma sería admitida.

Información adicional:

Concesiones hidrocarburíferas – reclamos provinciales.

Provincia de Río Negro. Fuimos notificados de la Resolución N° 433/08 emitida por la Dirección de Hidrocarburos, Ministerio de Producción de la Provincia de Río Negro en relación a la fiscalización del cumplimiento de las obligaciones del concesionario de explotación de las áreas hidrocarburíferas Barranca de los Loros, Bajo del Piche, El Medanito y Los Caldenes, todas ellas ubicadas en la Provincia de Río Negro. En dicha resolución se sostiene que corresponde imputarnos, entre otras, el incumplimiento de ciertas obligaciones en su carácter de concesionario de explotación y afectaciones al medio ambiente.

Teniendo en cuenta lo mencionado en el párrafo anterior, y la Ley de Hidrocarburos, se nos intimó a presentar nuestro descargo bajo apercibimiento de declarar la caducidad de las concesiones antes enunciadas. Sin embargo, la Ley de Hidrocarburos otorga al concesionario y/o permisionario el derecho previamente a la declaración de caducidad por las causales previstas, a subsanar las eventuales transgresiones en el plazo que fije, previa intimación correspondiente. En este orden, con fecha 29 de mayo de 2008 presentamos una impugnación contra la Resolución N° 433/2008, en tanto dicho acto administrativo no nos otorga el derecho mencionado precedentemente. Adicionalmente, el 13 de junio de 2008, presentamos el correspondiente descargo, rechazando las imputaciones efectuadas y el 12 de noviembre de 2008 el Ministerio de la Producción ordenó la iniciación del período de producción de prueba. Con fecha 28 de noviembre de 2008 solicitamos la presentación de cierta evidencia y la designación de un consultor técnico. El 26 de marzo de 2009, hemos realizado una presentación cuestionando ciertos aspectos relacionados con la producción de la prueba. Con fecha 12 de mayo de 2009 se dictó la nota 144/09 en virtud de la cual fuimos notificados del dictado de la Resolución Nº 31/09 de fecha 13 de Marzo de 2009, mediante la cual se dispuso una prórroga y suspensión de plazos. Con fecha 1 de diciembre de 2009 presentamos la prueba informativa oportunamente solicitada, señalando que se encontraban pendientes de resolución los planteos efectuados por YPF relacionados con la producción de la prueba. El 16 de septiembre de 2010, YPF solicitó el archivo de éste reclamo sobre la base de: (a) los montos invertidos para cumplir con las obligaciones de concesión entre 2007 y 2010, y (b) las medidas adoptadas en relación con las obligaciones ambientales. Posteriormente, YPF realizó una nueva presentación en la que se actualizó la información de inversiones realizadas durante 2010, se informó la inversión prevista para el año 2011 y para el período 2011-2016 en actividad exploratoria, se solicitó se resolviera el pedido efectuado para que la Secretaría de Hidrocarburos se abstuviera de seguir interviniendo en todas las cuestiones ambientales que estaban siendo objeto de investigación por parte de la autoridad ambiental provincial (CODEMA) y se reiteró el pedido de levantamiento de imputaciones y archivo del expediente.

Tanto el valor de los activos netos como el volumen de las reservas comprobadas del área mencionada no es significativo.

Con fecha 7 de agosto de 2012 YPF S.A. presentó una nota solicitando la aprobación de las inversiones propuestas para las áreas “Señal Picada- Punta Barda, El Medanito, Bajo del Piche y Barranca Los Loros”.

Con fecha 9 de agosto de 2012 la Provincia de Rio Negro acepta el plan de acción propuesto para las áreas “Señal Picada- Punta Barda, El Medanito, Bajo del Piche y Barranca Los Loros” y solicita se arbitren los medios para la perforación de un pozo exploratorio en “Los Caldenes” durante el transcurso del año 2012. Atento a lo antes mencionado la Sociedad estima que los reclamos bajo análisis no tendrán efectos adversos para la Sociedad.

Provincia de Chubut. Con fecha 1 de marzo de 2012 la provincia de Chubut emitió el decreto No. 271 mediante el cual intimó a YPF para que presente un descargo con relación a supuestos incumplimientos de sus obligaciones de inversión en las concesiones El Trébol-Escalante; Campamento Central- Bella Vista Este- Cañadón Perdido y proponga un plan de trabajo tendiente a subsanar los supuestos incumplimientos.

La Sociedad efectuó el correspondiente descargo con fecha 13 de marzo de 2012 negando haber incurrido en infracción a la normativa vigente y presentó un plan de trabajo correspondiente a dichas áreas. Con fecha 20 de marzo de 2012 se notifica a YPF S.A. el Decreto N° 324/12 mediante el cual se dispuso la declaración de caducidad de las concesiones de explotación sobre las áreas El Trébol-Escalante; Campamento Central- Bella Vista Este- Cañadón Perdido. Dicho decreto establece que la caducidad se hará efectiva a los 90 días corridos contados desde la notificación del decreto. YPF promovió una acción declarativa ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación con el objeto de que se declare la inconstitucionalidad del referido decreto, a la vez que solicitó una medida cautelar con el fin de que se suspendan los efectos del mismo hasta tanto se resuelva el fondo de la cuestión planteada. El 23 de noviembre de 2012, YPF presentó el desistimiento de la acción ante la CSJN . El 3 de diciembre la CSJN notificó una resolución por la cual se tiene por extinguido el proceso.

Con fecha 10 de abril se publicó en el Boletín Oficial un llamado a concurso público nacional para la calificación y selección de empresas que constituirán una UTE con Petrominera Chubut SE para la explotación de hidrocarburos en "El Trébol-Escalante" y "Cañadón Perdido-Campamento Central", lo que ya ha sido informado como hecho nuevo ante la Corte Suprema. Con fecha 6 de agosto de 2012 Petrominera del Chubut notifica a YPF S.A. la Resolución Nº 28/12 que deja sin efecto el mencionado llamado a concurso público nacional.

Con fecha 21 de mayo de 2012 se emitió el Decreto N° 641/12 mediante el cual se deja sin efecto el artículo 1 del Decreto N° 324/12 (declaración de caducidad de las concesiones de explotación sobre las áreas El Trébol-Escalante; Campamento Central- Bella Vista Este- Cañadón Perdido).

Adicionalmente, con fecha 3 de abril de 2012 la provincia de Chubut intimó a YPF a que en el plazo de 10 días hábiles presente una nueva propuesta de inversión y trabajo en el área Manantiales Behr e invitó a la Sociedad a una reunión para el tratamiento de la situación descripta. Esto, en respuesta a lo presentado por YPF en cumplimiento de las Resoluciones Nº 319/93 y Nº 10/06 de la Subsecretaría de Hidrocarburos y Minería de la provincia de Chubut en relación a inversiones en el área. El 11 de mayo de 2012, YPF presentó una nueva propuesta de inversión y trabajo para esta área. (restando a esa fecha una presentación ampliada). El 29 de mayo se presentó un plan de trabajo e inversiones ampliado. Con fecha 13 de agosto de 2012 se solicitó a la provincia la aprobación del plan de inversión propuesto para el área.

Atento a lo antes mencionado la Sociedad estima que los reclamos bajo análisis no tendrán efectos adversos para la Sociedad.

Provincia de Santa Cruz Con fecha 2 de marzo de 2012 la provincia de Santa Cruz mediante carta documento intimó a la Sociedad a informar al Instituto de Energía de la provincia las supuestas razones técnicas, económicas y financieras por las cuales YPF S.A. habría omitido efectuar inversiones en los yacimientos Barranca Yankowsky, Barranca Baya, Cañadón de la Escondida, Cerro Grande, Cañadón León, Cañadón Seco, Meseta Espinosa, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Estancia Cholita, Estancia Cholita Norte, Cerro Guadal, Cerro Guadal Norte, Cerro Piedras, Los Sauces, El Guadal, Lomas del Cuy, Aguada Bandera, Los Monos, Cerro Bayo, la Cueva, Las Mesetas y Koluel Kaike, bajo apercibimiento de aplicar las sanciones previstas en el artículo 80 inciso c de la Ley de Hidrocarburos que establece que los permisos y concesiones podrían caducar, entre otras razones, por incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación e inversiones. Los activos (netos del pasivo diferido y obligaciones para el abandono de activos) relacionados con las áreas afectadas totalizaron aproximadamente Ps. 1.681 millones al 31 de diciembre de 2011 (3.04% de nuestros activos totales a dicha fecha), tuvieron una producción de 11.5 mmbpe en 2011 (6.43% de nuestra producción en 2011) y tenían un total de reservas comprobadas de 80.3 mmbpe al 31 de diciembre de 2011 (8% de nuestras reservas comprobadas totales a dicha fecha).

Asimismo, con fecha 12 de marzo el Instituto de Energía de Santa Cruz intimó a YPF a presentar en el plazo de 24 horas información que contrarreste las conclusiones a las que habría llegado un informe de dicho Instituto consistentes en una supuesta falta de inversión en las concesiones de explotación Barranca Yankoswsky, Los Monos y Cerro Piedra- Cerro Guadal Norte, como asimismo un plan de acción que subsane dichos teóricos incumplimientos, todo ello bajo apercibimiento de caducidad de dichas concesiones en los términos del artículo 80 inciso c) y d) de la ley de hidrocarburos.

El 13 de marzo de 2012, YPF presentó su respuesta con relación al reclamo de la Provincia de Santa Cruz del 2 de marzo de 2012 suministrando información sobre las inversiones realizadas y rechazando las acusaciones en su contra.

Con fecha 20 de marzo de 2012 se notifica a YPF el Decreto N° 393/12 mediante el cual se dispone: i) la declaración de caducidad de las áreas Los Monos y Cerro Piedra- Cerro Guadal Norte, y ii) el rechazo de la solicitud de autorización de cesión de la participación que BG International Limited, Sucursal Argentina posee respecto del área Barranca Yankowsky a favor de YPF. Con fecha 21 de marzo de 2012 el Instituto de Energía de Santa Cruz declaró que la caducidad de las áreas referidas en (i) será efectiva en 90 días a partir de la notificación.

Con fecha 23 de marzo de 2012 YPF fue notificada de la Resolución Nº 004 del Instituto de Energía de Santa Cruz que: (i) reconoce que YPF ha presentado su descargo, (ii) concede a YPF una prórroga de 10 días para presentar informes anuales relativos a inversiones, producción y reservas relativas al período 2006-2011 con relación a Cañadón de la Escondida, Cerro Grande, Cañadón Seco, Meseta Espinosa, Estancia Cholita, Estancia Cholita Norte, El Guadal, Cerro Bayo, la Cueva, Las Mesetas y Koluel Kaike y (iii) concede un período de 10 días para presentar un plan de trabajo dirigido a subsanar las presuntas infracciones, bajo pena de aplicación del artículo.80, inciso c) de la Ley de Hidrocarburos.

Con fecha 11 de abril de 2012 YPF presentó el correspondiente descargo con relación a Cañadón de la Escondida, Cerro Grande, Cañadón Seco, Meseta Espinosa, Estancia Cholita, Estancia Cholita Norte, El Guadal, Cerro Bayo, la Cueva, Las Mesetas y Koluel Kaike.

Con fecha 18 de abril de 2012 YPF fue notificada del Decreto N° 575/12, que declara la caducidad de las concesiones relativas a las áreas Los Perales – Las Mesetas, Cañadón Vasco y Pico Truncado – El Cordón Los Monos y Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte. Con fecha 4 de mayo de 2012, YPF presentó un recurso de reconsideración del Decreto N° 575/12 ante el gobernador de la Provincia de Santa Cruz.

Con fecha 11 de mayo de 2012 se emite el Decreto Nº 927/12 que deja sin efecto los Decretos Nº 393/12 y N° 575/12. Dicho decreto fue ratificado por Ley en fecha 23 de mayo de 2012. De este modo, quedaría finalizado el trámite de caducidad de las áreas en la Provincia de Santa Cruz.

Atento a lo antes mencionado la Sociedad estima que los reclamos bajo análisis no tendrán efectos adversos para la Sociedad.

Como resultado de lo anterior, y considerando también el reciente acuerdo con la provincia de Santa Cruz para la renovación de nuestras concesiones en dicha provincia (“Información sobre la Emisora –Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino–Acuerdo de extensión de Concesiones en Santa Cruz”), la Compañía considera que los reclamos bajo revisión no tendrá un efecto material adverso sobre la Compañía.

Provincia de Neuquén Con fecha 9 de marzo de 2012, la Provincia de Neuquén intima a YPF a que en el plazo de 7 días presente un plan de acción futuro a fin de subsanar el presunto incumplimiento en las áreas Don Ruiz, Chihuido de la Salina y Rincón del Mangrullo en cuanto a inversiones comprobables y producción, bajo apercibimiento de propiciar la sanción prevista en el artículo 80 de la Ley de Hidrocarburos inciso c de la Ley de Hidrocarburos.

Con fecha 19 de marzo de 2012, la Sociedad contestó la intimación cursada, presentó un plan de trabajo para las áreas Don Ruiz y Rincón del Mangrullo y manifestó que ha resuelto revertir las áreas Chihuido de la Salina y Portezuelo Minas.

En particular, respecto de las áreas Don Ruiz y Rincón del Mangrullo se rechazó el incumplimiento explicitando que YPF ha realizado inversiones.

Con fecha 4 de abril de 2012 mediante Decreto N° 558/12 se notifica a YPF la caducidad del área “Don Ruiz” que se hará efectiva a los 90 días desde la notificación.

Con fecha 11 de abril de 2012 mediante Decreto N° 559/12 se notifica a YPF la aceptación de la reversión de las áreas "Chihuido de la Salinas Sur" y "Portezuelo Minas" que se hará efectiva a los 90 días desde la notificación, no obstante lo cual mediante notas de fecha 2 y 16 de agosto de 2012 se comunicó un cambio de circunstancias, se presentó un plan de acción para las dos áreas y en consecuencia se solicitó la revocación del Decreto N° 559/12.

Los activos netos y las reservas para las áreas de Chihuido de las Salinas Sur y Portezuelo Minas no son materiales para la Sociedad.

Con fecha 30 de marzo de 2012 la Provincia de Neuquén intima a YPF a que en el plazo de 7 días presente un plan de acción inmediato a fin de subsanar el incumplimiento en las inversiones, la producción y reservas en las áreas “Señal Cerro Bayo”, “Paso de las Bardas Norte”, “Cerro Hamaca”, “Filo Morado”, “Octógono”, “Señal Picada Punta Barda”, “Las Manadas” y “Loma Campana” bajo apercibimiento de aplicar la sanción del artículo 80 de la Ley de Hidrocarburos.

Con fecha 13 de abril YPF solicitó prórroga para la presentación del plan requerido y con esa misma fecha se le concede una prórroga de 10 días. Con fecha 27 de abril de 2012, YPF solicitó una prórroga de 30 días, la cual fue concedida en la misma fecha. Con fecha 13 de junio de 2012 se presentó un nuevo plan de acción. Con fecha 13 de julio de 2012, la Provincia de Neuquén emitió la nota S.M. e H No. 145/2012 mediante la cual notificó a YPF S.A. que con relación a dichas concesiones “se ha dado curso a la evaluación técnica del plan de acción propuesto, satisfaciendo en primera instancia lo requerido”.

El 23 de octubre de 2012 por Nota S.M. e H. se reclama a YPF S.a. presentación de los cronogramas referidos a los planes de acción presentados para las áreas “Señal Cerro Bayo”, “Paso de las Bardas Norte”, “Cerro Hamaca”, “Filo Morado”, “Octógono”, “Señal Picada Punta Barda”, “Las Manadas” y “Loma Campana” y los resultados de aquellos, información que fue presentada por YPF S.A. en fechas 6 y 12 de noviembre de 2012.

Con fecha 3 de octubre de 2012 se notifica a la Sociedad mediante cédula el Decreto N° 1740/12 que revoca el Decreto N° 558/12 que establecía la caducidad del área “Don Ruiz” y en noviembre de 2012 la Compañía fue notificada del Decreto 1972/12 que revoca el Decreto 559/12 en relación a la reversión del área “Chihuido de la Salinas Sur”.

Atento a lo antes mencionado la Sociedad estima que los reclamos bajo análisis no tendrán efectos materiales adversos para la Sociedad.

Provincia de Mendoza. Con fecha 8 de marzo de 2012, la Provincia de Mendoza mediante cédula de notificación intimó a YPF a que en el término de 7 días hábiles presente las inversiones realizadas en las concesiones Ceferino y Cerro Mollar Norte y para que presente un plan de inversión en Desarrollo y Exploración Complementaria de dichas áreas, bajo apercibimiento de dictar la caducidad en los términos de los Artículos 31 y 80 inciso c de la Ley de Hidrocarburos, por supuestos incumplimientos a la obligación de productividad de dichas concesiones de explotación.

Con fecha 19 de marzo de 2012, la Sociedad presentó el correspondiente descargo adjuntando las inversiones realizadas (ya informadas a la autoridad de aplicación) y proponiendo un plan de inversiones.

Con fecha 26 de marzo de 2012 se notifica a YPF el Decreto 502/12 mediante el cual se dispone la declaración de caducidad de las áreas Ceferino y Cerro Mollar Norte y estableciendo que la caducidad se hará efectiva a los 90 días corridosCon fecha 25 de abril de 2012, YPF presentó un reclamo administrativo ante la Corte Suprema de la Provincia de Mendoza en relación con las áreas Ceferino y Cerro Mollar Norte.

Con fecha 28 de septiembre de 2012 se firmó con la Provincia de Mendoza un acuerdo transaccional, aprobado mediante el Decreto 1679/12, que deja sin efecto el Decreto 502/12.

Atento a lo antes mencionado la Sociedad estima que los reclamos bajo análisis no tendrán efectos adversos para la Sociedad.

Presuntos incumplimientos de contratos de gas natural- Mega. Mega, sociedad en la cual YPF posee una participación de 38% en su capital, nos ha reclamado compensaciones por la falta de entrega de gas natural bajo el contrato de compraventa de gas natural entre nosotros y Mega. Hemos invocado que las entregas de gas natural a Mega en virtud del contrato estuvieron reducidas debido a ciertas regulaciones emitidas por el gobierno argentino. Consecuentemente, consideramos que no tenemos responsabilidad por esas deficiencias en la entrega de gas natural en virtud de la institución de la fuerza mayor. No obstante lo antes mencionado, recientemente MEGA reclamó a YPF mediante nota por la falta de entrega de volumen por los períodos 2009, 2010, 2011 y 2012 por la suma total de US$ 118 millones. Recientemente hemos llegado a un acuerdo con Mega y sus accionistas por el cual las partes acordaron temporalmente ciertos compromisos con el fin de apoyar la operación financiera Mega, que también incluye un acuerdo por los supuestos volúmenes de gas natural no entregados por YPF. Estimamos que las cuestiones a que se refiere el párrafo anterior, no tendrán un efecto material adverso en los resultados de las operaciones de la Compañía.

YPF Holdings

La siguiente es una breve descripción de ciertas responsabilidades ambientales y de otras responsabilidades relacionadas con YPF Holdings, una sociedad constituida de conformidad con las leyes de Delaware. Véase “Información de la Emisora - YPF Holdings – Operaciones en los Estados Unidos” para información adicional.

En relación con la venta de una ex subsidiaria de Maxus, Chemical a Occidental en 1986, Maxus acordó indemnizar a Chemicals y Occidental por ciertas responsabilidades relacionadas con el negocio o las actividades de Chemicals, anteriores al 4 de septiembre de 1986 (la “Fecha de Venta”) incluyendo responsabilidades ambientales relacionadas con plantas químicas y emplazamientos de descarga de residuos utilizados por Chemicals antes de la Fecha de Venta.

Al 31 de diciembre de 2012, el total de previsiones para contingencias medioambientales y otros reclamos asciende a aproximadamente Ps. 956 millones. La gerencia de YPF Holdings cree que ha hecho previsiones adecuadas para todas las contingencias ambientales y de otro tipo, que son probables y que pueden ser razonablemente calculadas sobre la base de la información disponible hasta ese momento. Sin embargo, muchas de esas contingencias están sujetas a importantes incertidumbres, incluyendo la finalización de estudios en curso, el descubrimiento de nuevos hechos y la posibilidad de la emisión de órdenes por parte de autoridades judiciales o administrativas, que podrían resultar en agregados significativos a esas previsiones en el futuro. Es posible que se reciban otros reclamos, y con el tiempo es probable que se produzca información adicional sobre reclamos adicionales o existentes (tal como los resultados de las investigaciones que están en curso, el dictado de fallos del tribunal o la firma de acuerdos de arreglo). Las previsiones de YPF Holdings por contingencias ambientales y otras contingencias descriptas a continuación se basan exclusivamente en la información disponible actualmente y por ello, YPF Holdings, Maxus y Tierra pueden tener que incurrir en gastos que pueden ser considerables, adicionales de las previsiones ya efectuadas.

En las siguientes consideraciones, las referencias a YPF Holdings incluyen, según corresponda y sólo efecto de esta información, referencias a Maxus y a Tierra.

Newark, New Jersey. En 1990 el Tribunal de Distrito de los Estados Unidos de New Jersey emitió un auto de consentimiento, previamente acordado por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (la “EPA”), el Departamento de Protección Ambiental de New Jersey (el “DEP”) y Occidental, como sucesora de Chemicals, para la ex planta de químicos agrícolas de Newark, New Jersey, de Chemicals. Las medidas de remediación provisional acordadas han sido completadas y pagadas por Tierra en virtud del acuerdo de indemnidad con Occidental descrito precedentemente. Este proyecto está en su fase de operación y mantenimiento y al 31de diciembre de 2012, YPF Holdings ha previsionado aproximadamente Ps. 84 millones en relación con esas actividades.

Río Passaic/Bahía Newark, New Jersey. Maxus, cumpliendo con la obligación contractual de actuar en nombre de Occidental, negoció un acuerdo con la EPA (el “AOC 1994”) conforme al cual TS ha realizado pruebas y estudios cerca del emplazamiento de la planta. Si bien aún quedan pendientes ciertas tareas, los trabajos correspondientes al AOC 1994 fueron subsumidos casi en su totalidad por los estudios de remediación y factibilidad (“RIFS”) financiados y llevados a cabo por TS y otras compañías en la porción inferior del Río Passaic a raíz de un acuerdo administrativo del año 2007 (el “AOC 2007”). Los participantes del AOC 2007 están discutiendo la posibilidad de llevar a cabo trabajos adicionales con la EPA. Las compañías que han aceptado aportar fondos para los RIFS negociaron entre ellas una distribución interina de los costos en función de ciertas consideraciones. Este grupo se autodenomina “PGC – Partes del Grupo de Cooperación”. El AOC 2007 está siendo coordinado en un esfuerzo cooperativo federal, estatal, local y del sector privado llamado Proyecto de Restauración de los tramos inferiores del Río Passaic (“PRRP”). Al 31 de diciembre de 2012, unas 70 entidades (incluida TS) han acordado participar en RIFS propuestos en relación con el PRRP. El 29 de mayo de 2012, Occidental, Maxus y TS se retiraron del PGC bajo protesta y reservando todos sus derechos. Una descripción de las circunstancias de tal acción se encuentra más bajo en el párrafo titulado “Río Passaic - Milla 10,9 - Acción de Remoción.” Sin embargo, Occidental continúa siendo una parte firmante del AOC 2007 y su retiro del PGC no cambia sus obligaciones bajo ese AOC.

La EPA en sus conclusiones respecto del AOC 2007 indicó que las descargas del emisario subacuático son una fuente activa de sustancias peligrosas en los tramos inferiores del Río Passaic bajo estudio. Con motivo de esto, durante el primer semestre de 2011, Maxus y TS, actuando en nombre de Occidental, firmaron con la EPA un borrador de acuerdo administrativo (el “CSO AOC”).

Además de establecer la implementación de estudios del emisario subacuático en el Río Passaic, el CSO AOC confirma que, una vez firmado por la EPA, no quedarán obligaciones pendientes bajo el AOC 1994. TS estima que el costo total de implementar el CSO AOC es de aproximadamente US$ 5 millones, y que tomará aproximadamente 2 años en ser terminado.

En 2003, el DEP emitió la Directiva Nº 1, la cual fue notificada a Occidental y Maxus y algunas de sus compañías relacionadas así como a otras compañías. Dicha directiva busca identificar responsables de los daños a los recursos naturales, ocasionados por casi 200 años de desarrollo de actividad industrial y comercial a lo largo del río Passaic y en una parte de su cuenca. La Directiva Nº 1 asegura que las compañías notificadas son conjuntamente responsables por los daños a los recursos naturales mencionados, sin admitir prueba en contrario. El DEP está asumiendo la jurisdicción en este asunto, a pesar de que todo o parte del tramo inferior del río Passaic está sujeto al PRRP. La Directiva Nº 1 solicita la compensación interina para la restauración, la identificación y la cuantificación del daño y determinación del valor del mismo. Maxus y TS respondieron a la Directiva Nº 1, presentando ciertas defensas. Se han mantenido negociaciones entre el DEP y las mencionadas entidades, no obstante, no se ha logrado ni se asegura llegar a un acuerdo.

En 2004, la EPA y Occidental firmaron una Orden Administrativa de Consentimiento (la “AOC 2004”), mediante la cual TS (en representación de Occidental) acordó realizar estudios y pruebas para identificar el sedimento y la flora y fauna contaminada y evaluar alternativas de remediación en la Bahía de Newark y partes de los ríos Hackensack, Arthur Kill y Kill van Kull. La propuesta de plan de trabajo inicial, que incluía toma de muestras de la Bahía de Newark ha sido completada de manera sustancial. La discusión con la EPA para determinar si corresponden realizar trabajos adicionales no se encuentra resuelta. La EPA ha emitido cartas a otras compañías en relación con la contaminación de la Bahía de Newark y los trabajos que están siendo efectuados por TS en el marco del AOC 2004. TS pretende que, para la tercera fase de los RIFS efectuados en la Bahía de Newark, los costos de los mismos sean asignados a las partes sobre bases per cápita. A la fecha de emisión del presente prospecto, las partes han rechazado la propuesta. No obstante ello, YPF Holdings carece de suficiente información para determinar costos adicionales, de existir, que pudieran surgir una vez que sea aprobado el alcance final de la tercera fase, como así también la propuesta de distribución de los mismos, según se menciona previamente.

En diciembre de 2005, el DEP emitió una directiva a TS, Maxus y Occidental para abonar al Estado de New Jersey los costos de desarrollo del Plan de Dragado de Control de Recursos, el cual se focaliza en sedimentos contaminados de dioxina en una sección de seis millas en el tramo inferior del río Passaic. El costo de desarrollo de este plan fue estimado en US$ 2 millones. El DEP ha informado a los destinatarios que (a) se encuentra entablando discusiones con la EPA relacionadas con el objeto de la directiva y (b) los destinatarios no están obligados a responder la directiva hasta no ser notificados.

En agosto de 2007, la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (“NOAA”), envió una carta a ciertas entidades (incluyendo a TS y Occidental) que, según sostiene la NOAA, tienen responsabilidad por daños a los recursos naturales, solicitando que participen de un acuerdo para llevar a cabo una evaluación de los daños a los recursos naturales en el río Passaic y en la Bahía de Newark. En noviembre de 2008, TS y Occidental llegaron a un acuerdo con la NOAA para financiar una porción de los costos ya incurridos por ésta, y llevar a cabo determinadas tareas de evaluación durante 2009. Aproximadamente otros 20 miembros de PRRP han suscripto acuerdos similares. En noviembre de 2009, TS rechazó la extensión de dicho acuerdo.

Durante el mes de junio de 2008, la EPA, Occidental y TS han firmado una Orden Administrativa de Consentimiento (el "Acuerdo de Remoción de 2008") mediante la cual TS, actuando en nombre de Occidental, se comprometió a realizar acciones de remoción de sedimentos del río Passaic en las cercanías de la antigua planta de Diamond Alkali. La tarea antes mencionada comprende la remoción de aproximadamente 200.000 yardas cúbicas de sedimentos, a través de dos fases. La primera fase se inició en julio 2011, comprendía acciones sobre aproximadamente 40.000 yardas cúbicas (30.600 metros cúbicos) de sedimento, y fue sustancialmente completada en el cuarto trimestre de 2012. La EPA realizó una inspección del sitio durante enero de 2013, transmitiendo verbalmente su aprobación de la finalización de las obras estando a la fecha pendiente la recepción de la confirmación escrita de la misma. La segunda fase comprende la remoción de aproximadamente 160.000 yardas cúbicas (122.400 metros cúbicos) de sedimento, cuyo plazo de cumplimiento comenzará luego de acordados con la EPA ciertos aspectos vinculados al desarrollo de la misma. En virtud del Acuerdo de Remoción de 2008, la EPA ha requerido la constitución de garantías financieras por un total de US$ 80 millones para la ejecución de los trabajos de remoción. El Acuerdo de Remoción de 2008 prevé que estas garantías financieras sean satisfechas a través de la constitución de un fondo fiduciario. YPF Holdings provisionó originalmente el mencionado importe en relación a este asunto. Al 31 de diciembre de 2012, se depositaron US$ 80 millones. El monto total a garantizar podría incrementarse o disminuir en el tiempo, si el costo previsto para los trabajos de remoción se modifican. TS podría solicitar modificaciones en la forma o los plazos en los que debe presentar las garantías financieras. Al llevar a cabo las tareas de remoción de sedimentos, se removerán contaminantes que podrían provenir de fuentes distintas a la antigua planta de Diamond Alkali. YPF Holdings Inc. y sus subsidiarias podrían intentar recuperar los costos correspondientes a terceras partes responsables de dicha contaminación. Sin embargo, a la fecha de este prospecto no es posible predecir la probabilidad de éxito de este recupero, ni el monto potencialmente recuperable.

Adicionalmente, en junio de 2007, la EPA dio a conocer el borrador del estudio de factibilidad (el “FFS”). El FFS resume diversas acciones alternativas de remediación en las 8 millas del tramo inferior del río Passaic, comprendiendo desde no realizar acción alguna, lo cual no implicaría costos significativos, hasta un extensivo dragado y otras actividades de remediación en el tramo inferior del río, que de acuerdo a dicho borrador, la EPA estimó que podría costar entre US$ 900 millones y US$ 2.300 millones, y son descriptas por la EPA como tecnologías probadas que podrían ser desarrolladas en el corto plazo, sin necesidad de investigaciones extensivas. Así como otras partes interesadas, TS en conjunto con las demás partes del PGC han presentado a la EPA sus comentarios respecto de los defectos técnicos y legales del borrador del FFS. El 18 de septiembre de 2012, en una reunión del Grupo Asesor Comunitario ("CAG"), la EPA describió las alternativas analizadas en el FFS, se estima que dicho estudio y plan de trabajo podría ser lanzado al público durante el primer semestre de 2013 (seguido por un período de 60 días para comentarios públicos) y se ofrecerían cuatro alternativas : (i) no realizar acción alguna (costo: US$ 8,6 millones), (ii) dragado profundo de 9,6 millones de yardas cúbicas por más de 11 años (costo: de US$ 1.300 millones a US$ 3.400 millones, dependiendo de si el sedimento dragado es desechado en una instalación acuática de disposición contenida en el suelo de la bahía de Newark ("CAD") o en una instalación de eliminación fuera del sitio), (iii) tapado y dragado de 4,3 millones de yardas cúbicas por más de 6 años (costo estimado: de US$ 1.000 millones a US$ 1.900 millones, dependiendo de si hay una “CAD” o una instalación de eliminación fuera del sitio; y (iv) tapado focalizado con dragado de 0,9 millones de yardas cúbicas por más de 3 años (la alternativa propuesta por el PGC). La EPA indicó que había descartado la alternativa (iv) y que actualmente es partidaria de la alternativa (iii). Tierra tiene previsto responder a cualquier otra propuesta de la EPA como sea apropiado en ese momento. Si la EPA se mantiene con el calendario anunciado, se prevé que el Registro final de la Decisión se publicará entre doce a dieciocho meses después que el FFS sea lanzado al público.

En base a la información que a la fecha de emisión del presentes prospecto dispone la Sociedad, considerando asimismo la potencial propuesta final, los resultados de los descubrimientos y/o pruebas a producirse, las diversas partes involucradas en el mismo y consecuentemente la potencial distribución de los costos de remoción, y la opinión de los asesores legales externos, no es posible estimar razonablemente una pérdida o rango de la pérdida de estas cuestiones mencionadas, por lo que YPF Holdings no ha contabilizado una provisión por esta cuestión.

De conformidad con la AOC 2007, las 17 millas del tramo inferior del Río Passaic, desde su confluencia con la Bahía Newark hasta la Represa Dundee, serán objeto del Estudio de factibilidad / Investigación de remediación cuya realización se anticipa para 2015, luego de que la EPA seleccione una medida de remediación y la ponga a consideración del público.

Por otro lado, y con relación a la supuesta contaminación ocasionada por dioxina y otras sustancias peligrosas emanadas por la planta de Newark, propiedad de Chemicals y la contaminación del tramo inferior del río Passaic, Bahía de Newark y otros canales y lugares aledaños en diciembre de 2005, el DEP demandó a YPF Holdings Inc., TS, Maxus y varias otras entidades; además de Occidental (el “Litigio con el DEP”). El DEP busca reparación por daños a recursos naturales, daños punitivos y otros temas. Las partes demandadas han presentado las defensas correspondientes. En marzo de 2008, el Tribunal denegó los pedidos de desestimación presentados por Occidental, TS y Maxus. El DEP presentó su segunda ampliación de demanda en el mes de abril de 2008. YPF solicitó que previo a la prosecución del trámite se deje sin efecto su citación al juicio sosteniendo que los Tribunales con asiento en New Jersey no tienen jurisdicción respecto de YPF por ser una compañía extranjera que no reúne los requisitos para ser obligada a asumir el carácter de parte en un juicio ante dichos Tribunales. El pedido de desestimación de la demanda por falta de jurisdicción antes mencionado fue rechazado en agosto de 2008 y, posteriormente, dicho rechazo fue confirmado por el Tribunal de Apelaciones. Sin perjuicio de ello, la Corte rechazó el pedido de la demandante de prohibir que se citen a terceros, por lo que se procedió en febrero de 2009 a citar a aproximadamente 300 entidades, entre ellas compañías y autoridades vinculadas al tratamiento de aguas residuales y organismos gubernamentales, dentro de los cuales se encuentran ciertos municipios, los que podrían tener responsabilidad con relación al objeto de la demanda. El DEP presentó su tercera ampliación de demanda en agosto de 2010, incorporando a Maxus International Energy Company y a YPF International S.A. como partes demandadas. Los actores alegan que los demandados Repsol, YPF, YPF International S.A., YPF Holdings, Inc., CLH Holdings, Inc., Maxus, Maxus International Energy Company y Tierra, son alter egos unos de otros y participes en un esquema para defraudar a los actores mediante restructuraciones corporativas diseñadas para limitar las responsabilidades ambientales asociadas con la contaminación del área. A este fin la actora ha realizado reclamos por la transferencia fraudulenta de activos de Maxus, conspiración civil, incumplimiento de deberes fiduciarios, complicidad, corrimiento del velo societario y responsabilidad por alter ego.

Anticipándose a esta expansión considerable del número de partes en el litigio, el tribunal nombró un Maestro Especial para asistir a la corte en la administración de la causa. En septiembre de 2010, organismos gubernamentales del Estado de New Jersey, así como otras entidades citadas presentaron sus pedidos de desestimación, los cuales han sido respondidos por Maxus y TS. En octubre de 2010 algunos demandados plantearon mociones para suspender el juicio respecto de ellos (“motions to sever and stay”), a las cuales se sumó el DEP, lo que habilitaría al DEP a agilizar los reclamos contra los demandados directos. Dichas mociones fueron rechazadas en noviembre 2010. Asimismo, ciertas entidades citadas habían presentado pedidos de que se deje sin efecto el juicio respecto de ciertas personas (“motions to dismiss”), los cuales fueron denegados por la jueza auxiliar en enero de 2011. Algunas de las entidades apelaron la decisión, pero estas apelaciones fueron denegadas por el juez principal en marzo de 2011. En mayo de 2011, el juez a cargo emitió la Resolución N° XVII para la gestión del pleito (“Case Management Order N° XVII”), la cual incluye un plan para el desarrollo del juicio ("Trial Plan”). Este plan para el desarrollo del juicio divide el caso en dos etapas, cada una de las cuales se subdivide en sub-etapas que serán sometidas a juicios individuales. En la primera etapa se determinará la responsabilidad y en la segunda etapa la extensión de los daños.

En julio 2012 el Tribunal enmendó el plan de juicio para la Etapa II y etapa IV, fijando el inicio de la fecha de juicio para no antes del 1 de junio de 2013.

Con posterioridad a la emisión de la Resolución N° XVII, el Estado de New Jersey y Occidental presentaron mociones de juicios sumarios parciales. El Estado presentó dos mociones: una en contra de Occidental y Maxus, cuyo propósito es determinar en juicio sumario que Occidental es responsable frente al estado bajo la ley de descargas (“Spill Act”); y otra contra TS argumentando que TS tiene también responsabilidad bajo la ley de descargas (“Spill Act”) frente al Estado. Occidental, por su parte, presentó una moción de juicio sumario parcial de responsabilidad contra Maxus a fin de que se resuelva que Maxus tiene una obligación contractual de resarcir a Occidental por cualquier responsabilidad de Occidental que surja bajo la ley de descarga (“Spill Act”). En julio y agosto de 2011, el juez resolvió que se encuentra probada la descarga de sustancias contaminantes por parte de Chemicals aunque reconoció que no puede haber imputación de responsabilidad si no se demuestra el nexo causal entre las descargas y el daño alegado. Adicionalmente, estableció que TS tiene la responsabilidad ante el Estado bajo la ley de descargas basado ello meramente en la posesión actual del sitio donde se realizaban descargas (Lister Avenue, área ubicada cerca del Río Passaic), que Maxus tiene una obligación en virtud del acuerdo de compra de 1986 de indemnizar a Occidental de cualquier responsabilidad dentro del ámbito de la ley de descargas por contaminantes que se vertieron en el sitio mencionado precedentemente y que Maxus y Tierra comparten mutuamente sus obligaciones como alter egos. En noviembre 2011 el Maestro Especial pidió y celebró una conferencia de conciliación entre el Estado de New Jersey, por una parte, y Repsol , YPF y Maxus, en la otra para discutir las posiciones respectivas, pero la misma no arribó a un consenso.

En febrero de 2012, los demandantes y Occidental presentaron una moción de juicio sumario parcial de responsabilidad contra Maxus, solicitando que la corte falle que Maxus es directamente responsable bajo la ley de descargas (“Spill Act”) de Nueva Jersey. En el primer trimestre de 2012, Maxus, Occidental y los demandantes presentaron sus escritos. Hubo audiencias y presentación de argumentos orales el 15 y 16 de mayo. El juez ha fallado en contra de Maxus y TS, considerando que son responsables por la contaminación del Rio Passaic. No obstante, no se ha comprobado ni el volumen total ni la toxicidad de la contaminación, como así tampoco el monto del daño causado (todo lo cual se determinará en otra fase del pleito). Maxus y TS tienen el derecho de apelar esta decisión.

El tribunal ordenó la vía procesal VIII, el 11 de septiembre de 2012. En virtud de la vía procesal VIII, el tribunal llevará adelante el período de prueba y la etapa del juicio en la acción de daños y perjuicios del Estado de New Jersey (la “Administración”) contra Occidental, Maxus y Tierra (causados por la planta Diamond Alkali Lister Avenue). Conforme a esta orden, el comienzo del juicio de la primera etapa de la vía procesal VIII está programado para julio de 2013. No obstante, esta fecha estimada se vio modificada por el siguiente acontecimiento.

El 21 de septiembre de 2012, el juez Lombardi (juez de la causa) hizo lugar a la petición de la Administración de que se dicte una orden de presentar fundamentación jurídica para suspender todas las acciones contra terceros demandados que hayan suscripto con la Administración la Carta de intención (MOU, por sus siglas en inglés), con el fin de celebrar acuerdos respecto de los reclamos presentados en su contra. Actualmente la Administración y los terceros involucrados se encuentran negociando los términos de los potenciales acuerdos, los cuales no han sido revelados a terceras partes. Se espera finalizar con estos acuerdos durante el primer trimestre de 2013, incluyendo la homologación judicial de los mismos.

El 27 de septiembre de 2012, Occidental interpuso una reconvención ampliada y, al día siguiente, la Administración presentó su cuarta ampliación de demanda. Los principales cambios del escrito de la Administración se refieren a las afirmaciones en contra de YPF y Repsol, todas las cuales han sido incluidas en la reconvención de Occidental. En especial, se incluyen tres nuevas acusaciones contra Repsol respecto del vaciamiento de activos de Maxus y de YPF, que se fundan en el Informe Mosconi del estado argentino. El 25 de octubre de 2012, las partes del litigio aceptaron una Orden de consentimiento, sujeta a la aprobación del juez Lombardi, la cual, en parte, extendió el plazo para que YPF responda a los nuevos escritos presentados por la Administración y por Occidental hasta el 31 de diciembre de 2012, extiende el período de producción de pruebas testimoniales hasta el 26 de abril de 2013, extiende el período de producción de pruebas periciales hasta el 30 de septiembre de 2013 y fija fecha para el juicio sobre el fondo para el 24 de febrero de 2014

En julio 2012 el Tribunal enmendó el plan de juicio para la Etapa II y etapa IV, fijando el inicio de la fecha de juicio para no antes del 1 de junio de 2013.

El 26 de octubre de 2012, el Tribunal enmendó otra vez el plan de juicio para las etapas II y IV, ajustando plazos del descubrimiento (prueba) y del juicio sumario y fijando fecha de juicio para el 24 de febrero de 2014. El 14 de febrero de 2013, los actores y todos los demandados excepto Occidental presentaron ante el Tribunal un pedido para suspender el pleito porque habían acordado trabajar en el marco de un acuerdo transaccional que resuelva las demandas entre ellas. Los términos de dicho acuerdo se están manejando con estricta confidencialidad según la orden dada por el Tribunal. Posteriormente el Tribunal emitió una orden suspendiendo todos los procedimientos del litigio incluyendo vencimientos, plazos para el descubrimiento y de toda actividad hasta el 15 de abril de 2013. Llegado ese momento las partes serán requeridas a informar al Tribunal el estado en que se encuentran las negociaciones sobre el acuerdo transaccional. Dependiendo de los resultados de las negociaciones el litigio continuará con todas las partes o con Occidental exclusivamente.

En Enero 2013 el Tribunal concedió a YPF International S.A., YPF Holdings, Inc., CLH Holdings, Inc. y Repsol permiso para interponer mociones de desestimar la demanda y los reclamos cruzados de Occidental sobre la base de la prescripción. La moción de YPF debía interponerse hasta el 18 de febrero pero el Tribunal dispuso el 14 de febrero una suspensión del proceso por 60 días.

Al 31 de diciembre de 2012, el DEP no ha incorporado montos en sus reclamos, pero: (a) sostuvo que un tope de US$ 50 millones en daños y perjuicios en virtud de una de las leyes de New Jersey no deberían ser aplicables; (b) alegó que se ha incurrido en aproximadamente US$ 118 millones en el pasado en costos de limpieza y remoción, (c) está buscando una compensación adicional de entre US$ 10 y US$ 20 millones para financiar un estudio para evaluar los daños de los recursos naturales, (d) notificó a Maxus y TS respecto a que el DEP se encuentra preparando modelos financieros de costos y de otros impactos económicos y (e) está pidiendo reembolso de los honorarios de sus abogados externos.

Durante el cuarto trimestre de 2012 y el primer trimestre de 2013, Maxus y Tierra, junto con otros acusados directos en el litigio, han participado en un proceso de mediación y negociación buscando la posibilidad de un acuerdo con el Estado de New Jersey. Durante este tiempo, la Corte ha mantenido el litigio en suspenso. El 26 de marzo de 2013, el Estado informó a la Corte que un acuerdo propuesto entre el Estado y ciertos acusados de terceros había sido aprobado por el número mínimo requerido de los acusados privados y públicos. El Estado ha publicado una copia de la sentencia de consentimiento propuesto, que se publicará en Mayo de 2013 seguido de un período de 60 días para comentarios. Sin embargo, no podemos garantizar que dicho acuerdo va a ser alcanzado por las partes.

Al 31 de diciembre de 2012, se ha provisionado un importe total de 592, el cual comprende el costo de estudios, la estimación más razonable de las erogaciones en las que YPF Holdings Inc. podría incurrir en actividades de remediación, teniendo en cuenta los estudios realizados por TS, y los costos estimados correspondientes al Acuerdo de Remoción de 2008, como asimismo otros asuntos relacionados al río Passaic y a la Bahía de Newark, incluyendo cuestiones legales asociadas. Sin embargo, es posible que otros trabajos, incluyendo medidas de remediación adicionales o distintas a las consideradas, pudieran ser requeridos. Adicionalmente, el desarrollo de nueva información, la imposición de penalidades o acciones de remediación o el resultado de negociaciones vinculadas a los asuntos mencionados que difieran de los escenarios evaluados por YPF Holdings podrían resultar en la necesidad de incurrir por parte de dicha sociedad en costos adicionales superiores a los actualmente provisionados.

Río Passaic - Milla 10,9 - Acción de Remoción -:

En febrero de 2012, la EPA presentó a las Partes del Grupo de Cooperación (PGC) una propuesta de Acuerdo administrativo y orden de consentimiento (la AOC RM 10.9) para realizar una Acción de remoción y Estudios piloto destinados a reducir los altos niveles de contaminación de 2, 3, 7, 8-TCDD, PCB, mercurio y otros contaminantes de importancia en las proximidades de la milla 10.9 del Río Passaic (RM 10.9), que comprende una formación de sedimentos (“senegal”) de aproximadamente 8,9 acres. La propuesta AOC RM 10.9 ordenaba proceder a la remoción de aproximadamente 16.000 yardas cúbicas de sedimentos y realizar estudios piloto a pequeña escala con el fin de evaluar diferentes tecnologías ex situ de descontaminación y reutilización beneficiosa, nuevas tecnologías de rellenado y técnicas de estabilización in situ, para posibilitarsu consideración y posible inclusión en la acción de remoción a ser evaluada en la AOC 2007 y en los Estudios de factibilidad focalizados (FFS, por sus siglas en inglés); técnicas y tecnologías por cualquiera de las cuales se podría optar en uno o más de los instrumentos de decisión subsiguientes. Occidental se negó a ejecutar dicha AOC y Occidental, Maxus y Tierra formalizaron su renuncia del PGC, efectiva desde el 29 de mayo de 2012, bajo protesta y mediante reserva de derechos. El 18 de junio de 2012, la EPA anunció la celebración de la AOC para la RM 10.9 con 70 partes del arreglo, todas miembros del PGC. Este documento establecía, entre otros requisitos, la obligación de proporcionar a la EPA una garantía financiera por el cumplimiento de los trabajos, establecida en la suma de US$ 20 millones. El 25 de junio de 2012, la EPA emitió a Occidental una Orden Administrativa Unilateral (OAU) para las actividades de remoción. Occidental notificó a la EPA y al PGC su intención de cumplir con dicha orden el 23 de julio de 2012, a lo que siguió su ofrecimiento de buena fe de facilitar la utilización de sus instalaciones de escurrimiento existentes, de fecha 27 de julio de 2012. El 10 de agosto de 2012, el PGC rechazó el ofrecimiento de buena fe de Occidental y, el 7 de septiembre de 2012, el PGC anunció que tiene planes alternativos para la manipulación de los sedimentos que serían excavados en la RM 10,9; por lo que no sería necesaria la utilización de las instalaciones de escurrimiento existentes. Mediante carta del 26 de septiembre de 2012, la EPA señaló a Occidental la necesidad de analizar otras opciones para que Occidental participe y coopere en la acción de remoción de la RM 10,9, según lo dispuesto por la Orden administrativa unilateral. El 18 de septiembre de 2012, la EPA sugirió al PGC del Río Passaic (CAG, por sus siglas en inglés) que los estudios a pequeña escala de las tecnologías de tratamiento no reducían las concentraciones de químicos de modo suficiente para justificar su costo, por lo que los sedimentos de la RM 10.9 debían ser removidos fuera del sitio para su eliminación. El plazo para la presentación de la garantía financiera se ha extendido al 15 de marzo de 2013. Occidental espera la convocatoria de la EPA a una reunión para discutir cómo podría participar y cooperar. Occidental ha informado a la EPA sobre la necesidad de prorrogar el plazo de la garantía financiera.

Sobre la base de la información disponible para la Sociedad a la fecha de emisión del presente prospecto; en consideración de los resultados de los estudios y de la etapa de prueba; así como de la potencial responsabilidad de las demás partes involucradas en esta cuestión y la posible asignación de los costos de remoción; y con considerando la opinión de nuestros asesores legales externos e internos, no es posible estimar razonablemente la pérdida o el rango de pérdidas que puedan derivar de estas cuestiones pendientes. En consecuencia, no se ha contabilizado provisión alguna respecto de estos reclamos.

Condados de Hudson y Essex, New Jersey. Hasta los años ´70, Chemicals operó una planta procesadora de mineral de cromo en Kearny, New Jersey (la “Planta Kearny”). De acuerdo con el DEP, los residuos provenientes de las operaciones de procesamiento de este mineral fueron utilizados como material de relleno en diversos emplazamientos próximos al Condado de Hudson. El DEP identificó más de 200 lugares en los condados de Hudson y Essex que supuestamente contienen residuos provenientes de las operaciones de procesamiento de cromato ferroso en la planta de Kearney, o de plantas operadas por otros dos productores de cromo. El DEP, TS y Occidental, como sucesor de Chemicals, firmaron un acuerdo en 1990 para la investigación y realización de trabajos de saneamiento en 40 emplazamientos de residuos minerales de cromato ferroso en los condados de Hudson y Essex, en teoría afectados por las operaciones de la planta de Kearny. TS, en representación de Occidental, actualmente está realizando los trabajos y soportando financieramente la parte correspondiente a Occidental de investigación y remediación de estos sitios. Tierra, en nombre de Occidental, está dando una garantía financiera por un monto de US$ 20 millones para la realización del trabajo asociado con los temas descriptos a continuación.

En mayo de 2005 el DEP tomó dos medidas en relación con los sitios de cromo en los Condados de Hudson y Essex. En primer lugar, el DEP emitió una directiva a Maxus, Occidental y otros dos fabricantes de cromo (los “Requeridos”) ordenándoles hacer los arreglos para la limpieza de los residuos de mineral de cromo en tres sitios en Jersey City y la realización de un estudio mediante el pago al DEP de un total de US$ 19,5 millones. En segundo lugar, el DEP inició un juicio contra Occidental y otras dos entidades ante el tribunal estadual en el Condado de Hudson pretendiendo, entre otras cosas, la limpieza de varios sitios donde presuntamente se hallan ubicados residuos de mineral de cromo, el reembolso de costos pasados en los que incurrió el estado en esos sitios (incluyendo más de US$ 2,3 millones de dólares presuntamente gastados para investigaciones y estudios) y con respecto a determinados costos en 18 sitios, una triple indemnización por daños y perjuicios. El DEP sostiene que las demandadas son responsables solidariamente, sin tener en cuenta la culpa, por gran parte de los daños invocados. En febrero de 2008, las partes llegaron a un principio de acuerdo, en virtud del cual Tierra acordó pagar US$ 5 millones y llevar a cabo tareas de remediación en tres sitios, con un costo de US$ 2 millones aproximadamente. Este acuerdo en principio fue plasmado en un borrador de Fallo Consensuado entre DEP, Occidental y dos empresas más, el cual fue publicado en la gaceta oficial de Nueva Jersey el 20 de junio de 2011 y es efectivo a partir de septiembre de 2011. De conformidad con el acuerdo, el pago de los US$ 5 millones fue realizado en octubre 2011 y el esquema de remediación de los tres sitios adicionalmente a los sitios remanentes de cromo bajo el AOC de Kearny (aproximadamente 28 sitios) por un período de 10 años fue entregado al DEP recientemente. El DEP indicó que no podía aprobar un término de diez años, por lo tanto se presentó una versión revisada del plan de ocho años y está esperando los comentarios del DEP.

En noviembre de 2005, varios grupos ambientalistas enviaron un aviso de intención de demandar al propietario de la propiedad adyacente a la anterior Planta Kearny y a otras cinco partes, incluyendo a Tierra, bajo la Ley de Conservación y Recuperación de Recursos. Las partes han celebrado un convenio que trata las preocupaciones de los grupos ambientalistas, y esos grupos han aceptado, al menos por ahora, no iniciar el juicio.

En marzo de 2008 el DEP aprobó un plan de trabajo provisorio para los trabajos que lleve a cabo Tierra en el emplazamiento de la planta de Kearny, y Tierra en conjunto con otras partes en las proximidades de la planta de Kearny, habiendo comenzado dichos trabajos. A la fecha de emisión del presente prospecto, los trabajos del plan provisorio han comenzado. En julio de 2010, la EPA notificó a TS y otras tres partes que las considera potencialmente responsables por esta Propiedad Adyacente, y solicitó la ejecución de RIFS para este emplazamiento.

Las partes han acordado coordinar los esfuerzos de remediación, conformando el “Grupo de Restauración de la Península” o “GRP”. En el último trimestre de 2011, el GRP llegó a un principio de acuerdo con una nueva parte, por lo cual podría incorporarse al GRP participando en un 16,6%. El GRP está en negociaciones activas con la EPA por un RIFS AOC con relación al sitio de la Compañía “Standard Chlorine Chemical Company”. El GRP está en activas negociaciones con la EPA con relación a un RIFS AOC el cual se espera acordar finalmente en el segundo semestre de 2013.

En el segundo semestre de 2006, conforme a un pedido del DEP, el GRP ha llevado a cabo pruebas de sedimentos en una parte del río Hackensack, cerca de la mencionada planta de Kearny. El reporte de esos resultados fue presentado al DEP. El GRP presentó un plan de trabajo para llevar a cabo pruebas adicionales solicitadas por el DEP, en enero 2009. En marzo de 2012, el GRP recibió una carta de Aviso de Deficiencia (“NOD”) por parte del DEP en la cual busca expandir el alcance del trabajo que será requerido en el río Hackensack bajo el plan de trabajo para incorporar locaciones adicionales de muestreo. No obstante el GRP considera que es necesario investigar y prevenir descargas de cromo en el río desde ciertos sitios, el GRP sostiene que no tiene obligación bajo el AOC de investigar la contaminación por cromo en el río. Las negociaciones entre el GRP y el DEP están en curso.

Al 31 de diciembre de 2012, se encuentran previsionados aproximadamente Ps. 83 millones en relación con los temas de cromato ferroso previamente mencionados. El estudio de los niveles de cromo en el suelo de New Jersey aún no ha finalizado y el DEP continúa revisando las acciones propuestas. El costo de sanear estos sitios puede incrementarse dependiendo de la finalización de los estudios, de la respuesta del DEP a los reportes de Tierra y de nuevos descubrimientos.

Painesville, Ohio. En relación con la operación hasta 1976 de una planta de procesamiento de cromato ferroso por parte de Chemicals (la “Planta de Cromo”), la Agencia de Protección Ambiental de Ohio (la “OEPA”) ordenó la ejecución de RIFS en el área de la antigua planta de Painesville. La OEPA dividió el área en 20 unidades operativas, incluyendo algunas unidades relativas a las aguas subterráneas. TS ha acordado participar en los RIFS como ha sido requerido por la OEPA. TS entregó a la OEPA un informe sobre la investigación ambiental de toda la planta, finalizado en el año 2003. TS, y entregará los estudios de factibilidad requeridos separadamente. Adicionalmente, la OEPA aprobó ciertos trabajos, incluyendo la remediación de una antigua planta de fundición de aluminio, algunas de las unidades operativas, y así como trabajos asociados con los planes de desarrollo (“Trabajos de remediación”), los cuales han comenzado. En la medida que la OEPA apruebe proyectos adicionales de investigación, remediación u operación y mantenimiento para cada una de las unidades operativas relacionadas con el emplazamiento de la antigua planta de Painesville, será necesario previsionar montos adicionales.

Hace más de quince años, el emplazamiento de la ex planta de Painesville fue propuesto para ser incluido en la lista de prioridades nacionales conforme a la Ley Integral de Responsabilidad, Compensación y Respuesta Ambiental de 1980, y modificatorias (“CERCLA”); sin embargo, la EPA ha manifestado que no se incluirá el emplazamiento en la lista en caso de cumplirse satisfactoriamente la Orden de los Directores y los programas de la OEPA. A la fecha, aún no ha sido incluido en la lista.

YPF Holdings ha previsionado un total de aproximadamente Ps. 73 millones al 31 de diciembre de 2012 para su participación estimada en el costo de realizar la investigación de remediación y estudio de factibilidad, el Trabajo de Remediación y otras actividades de operación y mantenimiento en este sitio).

A la fecha, no puede determinarse el alcance y naturaleza de otras investigaciones o saneamientos que pudieran ser requeridos; no obstante, con el avance de los RIFS, YPF Holdings evaluará continuamente el estado del emplazamiento de la planta de Painesville y efectuará todas las modificaciones requeridas, incluyendo aumentos de la previsión que puedan ser necesarios.

Sitios de terceros. En virtud de convenios de arreglo con la Autoridad del Puerto de Houston (el “Puerto”) y otras partes, Tierra y Maxus están participando (en nombre de Chemicals) en la reparación de propiedades que están junto a la ex planta de Chemicals en Greens Bayou, donde se fabricó dicloro-difenil-tricloroetano (“DDT”) y otros químicos. Además, en 2007 las partes arribaron a un acuerdo con los Fiduciarios federales y estatales de los Recursos Naturales para llegar a un arreglo en conexión con reclamos por daños a recursos naturales. En 2008 se aprobó la Evaluación definitiva de los daños, así como el plan de remediación y evaluación ambiental, especificando los planes de remediación a ser aplicados. Durante el primer semestre de 2011, TS negoció en nombre de Occidental un borrador de entendimiento con organismos gubernamentales de los Estados Unidos y del Estado de Texas, identificando daños a los recursos naturales en el sitio de Greens Bayou. Este entendimiento, fue alcanzado mediante la firma de un acuerdo en el mes de enero de 2013, mediante el cual se acuerda el reembolso de ciertos costos incurridos por los mencionados organismos gubernamentales y la realización de dos proyectos de restauración por un monto total de
US$ 0,8 millones. Los trabajos de remediación fueron mayormente terminados en 2009, quedando pendiente actividades menores de cierre, así como el mantenimiento y operación de los mismos. Al 31 de diciembre de 2012, YPF Holdings Inc. ha previsionado un total de Ps. 19 millones en relación con las actividades de remediación de Greens Bayou.

En junio de 2005, la EPA nombró a Maxus como una parte potencialmente responsable (“PPR”) en el Sitio de Milwaukee Solvay Coque y Gas en Milwaukee, Wisconsin. El fundamento de esta designación es la presunta situación de Maxus como sucesora de Pickands Mather & Co. y de Milwaukee Solvay Coke Co., compañías que la EPA ha afirmado que son ex propietarias u operadoras de ese sitio. En el año 2007 Maxus firmó junto con otras cuatro partes potencialmente involucradas un AOC para llevar a cabo RIFS respecto a la contaminación tanto en el suelo, aguas subterráneas, como así también en los sedimentos del río Kinnickinnic. La exposición de Maxus en el emplazamiento aparece vinculada al período 1966-1973, aunque existe cierta controversia respecto al mismo.

Las obras preliminares en conexión con los RIFS con respecto a este sitio comenzaron durante la segunda mitad de 2006.

El 6 de junio de 2012 el grupo PPR presentó un Plan de muestreo de Campo propuesto (FSP), incluyendo planes detallados para la investigación del suelo restante y un enfoque por fases para la investigación de los sedimentos. En julio de 2012 la EPA respondió al plan propuesto (FSP) requiriendo un muestreo de sedimentos ampliado como parte de la siguiente fase de la investigación y la evaluación adicional para determinar la posible presencia de distintas capas de carbón y coke en partes de la porción de suelo del Sitio. En diciembre de 2012, la EPA aprobó el FSP revisado del grupo PPR, y el mismo comenzó las actividades de investigación del suelo restante y sedimentos. El costo estimado de implementación del trabajo de campo relacionado con el FSP es de aproximadamente US$ 0,8 millones.

YPF Holdings ha previsionado aproximadamente Ps. 8 millones al 31 de diciembre de 2012 por su participación estimada en los costos de los RIFS. El principal tema pendiente radica en la determinación de la extensión de los estudios de sedimentos en el río que podrían ser requeridos. YPF Holdings carece de suficiente información para determinar costos adicionales que pudieren surgir.

Maxus asume ciertas responsabilidades atribuibles a Occidental, como sucesora de Chemicals, con respecto al Malone Service Company Superfund Site en el Condado de Galveston, Texas. Este sitio era un sitio de disposición de desperdicios donde se sostiene que Chemicals ha enviado desechos antes de septiembre de 1986. Las partes potencialmente responsables, incluyendo a Maxus en nombre de Occidental, formaron un grupo PPR para financiar y desarrollar un RIFS AOC. El RIFS ha sido completado y la EPA ha seleccionado una Remediación Definitiva. El Director de la División de Superfund de la EPA ha firmado la Decisión el 20 de septiembre de 2009. El grupo PPR firmó el Acta de Consentimiento en el segundo trimestre de 2012 que se hizo efectiva en julio 2012. Durante el segundo semestre 2012 el grupo PPR comenzará con la fase de diseño y planeamiento, y los trabajos de remediación se llevarán a cabo en el 2013. YPF Holdings ha provisionado 6 por estas cuestiones.

Chemicals también ha sido nombrada como PPR por la EPA en virtud de la Ley Ómnibus de Responsabilidad, Indemnización y Respuesta Ambiental de 1980, con sus modificaciones con respecto a una cantidad de sitios de terceros donde se sostiene que se ubicaron o se dispuso de sustancias peligrosas provenientes de plantas de Chemicals. Numerosos PPRs han sido designados en casi todos esos sitios. En varios de ellos Chemicals no tiene exposición alguna conocida. Al 31 de diciembre de 2012 YPF Holdings ha previsionado aproximadamente Ps. 1 millón por su participación en los costos estimados para ciertos emplazamientos, mientras que el costo final de otros emplazamientos no puede estimarse a la fecha.

Litigio de Dallas. En 2002 Occidental demandó a Maxus y a TS ante un tribunal del Estado de Dallas, Texas, buscando una declaración de que Maxus TS tienen una obligación bajo el contrato en virtud del cual Maxus vendió Chemicals a Occidental, de defender e indemnizar a Occidental por determinadas obligaciones históricas de Chemicals, no obstante el hecho de que dicho contrato contiene un plazo límite de doce años para las obligaciones de defensa e indemnidad con respecto a la mayoría de los litigios. TS fue desestimada como parte y la cuestión fue llevada a juicio en mayo de 2006. El tribunal decidió que el período de doce años de plazo límite no se aplicaba y falló contra Maxus. Esta decisión fue confirmada por el Tribunal de Apelaciones en febrero de 2008. Maxus ha apelado esta decisión ante la Corte Suprema de Texas, habiendo sido denegado dicho recurso. Dicha decisión exige que Maxus acepte la responsabilidad por diversas cuestiones, en las cuales ha negado indemnizaciones desde 1998, lo cual podría resultar en costos adicionales a las previsiones actuales de YPF Holdings Inc. para esta cuestión. Maxus ha pagado a Occidental casi US$ 17 millones relacionados con este reclamo. En marzo 2012, Maxus pagó a Occidental US$ 0,6 millones, cubriendo así los costos por 2010 y 2011, y en septiembre de 2012 pagó un adicional de US$ 31 mil cubriendo los costos del primer semestre de 2012. Maxus prevé que los costos de Occidental en el futuro bajo el caso Dallas no excederán a los incurridos en el primer semestre de 2012 Una gran parte de los reclamos que habían sido rechazados por Maxus en virtud del período límite de doce años estaban relacionados con el “Agente Naranja”. La totalidad de los litigios pendientes relacionados con el “Agente Naranja” fueron desestimados en diciembre de 2009, y aunque es posible que otros reclamos sean presentados en el futuro por otras partes, se estima que los mismos no originarán pasivos significativos.

Adicionalmente, el resto de los reclamos recibidos y que han sido rechazados tienen relación con potenciales afectaciones a las personas ocasionadas por la exposición al monómero de cloruro de vinilo (VCM) y otros productos químicos, no obstante se estima que los mismos no generarían obligaciones significativas. Sin embargo, la decisión judicial implica responsabilidad por reclamaciones futuras, si existieren, vinculadas a estos hechos, las cuales se desconocen a la fecha, pudiendo en consecuencia implicar obligaciones adicionales para Maxus en caso de que las mismas se materialicen. Al 31 de diciembre de 2012 YPF Holdings Inc. previsionó aproximadamente 1 con respecto a estas cuestiones.

Litigio Turtle Bayou. En marzo de 2005 Maxus aceptó defender a Occidental, como sucesora de Chemicals, con respecto a una acción que pretendía el pago de costos por la reparación del sitio de disposición de desperdicios de Turtle Bayou en el Condado Liberty, Texas. Se dictó sentencia en esta acción, y Maxus interpuso un pedido de reconsideración, el cual fue parcialmente exitoso. Como resultado, la decisión del tribunal exige que Maxus pague, en nombre de Occidental, aproximadamente el 16% de los costos pasados y futuros en los que incurra uno de los demandantes. Maxus ha apelado. En junio de 2010, el Tribunal de Apelaciones dictaminó que el Tribunal de Distrito había cometido errores en la admisión de ciertos documentos, y remitió la causa al mismo para que efectúe procedimientos adicionales. Maxus alegó que a raíz de la exclusión de ciertos documentos presentados como evidencia, la participación de Occidental debía reducirse al menos en un 50%. El Tribunal de Distrito emitió sus conclusiones revisadas en enero de 2011, requiriendo de Maxus el pago, por cuenta de Occidental, del 15,86% de los costos pasados y futuros de remediación de uno de los demandantes. Maxus, actuando en nombre de Occidental, elevó una solicitud de apelación en el primer semestre de 2011. El Tribunal de Apelaciones confirmó la decisión del Tribunal de Distrito en marzo de 2012. En junio de 2012, Maxus pagó por cuenta de Occidental, aproximadamente US$ 2 millones al demandante por costos incurridos en el pasado. Aún queda la obligación de pagar algunos costos futuros. Al 31 de diciembre de 2012 YPF Holdings ha previsionado Ps. 4 millones con respecto a esta cuestión.

En mayo de 2008, Ruby Mhire y otros (“Mhire”) presentaron una demanda contra Maxus y otros terceros, alegando que las distintas partes, incluyendo un antecesor de Maxus, había contaminado cierta propiedad en Cameron Parish, Louisiana, durante el desarrollo de actividades de petróleo y gas en la misma, y que fuera operada por la compañía predecesora de Maxus desde 1969 hasta 1989. Los demandantes han pedido remediación y otras compensaciones por un monto entre US$ 159 y US$210millones. Durante junio 2012 se efectuará una mediación ordenada por la corte. Los demandantes pidieron queMaxus, conjuntamente con dos partes más, paguen US$30 millones para cancelar su obligación, oferta que fue rechazada por los demandados. YPF Holdings cree que la actividad de remediación debería ser relativamente escasa y tiene la intención de defender enérgicamente el caso. Maxus ha interpuesto los alegatos oportunos respondiendo la demanda como así también ha solicitado el cambio de jurisdicción para el tratamiento del asunto. Se espera ir a juicio en el primer trimestre de 2013. YPF Holdings Inc ha provisionado US$7 millones para esta contingencia durante el primer semestre de 2012.

YPF Holdings, incluyendo sus subsidiarias, es parte en otros juicios y temas ambientales diversos, cuyo resultado no se espera que tenga efecto negativo de importancia sobre nuestra situación financiera. YPF Holdings ha efectuado previsiones para contingencias legales y situaciones ambientales en aquellos casos en que es posible una pérdida y ésta puede ser razonablemente calculada.

DE LA OFERTA Y LA COTIZACIÓN

Descripción de las obligaciones negociables

Introducción

En oportunidad de la emisión de cada serie de obligaciones negociables, y según sea informado en el respectivo suplemento de precio, podremos celebrar un convenio de fideicomiso (el “Contrato de Fideicomiso”), en virtud del artículo 13 de la Ley de Obligaciones Negociables, con una entidad financiera o firma intermediaria que se desempeñará como fiduciario (el “Fiduciario”). El Fiduciario, u otra entidad que designemos oportunamente a tales efectos, podrá también desempeñar las funciones de coagente de registro (en tal carácter, el “Coagente de Registro”), principal agente de pago (en tal carácter, el “Principal Agente de Pago” y junto con los demás agentes de pago conforme al Contrato de Fideicomiso, los “Agentes de Pago”) y agente de transferencia (en tal carácter, un “Agente de Transferencia”, y junto con cualquier otro agente de transferencia conforme al Contrato de Fideicomiso, los “Agentes de Transferencia”). En dicho contrato, si lo hubiera, se designará también un agente de registro (en tal carácter, el “Agente de Registro”), que podrá ser Agente de Pago, Agente de Transferencia y representante del Fiduciario en Argentina (en tal carácter, el “Representante del Fiduciario en Argentina”).

Las obligaciones negociables podrán ser emitidas periódicamente en una o más clases y/o series. Las obligaciones negociables de todas las clases en un mismo momento en circulación en virtud de este Programa están limitadas a un monto de capital total de US$ 5.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas); teniendo en cuenta que, sujeto a la previa aprobación de la CNV, podremos modificar el Programa para aumentar el capital total de obligaciones negociables que pueden ser emitidas en el marco del Programa en cualquier momento sin el consentimiento de los tenedores de obligaciones negociables. Los términos específicos de cada emisión de obligaciones negociables, incluidos, entre otros, la fecha de emisión, precio de emisión, capital, moneda de denominación y pago, vencimiento, tasa de interés o fórmula de tasa de interés, si hubiera y, de ser aplicable, las disposiciones sobre rescate, amortización e índices, serán establecidos para cada una de tales emisiones en las obligaciones negociables, según se describe en el respectivo suplemento de precio. Respecto de cualquier obligación negociable en particular, la descripción de las obligaciones negociables contenida en el presente está enteramente condicionada por referencia, y en tanto fuera contraria queda reemplazada, por dicha obligación negociable y el respectivo suplemento de precio.

Las obligaciones negociables revestirán el carácter de obligaciones negociables simples no convertibles en acciones en virtud de la Ley de Obligaciones Negociables, y tendrán derecho a los beneficios allí establecidos y estarán sujetas a los requisitos de procedimiento dispuestos en dicha ley y resolución. Salvo que en el respectivo suplemento de precio se especifique de distinto modo, las obligaciones negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales y no subordinadas, con garantía común, con al menos igual prioridad de pago en todo momento que todo otro endeudamiento no garantizado y no subordinado, presente y futuro (salvo las obligaciones que gocen de preferencia por ley o de puro derecho). De así especificarlo el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables garantizadas por un convenio de cesión, privilegio u otra garantía respecto de los bienes allí especificados que tendrán prioridad de pago, con el alcance de la garantía, sobre todo nuestro otro endeudamiento no garantizado, presente y futuro (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho). Si así lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables subordinadas que estarán en todo momento sujetas al pago de nuestro endeudamiento garantizado y, en tanto allí se establezca en tal sentido, parte de nuestro endeudamiento no garantizado y no subordinado (así como las obligaciones que gocen de preferencia por ley o de puro derecho). Véase “De la Oferta y la Cotización—Rango”.

Salvo que fuera rescatada con anterioridad, una obligación negociable vencerá en la fecha especificada en el suplemento de precio correspondiente (el “Vencimiento Estipulado”), que tendrá lugar no antes de los siete días de su fecha de emisión, o el plazo mínimo requerido oportunamente de acuerdo a la normativa de la CNV.

Cada obligación negociable podrá estar denominada en cualquier moneda (una “Moneda Especificada”) según se especifique en el respectivo suplemento de precio. Salvo que se detalle de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, los pagos respecto de cada obligación negociable se efectuarán en la Moneda Especificada aplicable; teniendo en cuenta que en ciertas circunstancias, según detalle el respectivo suplemento de precio, los pagos respecto de una obligación negociable podrán efectuarse en una moneda que no sea la Moneda Especificada de denominación, con el alcance permitido por las leyes de Argentina.

Cada obligación negociable devengará intereses, si correspondiera, a la tasa de interés o según la fórmula de tasa de interés establecida en el respectivo suplemento de precio. Salvo que se indique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, cada obligación negociable podrá devengar intereses a una tasa fija (una “Obligación Negociable a Tasa Fija”) o a una tasa determinada por referencia a una tasa de interés u otra fórmula de tasas de interés (una “Obligación Negociable a Tasa Variable”) o podrá no devengar intereses (una “Obligación Negociable sin Cupón de Interés”). Véase “—Tasas de Interés”.

Las obligaciones negociables también podrán emitirse con capital y/o intereses pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en la que estén denominadas (“Obligaciones Negociables de Moneda Dual”) o relacionadas con un índice y/o una fórmula (“Obligaciones Negociables Indexadas”), en caso de estar permitido por las leyes de Argentina. Las Obligaciones Negociables de Moneda Dual y las Obligaciones Negociables Indexadas podrán ser emitidas con intereses devengados a una tasa fija o variable o sin devengar intereses o una combinación de tales condiciones, en cuyo caso, cuando el contexto así lo permita, se aplicarán a tales Obligaciones Negociables de Moneda Dual u Obligaciones Negociables Indexadas las disposiciones relacionadas con las Obligaciones Negociables a Tasa Fija, Obligaciones Negociables a Tasa Variable, Obligaciones Negociables sin Cupón de Interés o combinación de ellas, respectivamente. Las referencias en el presente a obligaciones negociables denominadas en una Moneda Especificada incluirán, salvo que el contexto requiera lo contrario, Obligaciones Negociables de Moneda Dual pagaderas en dicha Moneda Especificada.

Las obligaciones negociables podrán ser emitidas como Obligaciones Negociables con Descuento de Emisión Original. Una “Obligación Negociable con Descuento de Emisión Original”, incluyendo cualquier Obligación Negociable sin Cupón de Interés, es una obligación negociable que se emite a un precio inferior a su valor nominal, y que dispone que al momento de su caducidad de plazos, rescate o recompra, el monto pagadero al tenedor de tal obligación negociable se determinará de conformidad con los términos y condiciones de dicha obligación negociable, y será un monto inferior al monto pagadero al Vencimiento Estipulado de dicha obligación negociable. Véase “Información Adicional — Carga Tributaria”.

Salvo que se especifique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, las obligaciones negociables no estarán sujetas a un fondo de amortización y no podrán ser rescatadas antes de su Vencimiento Estipulado, salvo que ocurra y se mantenga un evento de nacionalización al momento en que el Fiduciario, si lo hubiere, y los tenedores pidieran el rescate de las mismas o en caso de ciertos cambios referidos a impuestos argentinos. Véase “—Rescate y Recompra”.

De estar especificado en el respectivo suplemento de precio respecto de una serie de obligaciones negociables, periódicamente podremos sin el consentimiento de los tenedores de obligaciones negociables en circulación crear y emitir obligaciones negociables adicionales de dicha serie con los mismos términos y condiciones que las obligaciones negociables de dicha serie en todo aspecto (salvo la fecha de emisión, el precio de emisión, las leyendas aplicables y, de corresponder, el primer pago de intereses) y las obligaciones negociables adicionales formarán en última instancia una única serie con las obligaciones negociables de la serie respectiva que anteriormente se encontraba en circulación.

Forma y Denominación

Introducción

Salvo que la ley aplicable y el suplemento de precio correspondiente (dentro del marco del presente Programa) permitan lo contrario, las obligaciones negociables serán emitidas en forma de títulos nominativos sin cupones de interés (las “Obligaciones Negociables Nominativas”). De conformidad a lo dispuesto por la Ley N° 24.587 y el Decreto Nº 259/96, las sociedades argentinas no pueden emitir títulos valores al portador o en forma nominativa endosable. Conforme a ello, y en la medida en que dicha ley esté vigente y nos resulte aplicable, sólo emitiremos Obligaciones Negociables nominativas no endosables en el marco del presente Programa. De ser nominados en el respectivo Suplemento de Precio, el Agente de Registro y el Coagente de Registro mantendrán un registro (el “Registro”), donde se asentarán los nombres y domicilios de tenedores de obligaciones negociables, los números del título y otros datos respecto de la emisión, transferencia y canje de las obligaciones negociables. En caso de que correspondiera, no se cobrarán cargos por el registro de la transferencia o canje de las obligaciones negociables, pero se podrá exigir el pago de una suma suficiente para cubrir cualquier impuesto u otra carga pública pagadera al respecto.

El respectivo suplemento de precio detallará las denominaciones mínimas y las demás denominaciones de las obligaciones negociables, sujeto a la normativa aplicable de la CNV.

Las Obligaciones Negociables Nominativas serán emitidas en la forma descripta a continuación, salvo que se especifique lo contrario en el respectivo suplemento de precio, sujeto a la normativa aplicable de la CNV.

Las Obligaciones Negociables Nominativas del mismo tramo e igual plazo inicialmente vendidas en cumplimiento de la Regulación S estarán representadas por una o más Obligaciones Negociables Nominativas globales (en conjunto, una “Obligación Negociable Global de la Regulación S”), la cual será (a) depositada, según fuere el caso, en el Fiduciario en la Ciudad de Nueva York, en su carácter de custodio de The Depository Trust Company (“DTC”) o en la entidad que oportunamente se designe a tales efectos, y será registrada a nombre de un representante de DTC, en favor de Euroclear y Clearstream, o (b) depositada en un depositario común de Euroclear y/o Clearstream y registrada a nombre de dicho depositario común o su representante a favor de Euroclear y Clearstream (DTC o dicho otro depositario, denominado el “Depositario”).

Las Obligaciones Negociables Nominativas del mismo tramo o igual plazo inicialmente vendidas dentro de Estados Unidos y que reúnan las condiciones para ser vendidas en base a la Norma 144A estarán representadas por una o más Obligaciones Negociables Nominativas globales (en conjunto, una “Obligación Negociable Global de Circulación Restringida” y, junto con la Obligación Negociable Global de la Regulación S, las “Obligaciones Negociables Globales”), que serán depositadas al ser emitidas en la entidad que oportunamente se designe a tales efectos o en el Fiduciario en la Ciudad de Nueva York, en su carácter de custodio de DTC, y registradas a nombre de DTC o un representante de DTC para ser acreditadas en una cuenta de un participante directo o indirecto en DTC según se describe en el presente. Las Obligaciones Negociables Globales de Circulación Restringida (y las Obligaciones Negociables Cartulares (según se define en el presente) emitidas en su canje) estarán sujetas a ciertas restricciones sobre transferencias establecidas bajo el título “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia”.

Hasta transcurridos cuarenta días de completarse la distribución (según certifique al Fiduciario, si lo hubiere, el respectivo colocador) de todas las obligaciones negociables de un tramo identificable (el “Período de Cumplimiento de la Circulación”), una participación beneficiaria en una Obligación Negociable Global de la Regulación S podrá ser transferida a una persona que la reciba en forma de una participación en una Obligación Negociable Global de Circulación Restringida del mismo tramo e igual plazo, pero únicamente al recibir el Fiduciario, si lo hubiere, una certificación escrita del cedente donde conste que dicha transferencia se realiza a una persona que, según el leal saber y entender del cedente, compra para sí o en beneficio de terceros respecto de los que tiene facultades exclusivas de decisión en materia de inversión, y que dicha persona y cada una de dichas personas es un comprador institucional calificado dentro del significado de la Norma 144A, en cada caso en una operación que cumpla los requisitos de la Norma 144A y de acuerdo con todas las leyes de títulos valores aplicables de los estados de Estados Unidos (una “Certificación de la Obligación Negociable Global de Circulación Restringida”). Después del último día del Período de Cumplimiento de la Circulación”, este requisito de certificación dejará de aplicarse a tales transferencias. Las participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global de Circulación Restringida podrán ser transferidas a una persona en la forma de una participación en una Obligación Negociable Global de la Regulación S del mismo tramo e igual vencimiento, ya sea antes, después o al producirse el cierre del Período de Cumplimiento de la Circulación, pero solamente al recibir el Fiduciario, si lo hubiera, una certificación escrita del cedente donde conste que dicha transferencia se realiza de acuerdo con la Norma 903 o la Norma 904 de la Regulación S o (de estar disponible) la Norma 144 de la Ley de Títulos Valores Estadounidense (una “Certificación de la Obligación Negociable Global de la Regulación S”). Cualquier participación beneficiaria en una Obligación Negociable Global que sea transferida a una persona que la recibe en la forma de una participación en otra Obligación Negociable Global de igual tramo e idéntico vencimiento dejará, al tener lugar la transferencia, de constituir una participación en dicha Obligación Negociable Global y se convertirá en una participación en dicha otra Obligación Negociable Global y, en consecuencia, a partir de allí estará sujeta a todas las restricciones sobre transferencias y demás procedimientos aplicables a participaciones beneficiarias en dicha otra Obligación Negociable Global en tanto permanezca revistiendo tal carácter.

Obligaciones Negociables Globales

Una Obligación Negociable Global no podrá ser transferida salvo en forma total por su Depositario a un representante de dicho Depositario o por un representante de tal Depositario a éste o a otro representante de éste, o por el Depositario o cualquiera de tales representantes a un sucesor del Depositario o un representante de dicho sucesor.

Al emitirse una Obligación Negociable Global, DTC, Euroclear o Clearstream, según fuera el caso, acreditarán en su registro escritural y sistema de transferencia, los respectivos montos de capital de las obligaciones negociables representadas por dicha Obligación Negociable Global en las cuentas de entidades que mantengan cuentas en DTC, Euroclear o Clearstream, según fuera el caso (“participantes”). Las cuentas a acreditar serán designadas por los colocadores de tales obligaciones negociables o por nosotros, si dichas Obligaciones Negociables fueran ofrecidas y vendidas directamente por nosotros. La titularidad de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global estará limitada a participantes o personas que puedan mantener participaciones a través de participantes. La titularidad de participaciones en dichas Obligaciones Negociables Globales constará, y la transferencia de tal titularidad se efectuará únicamente a través de registros que mantenga DTC, Euroclear o Clearstream, según sea el caso (respecto de las participaciones de los participantes), o los participantes o personas que ejerzan la tenencia a través de los participantes (con respecto a las participaciones de personas que no sean participantes). Las leyes de algunos estados requieren la entrega física de títulos valores de dichos títulos en forma definitiva. Tales limitaciones y dichas leyes pueden afectar la capacidad para transferir participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global.

Mientras un Depositario, o su representante, sea el tenedor de una Obligación Negociable Global, dicho Depositario o su representante, según fuera el caso, será considerado el único tenedor o titular registral de las obligaciones negociables representadas por dicha Obligación Negociable Global a todos los efectos que pudieran corresponder bajo el Contrato de Fideicomiso. Salvo lo establecido en el presente bajo el título “—Obligaciones Negociables Cartulares”, los titulares de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global no tendrán derecho a que las obligaciones negociables estén representadas por dicha Obligación Negociable Global registrada a su nombre, no recibirán ni tendrán derecho a recibir la entrega física de obligaciones negociables de dicha serie en forma de título definitivo y no serán considerados sus titulares o tenedores bajo el Contrato de Fideicomiso.

Los pagos de capital y prima (si hubiera) e intereses sobre las obligaciones negociables registradas a nombre o mantenidas por un Depositario o su representante serán efectuados a dicho Depositario o su representante, según fuera el caso, como el titular registral o el tenedor de la Obligación Negociable Global que represente tales obligaciones negociables. Ni nosotros, ni el Fiduciario, si lo hubiera, ni ningún Agente de Pago, tendrán responsabilidad u obligación alguna por ningún aspecto de los registros relacionados con o los pagos efectuados a cuenta de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global ni por mantener, supervisar o revisar los registros relacionados con dichas participaciones beneficiarias.

Consideramos que DTC, Euroclear o Clearstream, según fuera el caso, al recibir un pago de capital o prima (si hubiera) o de intereses respecto de una Obligación Negociable Global, acreditará inmediatamente las cuentas de participantes con pagos por los montos proporcionales a sus respectivas participaciones beneficiarias en el capital de dicha Obligación Negociable Global según conste en los registros de DTC, Euroclear o Clearstream, según fuera el caso. También prevemos que los pagos de participantes a titulares de participaciones beneficiarias en dicha Obligación Negociable Global mantenida a través de dichos participantes se regirán por las instrucciones vigentes y prácticas habituales, como es el caso en la actualidad de títulos valores mantenidos por cuentas de comitentes al portador o registrados a nombre del operador, y serán responsabilidad de dichos participantes.

Obligaciones Negociables Cartulares

Las participaciones en una Obligación Negociable Global depositada en DTC o Euroclear y/o Clearstream serán canjeadas por Obligaciones Negociables Cartulares solamente si (i) en el caso de una Obligación Negociable Global depositada en DTC, DTC notificara a nosotros y al Fiduciario, si lo hubiere, que no tiene intención o no puede continuar desempeñándose como depositario de dicha Obligación Negociable Global, o en cualquier momento DTC dejara de ser una “cámara de compensación” registrada bajo la Ley del Mercado de Valores de 1934 de Estados Unidos y sus modificatorias (“Ley del Mercado de Valores Estadounidense”) y no designáramos un depositario sucesor así registrado dentro de los 90 días de dicha notificación, o (ii) en el caso de una Obligación Negociable Global depositada en Euroclear y/o Clearstream, si el(los) sistema/s de compensación a través del/los cual(es) se realiza la compensación y liquidación estuviera(n) cerrado(s) por un período ininterrumpido de 14 días (salvo feriados, oficiales o de otro tipo) o anunciaran su intención de dejar de operar permanentemente o de hecho así lo hiciera(n), (iii) hubiera ocurrido y se mantuviera vigente un Supuesto de Incumplimiento, o (iv) a nuestra sola consideración, notificaramos al Fiduciario, si lo hubiere, por escrito que Obligaciones Negociables Cartulares serán entregadas en canje por dicha Obligación Negociable Global. En el caso de Obligaciones Negociables Cartulares emitidas en canje de una Obligación Negociable Global de Circulación Restringida, dichos títulos llevarán y estarán sujetos a una leyenda referida en “Restricciones a la Transferencia”.

Según fuere el caso, ni el Fiduciario (si lo hubiera), ni ningún Agente de Transferencia, o quien sea designado a tal efecto en el suplemento de precio correspondiente, estará obligado a registrar la transferencia o canje de Obligaciones Negociables Cartulares en el período de 15 días anterior a cualquier fecha de pago de intereses, o durante el período de 30 días anterior a cualquier fecha establecida para el pago de capital o registrar la transferencia o canje de Obligaciones Negociables Cartulares previamente llamadas a rescate u ofrecidas para su recompra.

Las Obligaciones Negociables Cartulares podrán ser presentadas para el registro de su transferencia o para su canje por nuevas Obligaciones Negociables Cartulares de denominaciones autorizadas, según fuere el caso, en las oficinas fiduciarias del Fiduciario (si lo hubiera), o en las oficinas de cualquier Agente de Transferencia, o quien sea designado a tal efecto en el suplemento de precio correspondiente. Con la transferencia, canje o reemplazo de Obligaciones Negociables Cartulares que lleven una leyenda de circulación restringida, o ante la solicitud específica de eliminar dicha leyenda, entregaremos únicamente Obligaciones Negociables Cartulares que lleven dicha leyenda, o nos negaremos a eliminarla, según fuera el caso, salvo que se nos entregue prueba satisfactoria, que podrá incluir una opinión de asesores legales de Nueva York, que razonablemente pudiera requerir, en el sentido que ni la leyenda ni las restricciones sobre transferencias allí establecidas son necesarias para asegurar el cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. En el caso de una transferencia de un monto menor al capital de cualquier Obligación Negociable Cartular, se emitirá una nueva Obligación Negociable Cartular a favor del cesionario respecto del monto transferido y otra Obligación Negociable Cartular a favor del cedente respecto de la porción no transferida. Tales nuevas obligaciones negociables estarán disponibles dentro de los tres Días Hábiles en las oficinas del Fiduciario, si lo hubiera, o en las oficinas de cualquier Agente de Transferencia, o de quien sea designado a tal efecto en el suplemento de precio correspondiente.

No se cobrarán cargos por el registro de transferencia o canje de obligaciones negociables; sin embargo, tanto nosotros como el Fiduciario, si lo hubiere, podremos exigir el pago de una suma suficiente para cubrir cualquier impuesto de sellos u otra carga pública pagadera al respecto.

Reemplazo de Obligaciones Negociables

Las obligaciones negociables total o parcialmente destruidas, extraviadas o robadas serán reemplazadas contra entrega al Fiduciario, si lo hubiere, o a la entidad que oportunamente designemos, de las obligaciones negociables o contra entrega a nosotros y al Fiduciario (si lo hubiere) de prueba, a satisfacción de ambos, del extravío, robo o destrucción total. En el caso de extravío, robo o destrucción total de una obligación negociable, antes de emitirse una obligación negociable de reemplazo, se podrá exigir al tenedor de dicha obligación negociable una indemnización a su cargo, a satisfacción nuestra y del Fiduciario, si lo hubiere. Al emitirse una nueva obligación negociable, podremos requerir el pago de una suma suficiente para cubrir cualquier impuesto u otra carga pública que corresponda y cualquier otro gasto (incluidos los honorarios y los gastos del Fiduciario, si lo hubiere, sus asesores legales y sus agentes) al respecto.

Rango

Las obligaciones negociables constituirán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones en virtud de la Ley de Obligaciones Negociables, y tendrán derecho a los beneficios allí establecidos y estarán sujetas a sus requisitos de procedimiento. En particular, el Artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que en caso de incumplimiento por nuestra parte en el pago de cualquier monto adeudado conforme a una obligación negociable de cualquier serie, el tenedor de dicha obligación negociable tendrá derecho a accionar por vía ejecutiva para obtener el pago de cualquier monto adeudado conforme a las obligaciones negociables.

Salvo que se especifique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, las obligaciones negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales y no subordinadas, con nuestra garantía común, y tendrán en todo momento por lo menos igual prioridad de pago que todas las demás deudas no garantizadas y no subordinadas, presentes y futuras (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho, inclusive, entre otros, las acreencias por impuestos y de índole laboral).

De así especificarlo el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables garantizadas por un convenio de cesión, privilegio u otra garantía respecto de los bienes allí especificados y tendrán prioridad de pago, con el alcance de la garantía, sobre toda su otra deuda no garantizada, presente y futura (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho).

Si así lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables subordinadas. Además de la prioridad de ciertos otros créditos descripta en los párrafos anteriores, las obligaciones negociables subordinadas estarán en todo momento, sujetas al pago de nuestra deuda garantizada y, en tanto allí se establezca en tal sentido, parte de nuestra deuda no garantizada y no subordinada (así como las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho).

Tasas de Interés

Introducción

Salvo que se especifique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, cada Obligación Negociable a Tasa fija u Obligación Negociable a Tasa Variable devengará intereses a partir (e incluyendo) la fecha de emisión o cualquier otra fecha (la “Fecha de Inicio del Período de Intereses”) especificada en el respectivo suplemento de precio o desde la última fecha de pago de intereses (o, si dicha obligación negociable es una Obligación Negociable a Tasa Variable y el Período de Redeterminación de Intereses fuera diario o semanal, a partir del día siguiente a la última Fecha de Registro Regular) (según se define más adelante) hasta la que se hubieran pagado o debidamente dispuesto el pago de intereses sobre dicha obligación negociable a la tasa fija anual, o a la tasa anual determinada según la fórmula de tasas de interés, allí establecida y en el respectivo suplemento de precio, hasta el pago o la disposición del pago de su capital. Los intereses se pagarán en la o las fechas especificadas en el respectivo suplemento de precio (una “Fecha de Pago de Intereses”) y al Vencimiento Estipulado o en caso de caducidad de plazos, rescate o recompra, según se especifica bajo el título “Pago de Capital e Intereses”, más adelante.

Cada obligación negociable a interés devengará intereses (a) a una tasa fija o (b) a una tasa variable determinada por referencia a una tasa de interés base (incluida la LIBOR (una “Obligación Negociable a Tasa LIBOR”), la Tasa del Tesoro (una “Obligación Negociable a Tasa del Tesoro”) o cualquier otra tasa de interés que se consigne en el respectivo suplemento de precio), la cual podrá ser ajustada agregando o restando el Margen y/o multiplicando por el Multiplicador del Margen. El “Margen” es la cantidad de puntos básicos especificada en el respectivo suplemento de precio aplicable a la tasa de interés de dicha obligación negociable, y el “Multiplicador del Margen” es el porcentaje especificado en el respectivo suplemento de precio como aplicable a la tasa de interés de dicha obligación negociable. Una Obligación Negociable a Tasa Variable también podrá reunir una o ambas de las siguientes condiciones según se especifique en el suplemento de precio aplicable: (a) una limitación numérica máxima a la tasa de interés, o tope, sobre la tasa de interés que podrá devengarse durante cualquier período de intereses (una “Tasa Máxima”), y (b) una limitación numérica mínima a la tasa de interés, o piso, sobre la tasa de interés que podrá devengarse durante cualquier período de intereses (una “Tasa Mínima”).

Las siguientes definiciones generales se emplean en este capítulo:

“Día Hábil” significa, salvo que el respectivo suplemento de precio defina lo contrario, cualquier día, salvo sábados o domingos, que no sea feriado oficial ni un día en que los bancos comerciales están autorizados u obligados por ley, norma o decreto del poder ejecutivo a cerrar en la Ciudad de Nueva York o en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires; teniendo en cuenta que, respecto de obligaciones negociables denominadas en una Moneda Especificada que no sea el dólar estadounidense, que tampoco sea un día en que los bancos comerciales están autorizados u obligados por ley, norma o decreto del poder ejecutivo a cerrar en el principal centro financiero del país que emite la Moneda Especificada (si la Moneda Especificada fuera el euro, el día que también sea un día en que está abierto el sistema TARGET- Sistema Transeuropeo Automatizado de Transferencias Rápidas con Liquidación Bruta en Tiempo Real (una “Fecha de Liquidación del Sistema TARGET”), y teniendo en cuenta, asimismo, que respecto de una Obligación Negociable a Tasa LIBOR, que también sea un Día Hábil Bancario en Londres.

“Día Hábil Bancario en Londres” significa cualquier día en que se realizan operaciones de depósitos en dólares en el mercado interbancario de Londres.

“Vencimiento del Índice” significa, respecto de una Obligación Negociable a Tasa Variable, el período hasta el vencimiento del instrumento u obligación sobre la que se basa la fórmula de tasas de interés, según especifique el respectivo suplemento de precio.

La entidad que oportunamente designemos a tales efectos, o el Fiduciario, si así oportunamente lo acordamos, se desempeñará como el agente de cálculo (el “Agente de Cálculo”) respecto de las Obligaciones Negociables a Tasa Variable.

Obligaciones Negociables a Tasa Fija

Las Obligaciones Negociables a Tasa Fija devengarán intereses a partir (e incluyendo) la Fecha de Inicio del Período de Intereses especificada en el respectivo suplemento de precio, a la o las tasas anuales especificadas (la “Tasa de Interés Fija”), pagaderos por período vencido en la(s) Fecha(s) de Pago de Intereses de cada año y en el Vencimiento Estipulado o en caso de rescate, recompra o caducidad de plazos, en la fecha en que se produzca tal rescate, recompra o caducidad de plazos. El primer pago de intereses se realizará en la Fecha de Pago de Intereses inmediata siguiente a la Fecha de Inicio del Período de Intereses y, si el período a partir de la Fecha de Inicio del Período de Intereses hasta la Fecha de Pago de Intereses fuera diferente al período comprendido entre las Fechas de Pago de Intereses posteriores, será igual al “Monto Discriminado Inicial” especificado en el respectivo suplemento de precio. Si el Vencimiento Estipulado no fuera una Fecha de Pago de Intereses, los intereses desde e incluyendo la Fecha de Pago de Intereses anterior (o la Fecha de Inicio del Período de Intereses, según fuera el caso) hasta el Vencimiento Estipulado, exclusive, equivaldrán al “Monto Discriminado Final” especificado en el respectivo suplemento de precio.

Obligaciones Negociables a Tasa Variable

Introducción

El respectivo suplemento de precio relacionado con una Obligación Negociable a Tasa Variable designará una tasa de interés base (la “Tasa de Interés Base”) para dicha Obligación Negociable a Tasa Variable. La Tasa de Interés Base para cada Obligación Negociable a Tasa Variable será: (a) LIBOR, en cuyo caso dicha obligación negociable será una Obligación Negociable a Tasa LIBOR; (b) la Tasa del Tesoro, en cuyo caso dicha obligación negociable será una Obligación Negociable a Tasa del Tesoro; o (c) otra tasa de interés base establecida en el suplemento de precio que corresponda. El suplemento de precio de una Obligación Negociable a Tasa Variable también especificará, de ser aplicable, el Agente de Cálculo, el Vencimiento del Índice, el Margen y/o el Multiplicador del Margen, la Tasa Máxima, la Tasa Mínima, las Fechas de Registro Regular y la Tasa de Interés Inicial, las Fechas de Pago de Intereses, las Fechas de Cálculo, las Fechas de Determinación de Intereses, el Período de Redeterminación de Intereses y las Fechas de Redeterminación de Intereses (cada una, según se define más adelante) respecto de dicha obligación negociable.

La tasa de interés de cada Obligación Negociable a Tasa Variable será recalculada y tendrá vigencia en forma diaria, semanal, mensual, trimestral, semestral o anual o con cualquier otra frecuencia según especifique el respectivo suplemento de precio (cada uno, un “Período de Redeterminación de Intereses”); teniendo en cuenta, no obstante, que (a) la tasa de interés vigente desde la fecha de emisión hasta la primera Fecha de Redeterminación de Intereses respecto de una Obligación Negociable a Tasa Variable será la tasa de interés inicial según se establezca en el respectivo suplemento de precio (la “Tasa de Interés Inicial”), y (b) salvo que se especifique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, la tasa de interés vigente para los diez días inmediatamente anteriores al Vencimiento Estipulado de una obligación negociable será la vigente el décimo día anterior a dicho Vencimiento Estipulado. Las fechas en las que se calculará nuevamente la tasa de interés (cada una, una “Fecha de Redeterminación de Intereses”) estarán especificadas en el respectivo suplemento de precio. Si cualquier Fecha de Redeterminación de Intereses para cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable no fuera un Día Hábil respecto de dicha Obligación Negociable a Tasa Variable, la Fecha de Redeterminación de Intereses para dicha Obligación Negociable a Tasa Variable será pospuesta al primer día que fuera Día Hábil respecto de dicha Obligación Negociable a Tasa Variable, salvo que, en el caso de una Obligación Negociable a Tasa LIBOR, si dicho Día Hábil estuviera comprendido en el mes calendario posterior, dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será el Día Hábil inmediato anterior.

Salvo que el respectivo suplemento de precio establezca de distinto modo, las “Fechas de Determinación de Intereses” serán las consignadas a continuación. La Fecha de Determinación de Intereses correspondiente a una Fecha de Redeterminación de Intereses para una Obligación Negociable a Tasa LIBOR (la “Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR”) será el segundo Día Hábil anterior a dicha Fecha de Redeterminación de Intereses. La Fecha de Determinación de Intereses correspondiente a una Fecha de Redeterminación de Intereses para una Obligación Negociable a Tasa del Tesoro (la “Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro”) será el día de la semana en la que recayera dicha Fecha de Redeterminación de Intereses y en la que normalmente habría subastas de letras del Tesoro. Las letras del Tesoro son vendidas generalmente en subasta pública el lunes de cada semana, salvo que fuera feriado oficial, en cuyo caso la subasta generalmente se realiza el siguiente martes, salvo que dicha subasta pudiera realizarse el viernes anterior. Si, como resultado de un feriado oficial, se realiza una subasta el viernes anterior, ese viernes será la Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro correspondiente a la Fecha de Redeterminación de Intereses de la semana inmediata posterior. Si una subasta recayera en cualquier Fecha de Redeterminación de Intereses para una Obligación Negociable a Tasa del Tesoro, dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será en cambio el primer Día Hábil inmediatamente posterior a la fecha de dicha subasta.

Todos los porcentajes resultantes de los cálculos referidos en este prospecto serán redondeados, de ser necesario, al cienmilésimo de un punto porcentual más cercano, redondeando hacia arriba los cinco millonésimos de un punto porcentual (por ejemplo, redondeando 9,876545% (o 0,09876545) a 9,87655% (o 0,0987655)), y todos los montos en la Moneda Especificada utilizados o resultantes de dichos cálculos serán redondeados al centavo más cercano (redondeando hacia arriba la mitad del centavo) o al equivalente más cercano en Monedas Especificadas que no sean el dólar estadounidense.

Además de cualquier Tasa Máxima que pudiera ser aplicable a cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable según las disposiciones anteriores, la tasa de interés sobre Obligaciones Negociables a Tasa Variable en ningún caso será mayor que la tasa de interés máxima permitida por la ley aplicable.

A solicitud del tenedor de cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable, el Agente de Cálculo suministrará la tasa de interés en ese momento vigente y, de estar determinada, la tasa de interés que entrará en vigencia en la próxima Fecha de Redeterminación de Intereses respecto de dicha Obligación Negociable a Tasa Variable. La determinación del Agente de Cálculo de cualquier tasa de interés será definitiva y obligatoria salvo error manifiesto.

El Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, nos notificará y notificará al Fiduciario, si lo hubiere, de la tasa de interés y el monto de intereses para cada período de intereses y la respectiva Fecha de Pago de Intereses, a la brevedad posible luego de su determinación pero siempre dentro de los cuatro Días Hábiles siguientes y, en el caso de obligaciones negociables admitidas al régimen de cotización de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF, no más allá del primer día del respectivo Período de Redeterminación de Intereses. Dicha notificación se hará de acuerdo con las disposiciones de las Obligaciones Negociables relacionadas con las notificaciones a tenedores de Obligaciones Negociables. Véase “De la Oferta y la Cotización —Notificaciones”. El monto de intereses y la Fecha de Pago de Intereses podrá ser modificada posteriormente (o podrán celebrarse acuerdos alternativos por vía de ajuste) sin notificación en caso de una prórroga o reducción del Período de Redeterminación de Intereses.

La forma en la que se determinará la tasa de interés de cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable que no sea una Obligación Negociable a Tasa LIBOR o una Obligación Negociable a Tasa del Tesoro se consignará en el respectivo suplemento de precio.

Obligaciones Negociables a Tasa LIBOR

Las Obligaciones Negociables a Tasa LIBOR devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas con referencia a la LIBOR y el Margen y/o el Multiplicador del Margen, si hubiera, sujeto a la Tasa Máxima o a la Tasa Mínima, si hubiera) y serán pagaderos en las fechas especificadas en el anverso de la Obligación Negociable a Tasa LIBOR y en el suplemento de precio que corresponda.

Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, el Agente de Cálculo determinará la LIBOR respecto de cualquier Fecha de Redeterminación de Intereses de acuerdo con las siguientes disposiciones. En la Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR correspondiente, la LIBOR se determinará sobre la base de lo siguiente, según lo especificado en el suplemento de precio pertinente:

(a) las tasas ofrecidas para depósitos en la Moneda Especificada con el Vencimiento del Índice especificado, a partir de la Fecha de Redeterminación de Intereses inmediata siguiente que aparecen en la pantalla designada como página “LIBOR01” o “LIBOR02”, según corresponda, en el Reuters Monitor Money Rates Service (u otra página que pueda reemplazar la página LIBOR en ese servicio a los fines de exhibir las tasas interbancarias de Londres ofrecidas por los principales bancos para depósitos en la Moneda Especificada) (cada una, una “Página LIBOR de la Pantalla Reuters”), a las 11.00 horas, hora de Londres de dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR. Si por lo menos dos de las tasas ofrecidas aparecen en la Página LIBOR de la Pantalla Reuters, LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la media aritmética de dichas tasas ofrecidas, según lo determinado por el Agente de Cálculo. Si se ofrecieran menos de dos tasas, la LIBOR para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será determinada según se describe en el punto (c) más adelante; o

(b) las tasas ofrecidas para depósitos en la Moneda Especificada con el Vencimiento del Índice especificado, a partir de la Fecha de Redeterminación de Intereses inmediata siguiente que aparece en la pantalla designada como página “BBAM1” en el Servicio Bloomberg (u otra página que pueda reemplazarla en ese servicio a los fines de exhibir las tasas interbancarias de Londres ofrecidas por los principales bancos para depósitos en la Moneda Especificada) (“Página Bloomberg”), a las 11.00 horas, hora de Londres, en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR. Si no aparecieran estas tasas, la LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será determinada según se describe en el punto (c) más adelante;

Si no se especificara una Página LIBOR de la Pantalla Reuters ni una Página Bloomberg en el suplemento de precio correspondiente, la tasa LIBOR será determinada como si se hubiera especificado una Página LIBOR de la Pantalla Reuters.

(c) Respecto de una Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR en la que se exhiban menos de dos tasas ofrecidas para el Vencimiento del Índice correspondiente en la Página LIBOR de la Pantalla Reuters, según se describe en el punto (a) anterior, o en la que no aparezcan tasas en la Página Bloomberg según se describe en el punto (b) anterior, como corresponda, la LIBOR se determinará sobre la base de las tasas, a aproximadamente las 11.00 horas, hora de Londres, de dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR en las que se ofrezcan depósitos en la Moneda Especificada que tengan el Vencimiento del Índice especificado a bancos de primera línea en el mercado interbancario de Londres por cuatro bancos principales en el mercado interbancario de Londres seleccionados por el Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio (previo a consultarnos), a partir del segundo Día Hábil inmediato siguiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR y en un monto de capital equivalente por lo menos a US$ 1.000.000 (o su equivalente aproximado en una Moneda Especificada que no sea dólares) que, según nuestro criterio, sea representativa de una operación única en dicho mercado a ese momento (un “Monto Representativo”). El Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, solicitará a la oficina principal de Londres de cada uno de dichos bancos una cotización de su tasa. Si hubiera por lo menos dos cotizaciones, la LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la media aritmética de dichas cotizaciones. Si hubiera menos de dos cotizaciones, la tasa LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la media aritmética de las tasas cotizadas a las 11.00 horas aproximadamente, hora de la Ciudad de Nueva York, de dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR por tres bancos principales en la Ciudad de Nueva York elegidos por el Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio (luego de consultarnos), para préstamos en la Moneda Especificada a bancos europeos de primera línea, que tengan el Vencimiento del Índice especificado comenzando en la Fecha de Redeterminación de Intereses y en un Monto Representativo; teniendo en cuenta, sin embargo que, si cotizaran menos de tres bancos seleccionados por el Agente de Cálculo, según lo mencionado en esta oración, la LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la LIBOR vigente en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR.

Obligaciones Negociables a Tasa del Tesoro

Las Obligaciones Negociables a Tasa del Tesoro devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas con referencia a la Tasa del Tesoro y al Margen y/o Multiplicador del Margen, si hubiera, sujeto a la Tasa Máxima o Tasa Mínima, si hubiera) y serán pagaderos en las fechas especificadas en el suplemento de precio correspondiente. Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, la “Fecha de Cálculo” respecto de una Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro será el décimo día posterior a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, o si ese día no fuera Día Hábil, el Día Hábil inmediato siguiente.

Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, “Tasa del Tesoro” significa, respecto de cualquier Fecha de Redeterminación de Intereses, la tasa para la subasta, en la Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro correspondiente, de obligaciones directas de los Estados Unidos (“Letras del Tesoro”) con el Vencimiento del Índice especificado en el suplemento de precio correspondiente, según aparezca dicha tasa en (i) la página “RTRTSY1” o “RTRTY2”, según corresponda, de Reuters Monitor Money Rates Service (u otras páginas que puedan reemplazarla en ese servicio), o (ii) la página “BTMM” o “PX1”, según corresponda, del Servicio Bloomberg (u otras páginas que puedan reemplazarla en ese servicio). En el caso de que dicha tasa no figurara a las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de la Fecha de Cálculo correspondiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, entonces la Tasa del Tesoro para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la tasa para esa fecha publicada en la Actualización Diaria H.15 bajo el título “títulos del gobierno de los Estados Unidos – Letras del Tesoro – Subasta alta”. En el caso de que estas tasas no aparecieran o fueran publicadas antes de las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de la Fecha de Cálculo correspondiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, entonces la Tasa del Tesoro para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la “Tasa de Inversión” (expresada como un rendimiento equivalente al bono, sobre la base de un año de 365 o 366 días, según corresponda, y aplicado sobre una base diaria) según lo anunciado por el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos para la subasta realizada en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, disponible actualmente en Internet en: http://www.publicdebt.treas.gov/AI/OFBills. En el caso de que los resultados de la subasta de Letras del Tesoro que tengan Vencimiento del Índice en el suplemento de precio correspondiente no sean publicados o informados según lo establecido anteriormente a las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de dicha Fecha de Cálculo o si no se llevara a cabo dicha subasta en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, entonces la Tasa del Tesoro será calculada por el Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, y será la tasa para dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro para la emisión de Letras del Tesoro con un vencimiento remanente lo más cercano posible al Vencimiento del Índice especificado (expresado como un rendimiento equivalente al bono, sobre la base de un año de 365 o 366 días, según corresponda, y aplicado sobre una base diaria) según lo publicado en H.15(519), bajo el título “Títulos del gobierno de los Estados Unidos – Letras del Tesoro (mercado secundario)”. En el caso de que estas tasas no figuraran o no fueran publicadas a las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de dicha Fecha de Cálculo correspondiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, entonces la Tasa del Tesoro para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la tasa para dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro para la emisión de Letras del Tesoro con un vencimiento remanente lo más cercano posible al Vencimiento del Índice especificado según lo publicado en la Actualización Diaria H.15 u otra fuente electrónica reconocida utilizada a los fines de exhibir dicha tasa, bajo el título “Títulos del gobierno de los Estados Unidos – Letras del Tesoro (mercado secundario)”. En el caso de que estas tasas no figuraran o no fueran publicadas antes de las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de la Fecha de Cálculo correspondiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, la Tasa del Tesoro será calculada por el Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, y constituirá un rendimiento al vencimiento (expresada como un rendimiento equivalente al bono sobre la base de un año de 365 o 366 días, según corresponda, aplicado sobre una base diaria) de la media aritmética de las tasas compradoras del mercado secundario, antes de las 15.30 horas aproximadamente, hora de la Ciudad de Nueva York, de dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, cotizadas por tres colocadores de primera línea de títulos del gobierno de los Estados Unidos elegidos por el Agente de Cálculo, o por quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, con nuestra aprobación (que no podrá denegarse sin motivo suficiente) para la emisión de Letras del Tesoro con un vencimiento remanente lo más cercano posible al Vencimiento del Índice especificado; teniendo en cuenta que, si los colocadores elegidos, según lo mencionado, por el Agente de Cálculo, o por quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio con nuestra aprobación (que no podrá denegarse sin motivo suficiente) no estuvieran cotizando tasas según lo mencionado en esta oración, la Tasa del Tesoro para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la Tasa del Tesoro vigente en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro.

Pago de Capital e Intereses

Introducción

Los intereses (y capital, prima y Montos Adicionales, si hubiera, pagadero en otra oportunidad que no sea al Vencimiento Estipulado o luego de la caducidad de plazos, rescate o recompra) serán pagaderos en fondos de inmediata disponibilidad a la persona a cuyo nombre se encuentre registrada una obligación negociable al cierre de actividades en la Fecha de Registro Regular inmediatamente anterior a cada Fecha de Pago de Intereses, independientemente de la cancelación de dichas obligaciones negociables al momento de su transferencia o canje posterior a dicha Fecha de Registro y antes de dicha Fecha de Pago de Intereses; sujeto a que, los intereses pagaderos al Vencimiento Estipulado o al momento de la caducidad de plazos o rescate o recompra serán pagaderos a la persona a quien se adeude el capital; sujeto, además, a que, si y en la medida en que no cumplamos con el pago de intereses (y Montos Adicionales, si hubiera) adeudados en dicha Fecha de Pago de Intereses, dichos intereses en mora (y Montos Adicionales, si hubiera) serán pagados a la persona a cuyo nombre estuvieran registradas dichas obligaciones negociables al cierre de una fecha de registro posterior a la que establezcamos al efecto mediante notificación que enviemos por correo a los tenedores de las obligaciones negociables, o en su representación, como mínimo 15 días antes de dicha fecha de registro posterior, no pudiendo tener lugar dicha fecha de registro menos de 15 días antes de la fecha de pago de los intereses en mora. Conforme se especifique en el suplemento de precio correspondiente, el capital, los intereses (y los Montos Adicionales, si hubiera) también podrán ser pagaderos en especie mediante la emisión de obligaciones negociables adicionales o de otro modo. Salvo cuando se especificara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, el primer pago de intereses sobre cualquier obligación negociable originalmente emitida entre una Fecha de Registro Regular y una Fecha de Pago de Intereses será efectuado en la Fecha de Pago de Intereses siguiente a la primera Fecha de Registro Regular siguiente al titular registral al cierre de actividades de la Fecha de Registro Regular siguiente. Salvo que se indicara de distinto modo en el respectivo suplemento de precio y obligación negociable, la “Fecha de Registro Regular” respecto de cualquier obligación negociable será la fecha que opere 15 días calendario previos a cada Fecha de Pago de Intereses, sea o no Día Hábil.

El pago de capital y cualquier prima, intereses, Montos Adicionales y otros montos sobre cualquier Obligación Negociable Nominativa o respecto de ella al Vencimiento Estipulado, o en caso de caducidad de plazos, rescate o recompra, será efectuado en fondos de inmediata disponibilidad a la persona a cuyo nombre se encuentre registrada dicha obligación negociable al momento de su entrega en las oficinas fiduciarias del Fiduciario, si lo hubiere, la oficina del Agente de Pago situada en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, o en la oficina especificada de cualquier otro Agente de Pago o la oficina que a tales efectos se establezca en el suplemento de precio correspondiente, siempre que la Obligación Negociable Nominativa sea presentada al Agente de Pago puntualmente para que éste realice dichos pagos en tales fondos de acuerdo con sus procedimientos habituales. Los pagos de capital y cualquier prima, intereses, Montos Adicionales y otros montos sobre las Obligaciones Negociables Nominativas o respecto de ellas a ser efectuados en otra oportunidad que no sea el Vencimiento Estipulado o al momento del rescate o recompra serán efectuados mediante cheque enviado por correo en la fecha de vencimiento de dichos pagos o antes al domicilio de la persona con derecho a ellos según aparezca en el Registro; teniendo en cuenta que (a) el Depositario correspondiente, como tenedor de las Obligaciones Negociables Globales, tendrá derecho a recibir los pagos de intereses mediante transferencia cablegráfica en fondos de inmediata disponibilidad, (b) un tenedor de US$ 1.000.000 (o su equivalente aproximado en una Moneda Especificada que no sea dólares) de capital o valor nominal total de obligaciones negociables tendrá derecho a recibir los pagos de intereses mediante transferencia cablegráfica en fondos de inmediata disponibilidad a una cuenta que mantenga dicho tenedor en un banco ubicado en los Estados Unidos o Argentina según pueda haber sido designado en la forma apropiada por dicha persona al Fiduciario, si lo hubiera, o a la entidad que oportunamente se designe a tales efectos, por escrito a más tardar 15 días antes de la fecha de vencimiento de dicho pago, y (c) en tanto el tenedor de una Obligación Negociable Nominativa emitida y denominada en una Moneda Especificada que no sea dólares optara por recibir el pago de capital e intereses al Vencimiento Estipulado o al momento de su rescate o recompra en dicha Moneda Especificada, dicho pago, salvo en las circunstancias que se describen en el suplemento de precio correspondiente, será efectuado mediante transferencia cablegráfica en fondos de inmediata disponibilidad a una cuenta especificada por escrito como mínimo 15 días antes del Vencimiento Estipulado por el tenedor al Fiduciario, si lo hubiese, o a nosotros, conforme se establezca en el suplemento de precio correspondiente. Salvo cuando se revocara dicha designación, la designación efectuada por dicho tenedor respecto de dichas obligaciones negociables continuará vigente respecto de los pagos futuros de dichas obligaciones negociables pagaderas a tal tenedor.

Los pagos de intereses sobre cualquier Obligación Negociable a Tasa Fija u Obligación Negociable a Tasa Variable respecto de cualquier Fecha de Pago de Intereses incluirán los intereses devengados hasta dicha Fecha de Pago de Intereses, exclusive; teniendo en cuenta, sin embargo, que salvo que se especifique de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, si las Fechas de Redeterminación de Intereses respecto de cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable fueran diarias o semanales, los intereses pagaderos sobre dicha obligación negociable en cualquier Fecha de Pago de Intereses, con la excepción de intereses pagaderos en la fecha en que deba pagarse el capital de dicha obligación negociable, incluirán intereses devengados hasta el día siguiente de la Fecha de Registro Regular inmediata anterior, exclusive.

Respecto de una Obligación Negociable a Tasa Variable, los intereses devengados desde la fecha de emisión o desde la última fecha en la cual se hubieran pagado intereses se calculan multiplicando el capital o valor nominal de dicha Obligación Negociable a Tasa Variable por un factor de interés devengado. Dicho factor de interés devengado se computa sumando el factor de interés calculado por cada día desde la fecha de emisión o desde la última fecha en la que se hubieran pagado intereses hasta pero excluyendo la fecha para la cual se calculan los intereses devengados. Salvo que se especificara de distinto modo en el respectivo suplemento de precio y obligación negociable, el factor de interés (expresado como un decimal) para cada día se computa dividiendo la tasa de interés (expresada como un decimal) aplicable a dicha fecha por 360, en el caso de las Obligaciones Negociables a Tasa LIBOR, o por la cantidad real de días en el año, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa del Tesoro.

Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, los intereses sobre las Obligaciones Negociables a Tasa Fija serán calculados sobre la base de un año de 360 días con 12 meses de 30 días cada uno y, en el caso de un mes incompleto, la cantidad de días transcurridos.

Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, si cualquier Fecha de Pago de Intereses (que no sea al Vencimiento Estipulado) para cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable fuera a operar un día que no sea Día Hábil en las ubicaciones pertinentes especificadas en el suplemento de precio y el lugar de pago, dicha Fecha de Pago de Intereses será el primer Día Hábil siguiente a dicho Día Hábil (con la excepción de que, en el caso de una Obligación Negociable a Tasa LIBOR, si dicho Día Hábil operara en el mes calendario próximo siguiente, dicha Fecha de Pago de Intereses será el primer Día Hábil anterior a dicho Día Hábil). Si el Vencimiento Estipulado para cualquier Obligación Negociable a Tasa Fija u Obligación Negociable a Tasa Variable o la Fecha de Pago de Intereses de cualquier Obligación Negociable a Tasa Fija operara un día que no sea Día Hábil en los lugares pertinentes especificados en el suplemento de precio y el lugar de pago, el pago de capital (y prima, si hubiera) e intereses sobre dicha obligación negociable se realizará el primer Día Hábil siguiente en el lugar de pago con la misma vigencia y efecto como si se realizara en la fecha de vencimiento y no se devengarán intereses sobre dicho pago desde y después de dicha fecha de vencimiento.

Restricciones Cambiarias

Si, en cualquier fecha de pago respecto de cualquier serie de obligaciones negociables denominadas en una Moneda Especificada que no sea pesos argentinos, no tuviéramos acceso a dicha Moneda Especificada con motivo de cualquier restricción o prohibición cambiaria existente en ese momento, procuraremos efectuar el pago de todos los montos que correspondan en virtud de dicha serie de obligaciones negociables en la Moneda Especificada, ya sea (i) mediante la compra a valor de mercado de cualquier serie de bonos soberanos argentinos denominados en dólares u otros títulos valores o bonos públicos o privados emitidos en Argentina, y posterior transferencia y venta de dichos instrumentos fuera del país a cambio de la Moneda Especificada, con el alcance que permita la ley aplicable, o (ii) mediante cualquier otro procedimiento legal razonable existente en Argentina, en cada caso, en dicha fecha de pago. Todos los costos e impuestos que deban pagarse en relación con los procedimientos referidos en los puntos (i) e (ii) anteriores estarán a nuestro cargo.

Si el capital o cualquier prima, intereses, Montos Adicionales u otras sumas respecto de cualquier obligación negociable debiera pagarse en una Moneda Especificada que no sea dólares y dicha Moneda Especificada no se encontrara disponible como consecuencia de la imposición de controles cambiarios u otras circunstancias ajenas a nuestro control, o dejara de utilizarse por el gobierno del país emisor de dicha moneda o para la liquidación de operaciones por parte de entidades públicas de la comunidad bancaria internacional o dentro de ella, con el alcance que permite la ley argentina, tendremos derecho a cumplir con nuestras obligaciones para con el tenedor de dichas obligaciones negociables efectuando tal pago en dólares. El monto de dólares a ser recibido por los tenedores de dichas obligaciones negociables se basará en la cotización de oferta en firme promedio expresada en dólares, para la moneda extranjera o moneda compuesta en que se denomine dicha obligación negociable, recibida por el Agente de Cambio, a las 11.00 hs. aproximadamente, hora de la Ciudad de Nueva York, del segundo Día Hábil anterior a la fecha de pago pertinente, de tres agentes cambiarios de reconocido prestigio en la Ciudad de Nueva York, elegidos por el Agente de Cambio y aprobados por la Compañía, para la compra por parte del agente de cotización para la liquidación en dicha fecha de pago del monto total de la Moneda Especificada pagadera en dicha fecha de pago respecto de dichas obligaciones negociables. Todos los costos de la conversión de moneda serán soportados por los tenedores de dichas obligaciones negociables mediante la deducción de los pagos respectivos. En caso de que la cotización del tipo de cambio no estuviera disponible el segundo Día Hábil inmediatamente anterior a la fecha de pago correspondiente, la tasa a la que se conviertan a dólares los montos adeudados se determinará sobre la base de las cotizaciones de cambio del mercado más recientemente disponibles. Todo pago efectuado bajo dichas circunstancias en dólares, cuando el pago requerido se adeudara en una Moneda Especificada que no sean dólares, no constituirá un Supuesto de Incumplimiento (según se define más adelante) conforme a las obligaciones negociables. Salvo especificación en contrario incluida en el suplemento de precio aplicable, el Fiduciario será el agente de cambio (el “Agente de Cambio”) de las obligaciones negociables denominadas en una Moneda Especificada que no sea dólares.

Rescate y Recompra

Rescate por Cuestiones Impositivas

En forma adicional a las disposiciones sobre rescate que puedan especificarse en el suplemento de precio aplicable respecto de las obligaciones negociables de cualquier serie, si en cualquier fecha después de la emisión de las obligaciones negociables de cualquier serie como resultado de cualquier cambio o modificación de las leyes o reglamentaciones de Argentina o cualquier subdivisión política o autoridad fiscal de Argentina, o cualquier cambio en la aplicación, administración o interpretación oficial de dichas leyes, regulaciones o normativa, quedaremos obligados a pagar Montos Adicionales según lo establecido o referido en “—Pago de Montos Adicionales” y determinaremos de buena fe que dicha obligación no puede eludirse tomando las medidas razonables a nuestra disposición, las obligaciones negociables de dicha serie podrán ser rescatadas en su totalidad (y no parcialmente), a nuestra opción, en cualquier momento enviando una notificación con una anticipación de entre 30 y 60 días a los tenedores de dicha serie de obligaciones negociables de acuerdo con las disposiciones que rigen el envío de notificación establecidas más adelante (notificación que será irrevocable), a su valor nominal, con más los intereses devengados sobre ellas hasta la fecha fijada para su rescate (la “Fecha de Rescate”). Además, pagaremos a los tenedores de las obligaciones negociables de dicha serie en la Fecha de Rescate los Montos Adicionales que deban pagarse en esa fecha. A fin de dar efecto a un rescate de las obligaciones negociables de cualquier serie en virtud de este párrafo, si así se dispusiera en el respectivo suplemento de precio, tendremos que entregar al Fiduciario, si lo hubiera, o a la entidad que oportunamente designemos a tales efectos, por lo menos 45 días antes de la Fecha de Rescate (i) un certificado firmado por dos miembros del Directorio donde conste que, empleando las medidas razonables disponibles, no nos es posible eludir la obligación de pago de dichos Montos Adicionales y (ii) una opinión de un asesor legal independiente de reconocido prestigio donde conste que estamos o fuéramos a estar obligados a pagar dichos Montos Adicionales como resultado de tal cambio o modificación. Los avisos de rescate no podrán enviarse antes de los 60 días previos a la primera fecha en que quedaríamos obligados a pagar dichos Montos Adicionales de haber un pago respecto de las obligaciones negociables de dicha serie pendiente a esa fecha.

Rescate a nuestra opción

Si se especificara en el suplemento de precio correspondiente, sujeto al cumplimiento de todas las leyes y regulaciones pertinentes, habiendo enviado notificación (salvo que se indique de otro modo en el suplemento de precio correspondiente, dentro del marco del presente Programa) con una anticipación de entre 30 y 60 días a los tenedores de las obligaciones negociables de acuerdo con las disposiciones que rigen el envío de notificación establecidas más adelante (notificación que será irrevocable) y al Fiduciario, si lo hubiere, y, de corresponder, a la CNV, podríamos rescatar la totalidad o únicamente algunas de las obligaciones negociables en ese momento en circulación en las fechas (la o las “Fechas de Rescate Opcional”) y en los montos (el o los “Montos de Rescate Opcional”) especificados o determinados en la forma que se indique en el suplemento de precio aplicable, junto con los intereses devengados (si hubiera) a la fecha fijada para el rescate (la que, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa Variable, debe ser una Fecha de Pago de Intereses). En el caso de rescate de únicamente parte de las obligaciones negociables de una serie, dicho rescate será por un monto de capital que constituirá el “Monto de Rescate Mínimo” o un “Monto de Rescate Superior”, ambos según lo indicado en el suplemento de precio aplicable. En el caso de un rescate parcial de Obligaciones Negociables Cartulares, dichas obligaciones negociables serán seleccionadas proporcionalmente como máximo 60 días antes de la fecha fijada para su rescate y se notificará un listado de las obligaciones negociables llamadas a rescate de acuerdo con las disposiciones que oportunamente rijan el envío de notificaciones en el suplemento de serie correspondiente o en el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, con una anticipación mínima de 30 días respecto de dicha fecha. En el caso de un rescate parcial de obligaciones negociables que estén representadas por una Obligación Negociable Global, las obligaciones negociables pertinentes serán seleccionadas de acuerdo con las normas del sistema o sistemas de compensación pertinentes, según el caso. Si las obligaciones negociables hubieran ingresado al régimen de cotización de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF o cotizaran en cualquier otra bolsa de valores y las normas de la Bolsa de Valores de Luxemburgo o dicha otra bolsa de valores lo exigieran, según corresponda, dispondremos una única publicación en el año en el que hubiera habido un rescate parcial de las obligaciones negociables, en un diario reconocido de amplia circulación en Luxemburgo o según lo especificado por dichas otras bolsas de valores, un aviso especificando el monto de capital total de obligaciones negociables en circulación y un listado de las obligaciones negociables retiradas para su rescate y no entregadas.

Rescate a opción del Tenedor

Si lo especificara el suplemento de precio pertinente, luego de que el tenedor de cualquier obligación negociable nos enviara (salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio pertinente, dentro del marco del presente Programa) notificación con una anticipación de entre 30 y 60 días, de acuerdo con las disposiciones que rigen el envío de notificación establecidas más adelante, notificación que será irrevocable, sujeto al cumplimiento de todas las leyes y regulaciones pertinentes, al momento del vencimiento de dicha notificación, rescataremos dicha obligación negociable sujeto y de acuerdo con los términos especificados en el suplemento de precio correspondiente en la Fecha de Rescate Opcional y al Monto de Rescate Opcional especificado o determinado en la forma establecida en el suplemento de precio pertinente, en su totalidad pero no en parte, junto con intereses devengados (si hubiera) a la fecha fijada para el rescate.

Únicamente el tenedor registral de una Obligación Negociable Global puede ejercer el derecho a su amortización. Con el objeto de asegurar que dicha entidad puntualmente ejercerá un derecho a la amortización de una obligación negociable en particular, los titulares beneficiarios de dichas obligaciones negociables deben impartir instrucciones al intermediario u otro participante directo o indirecto a través del cual mantengan una participación en dicha obligación negociable para que notifique a DTC, Euroclear o Clearstream, según el caso, su intención de ejercer un derecho de amortización. Las distintas empresas tienen plazos diferentes para aceptar instrucciones de sus clientes y, en consecuencia, cada titular beneficiario debería consultar al intermediario u otro participante directo o indirecto a través del cual mantenga una participación en una obligación negociable con el objeto de determinar el plazo dentro del cual debe enviarse dicha instrucción con el objeto de notificar puntualmente a DTC, Euroclear o Clearstream, según el caso.

Rescate ante un Supuesto de Nacionalización

Si ocurriera un Supuesto de Nacionalización y se mantuviera vigente, mediante notificación escrita a nosotros por parte del Fiduciario, si lo hubiere, o tenedores de por lo menos el 25% del total del monto de capital de las obligaciones negociables en circulación de una serie, de acuerdo con las disposiciones que rigen el envío de notificaciones establecidas más adelante, notificación que será irrevocable, rescataremos, sujeto al cumplimiento de todas las leyes y regulaciones pertinentes, con una anticipación de entre 30 y 60 días posteriores a dicha notificación, la totalidad de las obligaciones negociables de dicha serie según lo establecido en el suplemento de serie correspondiente o en el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, a su valor nominal junto con los intereses devengados (y Montos Adicionales, si hubiera) a la fecha fijada para el rescate.

Se considerará que ha tenido lugar un “Supuesto de Nacionalización” respecto de cualquier serie de obligaciones negociables si cualquier gobierno o autoridad gubernamental (incluyendo, a título enunciativo, el gobierno nacional o gobiernos provinciales) hubiera secuestrado, nacionalizado, expropiado, o de otro modo incautado nuestros Bienes o Capital Social o de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, hubiera asumido la custodia o el control de cualquiera de nuestros Bienes o de nuestras Subsidiarias Significativas o cualquiera de nuestros negocios, operaciones o Capital Social o de nuestras Subsidiarias Significativas o hubiera tomado medidas que nos impidieran tanto a nosotros como a cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas o a nuestros funcionarios o de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas llevar a cabo nuestros negocios u operaciones o los de nuestras Subsidiarias Significativas, por un período superior a los 30 días, en cada caso, individualmente o en conjunto, originando un efecto sustancial adverso sobre nuestra situación financiera o de otra naturaleza, ingresos, operaciones o negocios o los de nuestras Subsidiarias Significativas, consideradas en su conjunto, o sobre nuestra capacidad de cumplir nuestras obligaciones conforme a las obligaciones negociables de dicha serie o el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere.

Rescate de Obligaciones Negociables con Descuento de Emisión Original

Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio pertinente, en caso de caducidad de plazos o rescate antes del vencimiento de una Obligación Negociable con Descuento de Emisión Original, el monto que deba pagarse sobre ella en lugar del monto de capital adeudado al Vencimiento Estipulado será el monto (el “Valor Nominal Amortizado”) equivalente a la suma de (i) el precio de emisión (según lo definido en “Información Adicional — Carga Tributaria”) de dicha obligación negociable y (ii) el producto del rendimiento devengado especificado en el suplemento de precio pertinente (capitalizado anualmente) y el precio de emisión desde la fecha de emisión (inclusive) hasta la Fecha de Rescate Opcional (exclusive) (o, en el caso de un rescate anticipado por cuestiones impositivas, la fecha fijada para el rescate) y calculado de acuerdo con los principios de cálculo del rendimiento de bonos estadounidenses generalmente aceptados, y, en todos los casos, el Valor Nominal Amortizado no superará el monto de capital de dicha obligación negociable adeudado al momento de su Vencimiento Estipulado.

Procedimiento para el Pago al Momento del Rescate

Si se hubiera enviado notificación de rescate en la forma establecida en el presente y en el suplemento de precio pertinente, las obligaciones negociables de una serie a ser rescatadas, vencerán y serán pagaderas en la fecha de rescate especificada en dicha notificación, y contra presentación y entrega de las obligaciones negociables en el lugar o lugares especificados en dicha notificación, serán pagadas y rescatadas por nosotros en los lugares, en la forma y moneda allí especificada, y al precio de rescate allí establecido, junto con los intereses devengados y Montos Adicionales, si hubiera, a la fecha de rescate. A partir de la fecha de rescate, si los fondos para el rescate de obligaciones negociables llamadas a rescate se hubieran puesto a disposición a tal fin en nuestras oficinas o, si hubiere sido designado un Fiduciario, en sus oficinas en la fecha de rescate, las obligaciones negociables llamadas a rescate dejarán de devengar intereses (y, en el caso de Obligaciones Negociables con Descuento de Emisión Original, dejará de aumentar el Valor Nominal Amortizado pagadero al respecto), y el único derecho de los tenedores de dichas obligaciones negociables será el de recibir el pago del precio de rescate, junto con los intereses devengados y Montos Adicionales, si hubiera, a la fecha de rescate, según lo mencionado anteriormente.

Cancelación

Las obligaciones negociables que rescatemos íntegramente serán canceladas de inmediato y no podrán ser emitidas nuevamente ni revendidas.

Oferta de Recompra

El suplemento de precio correspondiente podrá disponer que, ante ciertos acontecimientos allí descriptos, se nos exija que realicemos una oferta para recomprar obligaciones negociables de la correspondiente serie a un precio establecido en y de acuerdo con las condiciones del suplemento de precio respectivo.

Compra de Obligaciones Negociables

Tanto nosotros como nuestras Subsidiarias y Sociedades Vinculadas podremos en cualquier momento comprar o de otro modo adquirir cualquier obligación negociable mediante la compra o a través de acuerdos privados en el mercado abierto o de otra forma a cualquier precio, y podremos venderlas o enajenarlas en cualquier momento; teniendo en cuenta que, para determinar en cualquier momento si los tenedores del monto de capital requerido de obligaciones negociables en circulación han formulado o no una solicitud, demanda, autorización, instrucción, notificación, consentimiento o dispensa en los términos del correspondiente suplemento de precio o del Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, las obligaciones negociables que mantengamos nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias o Sociedades Vinculadas no se computarán y se considerarán fuera de circulación.

Pago de Montos Adicionales

Todos los pagos respecto de las obligaciones negociables, incluyendo, a título enunciativo, pagos de capital e intereses, serán efectuados por nosotros sin retención o deducción alguna en concepto o a cuenta de impuestos, aranceles, imposiciones u otras cargas públicas, actuales o futuras, de cualquier naturaleza, vigentes en la fecha del presente Prospecto aplicable o gravados o determinados en el futuro por o en representación de Argentina o de cualquier subdivisión política o autoridad de dicho país, salvo cuando nos veamos obligados por ley a deducir o retener dichos impuestos, gravámenes u otras cargas públicas. En caso de que se gravaran o determinaran cualquiera de tales impuestos, aranceles, gravámenes u otras cargas públicas, pagaremos los montos adicionales (“Montos Adicionales”) que sean necesarios de manera que los montos netos a recibir por los tenedores de las obligaciones negociables de cada serie luego de dicha retención o deducción respecto de ese impuesto u obligación sean iguales a los respectivos montos de capital e intereses que habrían recibido respecto de las obligaciones negociables de dicha serie de no haberse practicado dicha retención o deducción; con la salvedad de que no se exigirá el pago de dichos Montos Adicionales respecto de retenciones o deducciones sobre ningún título valor a un tenedor de las obligaciones negociables de dicha serie, o a un tercero en su representación, por o a cuenta de (a) impuestos u obligaciones que se hubieran determinado en razón de que el tenedor de dichas obligaciones negociables sea residente argentino o tenga alguna relación con Argentina que no sea la mera tenencia de dichas obligaciones negociables o el cobro de capital e intereses al respecto; o (b) impuestos u obligaciones que se hubieran determinado en razón de la presentación por parte del tenedor de una obligación negociable para el pago en una fecha que ocurra treinta días después de la fecha en que dicho pago venciera y resultara pagadero o la fecha en que se hubieran proporcionado fondos para su pago, lo que ocurra en último término, salvo que dicho tenedor hubiera tenido derecho a dichos Montos Adicionales presentando dicha obligación negociable para su pago el último día de dicho período de 30 días; o (c) impuestos que no hubieran sido determinados si no fuera por el incumplimiento del tenedor o titular beneficiario de dichas obligaciones negociables de algún requisito de certificación, identificación, información, documentación o cualquier otro requisito de presentación de información (dentro de los 30 días corridos desde la solicitud escrita que enviemos al tenedor) cuando dicho cumplimiento (i) sea exigido en cualquier momento con posterioridad a la emisión de las obligaciones negociables de cualquier serie como resultado de una modificación en la ley aplicable, reglamentación, práctica administrativa o un tratado aplicable como condición previa para la exención de impuestos argentinos o la reducción de la tasa a deducir o retener; y (ii) no resulte más oneroso para el tenedor o titular beneficiario que un requisito de certificación, identificación, información, documentación o cualquier otro requisito de presentación de información comparable impuesto bajo la normativa impositiva, reglamentación, y práctica administrativa estadounidense (como por ejemplo los formularios del IRS 1001, W-8 y W-9 o cualquier formulario comparable que los reemplace); o (d) cualquier impuesto sucesorio, sobre la herencia, legado, ventas, transferencias, bienes personales o impuesto o arancel similar u otra carga pública; o (e) impuestos pagaderos de otra forma que no sea mediante retención sobre el pago de capital, prima, si hubiera, o intereses sobre las obligaciones negociables; o (f) cualquier combinación de los puntos (a) a (e) inclusive. Tampoco se pagarán Montos Adicionales respecto de cualquier pago a un tenedor de una obligación negociable que sea un fiduciario, sociedad de personas, u otra que no sea el titular beneficiario exclusivo de dicho pago, en la medida en que un beneficiario o fiduciante respecto de dicho fiduciario o un socio de dicha sociedad de personas o titular beneficiario no habrían tenido derecho a dichos Montos Adicionales de haber sido el tenedor de dichas obligaciones negociables. Toda referencia en el presente o en las obligaciones negociables a capital y/o intereses se considerará también como una referencia a cualquier Monto Adicional que pueda ser pagadero conforme a los compromisos descriptos en este párrafo.

Asimismo, pagaremos cualquier impuesto de sellos, sobre la emisión, de registro, sobre la documentación u otros impuestos y aranceles similares, incluidos intereses y punitorios respecto de la creación, emisión y oferta de las obligaciones negociables, excluyendo los impuestos y aranceles determinados por cualquier jurisdicción fuera de Argentina, con la excepción de los resultantes o aquellos que deban pagarse en relación con la ejecución de dichas obligaciones negociables luego de que tenga lugar y durante la continuidad de un Supuesto de Incumplimiento respecto de las obligaciones negociables sobre las cuales tuvo lugar el incumplimiento. Además pagaremos e indemnizaremos a los tenedores por todas las tasas de justicia u otras imposiciones y aranceles, incluidos intereses y punitorios, pagados por cualquiera de ellos en cualquier jurisdicción en relación con cualquier acto permitido a los tenedores para exigir el cumplimiento de sus obligaciones conforme a las obligaciones negociables.

En caso de que pagáremos cualquier Impuesto sobre los Bienes Personales respecto de obligaciones negociables en circulación, acordamos renunciar al derecho que pudiera asistirnos según las leyes argentinas para procurar el reembolso de los tenedores o titulares directos de las obligaciones negociables sobre cualquiera de los montos pagados. Véase “Información Adicional — Carga Tributaria —Impuestos Argentinos”.

Compromisos

Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio pertinente, según los términos de las obligaciones negociables de cada clase, nos comprometemos y acordamos, y en la medida especificada más adelante, dispondremos que nuestras Subsidiarias se comprometan y acuerden realizar los siguientes actos, mientras las obligaciones negociables de tales clases permanezcan en circulación:

Pago de Capital e Intereses

Pagaremos en tiempo y forma el capital, intereses, prima y eventuales Montos Adicionales sobre las obligaciones negociables de dicha serie de acuerdo con los términos de las obligaciones negociables de dicha serie y, si lo hubiera, el correspondiente Contrato de Fideicomiso.

Mantenimiento de Oficinas o Agencias

Mantendremos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en cada lugar de pago especificado para una serie de obligaciones negociables, una oficina o agencia (considerando e incluyendo a tales fines la oficina del Agente de Pago o Agente de Transferencia, en tanto resultara de aplicación) donde las obligaciones negociables de dicha serie podrán ser presentadas o entregadas para su pago o donde podrán ser entregadas para el registro de su transferencia o canje y donde se nos podrá enviar las notificaciones e intimaciones respecto de las obligaciones negociables de dicha serie y el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere.

Mantenimiento de Personería Jurídica

Realizaremos y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias Significativas realice los siguientes actos: (a) mantener vigente su personería jurídica así como todos los registros necesarios a tal fin, y (b) realizar todos los actos razonables para mantener todos los derechos, preferencias, titularidad de sus bienes, franquicias y derechos similares necesarios o convenientes en la conducción habitual de los negocios, nuestras actividades u operaciones y las de nuestras Subsidiarias Significativas; quedando entendido, no obstante, que este compromiso no prohibirá ninguna operación nuestra o de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas que esté permitida de otro modo según el compromiso asumido bajo el título “—Fusiones por Absorción, Consolidaciones, Ventas, Alquileres” y el presente compromiso no exigirá que mantengamos dicho derecho, preferencia, título de propiedad o franquicias ni se mantenga la personería jurídica de cualquier Subsidiaria Significativa si su Directorio determinara de buena fe que (i) su mantenimiento o preservación ya no es necesario o aconsejable en la conducción de nuestros negocios y de nuestras Subsidiarias considerados en conjunto, y (ii) su pérdida no fuera ni sería adversa en ningún aspecto sustancial para los tenedores de obligaciones negociables de la correspondiente serie.

Mantenimiento de Bienes

Mantendremos y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias Significativas mantenga todos los Bienes tangibles utilizados o útiles en el desarrollo de sus negocios o los de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, en buen estado de uso, conservación y mantenimiento y provistos con todo el equipamiento necesario, y dispondremos que se realicen todas las reparaciones, renovaciones, reemplazos y mejoras de dichos Bienes que fueran necesarios, todo ello, según consideremos necesario para que en todo momento la actividad desarrollada en relación con ellos pueda ser llevada a cabo en forma adecuada y favorable; teniendo en cuenta que este compromiso no impedirá que suspendamos la operación o mantenimiento de cualquiera de tales Bienes si determinásemos de buena fe que tal suspensión es necesaria o conveniente en la conducción de nuestros negocios y de los negocios de nuestras Subsidiarias considerados en conjunto y no resulta adversa en ningún aspecto sustancial para los tenedores de obligaciones negociables de la correspondiente serie.

Pago de Impuestos y Otros Créditos

Pagaremos o cancelaremos o dispondremos que se paguen o cancelen antes de que sean declarados en mora, disponiendo que cada una de nuestras Subsidiarias Significativas también lo haga, (i) todos los impuestos, tasas y cargas gubernamentales gravadas o fijadas a nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, y (ii) todos los créditos legítimos por provisión de mano de obra, materiales y suministros que, en caso de permanecer impagos, podrían por ley convertirse en un Gravamen sobre nuestros Bienes o los Bienes de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas; estipulándose que no estaremos obligados a pagar o cancelar o disponer el pago o cancelación de tales impuestos, tasas, cargas o créditos cuyo monto, aplicabilidad o validez estuvieran siendo controvertidos de buena fe mediante procedimientos adecuados.

Mantenimiento de Seguros

Mantendremos y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias Significativas mantenga asegurados en todo momento todos sus Bienes que son de naturaleza asegurable, contra pérdidas o daños en compañías aseguradoras responsables, a nuestro criterio, de la misma forma que habitualmente se aseguran Bienes de iguales características por empresas de igual posición y propietarias de Bienes similares de acuerdo con prácticas comerciales razonables.

Obligación de No Gravar

No constituiremos, incurriremos, asumiremos ni permitiremos la existencia de ningún Gravamen, y no permitiremos que ninguna de nuestras Subsidiarias Significativas constituya, incurra, asuma o permita la existencia de ningún Gravamen, directa o indirectamente, sobre ninguno de sus Bienes presentes o futuros en garantía de Endeudamiento, salvo que, en el mismo momento o con anterioridad, la totalidad de las obligaciones negociables fueran igual y proporcionalmente garantizadas, a excepción de los siguientes:

(a) cualquier Gravamen sobre cualquier Bien existente a la fecha de la emisión de cada serie o clase de obligaciones negociables;

(b) Gravámenes de locadores, operarios, transportistas, depositarios, mecánicos, proveedores de materiales, técnicos u otros Gravámenes similares originados en el curso habitual de los negocios (excluyendo, para mayor aclaración, Gravámenes en relación con cualquier Endeudamiento por sumas de dinero obtenidas en préstamo) que no estuvieran vencidos por un período de más de 30 días, o que estuvieran siendo controvertidos de buena fe por procedimientos adecuados;

(c) cualquier Gravamen sobre cualquier Bien en garantía de Endeudamiento incurrido o asumido únicamente con el objeto de financiar todo o parte del costo de adquisición, construcción, desarrollo o mejoras de dicho Bien, el cual fuera constituido sobre dicho Bien simultáneamente o dentro de los 120 días de su adquisición, o de la finalización de su construcción, desarrollo o mejora;

(d) cualquier Gravamen sobre cualquier bien existente en el momento de su adquisición y no creado en relación con tal adquisición;

(e) cualquier Gravamen sobre cualquier Bien de propiedad de una sociedad u otra Persona, que exista en el momento de la adquisición de dicha sociedad u otra Persona por parte nuestra o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas y que no fuera creado en relación con dicha adquisición;

(f) cualquier Gravamen en dinero en efectivo, equivalentes de efectivo o títulos valores negociables creado en garantía de Obligaciones de Cobertura nuestras o de cualquier Subsidiaria Significativa;

(g) cualquier Gravamen en garantía de Financiación de Proyectos o cualquier garantía de igual naturaleza por cualquier sociedad controlante directa o indirecta de la correspondiente Subsidiaria de Financiación de Proyectos; teniendo en cuenta que dicho Gravamen no resulta de aplicación a ninguno de nuestros Bienes o los de cualquier Subsidiaria Significativa que no sean los Bienes de la correspondiente Subsidiaria de Financiación de Proyectos relacionados con el proyecto correspondiente y participaciones de capital en la Subsidiaria de Financiación de Proyectos que no mantenga activos significativos a excepción de los relacionados con el correspondiente proyecto o en cualquiera de sus sociedades controlantes directas o indirectas que no mantenga activos significativos a excepción de las participaciones directas o indirectas en dicha Subsidiaria de Financiación de Proyectos;

(h) cualquier Gravamen sobre cualquier Bien en garantía de una prórroga, renovación o refinanciación de Endeudamiento garantizado por un Gravamen referido en los puntos (a), (c), (d), (e), (f) o (g) precedentes, si dicho nuevo Gravamen estuviera limitado al Bien objeto del anterior Gravamen inmediatamente antes de dicha prórroga, renovación o refinanciación y si no aumentara el capital del Endeudamiento garantizado por el anterior Gravamen inmediatamente antes de dicha prórroga, renovación o refinanciación;

(i) cualquier Gravamen por impuestos, contribuciones, cargas o reclamos públicos, u otro Gravamen de origen legal, en cada caso, en relación con montos que no deban pagarse hasta la fecha o respecto de los cuales se estuvieran presentando oposiciones de buena fe y para los que se hubieran constituido las reservas requeridas por las Normas Contables Profesionales Vigentes;

(j) Gravámenes incurridos o depósitos efectuados para garantizar el cumplimiento de licitaciones, ofertas, contratos comerciales, locaciones, obligaciones legales, fianzas y cauciones, garantías de cumplimiento, de pago anticipado, contratos de compra, construcción o ventas y otras obligaciones de naturaleza similar incurridos en el curso habitual de los negocios;

(k) locaciones o sub-locaciones otorgadas a terceros, servidumbres, derechos de paso o restricciones sobre zonificación o edificación y otros embargos menores sobre bienes inmuebles e irregularidades del título de propiedad de dicho bien que en conjunto no limitaran sustancialmente el uso o el valor de dicho Bien ni surgiera el riesgo de pérdida del bien o pérdida de su titularidad;

(l) Gravámenes que surjan de una sentencia, la cual no de origen a un Supuesto de Incumplimiento, y para la cual se hubieran constituido las reservas requeridas por las Normas Contables Profesionales Vigentes y respecto de la cual, una acción legal hubiera sido entablada en legal forma para la revisión de dicha sentencia y la misma no hubiera sido resuelta en forma definitiva, o no hubiera vencido el período dentro del cual puedan iniciarse dichas acciones;

(m) Gravámenes incurridos o depósitos efectuados en relación con la remuneración de empleados, seguro de desempleo y otros tipos de beneficios u obligaciones de cargas sociales u otras obligaciones de naturaleza similar, en cada caso en el curso habitual de los negocios,

(n) Gravámenes que garanticen las obligaciones negociables o cualquier otro de nuestros títulos a los fines de la rescisión, de acuerdo con los términos del presente Prospecto Resumido o algún contrato de fideicomiso bajo el cual las obligaciones negociables o tales otros títulos fueran sido emitidos;

(o) Gravámenes que surjan de conformidad con el Artículo 9.343 del Código de Comercio Uniforme de Texas (Texas Uniform Commercial Code) o leyes similares de estados que no sean Texas, en relación con la compra por nuestra parte o cualquiera de nuestras Subsidiarias de petróleo y/o gas extraído desde dicho estado; y

(p) cualquier otro Gravamen sobre nuestros Bienes o los de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, si en la fecha de constitución o en la que se asume dicho Gravamen, el Endeudamiento garantizado por ello junto con otro Endeudamiento nuestro y de nuestras Subsidiarias Significativas garantizado por cualquier Gravamen en base a este apartado (p) tuviera un monto total pendiente no superior al 15% de nuestro activo consolidado total según lo reflejado en los estados contables consolidados más recientes preparados de conformidad con las Normas Contables Profesionales Vigentes y presentados ante la CNV.

Limitaciones sobre Operaciones de Venta con Alquiler Recíproco

No celebraremos, renovaremos o prorrogaremos ni permitiremos que ninguna de nuestras Subsidiarias Significativas celebre, renueve o prorrogue ninguna operación o serie de operaciones relacionadas según las cuales nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas venda o transfiera cualquier Bien en relación con el alquiler o la liberación contra pagos en cuotas o como parte de un acuerdo que implique el alquiler o venta contra pagos en cuotas de dicho Bien al vendedor o cedente (la “Operación de Venta con Alquiler Recíproco”), salvo una Operación de Venta con Alquiler Recíproco que, si hubiera sido estructurada como un préstamo garantizado por un monto equivalente al de Deuda Atribuible con respecto a tal Operación de Venta con Alquiler Recíproco, hubiésemos podido o nuestras Subsidiarias Significativas hubieran podido celebrarla, según los términos del compromiso asumido bajo el título “Obligación de No Gravar”.

Informes al Fiduciario

En el caso en que hubiésemos celebrado un Contrato de Fideicomiso en relación con una serie en particular bajo este Programa, si así se dispusiera en el respectivo suplemento de precio, entregaremos al Fiduciario:

(1) Tan pronto como estuvieran disponibles pero en todo caso dentro de los 120 días posteriores al cierre de cada uno de nuestros ejercicios económicos (o, si fuera posterior, la fecha en la que debiéramos entregar a la CNV los estados contables por el ejercicio económico correspondiente), una copia de nuestro balance consolidado auditado al cierre de dicho ejercicio y de nuestros estados de resultados y estados de evolución del patrimonio neto y estados de origen y aplicación de fondos consolidados por dicho ejercicio económico, preparados de acuerdo con las Normas Contables Profesionales Vigentes aplicadas en forma consistente en los períodos allí reflejados (salvo que expresamente se indicara en ellos lo contrario) y entregados en inglés y en castellano;

(2) Tan pronto como estuvieran disponibles pero en todo caso dentro de los 90 días posteriores al cierre de los primeros tres trimestres económicos de cada uno de nuestros ejercicios económicos (o, si fuera posterior, la fecha en la que debiéramos entregar a la CNV los estados contables por el período económico correspondiente), una copia de nuestro balance consolidado no auditado al cierre de cada uno de dichos trimestres y nuestros estados de resultados y estados de evolución del patrimonio neto y estados de origen y aplicación de fondos consolidados no auditados por dicho trimestre, preparados de acuerdo con las Normas Contables Profesionales Vigentes aplicadas en forma consistente en los períodos allí reflejados (salvo que expresamente se indicara en ellos lo contrario) y entregados en inglés y en castellano; y

(3) Tan pronto como estuviera disponible, pero en todo caso dentro de los 15 días desde la presentación ante la SEC, una versión en idioma inglés de nuestros estados contables anuales consolidados auditados preparados de conformidad con los PCGA Estadounidenses o IFRS (o, si no estuviéramos preparando estados contables consolidados de acuerdo con los PCGA Estadounidenses o IFRS, una conciliación de nuestros estados contables descriptos en el punto (1) precedente con los PCGA Estadounidenses o IFRS), junto con nuestro “Análisis de la Dirección de los resultados de las operaciones y la situación financiera”, en forma y contenido generalmente requeridos a emisoras privadas extranjeras sujeto a los requisitos de presentación de información del Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores Estadounidense; teniendo en cuenta que, todo documento que deba ser presentado al Fiduciario conforme a los puntos (1), (2) o (3) anterior que sea presentado ante la SEC y puesto a disposición del público a través del sistema EDGAR será considerado entregado al Fiduciario.

Cumplimiento de la Ley y Otros Acuerdos

Cumpliremos, y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias cumplan, con todas las leyes, normas, regulaciones, órdenes e instrucciones aplicables de toda Entidad Pública con competencia sobre nosotros o nuestras Subsidiarias o sobre los negocios de nuestras Subsidiarias y todos los compromisos y obligaciones contenidos en los acuerdos de los que fueran parte, salvo cuando estuviéramos presentando oposiciones de buena fe y salvo que la ausencia de tal cumplimiento no tuviera un efecto sustancial adverso sobre la situación patrimonial y financiera o de otra naturaleza, sobre nuestras ganancias, operaciones o negocios y la de nuestras Subsidiarias, consideradas en conjunto.

Mantenimiento de Libros y Registros

Llevaremos libros, cuentas y registros de acuerdo con las Normas Contables Profesionales Vigentes, y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias ubicadas en Argentina también lo haga.

Fusiones por Absorción, Consolidaciones, Ventas, Alquileres

No nos fusionaremos ni consolidaremos con ninguna Persona, ni cederemos, transferiremos ni alquilaremos nuestros Bienes sustancialmente en su totalidad a ninguna Persona, y no permitiremos que ninguna de nuestras Subsidiarias Significativas lo haga, ya sea en una operación o en una serie de operaciones, salvo que, inmediatamente después de dar efecto a dicha operación, (a) no hubiera ocurrido ni se mantuviera vigente un Supuesto de Incumplimiento ni ningún hecho que, luego de una notificación o del transcurso de un plazo o de ambas condiciones se convertiría en un Supuesto de Incumplimiento, (b) la Persona formada por dicha fusión o consolidación o la Persona que adquiera por cesión o transferencia o que alquile dichos bienes y activos (la “Persona Sucesora”) expresamente asumiera el pago en tiempo y forma del capital, intereses, prima, si hubiera, y Montos Adicionales, si hubiera, que pudieran resultar con motivo de la retención por parte de cualquier autoridad con facultad de recaudar impuestos a la que la Persona Sucesora estuviera o pudiera estar sujeta, sobre todas las obligaciones negociables de la serie correspondiente de acuerdo con sus términos, y el cumplimiento en tiempo y forma de todos los otros compromisos y obligaciones contraídos en las obligaciones negociables de la serie correspondiente, (c) la Persona Sucesora acuerde indemnizar a cada tenedor por todo impuesto, tasa o carga pública posteriormente impuesta a dicho tenedor por cualquier Entidad Pública únicamente como consecuencia de dicha fusión o consolidación, cesión, transferencia o alquiler respecto del pago de capital, intereses o prima, si la hubiera, sobre las obligaciones negociables de la serie correspondiente, y (d) la Persona Sucesora (salvo en el caso de alquileres, si hubiera), nos reemplazara y sustituyera con el mismo efecto como si hubiera sido nombrada en las obligaciones negociables de la serie correspondiente como nosotros.

Notificación de Incumplimiento

Enviaremos notificación escrita a los tenedores o al Fiduciario, si hubiere sido designado, inmediatamente y en todo caso dentro de los 10 días después de que tomemos conocimiento de cualquier Supuesto de Incumplimiento ocurrido o existente, acompañado, si correspondiera, por un certificado de funcionarios donde consten los detalles de dicho Supuesto de Incumplimiento y el acto que nos propongamos a realizar al respecto.

Rango

Nos aseguraremos de que las obligaciones negociables de la serie correspondiente constituyan obligaciones negociables simples no convertibles en acciones según la Ley de Obligaciones Negociables, y que en todo momento (a) tendrán derecho a los beneficios allí establecidos y estarán sujetas a sus requisitos de procedimiento, y (b) salvo que se indique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, constituyan nuestras obligaciones generales, no garantizadas y no subordinadas, con igual prioridad de pago que toda nuestra demás deuda no garantizada y no subordinada presente y futura (salvo las obligaciones con preferencia por ley o de puro derecho) y sin preferencia alguna entre sí.

Otros Actos

Emplearemos nuestros esfuerzos comercialmente razonables para realizar cualquier acto, cumplir cualquier condición o llevar a cabo cualquier otro acto (incluyendo la obtención de cualquier consentimiento, aprobación, autorización, exención, licencia, orden, registro o inscripción necesaria) requeridos en cualquier momento que, según las leyes y regulaciones aplicables, debieran ser realizados, cumplidos o llevados a cabo con el objeto de (a) posibilitar que lícitamente celebremos, ejerzamos nuestros derechos y llevemos a cabo y cumplamos nuestras obligaciones de pago conforme a las obligaciones negociables de la serie correspondiente, (b) asegurar que tales obligaciones sean legalmente vinculantes y exigibles, y (c) hacer que las obligaciones negociables de la serie correspondiente sean admisibles como medio de prueba en los tribunales de Argentina.

Ciertas Definiciones

A los fines de los compromisos y los supuestos de incumplimiento:

“Sociedad Vinculada” de cualquier Persona especificada, significa cualquier otra Persona que directa o indirectamente controle o esté controlada o bajo el control común directo o indirecto con dicha Persona especificada. A los fines de esta definición, el término "control" utilizado respecto de cualquier Persona especificada significa la facultad de dirigir o disponer la dirección de la administración y políticas de dicha Persona, directa o indirectamente, mediante la titularidad de acciones con derechos de voto, por contrato o de otra forma, interpretándose los términos "controlante" y "controlada" en consecuencia.

“Normas Contables Profesionales Vigentes” significa los principios de contabilidad generalmente aceptados en la República Argentina oportunamente vigentes.

“Deuda Atribuible” significa, respecto de una Operación de Venta con Alquiler Recíproco, el valor actual, descontado a la tasa de interés implícita en la Operación de Venta con Alquiler Recíproco (determinado de conformidad con las Normas Contables Profesionales Vigentes), del total de obligaciones del locatario, para pagos de alquiler durante el plazo restante de la locación en la Operación de Venta con Alquiler Recíproco.

“Persona Autorizada” significa cualquiera de nuestros funcionarios debidamente autorizado por escrito a realizar actos en nuestra representación.

“Capital Social” significa, respecto de cualquier Persona, todas y cada una de las acciones, cuotapartes, participaciones, opciones de suscripción, opciones de compra, derechos u otros equivalentes o derechos (cualquiera fuera su designación y tuvieran o no derechos de voto) en el capital de una sociedad y todas y cada una de las participaciones de titularidad equivalentes en una Persona (además de una sociedad), en cada caso en circulación actualmente o emitidas en el futuro, incluyendo acciones preferidas.

“Entidad Pública” significa cualquier persona jurídica pública o repartición pública creada por el gobierno federal, estadual o local o cualquier otra persona jurídica existente en la actualidad o creada posteriormente, o de propiedad o controlada actualmente o en el futuro, directa o indirectamente, por cualquier persona jurídica pública o repartición pública.

“Obligaciones de Cobertura” significa, respecto de cualquier Persona, las obligaciones de dicha Persona conforme a cualquier swap de tasas de interés, acuerdo de cambio de moneda extranjera, acuerdo de tasa de interés mínima, contrato de opciones o futuros u otros acuerdos o contratos similares diseñados para proteger a dicha Persona contra las variaciones de las tasas de interés, los tipos de cambio, o los precios de los commodities, en la medida que se encuentren registradas como pasivos en los estados contables consolidados más recientes preparados de conformidad con las Normas Contables Profesionales Vigentes y presentados ante la CNV.

“IFRS” son las siglas en inglés de las Normas Internaciones para la Presentación de Información Contable, según fueran publicadas por el International Accounting Standards Board.

“Endeudamiento” significa, respecto de cualquier Persona, sin duplicación (a) todas las obligaciones de dicha Persona (1) por sumas de dinero obtenidas en préstamo o (2) acreditadas por bonos, debentures, pagarés o instrumentos similares otorgados en relación con la adquisición de negocios, bienes o activos de cualquier naturaleza (salvo por cuentas comerciales a pagar u obligaciones corrientes que surjan del curso habitual de los negocios) o (3) de pago de dinero en relación con obligaciones conforme a cualquier leasing de bienes inmuebles o muebles que hubieran sido contabilizadas como una obligación de leasing conforme a las Normas Contables Profesionales Vigentes; (b) todas las obligaciones de dicha Persona emitidas o asumidas como el precio de compra diferido de bienes o servicios, todas las obligaciones de venta condicional y todas las obligaciones conforme a cualquier acuerdo de retención de dominio (excluyendo cuentas comerciales a pagar y otros pasivos devengados que surgieran en el curso habitual de los negocios); (c) todas las cartas de crédito, aceptaciones bancarias u operaciones de crédito similares, incluyendo obligaciones de reembolso respecto de ellas; (d) todas las Acciones sujetas a Rescate emitidas por dicha Persona (el monto de Endeudamiento correspondiente calculado como equivalente a cualquier preferencia en un proceso de liquidación iniciado por terceros más dividendos devengados e impagos); (e) todas las obligaciones adeudadas y exigibles conforme a Obligaciones de Cobertura de dicha Persona; y (f) garantías y demás obligaciones contingentes de dicha Persona respecto de Endeudamiento referido en los puntos (a) a (e) precedentes. A los efectos de determinar cualquier monto en particular de Endeudamiento según esta definición, tampoco se incluirán las garantías de Endeudamiento (u obligaciones respecto de cartas de crédito que respalden Endeudamiento) incluido de otro modo en la determinación de dicho monto. A los fines aclaratorios, Endeudamiento no incluirá ninguna obligación no especificada precedentemente, incluyendo cuentas comerciales a pagar en el curso habitual de los negocios.

“Gravamen” significa cualquier hipoteca, prenda, carga, garantía, imposición u otro gravamen o acuerdo preferencial que tenga el efecto de crear un derecho real de garantía, incluyendo, sin limitación, un derecho equivalente creado u originado según las leyes de cualquier país en el que fuéramos, o cualquiera de nuestras Subsidiarias fueran, propietarias de Bienes.

“Persona” significa cualquier persona física, sociedad anónima (incluyendo un fideicomiso comercial), sociedad de responsabilidad limitada, sociedad de personas, unión transitoria de empresas, asociación, sociedad por acciones, fideicomiso, asociación sin personería jurídica u otra entidad o gobierno o cualquier repartición o subdivisión política correspondiente.

“Financiación de Proyectos” significa Endeudamiento o una venta con alquiler recíproco de Bienes de una Subsidiaria cuyos fondos sean destinados a financiar una nueva adquisición, exploración, desarrollo o ampliación por dicha Subsidiaria o remodelaciones de los Bienes de dicha Subsidiaria que este garantizado por los Bienes de dicha Subsidiaria.

“Subsidiaria de Financiación de Proyectos” significa, respecto de cualquier Financiación de Proyectos, la Subsidiaria que sea el obligado principal en dicha Financiación de Proyectos.

“Acciones sujetas a Rescate” significa cualquier clase o serie de Capital Social que por sus términos o por otra vía debiera ser rescatada antes del vencimiento estipulado de las obligaciones negociables de cualquier serie o estuviera sujeta a rescate a opción de su tenedor en cualquier momento anterior al vencimiento estipulado de las obligaciones de cualquier serie.

“Bienes” significa cualquier activo, ingresos o cualquier otro bien, tangible o intangible, mueble o inmueble, incluyendo, entre otros, cualquier derecho a percibir ganancias.

“Subsidiaria Significativa” significa, en cualquier momento pertinente, cualquiera de nuestras Subsidiarias que sea una “subsidiaria significativa” dentro del significado de la Norma 1-02 de la Regulación S-X promulgada por la SEC, con vigencia a la fecha del presente prospecto.

“Subsidiaria” significa, respecto de cualquier Persona, toda sociedad, asociación u otra entidad comercial más de cuyo 50% de los derechos de voto de su Capital Social fuera en ese momento de titularidad o estuviera controlado, directa o indirectamente, por dicha Persona o una o más de las demás Subsidiarias de dicha Persona o por una combinación de ellas.

“Patrimonio Neto Total” significa nuestro patrimonio neto consolidado total, determinado de acuerdo con los PCGA Argentinos, según conste en nuestros estados contables más recientemente presentados a la CNV.

Supuestos de Incumplimiento

En tanto cualquiera de las obligaciones negociables de cualquier serie continúe en circulación, en caso de que hubiera ocurrido y se mantuviera vigente cualquiera de los siguientes supuestos (cada uno de ellos denominado un “Supuesto de Incumplimiento”) respecto de las obligaciones negociables de dicha serie:

(i) si no pagáramos el capital o prima adeudado sobre las obligaciones negociables de dicha serie; o

(ii) si no pagáramos los intereses o los Montos Adicionales adeudados sobre cualquier obligación negociable de dicha serie y dicho incumplimiento continuara durante un período de 30 días; o

(iii) si no cumpliéramos u observáramos cualquier término, compromiso u obligación del presente Prospecto detallados bajo el título “—Fusiones por Absorción, Consolidaciones, Ventas y Alquileres”; o

(iv) si no cumpliéramos u observáramos cualquiera de los demás términos, compromisos u obligaciones establecidos bajo las obligaciones negociables de dicha serie no descriptos de otro modo en los apartados (i), (ii) o (iii) precedentes, por un período de más de 30 días desde que el Fiduciario, si lo hubiera, o los tenedores de por lo menos el 25% del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación de dicha serie nos hubieran notificado por escrito dicho incumplimiento solicitándonos su reparación; o

(v) si nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas (a) incurriéramos en incumplimiento en el pago del capital o intereses respecto de Endeudamiento por un monto de capital total igual o superior a US$ 50.000.000 (o su equivalente en ese momento) o 1% de nuestro Patrimonio Neto Total o más, el que sea mayor, con la excepción de las obligaciones negociables de dicha serie, cuando y según venciera y fuera exigible dicho Endeudamiento, si dicho incumplimiento se extendiera más allá del período de gracia, si hubiera, originalmente aplicable y el momento del pago de dicho monto no hubiera sido prorrogado expresamente o (b) no observáramos cualquiera de los demás términos y condiciones respecto de Endeudamiento por un monto de capital total igual o superior a US$ 50.000.000 (o su equivalente en ese momento) o 1% de nuestro Patrimonio Neto Total o más, el que sea mayor, que no sean las obligaciones negociables de dicha serie, si el efecto de dicho incumplimiento fuera originar que el monto de capital total de dicho Endeudamiento venza antes de su vencimiento establecido; o

(vi) si se nos tornara ilícito cumplir con cualquiera de nuestras obligaciones contraídas en el Contrato de Fideicomiso correspondiente a alguna serie de obligaciones negociables, si lo hubiera, o las obligaciones negociables de dicha serie, o cualquiera de nuestras obligaciones de pago en virtud de sus términos dejaran de ser válidas, vinculantes o exigibles; o

(vii) si el Contrato de Fideicomiso correspondiente a alguna serie de obligaciones negociables, si lo hubiera, por cualquier razón dejara de tener plena vigencia y efecto de acuerdo con sus términos o su efecto vinculante o exigibilidad fueran controvertidos por nosotros, o si negáramos tener más responsabilidad u obligaciones en virtud de los términos o en relación con dicho Contrato de Fideicomiso, si lo hubiera; o

(viii) si nuestro Directorio o nuestros accionistas adoptaran o aprobaran una resolución, o una entidad pública o tribunal competente dictara una resolución o fallo para nuestra liquidación o disolución, salvo según una fusión por absorción, consolidación u otra operación permitida de otro modo de acuerdo con los términos del presente Prospecto según se describe en el título “—Fusiones por Absorción, Consolidaciones, Ventas y Alquileres” y, en caso de dictarse tal sentencia o fallo, si no fueran desestimados dentro de los 30 días; o

(ix) si un tribunal judicial o arbitral dictaran contra nosotros o contra cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas una o más sentencias o laudos en firme no apelables ni sujetas a un recurso de nulidad que condenen al pago de dinero que supere el monto de US$ 50.000.000 (o el equivalente en ese momento) en total y tal pago no hubiera sido efectuado o de otro modo satisfecho y, en el caso de tal sentencia o laudo (a) algún acreedor hubiera iniciado un procedimiento de ejecución conforme a dicha sentencia o laudo y no fuera desestimado o suspendido dentro de los 30 días de haberse iniciado, o (b) transcurriera un plazo de 60 días sin que hubiera sido desestimado, dispensado o suspendido su ejecución; o

(x) si un tribunal competente dictara un fallo o resolución para (a) hacer lugar a un pedido de quiebra iniciado por terceros en nuestra contra o en contra de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas conforme a la Ley Nº 24.522 de Argentina y sus modificatorias (la “Ley de Concursos y Quiebras”) o a cualquier otra ley en materia de quiebras, concursos u otra ley similar aplicable actualmente o que rija en el futuro, o (b) que se nos designe un administrador, liquidador, síndico o interventor o a cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas o para la totalidad o sustancialmente la totalidad de nuestros Bienes o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas y, en cada caso, dicha resolución o fallo no fueran suspendidos y permanecieran vigentes por un período de 30 días corridos; o

(xi) si nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas (a) presentáramos o presentasen respecto de nosotros mismos o respecto de sí un pedido de quiebra o concurso conforme a la Ley de Concursos y Quiebras o a cualquier otra ley aplicable en materia de quiebras, concursos u otra ley similar vigente actualmente o en el futuro, incluyendo, sin limitaciones, cualquier acuerdo preventivo extrajudicial, (b) aceptáramos la designación o la toma de posesión por parte de un administrador, liquidador, síndico o interventor para nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas respecto de todos o sustancialmente la totalidad de nuestros Bienes o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, o (c) efectuáramos cualquier cesión en beneficio de los acreedores en general; o

(xii) si se acordara o declarara una suspensión de pagos respecto de cualquier porción de nuestro Endeudamiento o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas; o

(xiii) si ocurriera cualquier hecho que, según las leyes de cualquier jurisdicción que corresponda, tuviera un efecto análogo a cualquiera de los hechos referidos en los puntos (x) o (xi) precedentes; o

(xiv) si tuviera lugar cualquier otro Supuesto de Incumplimiento contemplado con respecto a las obligaciones negociables de dicha serie;

entonces, de ocurrir tal Supuesto de Incumplimiento (salvo un Supuesto de Incumplimiento especificado en los puntos (x), (xi) o (xiiii) precedentes) y no ser subsanado respecto de cualquier serie de obligaciones negociables, el Fiduciario, si lo hubiera, o los tenedores de como mínimo el 25% del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación de dicha serie podrán declarar el vencimiento automático del capital de todas las obligaciones negociables de dicha serie, mediante notificación por escrito a nosotros (y al Fiduciario, si lo hubiera, si fuera realizado por los tenedores), con lo cual vencerá automáticamente el capital y los intereses devengados y los Montos Adicionales. En caso de ocurrir un Supuesto de Incumplimiento especificado en los párrafos (x), (xi) o (xiii) anteriores, vencerá automáticamente el capital y los intereses devengados y los Montos Adicionales de todas las obligaciones negociables de dicha serie en ese momento en circulación; teniendo en cuenta, no obstante, que luego de tal caducidad de plazos, se requerirá el voto afirmativo de los tenedores de no menos del 66,66% del valor nominal total de las obligaciones negociables de dicha serie en ese momento en circulación presentes en persona o por representación en una asamblea de tales tenedores que hubiera constituido quórum para, en ciertas circunstancias y con el alcance permitido por la Ley de Concursos y Quiebras y cualquier otra ley de quiebras, concursos u otras leyes similares que fueran aplicables, rescindir y anular tal caducidad de plazos si se hubieran subsanado o dispensado según disponga el presente Prospecto todos los Supuestos de Incumplimiento, a excepción del no pago del capital vencido.

Cotización

Podremos solicitar que las obligaciones negociables de una serie sean admitidas para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo y para que coticen en la BCBA y el MAE. Sin embargo, no podemos asegurar que estás solicitudes sean aceptadas. Podrán emitirse, en el marco de este Programa, obligaciones negociables que no coticen en ninguna bolsa de valores y el suplemento de precio correspondiente a una serie de obligaciones negociables especificará si las obligaciones negociables de esa serie cotizan o no en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, en la BCBA, en el MAE, o en cualquier otra bolsa de valores.

Derechos de Registro

Si estuviera especificado en el suplemento de precio correspondiente, podremos firmar un contrato de derechos de registro (un “Contrato de Derechos de Registro”) con los colocadores pertinentes respecto de una serie de obligaciones negociables. En ese contrato, acordaremos, en beneficio de los tenedores de dichas obligaciones negociables, presentar ante la SEC y emplear los esfuerzos comercialmente razonables para disponer que se apruebe una solicitud de autorización de oferta relativa a una oferta de canje de las obligaciones negociables por una emisión de obligaciones negociables registradas ante la SEC con términos idénticos a las obligaciones negociables (con la excepción de que las obligaciones negociables de canje no estarán sujetas a restricciones a la transferencia en Estados Unidos ni a ningún aumento de la tasa de interés según se describe más adelante) (las “Obligaciones Negociables de Canje”).

Después que la SEC declare la aprobación de la solicitud de autorización de la oferta de canje, ofreceremos las Obligaciones Negociables de Canje a cambio de las obligaciones negociables. La oferta de canje permanecerá abierta por la cantidad de días especificada en el suplemento de precio aplicable después de la fecha en que enviemos notificación de la oferta de canje a los tenedores de las obligaciones negociables. Por cada obligación negociable que se nos entregue conforme a la oferta de canje, el tenedor recibirá una Obligación Negociable de Canje de igual monto de capital. Se devengarán intereses sobre cada Obligación Negociable de Canje desde la última Fecha de Pago de Intereses en la se hubieran pagado intereses sobre las obligaciones negociables o, si no se hubieran pagado intereses sobre las obligaciones negociables, desde la fecha de emisión de las obligaciones negociables.

Si las correspondientes interpretaciones de los funcionarios de la SEC no permitieran que realicemos la oferta de canje, emplearemos nuestros esfuerzos comercialmente razonables para que se apruebe una solicitud anticipada de autorización de oferta en relación con las ventas de las obligaciones negociables y para mantener la solicitud anticipada de autorización de oferta vigente hasta que todas las obligaciones negociables comprendidas en la solicitud anticipada de autorización de oferta hayan sido vendidas. En el caso de dicha solicitud de autorización de oferta, suministraremos a cada tenedor de obligaciones negociables copias de un prospecto, notificaremos a cada tenedor de obligaciones negociables cuando haya sido aprobada la solicitud anticipada de autorización de oferta y llevaremos a cabo ciertos otros actos que permitan las ventas de las obligaciones negociables. Un tenedor de obligaciones negociables que las venda conforme a la solicitud anticipada de autorización de oferta en general deberá ser nombrado como tenedor de títulos vendedor en el prospecto correspondiente y deberá entregar un prospecto a los compradores, quedará sujeto a algunas de las disposiciones sobre responsabilidad civil de la Ley de Títulos Valores Estadounidense en relación con esas ventas y quedará obligado por las disposiciones del Contrato de Derechos de Registro que sean aplicables a dicho tenedor (incluyendo ciertas obligaciones de indemnización).

Si (i) la solicitud de autorización de oferta de canje no se presentara ante la SEC en la fecha establecida en el suplemento de precio pertinente o antes, (ii) no se aprobara la oferta de canje el día establecido en el suplemento de precio pertinente o antes, (iii) la oferta de canje no se completara el día establecido en el suplemento de precio pertinente o antes, o (iv) si fuera requerido por el Contrato de Derechos de Registro y no se aprobara una solicitud anticipada de autorización de oferta de las obligaciones negociables el día establecido en el suplemento de precio pertinente o antes o dejara de tener validez o no pudiera utilizarse en el plazo allí especificado, en ese caso, al tener lugar cada uno de los supuestos referidos en los puntos (i) a (iv) anteriores, la tasa de interés devengada por las obligaciones negociables afectadas será aumentada según lo especificado en el suplemento de precio correspondiente.

Si lleváramos a cabo una oferta de canje, tendremos derecho a cerrar la respectiva oferta de canje en la fecha especificada en el suplemento de precio pertinente, siempre que se hubieran aceptado todas las obligaciones negociables válidamente entregadas de acuerdo con los términos de la oferta de canje. Las obligaciones negociables no presentadas en la oferta de canje continuarán sujetas a los términos y condiciones especificados en el suplemento de precio correspondiente, incluyendo las restricciones a la transferencia.

El presente es un resumen de las disposiciones que puede incluir el Contrato de Derechos de Registro; no pretende ser una descripción completa de sus disposiciones y está condicionado en su totalidad a dicho Contrato de Derechos de Registro.

Si las obligaciones negociables fueran aceptadas para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, la oferta de canje pertinente se realizará de acuerdo con sus requisitos. Si fuera requerido, se informará a la Bolsa de Valores de Luxemburgo y se publicará un aviso en un diario de Luxemburgo de amplia circulación en el caso de alguna variación en la tasa de interés pagadera sobre las obligaciones negociables y se anunciará el inicio de la oferta de canje y sus resultados. En tanto las obligaciones negociables sean aceptadas para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, los documentos preparados para la oferta de canje y los servicios prestados a tal fin estarán disponibles a través de las oficinas del agente de cotización en Luxemburgo.

Asambleas, Modificación y Dispensa

Nosotros podremos, sin el voto o consentimiento de tenedores de obligaciones negociables de una serie, modificar los términos y condiciones de las obligaciones negociables de una serie con el objeto de:

agregar a nuestros compromisos los demás compromisos, restricciones, condiciones o disposiciones que sean en beneficio de los tenedores de dichas obligaciones negociables;
ceder cualquier derecho o poder que se nos confiera;
garantizar las obligaciones negociables de cualquier serie de acuerdo con sus requisitos o de otra forma;
acreditar nuestra sucesión por otra persona y la asunción por parte de dicho sucesor de nuestros compromisos y obligaciones en las obligaciones negociables en virtud de cualquier fusión por absorción, consolidación o venta de activos;
establecer la forma o los términos y condiciones de cualquier nueva serie de obligaciones negociables con el alcance permitido por el presente;
cumplir cualquier requerimiento de la CNV a fin de dar efecto y mantener la calificación del presente;
cumplir con los requisitos de la SEC a fin de que el Contrato de Fideicomiso correspondiente a una serie de obligaciones negociables, si lo hubiera, califique según la Ley de Fideicomisos Estadounidense;
realizar cualquier modificación que sea de naturaleza menor o técnica o para corregir o complementar alguna disposición ambigua, incompatible o defectuosa incluida en el Contrato presente o en dichas obligaciones negociables, siempre que dicha modificación, corrección o suplemento no afecten en forma adversa los derechos de los tenedores de las obligaciones negociables de dicha serie;
realizar toda otra modificación, u otorgar alguna dispensa o autorización de cualquier incumplimiento o incumplimiento propuesto de cualquiera de los términos y condiciones de dichas obligaciones negociables, de forma tal que no afecte en forma adversa los derechos de los tenedores de las obligaciones negociables de dicha serie en cualquier aspecto sustancial; y
realizar modificaciones o reformas a fin de aumentar el monto del Programa.

Nosotros podremos efectuar modificaciones y reformas a los términos y condiciones de las obligaciones negociables de una serie, así como podrán dispensar nuestro cumplimiento futuro o el incumplimiento anterior, mediante la adopción de una resolución en una asamblea de tenedores de una serie de obligaciones negociables según lo establecido más adelante; sin embargo, sin el consentimiento unánime de los tenedores de todas las obligaciones negociables de una serie afectada en forma adversa, tales modificaciones, reformas y dispensas no podrán:

prorrogar la fecha de vencimiento para el pago de capital, prima, si hubiera, o de cualquier cuota de intereses sobre dicha obligación negociable;
reducir el capital, la porción del capital pagadera en caso de caducidad de su plazo, la tasa de interés o la prima pagadera en caso de rescate o recompra de cualquiera de tales obligaciones negociables;
reducir nuestra obligación de pagar Montos Adicionales sobre cualquiera de tales obligaciones negociables;
acortar el período durante el cual no se nos permite rescatar cualquiera de tales obligaciones negociables o permitirnos rescatar tal obligación negociable si, sin ese permiso, no estuviera autorizada a hacerlo;
cambiar las circunstancias bajo las cuales se pueden rescatar las obligaciones negociables de dicha serie;
cambiar la Moneda Especificada en la cual debe pagarse cualquier obligación negociable o la prima o intereses sobre dicha obligación negociable o los lugares de pago requeridos;
reducir el porcentaje del valor nominal total de tales obligaciones negociables necesario para modificar, reformar o complementar dichas obligaciones negociables, o para la dispensa del cumplimiento de ciertas de sus disposiciones o para dispensar ciertos incumplimientos;
reducir el porcentaje del valor nominal total de obligaciones negociables en circulación requerido para la adopción de una resolución o el quórum requerido en cualquier asamblea de tenedores de dichas obligaciones negociables en la cual se adopta la resolución;
modificar las disposiciones del presente relacionadas con asambleas de tenedores de dichas obligaciones negociables, modificaciones o dispensas según lo descripto precedentemente, salvo para aumentar dicho porcentaje o disponer que ciertas otras disposiciones del presente no puedan ser modificadas o dispensadas sin el consentimiento del tenedor de cada título afectado adversamente por tal acto;
modificar las disposiciones de subordinación relacionadas con obligaciones negociables subordinadas de cualquier forma adversa para los tenedores de obligaciones negociables;
modificar las disposiciones sobre garantía relacionadas con obligaciones negociables garantizadas de cualquier forma adversa para los tenedores de obligaciones negociables; o
afectar el derecho de iniciar acciones judiciales para la ejecución de cualquier pago respecto de cualquiera de tales obligaciones negociables.

Las asambleas de tenedores de obligaciones negociables de una serie podrán ser convocadas por nuestro Directorio o nuestra Comisión Fiscalizadora, el Fiduciario, si lo hubiera, o cuando sea requerido por los tenedores que posean por lo menos 5% del valor nominal de las obligaciones negociables en circulación de dicha serie. Las asambleas celebradas a pedido escrito de tenedores de obligaciones negociables serán convocadas dentro de los 40 días de la fecha en la que recibamos tal solicitud escrita.

Las asambleas podrán ser ordinarias o extraordinarias. Las propuestas de modificación de los términos y condiciones de cualquier serie de obligaciones negociables serán consideradas y resueltas en asamblea extraordinaria. Cualquiera de tales asambleas se celebrará, si así correspondiera según lo establecido en la respectiva serie de obligaciones negociables, simultáneamente en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en la Ciudad de Nueva York mediante medios de telecomunicación que permitan a los participantes escucharse y hablar entre sí. La convocatoria a asamblea de tenedores de obligaciones negociables (la cual incluirá la fecha, lugar y hora de la asamblea, el orden del día y los requisitos de asistencia) será enviada, a costa nuestra, entre los 10 y 30 días anteriores a la fecha fijada para la reunión según se establece bajo el título “—Notificaciones”, y se publicará durante cinco días hábiles en Argentina en el Boletín Oficial, en un diario de amplia circulación en Argentina y en el Boletín de la BCBA (si las obligaciones negociables cotizaran en la BCBA). La primera y segunda convocatoria para el caso de no reunirse quórum en la primera reunión podrán ser realizadas en forma simultánea. No obstante, para asambleas que incluyan en el orden del día temas que requieran la aprobación unánime de los tenedores o la modificación de cualquiera de los términos y condiciones de las obligaciones negociables, la segunda convocatoria por falta de quórum en la primera será realizada no menos de ocho días antes de la fecha fijada para la nueva reunión, y será publicada durante tres días hábiles en el Boletín Oficial de Argentina, un diario de amplia circulación en Argentina y en el Boletín de la BCBA (si las obligaciones negociables cotizaran en la BCBA).

Para tener derecho a votar en una asamblea de tenedores, una persona deberá ser (i) un tenedor de una o más obligaciones negociables a la fecha de registro pertinente o (ii) una persona designada mediante un instrumento escrito como apoderado de dicho tenedor de una o más obligaciones negociables.

El quórum requerido en cualquier asamblea ordinaria convocada para adoptar una resolución estará constituido por personas que tengan o representen la mayoría del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación de una serie, y en cualquier asamblea celebrada en segunda convocatoria estará constituido por cualquier número de personas presentes en la segunda reunión. El quórum requerido en cualquier asamblea extraordinaria convocada para adoptar una resolución estará constituido por personas que tengan o representen como mínimo el 60% del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación de una serie y, en caso de celebrarse en segunda convocatoria, el quórum lo constituirán personas que tengan o representen como mínimo el 30% del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación. En la primera o segunda reunión de una asamblea debidamente convocada y en la cual se hubiera constituido quórum, toda resolución para modificar o enmendar o para dispensar el cumplimiento de cualquier disposición de las obligaciones negociables de cualquier serie (salvo las disposiciones a las que se hace referencia en el cuarto párrafo precedente) será considerada y válidamente adoptada de ser aprobada por las personas con derecho a votar la mayoría del valor nominal total de las obligaciones negociables de dicha serie en ese momento en circulación representadas y con derechos de voto en la asamblea. Todo instrumento entregado por o en representación de cualquier tenedor de una obligación negociable en relación con cualquier consentimiento de la mencionada modificación, enmienda o dispensa será irrevocable una vez otorgado y será concluyente y vinculante para todos los futuros tenedores de dicha obligación negociable. Toda modificación, enmienda o dispensa de los términos y condiciones de las obligaciones negociables de una serie será concluyente y vinculante para todos los tenedores de obligaciones negociables de dicha serie, sea que hubieran dado o no su consentimiento al respecto o hubieran estado presentes o no en cualquier asamblea, y para todas las obligaciones negociables de dicha serie.

Designaremos o, en el caso en que hubiésemos celebrado un Contrato de Fideicomiso para una serie respectiva, el Fiduciario designará, la fecha de registro para la determinación de los tenedores de obligaciones negociables de cualquier serie con derecho a votar en cualquier asamblea y notificaremos o, en el caso en que hubiésemos celebrado un Contrato de Fideicomiso para una serie respectiva, el Fiduciario notificará, a los tenedores de las obligaciones negociables de dicha serie en la manera establecida en el presente. El tenedor de una Obligación Negociable podrá, en cualquier asamblea de tenedores de una serie de obligaciones negociables en la cual dicho tenedor tuviera derecho a votar, emitir un voto por cada dólar estadounidense del monto de capital de las obligaciones negociables en poder de dicho tenedor en el que dichas obligaciones negociables estuvieran denominadas. Con independencia de lo expresado precedentemente, en las asambleas de tenedores de más de una serie de obligaciones negociables, un tenedor de una obligación negociable que no especifique pagos de intereses regulares, incluyendo, sin limitación, Obligaciones Negociables con Descuento de Emisión Original, tendrá derecho a un voto en cualquiera de dichas asambleas por cada dólar estadounidense del valor de rescate de dicha obligación negociable calculado a la fecha de dicha asamblea. Para obligaciones negociables denominadas en una o más Monedas Especificadas que no sea el dólar estadounidense, el equivalente en dólares de dichas obligaciones negociables se calculará a los tipos de cambio de la fecha de dicha asamblea o, en el caso de notificaciones o consentimientos escritos, en las fechas que designemos a tal efecto.

A los fines de las disposiciones precedentes, se considerará que cualquier obligación negociable autenticada y entregada se encuentra “en circulación” en cualquier fecha de determinación, salvo:

(i) las obligaciones negociables que, a dicha fecha, hubieran sido canceladas por nosotros, por la entidad que oportunamente designemos a tales efectos o el Fiduciario, si lo hubiere, o entregadas a nosotros, a la entidad que oportunamente designemos a tales efectos o al Fiduciario, si lo hubiere, para su cancelación;

(ii) las obligaciones negociables que hubieran sido llamadas a rescate o respecto de las cuales se hubiera realizado una oferta de recompra de acuerdo con sus términos o que se hubieran tornado vencidas y pagaderas a su vencimiento o de otro modo y respecto de las cuales se hubiera depositado en nosotros, en la entidad que oportunamente designemos a tales efectos o en el Fiduciario, si lo hubiere, una suma suficiente para pagar el capital, prima, intereses, Montos Adicionales u otros montos relacionados; o

(iii) las obligaciones negociables en lugar o en reemplazo de las cuales se hubieran autenticado y entregado otras obligaciones negociables;

teniendo en cuenta, sin embargo, que, para determinar si los tenedores del monto de capital requerido de obligaciones negociables en circulación de una serie se encuentran presentes en una asamblea de tenedores de obligaciones negociables de dicha serie a los fines del quórum o si han prestado su consentimiento o votado a favor de cualquier notificación, consentimiento, dispensa, modificación, reforma o complemento, no se computarán y no serán consideradas obligaciones negociables en circulación las obligaciones negociables de dicha serie en nuestro poder, directa o indirectamente, o en poder de cualquiera de nuestras Sociedades Vinculadas, inclusive cualquier Subsidiaria.

En el caso en que hubiéramos celebrado un Contrato de Fideicomiso, inmediatamente después del otorgamiento por nuestra parte y la del correspondiente Fiduciario de cualquier suplemento o modificación de dicho Contrato de Fideicomiso, cursaremos notificación al respecto a los tenedores de las obligaciones negociables y, de ser aplicable, a la CNV, describiendo en términos generales el contenido de dicho suplemento o modificación. Si no enviáramos dicha notificación a los tenedores de las obligaciones negociables dentro de los 15 días posteriores a la celebración de dicho suplemento o modificación, el correspondiente Fiduciario notificará a los tenedores, a costa nuestra. La falta de envío de dicha notificación por nuestra parte o la del Fiduciario, o cualquier vicio que pudiera existir en dicha notificación, no limitarán ni afectarán en forma alguna la validez de dicho suplemento o modificación.

En caso de que una serie de obligaciones negociables fuera admitida para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo o si cotizara en cualquier otra bolsa de valores, dichas asambleas de tenedores y las convocatorias pertinentes también cumplirán con las normas aplicables de la Bolsa de Valores de Luxemburgo o dicha bolsa de valores, según fuera aplicable.

Ejecución por parte de los Tenedores de Obligaciones Negociables

Salvo lo dispuesto en el siguiente párrafo, ningún tenedor de una obligación negociable de una serie tendrá derecho alguno ni podrá valerse de ninguna disposición de tales obligaciones negociables, para iniciar un juicio, acción o procedimiento conforme al derecho consuetudinario anglosajón o a equity, en virtud o en relación con las obligaciones negociables de dicha serie, o para designar un síndico o administrador, o para cualquier otro recurso en virtud de dichos documentos, a menos que (i) dicho tenedor nos hubiera notificado, o hubiera notificado previamente al Fiduciario, si lo hubiera, por escrito un incumplimiento de las obligaciones negociables; (ii) los tenedores de no menos del 25% del valor nominal total de las obligaciones negociables de dicha serie hubieran presentado una solicitud escrita al Fiduciario, si lo hubiera, para que inicie dicha acción, juicio o procedimiento en nombre propio como Fiduciario en virtud del Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie, habiendo ofrecido al Fiduciario la indemnización razonable que éste requiera por los costos, gastos y obligaciones a incurrir en tal sentido; y (iii) el Fiduciario, si lo hubiera, transcurridos 60 días de la recepción de tal notificación, solicitud y oferta de indemnización, no hubiera iniciado tal acción, juicio o procedimiento y no hubiera recibido ninguna directiva incompatible con tal solicitud escrita de acuerdo con el Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie.

Con independencia de cualquier disposición del Contrato de Fideicomiso correspondiente a una serie, si este hubiese sido celebrado, y de cualquier disposición de cualquier obligación negociable, el derecho de cualquier tenedor de obligaciones negociables a percibir el pago del capital y los intereses sobre dicha obligación negociable (y Montos Adicionales, si hubiera) en o con posterioridad a las respectivas fechas de vencimiento expresadas en dicha obligación negociable, o a entablar juicio, inclusive una acción ejecutiva individual según el Artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables, para ejecutar cualquiera de dichos pagos en las respectivas fechas de vencimiento, no se verá limitado o afectado sin el consentimiento de dicho tenedor.

El titular beneficiario de obligaciones negociables representadas por una Obligación Negociable Global podrá obtener del depositario pertinente, ante su solicitud y sujeto a ciertas limitaciones establecidas en el Contrato de Fideicomiso correspondiente a una serie, si lo hubiere, un certificado representativo de su participación en la Obligación Negociable Global respectiva de conformidad con la Ley de Mercado de Capitales. Este certificado permitirá al titular beneficiario iniciar acciones legales ante cualquier tribunal competente en Argentina, incluidas acciones ejecutivas, para obtener el pago de los montos vencidos en virtud de las obligaciones negociables.

Rescisión de Obligaciones

Salvo que se especifique de distinto modo en el suplemento de precio aplicable respecto de Obligaciones Negociables a Tasa Fija denominadas en dólares, podremos, a nuestra opción, elegir rescindir (1) todas sus obligaciones con respecto a las obligaciones negociables (“rescisión total”), excluyendo ciertas obligaciones, incluidas aquéllas respecto de cualquier fideicomiso creado a estos fines y obligaciones referentes a la transferencia y canje de las obligaciones negociables, el reemplazo de obligaciones negociables total o parcialmente destruidas, extraviadas o robadas, y el mantenimiento de oficinas de representación respecto de las obligaciones negociables o (2) rescindir nuestras obligaciones conforme a ciertos compromisos incluidos en el Contrato de Fideicomiso correspondiente a una serie, si lo hubiere, o en el correspondiente suplemento de precio, de manera que el incumplimiento de dichas obligaciones no constituya un supuesto de incumplimiento (“rescisión parcial”). A efectos de ejercer la rescisión total o parcial, debemos irrevocablemente depositar en el Fiduciario, si lo hubiere, o en quien sea designado a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio, una suma de dinero u obligaciones del gobierno de los Estados Unidos, o una combinación de ambos, por los montos que sean suficientes para pagar el capital, prima, si hubiera, e intereses (y Montos Adicionales, si hubiera) respecto de las obligaciones negociables en ese momento en circulación en el Vencimiento Estipulado de las obligaciones negociables, y cumplir ciertas otras condiciones, incluyendo, entre otras, si así se acordase en el respectivo Contrato de Fideicomiso, o en el correspondiente suplemento de precio, la entrega al Fiduciario, si lo hubiera, o a quien sea designado a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio, de una opinión de un asesor legal reconocido a nivel nacional en Estados Unidos (y, de así especificarlo el respectivo suplemento de precio, en Argentina) con experiencia en tales asuntos fiscales, a efectos de que el depósito y rescisión vinculada no ocasionen que los tenedores de las obligaciones negociables reconozcan ingresos, ganancias o pérdidas conforme a las leyes en materia impositiva de las jurisdicciones aplicables, así como otras cuestiones pertinentes.

Reintegro de Fondos; Prescripción

Los fondos depositados o pagados al Fiduciario, si lo hubiere, o a cualquier Agente de Pago, o a quien sea designado en el correspondiente suplemento de precio, para el pago del capital o intereses u otros montos que debieran pagarse en relación o respecto de cualquier obligación negociable (y Montos Adicionales, si hubiera) y que no se hubieran destinado y permanecieran sin ser reclamados durante dos años después de la fecha en la que el capital o intereses u otros montos se hubieran tornado vencidos y pagaderos, salvo disposición en contrario conforme a la normativa obligatoria aplicable en materia de bienes que revierten al Estado o abandonados o no reclamados, se nos reintegrará por el Fiduciario, si lo hubiere, o por dicho Agente de Pago, o por quien sea designado a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio, y el tenedor de dicha obligación negociable, salvo disposición en contrario conforme a la normativa obligatoria aplicable en materia de bienes que revierten al Estado o abandonados o no reclamados, recurrirá a partir de ese momento exclusivamente a nosotros para cualquier pago que dicho tenedor tuviera derecho a cobrar, a partir de lo cual se extinguirá toda responsabilidad del Fiduciario o de cualquier Agente de Pago, en relación con dichas sumas de dinero.

Todos los reclamos que se nos hicieran por el pago de capital o intereses u otros montos que debieran pagarse en relación con cualquier obligación negociable (y Montos Adicionales, si hubiera) prescribirán, salvo que se realicen dentro de los diez años en el caso del capital y cuatro años en el caso de los intereses a contar desde la fecha de vencimiento del pago correspondiente, o dentro del plazo menor establecido por la ley aplicable.

Notificaciones

Las notificaciones a los tenedores de obligaciones negociables se considerarán válidamente efectuadas (i) cuando sean enviadas a dichos tenedores por correo de primera clase (o, en el caso de tenedores conjuntos, cuando sean enviadas al primero que figure en el Registro) a sus respectivas direcciones según figuran en el Registro, y se considerarán válidamente entregadas el cuarto Día Hábil posterior a la fecha de envío por correo, y en el caso de notificaciones cursadas a tenedores de obligaciones negociables domiciliados en Argentina, al momento de su recepción, (ii) mientras dichas obligaciones negociables coticen en la BCBA y el MAE, cuando se publiquen en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires en el Boletín de la BCBA, el MAE y en un diario de amplia circulación en la Argentina, y (iii) mientras dichas obligaciones negociables sean admitidas para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, cuando se publiquen en un diario principal de amplia circulación en Luxemburgo (sin embargo, si no pudiera realizarse tal publicación, la notificación se considerará válidamente otorgada si se cursara de cualquier otra forma prevista por las normas de la Bolsa de Valores de Luxemburgo). Se prevé que las notificaciones en Luxemburgo se publicarán en el d´Wort y las notificaciones en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires se publicarán en La Nación o El Cronista Comercial. Toda notificación se considerará efectuada en la fecha de su publicación o, de haberse publicado más de una vez o en diferentes fechas, en la última fecha en la que se requiera tal publicación y se lleve a cabo según lo requerido. En el caso de Obligaciones Negociables Globales, las notificaciones serán enviadas a DTC, Euroclear o Clearstream, según corresponda, o a sus representantes (o sucesores), como sus tenedores, y dicha caja o cajas de valores las comunicarán a sus participantes de acuerdo con sus procedimientos de práctica.

Asimismo, deberemos disponer toda otra publicación de notificaciones periódicamente requerida por las leyes argentinas aplicables. Ni la falta de notificación ni cualquier defecto en la notificación efectuada a un tenedor en particular de una obligación negociable afectará la suficiencia de las notificaciones realizadas respecto de otras obligaciones negociables.

Indemnización respecto de la Moneda de Sentencia

En caso de que la sentencia o fallo dictado por cualquier tribunal determinara el pago de un monto con respecto a cualquier obligación negociable en una moneda (la "moneda de sentencia") distinta de la moneda (la “moneda de denominación") en la que están denominadas dichas obligaciones negociables o en la que debe efectuarse el pago, indemnizaremos al tenedor correspondiente por cualquier diferencia resultante o emergente de cualquier variación en los tipos de cambio vigentes entre la fecha en la que teóricamente debe convertirse el monto en la moneda de denominación a la moneda de sentencia a los fines de cumplir con lo dispuesto por dicha sentencia o fallo y la fecha de su efectivo pago. Esta indemnización constituirá una obligación separada e independiente de las otras obligaciones contenidas en los términos y condiciones de las obligaciones negociables, otorgará el derecho a iniciar acción legal separada e independiente, se aplicará independientemente de cualquier moratoria concedida oportunamente y continuará en plena vigencia y efecto independientemente de cualquier sentencia o fallo para el pago de una o varias sumas de dinero determinadas en relación con montos adeudados respecto de la obligación negociable correspondiente o conforme a dicha sentencia o fallo.

Ley Aplicable, Sentencias, Competencia, Traslado de Notificaciones, Renuncia de Inmunidad

En el suplemento de precio correspondiente a cada serie de obligaciones negociables se establecerá la ley aplicable a dichas obligaciones negociables. En este sentido, si así se estableciera en el suplemento de precio aplicable y en el Contrato de Fideicomiso de la serie respectiva, si lo hubiera, las obligaciones negociables se podrán regir y deberán ser interpretadas de acuerdo con las leyes del Estado de Nueva York, teniendo en cuenta, sin embargo, que todas las cuestiones relativas a la debida autorización, celebración, emisión y entrega de las obligaciones negociables por parte nuestra, y las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las obligaciones negociables califiquen como tales conforme a la ley argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables junto con la Ley de Sociedades Comerciales Nº 19.550 de Argentina y sus modificatorias y otras leyes y normas argentinas aplicables.

La Ley Orgánica del Poder Judicial (Judiciary Law) del Estado de Nueva York establece que la sentencia o fallo de una acción fundada en una obligación denominada en una moneda que no fuera el dólar estadounidense será emitida en la moneda extranjera de la obligación subyacente y convertida a dólares al tipo de cambio vigente en la fecha en que se dicte la sentencia o fallo.

Según sea establecido en el suplemento de precio correspondiente, nos someteremos irrevocablemente a la competencia no exclusiva de cualquier tribunal de estado o federal con asiento en Manhattan, Ciudad y Estado de Nueva York, cualquier tribunal argentino con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, incluidos los juzgados de primera instancia en lo comercial y el Tribunal de Arbitraje General de la BCBA según las disposiciones del Artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales, y cualquier tribunal competente en el lugar en que tiene constituido su domicilio social a efectos de cualquier acción o procedimiento que surja o se relacione con el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, o las obligaciones negociables. Renunciaremos irrevocablemente, con el máximo alcance permitido por la ley, a interponer cualquier excepción con respecto a la determinación del fuero en que tramite cualquiera de tales acciones o procedimientos iniciados en tal tribunal, y a oponer como defensa la inconveniencia de fuero para tramitar tal procedimiento o acción. Hemos acordado asimismo que la sentencia en firme que dicte dicho tribunal en relación con dicha acción o procedimiento será definitiva y vinculante para nosotros y podrá ser ejecutada en cualquier tribunal a cuya jurisdicción estemos sujetos mediante un juicio sobre dicha sentencia; teniendo en cuenta, sin embargo, que el traslado de notificaciones que se nos hiciese se realizará en la forma especificada en el párrafo siguiente o conforme a cualquier otro procedimiento permitido por ley.

Si así se dispusiera en el suplemento de precio correspondiente a alguna serie de obligaciones negociables, mientras cualquier obligación negociable esté en circulación, mantendremos en todo momento un agente autorizado en Manhattan, Ciudad y Estado de Nueva York, a quien podrá darse traslado de las notificaciones en relación con cualquier acción o procedimiento legal que surja o se relacione con las obligaciones negociables o el Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie, si lo hubiere. El traslado de notificaciones a dicho agente y el aviso escrito de dicho diligenciamiento enviado por correo o entregado a la parte demandada en tal acción o proceso, con el alcance de ley permitido, se considerará notificación válida a dicha parte a todo efecto en cualquier acción o procedimiento legal. De así determinarlo en el correspondiente suplemento de precio, CT Corporation System, 111 Eighth Avenue, New York, New York 10011, podrá ser designado como nuestro agente de notificaciones en cualquier procedimiento entablado en Manhattan, Ciudad y Estado de Nueva York.

Fiduciario

Las obligaciones negociables de las distintas clases bajo el presente Programa podrán emitirse en el marco de un Contrato de Fideicomiso aplicable a dicha serie. Dicho Contrato de Fideicomiso contendrá disposiciones relativas a los deberes y responsabilidades del Fiduciario y a sus obligaciones para con los tenedores de las obligaciones negociables de la respectiva serie.

El Fiduciario designado según los términos y condiciones de la respectiva serie de obligaciones negociables podrá renunciar en cualquier momento y los tenedores de la mayoría del valor nominal total de dicha serie de obligaciones negociables podrán remover al Fiduciario en cualquier oportunidad. Si el Fiduciario hubiera adquirido o adquiriera un interés en conflicto según el significado de la Ley de Fideicomisos Estadounidense, deberá eliminar tal interés o renunciar de acuerdo con dicha Ley de Fideicomisos Estadounidense. Podremos remover al Fiduciario, si lo hubiera, si éste quedara inhabilitado para desempeñarse como Fiduciario en virtud de los términos y condiciones del Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie, si se tornara incompatible para actuar como Fiduciario, o fuera declarado en quiebra o concurso. Si el Fiduciario renunciara o fuera removido, se designará un Fiduciario sucesor de conformidad con los términos y condiciones del Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie. Si fuera necesario, notificaremos a los tenedores de las obligaciones negociables de dicha siere y a la CNV la renuncia, remoción o designación del Fiduciario.

Si celebrásemos un Contrato de Fideicomiso en relación con una serie de obligaciones negociables, nos obligaremos en dicho Contrato a indemnizar y defender y mantener indemne al Fiduciario por cualquier pérdida, responsabilidad o gasto documentado (incluidos los costos y gastos documentados razonables de sus asesores legales hasta el tope acordado entre las partes) emergentes o relacionados con la aceptación o administración de tal Contrato de Fideicomiso y con el cumplimiento de sus deberes en virtud del Contrato de Fideicomiso, inclusive, si correspondiera, como Coagente de Registro, Principal Agente de Pago y Agente de Transferencia, salvo cuando en dicha pérdida, responsabilidad o gasto medie su propia culpa grave o dolo.

Si celebrásemos el Contrato de Fideicomiso en relación con una serie de obligaciones negociables, este Contrato establecerá que el Fiduciario o cualquiera de sus sociedades vinculadas o agentes podrán convertirse en titulares o acreedores prendarios de títulos valores con los mismos derechos que tendrían si no revistieran el carácter de Fiduciario o agente del Fiduciario, y podrán de cualquier otra manera negociar con nosotros y percibir, cobrar, tener y retener cobranzas nuestras con los mismos derechos que tendrían si no fueran el Fiduciario o una sociedad vinculada o agente del Fiduciario. El Fiduciario, si lo hubiera, y sus sociedades vinculadas y agentes estarán facultados a operar comercialmente con nosotros o con cualquiera de nuestras sociedades vinculadas sin estar obligados a informar las ganancias resultantes de dichas operaciones.

Agentes de Pago; Agentes de Transferencia; Agentes de Registro

Podremos designar para cada serie de obligaciones negociables bajo el presente Programa Agentes de Registro, Agentes de Pago y Agentes de Transferencia. Asimismo, podremos designar en cualquier momento Agentes de Registro, Agentes de Pago y Agentes de Transferencia adicionales u otros en su reemplazo y rescindir su nombramiento; estableciéndose, no obstante, que (i) si así se dispusiera en el Contrato de Fideicomiso de una serie, mientras existan obligaciones negociables de cualquier serie en circulación, mantendremos un Agente de Registro, un Agente de Pago y un Agente de Transferencia en la Ciudad de Nueva York; (ii) si así se dispusiera en el Contrato de Fideicomiso de una serie, mientras las obligaciones negociables puedan ser negociadas en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo y las normas de la Bolsa de Valores de Luxemburgo así lo requieran, por lo menos un Agente de Pago y agente de transferencia tendrá oficinas en Luxemburgo; y (iii) mientras lo exija la ley argentina o la CNV, mantendremos un Agente de Registro, un Agente de Pago y un Agente de Transferencia en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Cuando lo requiera el Contrato de Fideicomiso de la serie respectiva, deberá enviarse a los tenedores de las obligaciones negociables notificación inmediatamente de producida cualquier renuncia, revocación o nombramiento de cualquier Agente de Registro, Agente de Pago o Agente de Transferencia y de cualquier cambio de las oficinas a través de las cuales actúan, en la forma descripta bajo el título anterior “—Notificaciones” y a la CNV.

El Fiduciario, los Agentes de Pago, los Agentes de Transferencia, el Agente de Registro y Coagente de Registro no formularán declaración alguna respecto de este prospecto, cualquier suplemento de precio o las cuestiones incluidas en el presente o en dichos documentos.

Compensación y liquidación

De así disponerlo en el correspondiente suplemento de precio, se suscribirán acuerdos con DTC, Euroclear y/o Clearstream para facilitar la emisión inicial de Obligaciones Negociables Globales depositadas en DTC, o en su representación (“Obligaciones Negociables Globales en DTC”). Véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables—Forma y Denominación”. Las transferencias dentro de DTC, Euroclear y/o Clearstream se realizarán de acuerdo con las normas y procedimientos operativos habituales del sistema pertinente. Las transferencias en diferentes mercados entre inversores que tengan o vayan a tener Obligaciones Negociables Globales en DTC a través de DTC e inversores que tengan o vayan a tener Obligaciones Negociables Globales en DTC a través de Euroclear y/o Clearstream se efectuarán en DTC a través de los respectivos depositarios de Euroclear y/o Clearstream. Cada Obligación Negociable Global de la Regulación S y cada Obligación Negociable Global de Circulación Restringida depositada en DTC tendrá un número CUSIP o CINS diferente.

DTC

DTC ha informado lo siguiente: DTC es una sociedad fiduciaria de objeto limitado constituida según las leyes del Estado de Nueva York, una “entidad bancaria” según el significado de las Leyes de Bancos de Nueva York, miembro del Sistema de la Reserva Federal, una “sociedad de compensación” en los términos del Código de Comercio Uniforme de Nueva York y una “cámara de compensación” registrada de conformidad con las disposiciones del Artículo 17A de la Ley del Mercado de Valores Estadounidense. DTC fue creada para la tenencia de títulos valores de sus entidades participantes (“Participantes de DTC”) y para facilitar la compensación y liquidación de operaciones con títulos valores entre Participantes de DTC mediante el ingreso electrónico de asientos en las cuentas de los Participantes de DTC, eliminando de esta forma la necesidad del traslado físico de títulos. Los Participantes de DTC incluyen agentes y operadores de bolsa, bancos, sociedades fiduciarias y cámaras de compensación, así como también otras organizaciones. Existen otras entidades que tienen acceso indirecto al sistema de DTC, tales como bancos, agentes y operadores de bolsa y sociedades fiduciarias que compensan a través de un Participante de DTC o mantienen una relación de custodia de títulos valores con un Participante de DTC, ya sea directa o indirectamente (los “Participantes de DTC Indirectos”).

Según las normas, reglamentaciones y procedimientos que establecen y afectan a DTC y sus operaciones (las “Normas”), DTC debe realizar transferencias escriturales entre los Participantes de DTC en cuya representación actúa respecto de las obligaciones negociables y debe recibir y transferir las distribuciones de capital e intereses sobre las obligaciones negociables. Los Participantes de DTC y los Participantes de DTC Indirectos en los que los inversores tienen cuentas en relación con las obligaciones negociables, deben también realizar transferencias escriturales y recibir y transmitir dichos pagos en representación de sus respectivos inversores.

Dado que DTC sólo puede actuar en representación de los Participantes de DTC, quienes a su vez actúan en representación de los Participantes de DTC Indirectos y ciertos bancos, la capacidad de una persona que tiene una participación beneficiaria en una obligación negociable mantenida en DTC de transferir o prendar dicha participación en favor de personas o sociedades que no participan en el sistema de DTC, o de tomar acciones por otra vía, podría verse afectada por la falta de un título físico de dicha participación. Las leyes de algunos estados de los Estados Unidos requieren que ciertas personas realicen la entrega física de títulos valores definitivos. Por lo tanto, la capacidad de transferir participaciones beneficiarias en una obligación negociable mantenida en DTC a favor de dichas personas podría verse limitada.

DTC ha informado que tomará las medidas que le estuvieran permitidas a un tenedor de obligaciones negociables (incluyendo, sin limitación, la presentación de obligaciones negociables para su canje según se detalla en el presente) únicamente según instrucciones de uno o más participantes en cuyas cuentas en DTC estuvieran acreditadas las participaciones en las obligaciones negociables pertinentes, y sólo respecto del valor nominal total de las obligaciones negociables respecto del cual dicho o dichos participantes hubieran impartido dicha instrucción. No obstante, en ciertas circunstancias, DTC canjeará las Obligaciones Negociables Globales en DTC mantenidas en DTC por Obligaciones Negociables Cartulares, que distribuirá a sus participantes y que, si representaran participaciones en la Obligación Negociable Global de Circulación Restringida, portarán la leyenda que se establece en “Restricciones a la Transferencia”. Véase “De la Oferta y la Cotización —Descripción de las Obligaciones Negociables — Obligaciones Negociables Cartulares”.

Euroclear

Euroclear fue creada en 1968 para mantener títulos valores en nombre de sus participantes y compensar y liquidar operaciones entre participantes de Euroclear a través de la entrega escritural electrónica simultánea contra el pago, eliminando de esta forma la necesidad del movimiento físico de títulos y cualquier riesgo debido a la falta de transferencias simultáneas de títulos valores y efectivo. Actualmente la liquidación de operaciones puede realizarse en muchas monedas, incluido el dólar estadounidense y el yen japonés. Euroclear provee otros servicios, incluida toma o préstamo de títulos valores, e interactúa con los mercados locales de diversos países a través de operaciones de transferencias en diferentes mercados con DTC generalmente similares a las descriptas anteriormente.

Euroclear opera a través de Euroclear Bank S.A./N.V. (el “Operador de Euroclear”) de conformidad con un contrato celebrado con Euroclear Clearance Systems, plc, una sociedad anónima del Reino Unido (“Euroclear”). Todas las operaciones son realizadas por el Operador de Euroclear, y todas las cuentas de compensación de títulos valores de Euroclear y las cuentas de efectivo de Euroclear son cuentas abiertas en el Operador de Euroclear, y no en Euroclear. El Operador de Euroclear establece la política de Euroclear en representación de los participantes de Euroclear. Los participantes de Euroclear (“Participantes de Euroclear”) incluyen entidades bancarias (incluidos bancos centrales), operadores y agentes que actúan por cuenta propia o de terceros y otros intermediarios financieros profesionales y pueden incluir a los colocadores. El acceso indirecto a Euroclear también se encuentra disponible para otras sociedades que compensan a través de un participante de Euroclear, o que mantienen una relación de custodia con dicho participante ya sea en forma directa o indirecta. Euroclear es un participante indirecto de DTC.

El Operador de Euroclear es una entidad bancaria de Bélgica, y se encuentra regulado y controlado por la Asociación de Bancos de Bélgica y el Banco Nacional de Bélgica.

Los Términos y Condiciones que Rigen el Uso del Sistema Euroclear (los “Términos y Condiciones de Euroclear”) y los respectivos Procedimientos Operativos de Euroclear y la ley de Bélgica aplicable rigen las cuentas de compensación de títulos valores y las cuentas de efectivo en el Operador de Euroclear. Específicamente, estos términos y condiciones rigen:

transferencias de títulos valores y efectivo dentro de Euroclear;
retiros de títulos valores y efectivo de Euroclear; y
recepción de pagos respecto de títulos valores en Euroclear.

Todos los títulos valores en Euroclear son mantenidos sobre una base fungible sin atribución de certificados específicos a cuentas de compensación de títulos valores específicas. El Operador de Euroclear actúa de conformidad con los términos y condiciones solamente en representación de los Participantes de Euroclear y no tiene registros ni relación alguna con las personas que mantienen títulos valores a través de los Participantes de Euroclear.

Las distribuciones respecto de obligaciones negociables cuya titularidad beneficiaria es ejercida a través de Euroclear se acreditarán en las cuentas en efectivo de los Participantes de Euroclear de acuerdo con los Términos y Condiciones de Euroclear, en la medida en que sean recibidas por el Operador de Euroclear y por Euroclear.

Clearstream Luxemburgo

Clearstream Banking, société anonyme (“Clearstream”) fue constituida como sociedad de responsabilidad limitada según las leyes de Luxemburgo. Clearstream pertenece a Cedel International, société anonyme, y Deutsche Börse AG. Los accionistas de estas dos entidades son bancos, operadores de títulos valores y entidades financieras.

Clearstream mantiene títulos valores para sus clientes y facilita la compensación y liquidación de operaciones con títulos valores entre clientes de Clearstream a través de asientos escriturales electrónicos en las cuentas de los clientes de Clearstream, eliminando de esta forma la necesidad del movimiento físico de títulos. Clearstream provee a sus clientes, entre otros, servicios de custodia, administración, procesamiento y liquidación de títulos valores negociados internacionalmente, toma y préstamo de títulos valores y administración de garantías. Clearstream interactúa con mercados locales de diversos países. Clearstream ha establecido un puente electrónico con el Operador de Euroclear para facilitar la liquidación de operaciones entre Clearstream y Euroclear.

Como entidad bancaria registrada en Luxemburgo, Clearstream está sujeta a la Comisión de Supervisión del Sector Financiero de Luxemburgo. Los clientes de Clearstream (los “Participantes de Clearstream”) son entidades financieras reconocidas en todo el mundo, incluidos otros operadores y agentes que actúan por cuenta propia o de terceros, bancos, sociedades fiduciarias y cámaras de compensación. En los Estados Unidos, los clientes de Clearstream comprenden exclusivamente operadores y agentes de títulos valores y bancos, y podrían incluir a los colocadores de las obligaciones negociables. El acceso indirecto a Clearstream también podría estar disponible para otras entidades que mantienen una relación de custodia con un cliente de Clearstream. Clearstream es un participante indirecto de DTC.

Las distribuciones con respecto a las obligaciones negociables cuya titularidad beneficiaria sea ejercida a través de Clearstream se acreditarán en las cuentas en efectivo de los Participantes de Clearstream de acuerdo con sus normas y procedimientos, en la medida que fueran recibidas por Clearstream.

Liquidación inicial en relación con las Obligaciones Negociables Globales en DTC

En oportunidad de la emisión de una Obligación Negociable Global en DTC, DTC o su custodio acreditarán, en su sistema interno, el respectivo monto de capital de las participaciones beneficiarias individuales representadas por dicha Obligación Negociable Global en DTC en las cuentas de las personas que tengan cuentas en DTC. En el caso de una obligación negociable vendida directamente por el Banco, estas cuentas inicialmente serán designadas por el respectivo colocador o el Banco, o en su representación. La titularidad de las participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global en DTC corresponderá a los Participantes de DTC, incluyendo Euroclear y Clearstream, o los Participantes de DTC Indirectos. La titularidad de las participaciones beneficiarias en Obligaciones Negociables Globales en DTC se reflejará en los registros mantenidos por DTC o su representante (con respecto a las participaciones de Participantes de DTC) y en los registros de los Participantes de DTC (con respecto a las participaciones de Participantes de DTC Indirectos), y la transferencia de dicha titularidad se realizará solamente a través de tales registros.

Euroclear y Clearstream mantendrán posiciones generales en representación de sus participantes a través de cuentas de títulos valores de clientes de Euroclear y Clearstream en los libros de sus respectivos depositarios, que a su vez, mantendrán estas posiciones en cuentas de títulos valores de clientes en nombre de dichos depositarios en los libros de DTC.

Los inversores que mantienen sus participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC a través de DTC acatarán las normas de liquidación aplicables a emisiones de bonos globales. Las tenencias se imputarán en las cuentas en custodia de títulos valores de inversores contra el pago de fondos de inmediata disponibilidad en la fecha de liquidación.

Los inversores que mantienen sus participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC a través de cuentas en Euroclear o Clearstream acatarán los procedimientos de liquidación aplicables a eurobonos nominativos convencionales. Las participaciones se acreditarán en las cuentas en custodia de títulos valores en la fecha de liquidación contra el pago de fondos de inmediata disponibilidad.

Negociación en el mercado secundario en relación con Obligaciones Negociables Globales en DTC

Teniendo en cuenta que el comprador determina el lugar de entrega, es importante determinar, en el momento de la negociación, la ubicación tanto de la cuenta del comprador como del vendedor a efectos de asegurar que la liquidación pueda realizarse en la fecha valor elegida. Si bien DTC, Euroclear y Clearstream han prestado su conformidad a los siguientes procedimientos a fin de facilitar las transferencias de participaciones en una Obligación Negociable Global de la Regulación S y una Obligación Negociable Global de Circulación Restringida entre participantes de DTC, Euroclear y Clearstream, estas sociedades no están obligadas a observar o mantener estos procedimientos, pudiendo interrumpirlos en cualquier momento. Ni el Banco ni el Fiduciario, ni el Agente de Registro, ni el Coagente de Registro, ni ningún Agente de Pago o Agente de Transferencia serán responsables por el cumplimiento por DTC, Euroclear o Clearstream o sus respectivos participantes o participantes indirectos de sus respectivas obligaciones en virtud de las normas y procedimientos que rigen sus operaciones.

Negociación entre Participantes de DTC

La liquidación de una operación en el mercado secundario entre Participantes de DTC se realizará utilizando los procedimientos aplicables a emisiones de bonos globales en fondos de inmediata disponibilidad.

Negociación entre Participantes de Euroclear y/o Clearstream

La liquidación de una operación en el mercado secundario entre Participantes de Euroclear y/o Participantes de Clearstream se realizará utilizando los procedimientos aplicables a eurobonos convencionales en fondos de inmediata disponibilidad.

Negociación entre vendedores en DTC y compradores en Euroclear o Clearstream

Cuando las participaciones deban ser transferidas de la cuenta de un Participante de DTC a la cuenta de un Participante de Euroclear o Participante de Clearstream, el comprador enviará instrucciones a Euroclear o Clearstream a través de un Participante de Euroclear o un Participante de Clearstream, según el caso, por lo menos un día hábil antes de la liquidación. El Operador de Euroclear o Clearstream darán instrucciones a su respectivo depositario para que reciba dicha participación contra su pago. El pago será efectuado por el depositario en la cuenta del Participante de DTC contra entrega de la participación en la respectiva Obligación Negociable Global en DTC. Una vez realizada la liquidación, la participación se acreditará en el respectivo sistema de compensación, y a través del sistema de compensación, de acuerdo con sus procedimientos habituales, en la cuenta del Participante de Euroclear o del Participante de Clearstream. La acreditación del título valor aparecerá al día siguiente (hora de Europa) y el débito de efectivo se estimará retroactivamente a la fecha valor (que sería el día anterior, si la liquidación tuvo lugar en Nueva York), y los intereses sobre la Obligación Negociable Global en DTC se devengarán desde dicha fecha. Si la liquidación no se completa en la fecha valor pretendida (es decir, la negociación fracasa), el débito de efectivo de Euroclear o Clearstream se estimará, en ese caso, a la fecha de liquidación efectiva.

Los Participantes de Euroclear y los Participantes de Clearstream tendrán que poner a disposición del respectivo sistema de compensación los fondos necesarios para procesar la liquidación de fondos de inmediata disponibilidad. La forma más directa de realizar esto es comprometer fondos para liquidación, ya sea de fondos líquidos disponibles o de líneas de crédito existentes, en la medida en que dichos Participantes lo harían respecto de cualquier liquidación con Euroclear o Clearstream. Bajo este enfoque, dichos Participantes podrán tener exposiciones crediticias en el Operador de Euroclear o Clearstream hasta la acreditación, de sus participaciones en la Obligación Negociable Global en DTC pertinente, en sus cuentas un día después.

Como procedimiento alternativo, si el Operador de Euroclear o Clearstream hubieran otorgado una línea de crédito a un Participante de Euroclear o un Participante de Clearstream, según el caso, dicho Participante podrá optar por no comprometer fondos y permitir la utilización de la línea de crédito para financiar la liquidación. Según este procedimiento, los Participantes de Euroclear o los Participantes de Clearstream que adquieran participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC incurrirían en cargos resultantes de descubierto por un día, asumiendo que el descubierto sea compensado cuando las participaciones en la Obligación Negociable Global en DTC pertinente fueran acreditadas en sus cuentas. Sin embargo, los intereses respecto de la participación en la Obligación Negociable Global en DTC se devengarían desde la fecha valor. Por lo tanto, en muchos casos, los ingresos por inversiones acumulados durante ese período de un día podrían sustancialmente reducir o compensar el monto de los cargos por descubierto, aunque este resultado dependerá del costo de financiación de cada participante en particular.

Dado que la liquidación se realiza en horas hábiles en Nueva York, los Participantes de DTC pueden emplear sus procedimientos habituales para transferir bonos globales a los respectivos depositarios de Euroclear o Clearstream en beneficio de los Participantes de Euroclear o Participantes de Clearstream. El producido de la venta quedará a disposición del vendedor en DTC en la fecha de liquidación. De esta forma, para los Participantes de DTC, la liquidación de una operación de venta en diferentes mercados no diferirá de una operación entre dos Participantes de DTC.

Negociación entre vendedores en Euroclear o Clearstream y compradores en DTC

Debido a las diferencias horarias a su favor, los Participantes de Euroclear y los Participantes de Clearstream podrán utilizar sus procedimientos de práctica para operaciones en las que las participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC deben transferirse por el sistema de compensación pertinente, a través de su respectivo depositario, a un Participante de DTC por lo menos un día hábil antes de su liquidación. En estos casos, Euroclear o Clearstream impartirán instrucciones a su respectivo depositario para que entregue la participación en la Obligación Negociable Global en DTC pertinente en la cuenta del Participante de DTC contra su pago. El pago se reflejará en la cuenta del Participante de Euroclear o Participante de Clearstream al día siguiente, y la percepción de fondos en efectivo en la cuenta del participante de Euroclear o el Participante de Clearstream se estimaría retroactivamente a la fecha valor (que sería el día anterior, cuando la liquidación se realice en la Ciudad de Nueva York). En caso de que el Participante de Euroclear o el Participante de Clearstream tuvieran una línea de crédito en su sistema de compensación pertinente y eligieran efectuar el débito antes de recibir los fondos de la venta en su cuenta, la valuación retroactiva cancelará los cargos por descubierto incurridos por ese período de un día. Si la liquidación no se lleva a cabo en la fecha valor pretendida (es decir, la operación fracasa), la recepción de los fondos en efectivo en la cuenta del Participante de Euroclear o del Participante de Clearstream sería, en ese caso, estimada a la fecha de liquidación efectiva.

Por último, los operadores del día que operan con Euroclear o Clearstream para comprar participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC de los Participantes de DTC para su entrega a los Participantes de Euroclear o Participantes de Clearstream deben tener conocimiento de que estas operaciones fracasarán automáticamente para la parte vendedora a menos que tome una acción afirmativa. Para eliminar este problema potencial debe recurrirse a tres técnicas por lo menos:

préstamos a través de Euroclear o Clearstream por un día (hasta que la posición compradora de la operación del día aparezca reflejada en sus cuentas en Euroclear o Clearstream) de acuerdo con los procedimientos de práctica del sistema de compensación;
préstamo de intereses en la Obligación Negociable Global en DTC en los Estados Unidos de un Participante de DTC a más tardar un día antes de la liquidación, lo que daría suficiente tiempo para que las obligaciones negociables aparezcan reflejadas en su cuenta en Euroclear o Clearstream a efectos de liquidar la posición vendedora de la negociación; o
escalonamiento de la fecha valor para la posición compradora y vendedora de manera que la fecha valor para la compra del Participante de DTC opere por lo menos un día antes que la fecha valor para la venta al Participante de Euroclear o al Participante de Clearstream.

Liquidación inicial y negociación en el mercado secundario en relación con Obligaciones Negociables Globales depositadas en el Depositario Común

La liquidación inicial en Euroclear y Clearstream y la negociación en el mercado secundario entre Participantes de Euroclear y/o Participantes de Clearstream se realizará utilizando los procedimientos aplicables a eurobonos convencionales.

Restricciones a la transferencia

No hemos registrado y no registraremos las obligaciones negociables en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense u otras leyes de títulos valores estadounidenses aplicables, por lo que no podrán ser ofrecidas ni vendidas salvo en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta o en operaciones exentas o no sujetas al requisito de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. En consecuencia, las obligaciones negociables se ofrecen y venden solamente:

en los Estados Unidos a compradores institucionales calificados (según se define en la Norma 144A) en base a la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense; y
fuera de los Estados Unidos, a ciertas personas, que no sean personas estadounidenses, en operaciones offshore que cumplan los requisitos de la Norma 903 de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

Declaraciones del comprador y restricciones de venta

Se considerará que cada comprador de obligaciones negociables (que no sea un colocador en relación con la emisión y venta inicial de obligaciones negociables) y cada titular de cualquier participación beneficiaria en dichas obligaciones negociables, mediante su aceptación o compra, ha declarado y convenido lo siguiente:

(1) Compra las obligaciones negociables en nombre propio o en nombre de terceros respecto de los que ejerce facultades discrecionales exclusivas en materia de inversión y que tanto el comprador como la persona para la que actúa es (a) un comprador institucional calificado y tiene conocimiento de que la venta se realiza en el marco de la Norma 144A, o (b) una persona no estadounidense que cumpla con la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

(2) Reconoce que las obligaciones negociables no han sido registradas según la Ley de Títulos Valores Estadounidense ni ante ninguna autoridad regulatoria de títulos valores de ninguna jurisdicción y no pueden ser ofrecidas ni vendidas en los Estados Unidos ni a personas estadounidenses, ni para la cuenta o en beneficio de personas estadounidenses, salvo lo que se expresa más adelante.

(3) Entiende y acuerda que las obligaciones negociables inicialmente ofrecidas en los Estados Unidos a compradores institucionales calificados estarán representadas por una o más obligaciones negociables globales y que las obligaciones negociables ofrecidas fuera de los Estados Unidos en base a la Regulación S también estarán representadas por una o más obligaciones negociables globales.

(4) No venderá ni de otra forma transferirá ninguna de dichas obligaciones negociables, salvo (a) a favor nuestro o de un colocador, o por intermedio o a través de un colocador o en una operación aprobada por un colocador, (b) dentro de los Estados Unidos a un comprador institucional calificado en una operación que cumpla los requisitos de la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, (c) en cumplimiento de la Norma 903 o 904 de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, (d) en virtud de la exención del requisito de registro establecido por la Norma 144A conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense (si estuviera disponible) o (e) en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta según la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

(5) Acuerda que dará a cada persona a la cual transfiera las obligaciones negociables aviso de las restricciones sobre transferencias de dichas obligaciones negociables.

(6) Reconoce que con anterioridad a cualquier transferencia propuesta de obligaciones negociables (que no sea en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta o respecto de obligaciones negociables vendidas o transferidas en virtud de la Regulación S y admitidas al régimen de negociación del mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo), podrá requerirse que el tenedor de dichas obligaciones negociables presente certificaciones con respecto a la forma de dicha transferencia según se estable ezca en el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, o en el correspondiente suplemento de precio.

(7) Reconoce que el Fiduciario de las obligaciones negociables, si lo hubiera, no estará obligado a aceptar para su registro la transferencia de las obligaciones negociables que adquirió (salvo las obligaciones negociables vendidas o transferidas en virtud de la Regulación S y admitidas al régimen de negociación del mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo), salvo contra presentación de prueba satisfactoria que se nos haga dicho Fiduciario indicando que se han cumplido las restricciones establecidas en el presente.

(8) Reconoce que nosotros, los colocadores y otras personas se basarán en la veracidad y exactitud de las manifestaciones, declaraciones y acuerdos precedentes, y acuerda que si alguna de las manifestaciones, declaraciones y acuerdos que se consideran otorgados mediante su adquisición de las obligaciones negociables dejara de ser exacta, notificará inmediatamente a nosotros y a los colocadores. Si adquiere las obligaciones negociables en carácter de fiduciario o agente de una o más cuentas de inversión, declara que tiene facultades discrecionales exclusivas en materia de inversión respecto de cada una de dichas cuentas y tiene plenas facultades para otorgar las manifestaciones, declaraciones y acuerdos precedentes en representación de cada cuenta.

La siguiente es la leyenda sobre restricción de circulación que aparecerá en el anverso de las obligaciones negociables globales de la Norma 144A, y que será utilizada para notificar a los cesionarios las restricciones sobre transferencias descriptas precedentemente.

“Esta obligación negociable no ha sido registrada en virtud de la Ley de Títulos Valores de 1933 de los Estados Unidos y modificatorias (la “Ley de Títulos Valores Estadounidense”), ni de otras leyes de títulos valores. Mediante la adquisición de esta obligación negociable, su tenedor acuerda en beneficio de YPF Sociedad Anónima (la “Compañía”) que la presente obligación negociable o cualquier derecho o participación en ella podrán ser ofrecidos, vendidos, prendados o de otra forma transferidos solamente (i) a nosotros o a los colocadores designados por nosotros con respecto a una serie en particular de obligaciones negociables (cada uno, un “colocador” y, en conjunto, los “colocadores”) o por intermedio de un colocador, o a través o en una operación aprobada por un colocador, (ii) mientras esta obligación negociable reúna los requisitos para su venta contemplados en la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense (“Norma 144A”), a una persona que según razonable entender del vendedor es un comprador institucional calificado (según se define en la Norma 144A) de acuerdo con la Norma 144A, (iii) en una operación offshore de acuerdo con la Norma 903 o 904 de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, (iv) en virtud de una exención de los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense reconocidos por la Norma 144A conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense (si estuviera disponible), o (v) en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense, y en cada uno de dichos casos de conformidad con las leyes de títulos valores aplicables de cualquier estado de Estados Unidos u otra jurisdicción aplicable. Mediante su adquisición, el tenedor de la presente declara y conviene en beneficio nuestro que notificará a cualquier comprador de esta obligación negociable las restricciones de venta a las que se hace referencia precedentemente.

La leyenda precedente podrá ser eliminada si se cumplen las condiciones especificadas en el contrato de fideicomiso al que se hace referencia en la presente obligación negociable”.

La siguiente es la leyenda sobre restricción de circulación que aparecerá en el anverso de las obligaciones negociables globales de la Regulación S, y que será utilizada para notificar a los cesionarios las restricciones sobre transferencias descriptas precedentemente. Podrán obtenerse otras copias de este aviso del Fiduciario, si lo hubiera, o de quien se determine a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio.

“Esta obligación negociable no ha sido registrada en virtud de la Ley de Títulos Valores de 1933 de los Estados Unidos, y modificatorias, (la “Ley de Títulos Valores Estadounidense”), ni de otras leyes de títulos valores. Mediante la adquisición de esta obligación negociable, su tenedor acuerda en nuestro beneficio que la presente o cualquier derecho o participación en ella no podrán ser ofrecidos, vendidos, prendados ni de otra forma transferidos si no se hubiera efectuado su registro, a menos que dicha operación estuviera exenta o no sujeta a este requisito.

La leyenda precedente podrá ser eliminada después de 40 días corridos contados desde, e incluyendo, (a) el día en que las obligaciones negociables sean ofrecidas a personas que no sean distribuidores (según se define en la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense) o (b) la fecha de emisión original de esta obligación negociable, la fecha que fuera posterior”.

Para una mayor descripción de los requisitos (incluida la presentación de certificados de transferencia) contenidos en el presente para llevar a cabo canjes o transferencias de participaciones en obligaciones negociables globales y obligaciones negociables cartulares, véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables — Forma y Denominación”.

Plan de distribución

Podremos periódicamente ofrecer obligaciones negociables en el marco de este Programa directamente o a través de colocadores. Uno o varios colocadores podrán comprar obligaciones negociables en calidad de comitente nuestro periódicamente para su reventa a inversores y otros compradores a un precio de oferta fijo o a precios diferentes en relación con precios de mercado prevalecientes al momento de la venta según determine cualquier colocador. Si así lo acordamos con un colocador, el colocador también podrá emplear esfuerzos razonables en su representación para solicitar la presentación de ofertas de compra de las obligaciones negociables. Las comisiones con respecto a las obligaciones negociables que sean vendidas a través de un colocador como agente nuestro las convendremos con dicho colocador en el momento de la venta. Si uno o más colocadores participaran en la oferta y venta de obligaciones negociables, celebraremos un contrato de colocación o suscripción con dichos colocadores en el momento de acordar tal oferta y venta. Los términos y condiciones relacionados con la oferta de cualquier serie de obligaciones negociables en particular se detallarán en el respectivo suplemento de precio aplicable. La colocación y distribución de las obligaciones negociables a ser emitidas en el marco de este Programa será efectuada en la Argentina de acuerdo con las Normas de la CNV y las Resoluciones 470 y 597.

Un colocador podrá vender las obligaciones negociables que adquirió como comitente a ciertos otros colocadores, con un descuento equivalente a todo o parte del descuento recibido en relación con dicha compra. El colocador podrá conceder, y, a su vez, dichos otros colocadores podrán conceder, un descuento a ciertos colocadores adicionales. Luego de la oferta inicial de obligaciones negociables, el precio de oferta (en el caso de obligaciones negociables que serán nuevamente vendidas a un precio de oferta fijo), el descuento y la reasignación podrán modificarse.

Cualquier colocador y/o sus afiliados podrán realizar transacciones derivadas y/o estructuradas con clientes, a pedido de éstos, relacionadas con las obligaciones negociables, y cualquier de dichos colocadores y/o sus afiliados podrán también adquirir alguna de las obligaciones negociables parar cubrirse de la exposición al riesgo fruto de dicha transacción. Adicionalmente, cualquier colocador y/o sus afiliados podrán adquirir las obligaciones negociables para una cuenta de su propiedad. Cualquiera de las adquisiciones antes mencionadas podrá tener efecto en la demanda y/o en el precio de las obligaciones negociables.

Antes de la oferta inicial de obligaciones negociables en el marco de este Programa, no había un mercado de negociación establecido para estas obligaciones negociables. Si bien podremos solicitar que las obligaciones negociables de una serie en particular sean admitidas para su negociación en el mercado Euro MTF, el mercado alternativo de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, y su ingreso al régimen de cotización de la BCBA y el MAE o cualquier otro mercado de valores, otras clases y/o series de nuestras obligaciones negociables podrán no cotizar en ninguna bolsa de valores. Periódicamente, los colocadores podrán formar un mercado respecto de estas obligaciones negociables, aunque no están obligados a hacerlo y podrán interrumpir las actividades de formación de mercado en cualquier momento. Asimismo, esta actividad de formación de mercado estará sujeta a las restricciones impuestas en la Ley de Mercado de Capitales, las Normas de la CNV y, de corresponder, por la Ley de Títulos Valores Estadounidense y la Ley del Mercado de Valores Estadounidense, y podrá resultar limitada durante cualquier oferta de canje y la tramitación de cualquier solicitud anticipada de autorización de oferta en relación con los derechos de registro que podremos ofrecer a tenedores de una serie en particular de obligaciones negociables. En consecuencia, no podemos garantizar la liquidez de las obligaciones negociables o el desarrollo o continuidad de un mercado de negociación para las obligaciones negociables.

En relación con una oferta de obligaciones negociables adquiridas por uno o más colocadores como comitentes en base a un precio de oferta fijo, dichos colocadores podrán participar de operaciones de estabilización u otras similares para estabilizar el precio de las obligaciones negociables de acuerdo con la ley aplicable. Estas operaciones pueden incluir ofertas o compras con el objeto de estabilizar, fijar o mantener el precio de las obligaciones negociables. Si el o los colocadores crean, según el caso, una posición en descubierto en las obligaciones negociables (es decir, si el o los colocadores venden obligaciones negociables por un valor nominal total mayor que el establecido en el suplemento de precio aplicable), dichos colocadores podrán reducir dicha posición en descubierto mediante la compra de obligaciones negociables en el mercado abierto. En general, la compra de obligaciones negociables con fines de estabilización o para reducir una posición en descubierto podría provocar el aumento del precio de las obligaciones negociables por sobre el que se fijaría en ausencia de tales compras. Todas estas actividades de estabilización podrán llevarse a cabo de acuerdo con el Artículo 30, Capítulo XXI, de las Normas de las CNV.

En relación con la emisión de obligaciones negociables en el marco de este Programa, según la Ley de Servicios y Mercados Financieros (Financial Services and Markets Act) de 2000 del Reino Unido (la “FSMA”), si fuera de aplicación por así determinarlo el suplemento de precio correspondiente, cualquier colocador especificado en el suplemento de precio aplicable como agente de estabilización (o cualquier colocador del agente de estabilización) podrá sobreasignar obligaciones negociables o efectuar operaciones tendientes a mantener el precio de mercado de las obligaciones negociables pertinentes por sobre el nivel que en otro caso podría prevalecer durante un período limitado. No obstante, podrá no existir esta obligación de parte del agente de estabilización (o de cualquier colocador del agente de estabilización). Cualquier acto de estabilización, de ser iniciado, podrá concluirse en cualquier momento, y después de un período limitado deberá darse por finalizado. Los actos de estabilización deben cumplir todas las leyes, reglamentaciones y normas aplicables.

No formulamos, ni ninguno de los colocadores formula, declaración o predicción alguna en cuanto a la dirección o alcance que puedan tener las operaciones descriptas precedentemente respecto del precio de las obligaciones negociables. Asimismo, no formulamos, ni los colocadores formulan, declaración alguna acerca de si los colocadores participarán de tales operaciones o si éstas, una vez iniciadas, no serán interrumpidas sin aviso.

El o los colocadores podrán tener una serie de obligaciones negociables a disposición para su distribución en internet a través de un sitio propio y/o un sistema de terceros operado por MarketAxess Corporation, un proveedor de tecnología de comunicaciones para servicios de internet. MarketAxess Corporation provee el sistema como un medio de comunicación entre los colocadores y sus clientes y no es parte de ninguna operación. MarketAxess Corporation, un operador, recibirá una remuneración de los colocadores en base a las operaciones que se realizan a través del sistema. Los colocadores pondrán dichas obligaciones negociables a disposición de sus clientes a través de distribuciones en internet, sea a través de un sistema propio o de terceros, en los mismos términos y condiciones que las distribuciones realizadas por otros canales.

Entregaremos las obligaciones negociables contra su pago en la fecha de cierre especificada en el suplemento de precio o aproximadamente en dicha fecha. Si se especificara en el suplemento de precio aplicable, dicha fecha con respecto a una serie en particular de obligaciones negociables podría operar después de los tres días hábiles siguientes a la fecha de determinación del precio de dichas obligaciones negociables. Según la Norma 15c6-1 de la SEC conforme a la Ley del Mercado de Valores Estadounidense, las operaciones en el mercado secundario en general deben ser liquidadas en tres días hábiles, a menos que las partes de la operación expresamente acuerden lo contrario. Por lo tanto, los compradores que tengan intención de negociar dichas obligaciones negociables en la fecha de determinación del precio o en los días hábiles siguientes podrán verse obligados, en virtud del hecho de que la liquidación de dichas obligaciones negociables inicialmente se hará después de los tres días hábiles siguientes a dicha determinación del precio, a indicar un ciclo de liquidación alternativo en el momento de realizar tal operación para evitar que la liquidación fracase. Se recomienda a los compradores de dichas obligaciones negociables que se propongan negociar obligaciones negociables en la fecha de fijación del precio o el día hábil posterior que consulten con sus propios asesores.

Podremos acordar indemnizar a los colocadores por ciertas responsabilidades (incluidas, entre otras, las previstas según la Ley de Títulos Valores Estadounidense) o contribuir con pagos que los colocadores pudieran estar obligados a realizar a causa de cualquiera de tales responsabilidades. También podremos acordar reembolsar a los colocadores algunos otros gastos.

Es posible que algunos de los colocadores nos hayan prestado directa o indirectamente servicios de asesoramiento financiero y/o de banca comercial o de inversión, por los cuales han recibido honorarios y comisiones de práctica, pudiendo prestarnos estos servicios tanto a nosotros como a nuestras sociedades vinculadas en el futuro.

Estados Unidos

Las Obligaciones Negociables no han sido registradas en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense y no podrán ser ofrecidas o vendidas en los Estados Unidos o a personas estadounidenses, o por cuenta o en beneficio de éstas (según se define en la Regulación S), salvo en ciertas operaciones exentas de los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, o que no se encuentren sujetas a los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

La oferta y venta de obligaciones negociables por uno o más colocadores se realizará únicamente (a) a entidades que, según el razonable entender de dichos colocadores, sean compradores institucionales calificados en base a la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, y (b) a ciertas personas en operaciones offshore en base a la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense y de conformidad con la ley aplicable. Toda oferta o venta de obligaciones negociables en base a la Norma 144A será realizada por operadores bursátiles que estén registrados como tales en virtud de la Ley del Mercado de Valores Estadounidense.

Con respecto a obligaciones negociables ofrecidas a personas no estadounidenses en operaciones offshore en base a la Regulación S, cada colocador reconocerá y acordará que, salvo según lo permitido por el contrato de compra o colocación, no ofrecerá, venderá ni entregará obligaciones negociables (i) como parte de su distribución en cualquier momento ni (ii) de otra forma, hasta transcurridos 40 días de completarse la distribución (según certifique el colocador pertinente al Fiduciario, si lo hubiera) de la serie identificable de la que dichas obligaciones negociables sean parte, dentro de los Estados Unidos, o a personas estadounidenses, o por cuenta o en beneficio de dichas personas estadounidenses.

Asimismo, hasta el vencimiento del período de 40 días referido anteriormente, una oferta o venta de obligaciones negociables dentro de los Estados Unidos efectuada por un colocador que no participe en la oferta, podría violar los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

Los términos utilizados en los cuatro párrafos anteriores tienen el significado que se les otorga en la Regulación S y la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

Comunidad Económica Europea

En relación con cada Estado Miembro de la Comunidad Económica Europea que hubiera implementado la Directiva sobre Prospectos (cada uno de ellos, un “Estado Miembro Pertinente”), cada colocador declarará y convendrá que, con vigencia a partir de la fecha en que se implemente la Directiva sobre Prospectos en el Estado Miembro Pertinente (la “Fecha de Implementación Respectiva”), inclusive, no ha realizado ni realizará una oferta pública de las obligaciones negociables en dicho Estado Miembro Pertinente antes de la publicación de un prospecto en relación con las obligaciones negociables que hayan sido aprobadas por la autoridad competente en ese Estado Miembro Pertinente, o cuando corresponda, hayan sido aprobadas en cualquier otro Estado Miembro Pertinente y el hecho se haya notificado a la autoridad competente de dicho Estado Miembro Pertinente, todo ello de acuerdo con la Directiva sobre Prospectos, con la excepción de que, con vigencia a partir de la Fecha de Implementación Respectiva, inclusive, podrá realizarse una oferta pública de obligaciones negociables en tal Estado Miembro Pertinente en cualquier momento:

a personas jurídicas que estuvieran autorizadas o sujetas a regulación para operar en los mercados financieros o, de no contar con tal autorización o regulación, cuyo único objeto social sea invertir en títulos valores; o
a cualquier persona jurídica que cumpla por lo menos dos de los siguientes requisitos (1) un promedio de por lo menos 250 empleados durante el último ejercicio económico; (2) un balance total mínimo de euros 43.000.000 y (3) un volumen de ingresos neto anual mínimo de euros 50.000.000, según figure en sus últimos estados contables anuales o consolidados; o
en otras circunstancias que no requieran la publicación de un prospecto por parte de la emisora según el Artículo 3 de la Directiva sobre Prospectos.

A los efectos de la presente disposición, la expresión “oferta pública” de cualquiera de las obligaciones negociables en cualquier Estado Miembro Pertinente significa la comunicación, en cualquier forma y por cualquier medio, de información suficiente sobre los términos y condiciones de la oferta y las obligaciones negociables a ser ofrecidas que le permita a un inversor decidir su comprar o suscripción, según pudiera ser modificada en ese Estado Miembro Pertinente por cualquier medida que implemente la Directiva sobre Prospectos en dicho Estado Miembro Pertinente, y la expresión “Directiva sobre Prospectos” significa la Directiva 2003/71/CE e incluye cualquier medida que la implemente en cada Estado Miembro Pertinente.

Reino Unido

Cada colocador declarará, garantizará y acordará lo siguiente:

(a) únicamente ha comunicado o dispuesto se comunique y únicamente comunicará o dispondrá que se comunique una invitación o una recomendación para participar en actividades de inversión (según el significado del Artículo 21 de la FSMA que hubiera recibido en relación con la emisión o venta de las obligaciones negociables en circunstancias en las que no nos sea de aplicación el Artículo 21(1) de la FSMA; y

(b) ha cumplido y cumplirá con todas las disposiciones aplicables de la FSMA respecto de cualquier acto que hubiera realizado en relación con las obligaciones negociables en el Reino Unido desde ese país o que lo involucre.

Argentina

Esfuerzos de colocación

Salvo especificación en contrario incluida en el suplemento de precio correspondiente, las obligaciones negociables se colocarán mediante una oferta pública de acuerdo con la ley argentina. En Argentina, la oferta pública de títulos valores está regulada por la Ley de Mercado de Capitales y las normas de la CNV (incluyendo, a título enunciativo, las Resoluciones 470 y 597) según sus respectivas modificaciones. Las obligaciones negociables han sido autorizadas para su oferta pública únicamente en Argentina mediante Resolución Nº 15.896 del Directorio de la CNV, de fecha 5 de junio de 2008, Resolución N° 16.954 de fecha 25 de octubre de 2012 y Resolución N° 17.076 de 9 de mayo de 2013. En consecuencia e independientemente de lo anterior o cualquier término en contrario incluido en el suplemento de precio correspondiente o en este prospecto, fuera de Argentina, las obligaciones negociables serán ofrecidas únicamente de acuerdo con las leyes de las jurisdicciones aplicables conforme a exenciones de los requisitos de registro u oferta pública.

A los fines de la colocación de obligaciones negociables mediante una oferta pública de acuerdo con la ley argentina, salvo especificación en contrario del suplemento de precio aplicable, directamente o a través de colocadores, en Argentina o en el exterior, llevaremos a cabo cualquiera de los siguientes esfuerzos de colocación o cualquier combinación de los siguientes esfuerzos de colocación de acuerdo con las leyes de las jurisdicciones aplicables: (i) distribución (en documentos impresos o electrónicamente) del suplemento de precio preliminar y definitivo relativo a las obligaciones negociables y un prospecto en español sustancialmente similar al prospecto en inglés; (ii) publicación de avisos en diarios de circulación general o medios especializados en Argentina; (iii) un road show internacional y argentino en el que se invitará a los potenciales inversores a participar; (iv) conferencias telefónicas grupales e individuales y reuniones con potenciales inversores tanto en Argentina como en el exterior; o (v) otros esfuerzos de colocación que nosotros y los colocadores podamos considerar convenientes para colocar las obligaciones negociables.

Las obligaciones negociables podrán ser ofrecidas directamente al público en Argentina por nosotros o a través de cualquier entidad autorizada por las leyes y regulaciones del país para ofrecer o vender títulos valores al público en Argentina.

Proceso de recepción de ofertas y proceso de adjudicación

Salvo que se especificara otra forma en el suplemento de precio aplicable, las obligaciones negociables serán colocadas y el precio de emisión y tasa de interés serán determinados a través del proceso de subasta o licitación pública abierta que autorizan las normas de la CNV (incluyendo las Resoluciones 470 y 597).

INFORMACIÓN DEL MERCADO

Mercados

Acciones y ADSs

Bolsa de Comercio de Buenos Aires

La BCBA es el principal mercado argentino para la negociación de las acciones ordinarias.

El MERVAL es el mercado de valores más grande en la Argentina y está adherido a la BCBA. El MERVAL es una sociedad anónima, constituida por 134 accionistas que son las únicas personas o entidades autorizadas a negociar, ya sea como agentes o mandatarios, los títulos cotizados en la BCBA. Las transacciones en la BCBA se concretan tanto a viva voz desde las 11:00 hasta las 17:00 horas de los días hábiles, como mediante el Sistema Integrado de Negociación Asistida por Computador, (“SINAC”). El SINAC es un sistema de negociación por computadora que permite realizar operaciones con títulos de deuda y acciones, y al cual pueden acceder los operadores o agentes bursátiles en forma directa desde sus puestos de trabajo en sus oficinas. Actualmente, la totalidad de las operaciones relacionadas con obligaciones negociables y títulos públicos que cotizan pueden realizarse a través del sistema SINAC. A fin de controlar la volatilidad de los precios, el MERVAL establece una interrupción de 15 minutos en las operaciones de un título cuando el precio del mismo registra una variación que oscila entre el 10% y el 15% y del 15% al 20%. Cualquier otra variación adicional del 5% en el precio de un título genera una suspensión adicional sucesiva de otros 10 minutos.

Los inversores en el mercado argentino de valores negociables son principalmente inversores particulares y sociedades. Los inversores institucionales, que son los responsables del porcentaje creciente de las operaciones, son las compañías de seguros.

En el siguiente cuadro se detalla información acerca de los mercados de capitales de la Argentina.


	2012	2011	2010	2009	2008
Capitalización del mercado (en miles de millones de pesos)(1)	2.300	1.611	1.900	2.185	1.234
Porcentaje sobre PBI(1)	166%	86%	132%	191%	119%
Volumen (en millones de pesos)	242.324	207.805	177.613	133.208	237.790
Volumen promedio diario negociado (en millones de pesos)	734.0	848,2	722,0	545,93	962,71

(1) Cifras al cierre del período para operaciones en la BCBA.

Fuente: CNV e Instituto Argentino de Mercado de Capitales.

En el siguiente cuadro se establecen, para los últimos cinco ejercicios económicos completos y para el ejercicio en curso, los precios máximos y mínimos en pesos argentinos de nuestras acciones Clase D en el MERVAL:

	Máximo	Mínimo

2008	183,00	118,00
2009	162,00	64,00
2010	205,00	137,00
2011	222,60	150,50
2012	188,50	66,50
2013(1)	133,5	101,3

(1) Hasta el 17 de abril de 2013.

En el siguiente cuadro se establecen, para cada trimestre de los últimos dos ejercicios económicos y del ejercicio en curso los precios máximos y mínimos en pesos argentinos de nuestras Acciones Clase D en el MERVAL.

	Máximo	Mínimo

2011:
Primer trimestre	222,60	177,00
Segundo trimestre	202,00	176,50
Tercer trimestre	195,50	150,50
Cuarto trimestre	180,00	150,95
2012:
Primer trimestre	188,50	125,00
Segundo trimestre	125,00	66,50
Tercer trimestre	90,25	73,00
Cuarto trimestre	104,00	66,50
2013:
Primer trimestre	133,50	101,30
Segundo trimestre(1)	120,90	115,75

(1) Hasta el 17 de abril de 2013.

En el siguiente cuadro se establecen, para cada uno de los últimos seis meses y el mes en curso, los precios máximos y mínimos en pesos de nuestras Acciones Clase D en el MERVAL.

	Máximo	Mínimo
2012:
Octubre	81,20	74,50
Noviembre	77,5	66,50
Diciembre	104	75,50
2013:
Enero	133,40	101,30
Febrero	133,50	111,00
Marzo	132,00	111,00
Abril	120,90	115,75


(1) Hasta el 17 de abril de 2013.

Al 31 de diciembre de 2012 había aproximadamente 14.624 tenedores de acciones Clase D en el mercado de valores de Buenos Aires.

NYSE

Los ADSs, los cuales representan una acción Clase D cada uno, cotizan en la NYSE bajo el símbolo “YPF.” Los ADSs comenzaron a cotizar en la NYSE el 28 de enero de 1993, y fueron emitidos por The Bank of New York Mellon (BONYM) en calidad de depositario (el “Depositario”). Nuestras acciones pueden convertirse en ADSs de acuerdo a las disposiciones del contrato de depósito existente entre YPF y el Depositario.

En el siguiente cuadro se establecen, para los últimos cinco ejercicios económicos completos los precios de cierre máximos y mínimos en dólares estadounidenses de nuestros ADSs en la NYSE:

	Máximo	Mínimo

2008	49,00	37,75
2009	47,00	16,81
2010	50,60	33,89
2011	54,58	31,25
2012	41,14	9,57
2013(1)	17,45	12,60

(1) Hasta el 17 de abril de 2013.

En el siguiente cuadro se establecen, para cada trimestre de los últimos dos ejercicios económicos y los precios de cierre máximos y mínimos en dólares estadounidenses de nuestros ADS en la NYSE.

	Máximo	Mínimo


2011:
Primer trimestre	54,58	41,43
Segundo trimestre	46,34	40,95
Tercer trimestre	46,12	34,21
Cuarto trimestre	38,49	31,25


2012:
Primer trimestre	41,14	26,21
Segundo trimestre	24,59	10,25
Tercer trimestre	13,07	11,26
Cuarto trimestre	15,81	9,57
2013:
Primer trimestre	17,45	12,60
Segundo trimestre(1)	14,27	12,82

(1) Hasta el 17 de abril de 2013.

En el siguiente cuadro se establecen, para cada uno de los últimos seis meses y para el mes en curso, los precios de cierre máximos y mínimos en dólares estadounidenses de nuestros ADSs en la NYSE.

	Máximo	Mínimo
2012:
Octubre	11,17	12,94
Noviembre	11,41	9,57
Diciembre	15,81	11,29
2013:
Enero	17,45	14,87
Febrero	17,10	12,60
Marzo	15,56	13,60
Abril (1)	14,27	12,82

(1) Hasta el 17 de abril de 2013

Asimismo, los ADSs cotizan en el Stock Exchange Automated Quotations System International (“SEAQ International”).

El Mercado Argentino de Valores Negociables

El mercado de valores negociables en la Argentina está formado por 10 bolsas de comercio, ubicadas en las ciudades de Buenos Aires, Bahía Blanca, Corrientes, Córdoba, La Plata, La Rioja, Mendoza, Rosario, Santa Fe y Tucumán. Cinco de estas bolsas (BCBA, Rosario, Córdoba, Mendoza, y Santa Fe) cuentan con mercados de valores adheridos y, en consecuencia, están autorizados a cotizar valores negociables ofrecidos públicamente. Los títulos que cotizan en estas bolsas incluyen acciones societarias y bonos y títulos del gobierno. Adicionalmente existen Bolsas de Comercio en Chaco y Mar del Plata que no se encuentran inscriptas en CNV y operan a través de algunas de las mencionadas anteriormente.

La BCBA es la bolsa más importante y antigua de la Argentina y actualmente es la cuarta bolsa más grande en América Latina en términos de capitalización de mercado. La BCBA se fundó en 1854 y allí se concretan aproximadamente el 95% de todas las operaciones en acciones en la Argentina. Los bonos que cotizan en la BCBA pueden cotizar, en forma simultánea, en el Mercado Abierto Electrónico o “MAE”, conforme a un acuerdo celebrado entre la BCBA y el MAE que estipula que las acciones se deben negociar exclusivamente en la BCBA, mientras los títulos de deuda (tanto pública como privada) pueden negociarse tanto en el MAE como en la BCBA. Asimismo, a través de acuerdos individuales con la BCBA, todos los títulos que cotizan en la BCBA pueden cotizar y ser negociados en la bolsas de Córdoba, Rosario, Mendoza, La Plata y Santa Fe, debido a lo cual muchas operaciones que se originaron en estas bolsas respecto de sociedades que cotizan en la BCBA, son posteriormente liquidadas en Buenos Aires. Sin perjuicio de que las sociedades pueden cotizar la totalidad de su capital accionario en la BCBA, los accionistas controlantes habitualmente retienen la mayoría del capital accionario de la sociedad, lo que resulta en la efectiva negociación de sólo un porcentaje relativamente pequeño de las acciones de las sociedades en la BCBA.

Los mercados argentinos de acciones han estado formados, históricamente, por inversores individuales. En los últimos años se ha registrado un aumento en el nivel de inversiones de los bancos y compañías de seguro.

Regulación del mercado argentino de valores negociables

El mercado argentino de valores negociables está regulado y controlado por la CNV, conforme a las disposiciones de la Ley N° 26.831, que rige la regulación de las bolsas de valores como así también las operaciones de los agentes de bolsa, las operaciones del mercado, la oferta pública de valores negociables, las cuestiones de gobierno corporativo relacionadas con las empresas que cotizan en bolsa y la negociación de futuros y opciones. Los fondos de las compañías de seguro e inversiones argentinas están regulados por organismos gubernamentales independientes, mientras que las entidades financieras son principalmente reguladas por el Banco Central.

En la Argentina, los títulos de deuda y las acciones negociadas en una bolsa o en el mercado extrabursátil deben, salvo instrucciones en contrario de sus accionistas, ser depositados en la Caja de Valores S.A., una sociedad anónima que pertenece a la BCBA, MERVAL y a ciertas bolsas provinciales. La Caja de Valores S.A. es el principal depositario de valores negociables de la Argentina y cuenta con instalaciones centrales de depósito y, asimismo, actúa como cámara de compensación en la negociación de títulos valores y como agente de transferencia y de pago en este tipo de operaciones. Adicionalmente, maneja la liquidación de las operaciones con títulos valores realizadas por la BCBA y opera el SINAC.

A pesar de los cambios registrados en el marco legal para la negociación con títulos valores argentinos a principios de 2000, que estableció nuevos requerimientos de exposición y estándares de responsabilidad para los emisores y suscriptores, un nueva regulación sobre oferta pública y los derechos de los accionistas minoritarios, y las nuevas normas de gobierno corporativo, entre otros cambios normativos introducidos por el Decreto 677/01 (el "Decreto de Transparencia"), aún predomina un nivel de regulación relativamente bajo del mercado de valores negociables argentinos y de las actividades de los inversores en dichos mercados, como así también un cumplimiento limitado de los mismos. Debido a la regulación y exposición limitada en estos mercados, puede ocurrir que haya menos información disponible públicamente sobre las sociedades argentinas que la habitualmente publicada por o sobre sociedades en los Estados Unidos y otros países. Sin embargo, la CNV ha tomado importantes pasos para fortalecer las normas regulatorias y de transparencia del mercado argentino de valores negociables, incluyendo la emisión de regulaciones que prohíben las negociaciones de personas que manejan información privilegiada y exigiendo a dichas personas con información privilegiada que informen sobre su tenencia de valores negociables, con sanciones asociadas por falta de cumplimiento.

Prácticamente todas las disposiciones del Decreto de Transparencia han sido incorporadas en la recientemente en la Ley de Mercado de Capitales. La Ley de Mercado de Capitales se aplica a particulares y entidades que participan en la oferta pública de los valores negociables, como también a las bolsas de valores. Entre las principales disposiciones del Decreto de Transparencia que se han incorporado en la nueva Ley del Mercado de Capitales, se encuentran las siguientes: la definición de “título valor,” que rige el tratamiento de las obligaciones negociables; los requisitos de gobierno corporativo incluyendo las obligaciones de las sociedades que cotizan públicamente en la bolsa a crear comités de auditoría formados por tres o más miembros del Directorio (la mayoría de los cuales debe ser independiente bajo las regulaciones de la CNV); regulaciones para operaciones de estabilización del mercado bajo ciertas circunstancias, regulaciones que rijan las operaciones de personas que manejen información privilegiada, la manipulación en el mercado y el fraude con títulos valores y regula las operaciones mediante las cuales una empresa sale del régimen de oferta pública y el derecho de voto, incluida la participación controlante en sociedades que cotizan en bolsa. Adicionalmente, la Ley de Mercado de Capitales incluye cambios muy relevantes para la modernización y el diseño futuro del mercado de capitales, como la desmutualización de las bolsas de valores, nuevos poderes reguladores y recursos para la Comisión Nacional de Valores, un sistema de oferta pública obligatoria y otras disposiciones, como los nuevos requisitos para los corredores / distribuidores y otros agentes del mercado que requieren la reglamentación de estas disposiciones de la CNV durante el año en curso.

Antes de ofrecer valores negociables al público en la Argentina, un emisor debe cumplir con ciertos requisitos establecidos por la CNV con respecto a sus activos, sus operaciones históricas y su administración. Solamente los títulos valores aprobados por la CNV para la oferta pública podrán cotizar en una bolsa de valores. Sin embargo, la aprobación de la CNV no implica ningún tipo de certificación sobre la calidad de los títulos valores o la solvencia del emisor, a pesar de que los emisores de valores negociables que cotizan en la BCBA deben presentar estados contables trimestrales no auditados, estados contables anuales auditados de acuerdo con las normas internacionales de información financiera (NIIF), y otros informes periódicos a la CNV y bolsas en las cuales cotizan sus valores negociables, como así también informar a la CNV y bolsas de valores pertinentes sobre cualquier hecho relacionado con el emisor y sus accionistas que pudiera afectar en forma sustancial el valor de los valores negociados.

DIVIDENDOS

Según lo previsto en nuestro estatuto, todas las acciones clases A, B, C y D tienen idéntico derecho a distribución de dividendos. Sobre todas las acciones en circulación a una determinada fecha de registro se paga el mismo dividendo, con la salvedad de que las acciones emitidas durante el período al que corresponde un dividendo pueden tener derecho solamente a un dividendo parcial con respecto a ese período si así lo resolviera la asamblea de accionistas que aprobara su emisión. No existen en nuestro estatuto ni en la Ley de Sociedades Comerciales disposiciones que otorguen derecho a dividendos especiales futuros solamente a determinados accionistas.

El monto y el pago de dividendos se decide por mayoría de votos de los accionistas votando como una única clase, por lo general, aunque no necesariamente, de acuerdo con las recomendaciones del directorio. Por otra parte, conforme a lo previsto en la Ley de Sociedades Comerciales, el directorio tiene derecho a declarar dividendos que quedarán sujetos a la aprobación de la siguiente asamblea de accionistas.

Hemos distribuido más del 85% de las utilidades netas correspondientes a los ejercicios 2001 a 2006 inclusive, en dividendos a los accionistas. No hemos adoptado una política formal en materia de dividendos. Cualquier política de dividendos que se adopte quedará sujeta a varios factores, que incluyen nuestros requerimientos de servicio de deuda, inversiones en bienes de capital y planes de inversiones, otros requerimientos de efectivo y demás factores que puedan considerarse pertinentes en el momento. Con fecha 17 de julio de 2012, nuestra Asamblea de Accionistas aprobó dividendos por $303 millones ($0.77 por acción o ADS), el cual fue pagado durante noviembre de 2012.

La tabla que aparece a continuación presenta los períodos y fechas indicadas y los pagos de dividendos trimestrales que efectuamos en pesos.

	Pesos Per Share/ADS
Ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de,	1Trim.	2Trim.	3Trim.	4Trim.	Total

2004	—	9,00	—	4,50	13,50
2005	—	8,00	—	4,40	12,40
2006	—	6,00	—	—	6,00
2007	6,00	–	—	—	6,00
2008	10,76	6,50	—	6,35	23,61
2009	—	6,30	—	6,15	12,45
2010	—	5,50	—	5,80	11,30
2011	—	7,00	—	7,15	14,15
2012	—	—	—	0,77	0,77

Adicionalmente, nuestro Directorio, en la reunión celebrada el 11 de marzo de 2013, aprobó una propuesta a los accionistas que contempla la constitución de una reserva para dividendos por Ps. 330 millones a ser pagados durante 2013. Dicha propuesta fue aprobada por nuestros accionistas en la Asamblea de Accionistas Ordinaria y Extraordinaria celebrada el 30 de abril de 2013.

Monto disponible para distribuir

De acuerdo con la legislación argentina, los dividendos sólo pueden ser pagados con ganancias realizadas y líquidas que resulten de un balance anual auditado y confeccionado de acuerdo con los las normas contables vigentes en la argentina y las normas de la CNV, aprobado por la asamblea de accionistas. El directorio de una sociedad argentina que hace cotización de sus acciones puede declarar dividendos provisorios, en cuyo caso cada miembro del directorio y de la comisión fiscalizadora será solidariamente responsable del pago de ese dividendo si los resultados no asignados al cierre del ejercicio en que se hubiera declarado el dividendo no hubieran sido suficientes para permitir el pago de ese dividendo.

De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales y conforme a lo previsto en nuestro estatuto social, debemos efectuar una reserva legal hasta alcanzar el 20% del capital social en circulación. La reserva legal no está disponible para su distribución a los accionistas.

Según lo previsto en nuestro estatuto social, de las ganancias líquidas se destinarán:

primero, el 5% como mínimo de las ganancias líquidas, más (menos) los ajustes del ejercicio anterior, al fondo de reserva legal hasta que la reserva alcance el 20% del capital suscripto;
segundo, a remuneración del directorio y de la comisión fiscalizadora (véase “directores, gerencia de la primera línea y empleados - Remuneración de directores y directores ejecutivos”);
tercero, a distribución de dividendos de acciones preferidas, en su caso; y
cuarto, el saldo se distribuirá como dividendos de las acciones ordinarias o se destinará a fondos de reservas voluntarias o contingentes conforme lo determine la asamblea.

Nuestro directorio presenta sus estados contables correspondientes al ejercicio inmediatamente anterior, acompañados con los correspondientes informes de la comisión fiscalizadora y de los auditores, para la aprobación de la asamblea anual ordinaria de accionistas. Dentro de los cuatro meses del cierre de cada ejercicio, se deberá celebrar una asamblea ordinaria de accionistas para la aprobación de nuestros estados contables anuales y determinación de la asignación de los resultados correspondientes a ese ejercicio.

De acuerdo con las normas de la CNV, los dividendos en efectivo deberán distribuirse a los accionistas dentro de los 30 días de la asamblea que hubiera aprobado esos dividendos o bien, en el caso en que la asamblea delegara la facultad de distribuir dividendos al directorio, dentro de los 30 días de la reunión de directorio que hubiera aprobado esos dividendos. En el caso de dividendos en acciones, las acciones deben distribuirse dentro de los tres meses de la recepción de la notificación de la autorización de la CNV para la oferta pública de acciones correspondientes a esos dividendos. De conformidad con lo dispuesto en el Código de Comercio, el derecho de cualquier accionista a recibir dividendos declarados por la asamblea de accionistas prescribe a los tres años de la fecha en que hubieran sido puestos a disposición del accionista.

Los titulares de ADS tienen derecho a recibir dividendos pagaderos respecto de las acciones clase D subyacentes. Los dividendos en efectivo se pagan a la entidad depositaria en pesos, directamente o a través del Depositario, aunque podemos optar por pagar dividendos en efectivo fuera de Argentina en cualquier moneda extranjera, que incluye dólares estadounidenses. El contrato de depósito prevé que la entidad depositaria deberá convertir los dividendos en efectivo que reciba en pesos a dólares, en la medida que, a su criterio, esa conversión pueda efectuarse en forma razonable y, una vez deducidos o pagados sus comisiones y gastos, deberá efectuar el pago a los tenedores de ADS en dólares estadounidenses.

INFORMACIÓN ADICIONAL

Descripción del capital social

A continuación se da información sobre nuestro capital social, con breves resúmenes de algunas disposiciones de nuestros estatutos, de la Ley de Sociedades Comerciales y algunas leyes y reglamentos vinculados, vigentes a la fecha del presente. La siguiente descripción resumida de nuestro capital social no pretende ser completa, y debe leerse en su totalidad junto con nuestro estatuto social, la Ley de Sociedades Comerciales y las disposiciones de las demás leyes y reglamentos argentinos aplicables, entre ellas las normas de la CNV y de la BCBA.

Aspectos generales

Nuestro capital social es de Ps. 3.933.127.930, representado por 3.764 acciones Clase A, 7.624 acciones Clase B, 40.422 acciones Clase C y 393.260.983 acciones Clase D, y las cuales se encuentran totalmente suscriptas e integradas, con un valor nominal de diez pesos cada una y derecho a un voto por acción. El monto total de nuestro capital social no ha registrado cambios desde el 31 de diciembre de 2004.

En noviembre de 1992 entró en vigencia la Ley de Privatizaciones. En virtud de dicha ley, en julio de 1993 finalizamos una oferta internacional de 160 millones de acciones Clase D, que representaban aproximadamente el 45 % de nuestro capital en circulación, en poder del Estado nacional. Simultáneamente con la finalización de dicha oferta, el Estado nacional transfirió aproximadamente 40 millones de acciones Clase B a las provincias argentinas, que representaban aproximadamente el 11% de nuestro capital en circulación, realizando una oferta a los tenedores de Bonos de Consolidación de Regalías de Gas y Petróleo o Titulares de acreencias con la Nación por regalías de Gas y Petróleo para canjear dichos bonos y acreencias por la cantidad de aproximadamente 46,1 millones de acciones Clase B, que representaban aproximadamente el 13 % de nuestro capital en circulación. Como resultado de dichas operaciones, la tenencia del Estado nacional en nuestro capital social se redujo del 100% a aproximadamente el 30%, incluyendo acciones que habían sido separadas para ofrecerse a nuestro personal una vez que el Estado nacional estableciera las cláusulas y condiciones de acuerdo con la ley argentina. Las acciones a ofrecerse al personal representaban el 10% de nuestro capital en circulación.

En julio de 1997, las acciones Clase C separadas al momento de la privatización a favor de nuestro personal, con exclusión de aproximadamente 1,5 millones de acciones Clase C separadas como reserva para afrontar futuros reclamos fueron vendidas por medio de una oferta pública global, aumentando al 75 % el porcentaje de nuestras acciones en circulación en poder del público. Los fondos generados por dichas operaciones se utilizaron para cancelar deudas relacionadas con el programa de propiedad participada (el “PPP”) para los empleados, distribuyéndose el remanente entre los participantes del programa. Adicionalmente, por Resolución 1023/06 del Ministerio de Economía y Producción del día 21 de diciembre de 2006, se efectuó la transferencia de 1.117.717 acciones Clase C a los empleados cubiertos por el programa de propiedad participada, o PPP, pertenecientes al grupo de acciones Clase C separadas como reserva para afrontar potenciales reclamos, reservándose 357.987 acciones Clase C hasta que se arribara a una decisión en un juicio en trámite. Una vez dictada la sentencia definitiva en dicho juicio, y de acuerdo con el mecanismo para la conversión de las acciones Clase C en acciones Clase D establecido por Decreto 628/1997 y sus normas complementarias, al 31 de diciembre de 2009 se habían convertido 1.477.983 acciones Clase C en acciones Clase D. Véase " Información sobre la emisora - Historia de YPF". En 2010, un ex empleado de YPF que habría sido supuestamente excluído del Programa de Propiedad Participada de YPF, inició un reclamo contra la empresa destinado a que se le reconociera su condición de accionista de YPF. Adicionalmente, la Federación de Ex Empleados de YPF se adhirió al reclamo como parte coadyuvante, en supuesta representación de terceras partes, quienes también habrían sido supuestamente excluidos del Programa de Propiedad Participada. De conformidad con el reclamo de la actora, el juez federal de primera instancia de Bell Ville, en Córdoba, dictó una medida cautelar (la “Medida cautelar”), ordenando la suspensión de la venta de acciones de YPF o de cualquier otra transacción que involucrara la venta o transferencia de acciones de YPF llevadas a cabo por Repsol YPF o por YPF, excepto aquellas en las que la actora y otros beneficiarios del Programa de Propiedad Participada organizados bajo la Federación de Ex Empleados de YPF estuvieran involucrados o tuvieran participación en dicha transacción. YPF presentó un recurso de apelación contra esa decisión, requiriendo que la Medida Cautelar fuera revocada. Adicionalmente, se recusó al juez de Bell Ville y se solicitó el dictado de una resolución por la cual se dejara sin efecto la Medida Cautelar. El 1° de marzo de 2011, fuimos notificados que el juez interviniente había concedido la apelación, suspendiendo los efectos de la Medida Cautelar. Adicionalmente otra resolución fue dictada a través de la cual explícitamente se permitió la libre disposición de las acciones de YPF, bajo la condición de que Repsol YPF directa o indirectamente continuara siendo propietaria de por lo menos el 10% de nuestras acciones. El 5 de diciembre de 2011, la Cámara Apelaciones confirmó esta medida cautelar y modificó la medida cautelar del juez federal de primera instancia de Bell Ville. Tanto el juez federal de primera instancia de Bell Ville, el 21 de julio de 2011, y la Cámara de Apelaciones, el 15 de diciembre de 2011, falló a favor de la jurisdicción del tribunal federal de Buenos Aires para resolver este asunto. Según la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, confirmando varios fallos de la Cámara de Apelaciones, YPF no debería ser condenada en reclamos de esta naturaleza, relacionados con la PPP. Mediante la Ley 25.471, el gobierno nacional asumió toda la responsabilidad por cualquier compensación a ser recibida por los ex empleados de YPF que fueron excluidos del PPP.

Las acciones Clase A cuya tenencia correspondía al Estado nacional se convirtieron en aptas para la venta en abril de 1995, al entrar en vigencia la legislación que permitió que el Estado nacional pudiera vender dichas acciones. En enero de 1999, Repsol YPF adquirió 52.914.700 acciones Clase A en bloque (14,99% de nuestras acciones), que se convirtieron en acciones Clase D. Adicionalmente, el 30 de abril de 1999, Repsol YPF anunció una oferta de compra por todas las acciones de las Clases A, B, C y D al precio de US$ 44,78 por acción (la "Oferta"). En virtud de la Oferta, en junio de 1999, Repsol YPF adquirió un 82,47% de nuestro capital en circulación. El 4 de noviembre de 1999, Repsol YPF adquirió un 0,35% adicional. El 7 de junio de 2000, Repsol YPF anunció una oferta propuesta para canjear acciones de Repsol YPF recientemente emitidas por el 2,16% de nuestras acciones de las Clases A, B, C y D en poder de accionistas minoritarios. En virtud de la oferta de compra, y después de la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., Repsol YPF poseía 330.551.981 acciones Clase D, controlando por lo tanto nuestra sociedad con una participación del 99,04 % del capital social hasta 2008. Tras las diferentes transacciones que se iniciaron en 2008, Repsol YPF terminó con una participación total del 57.43% en abril de 2012.

La Ley de Expropiación ha cambiado de manera significativa nuestra estructura accionaria. Las acciones Clase D de Repsol YPF o de sus entidades controladas sujetas a expropiación, que representan el 51% de nuestro capital social, serán asignadas de la siguiente manera: 51% para el Estado Nacional y el 49% a los Estados Provinciales que componen la Organización Nacional de los Estados Productores de Hidrocarburos. Adicionalmente, el Estado Nacional y algunos gobiernos provinciales ya poseen las acciones Clase A y Clase B, respectivamente. Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo”.

A la fecha de emisión de este prospecto, la transferencia de las acciones sujetas a expropiación entre el Estado nacional y las provincias que componen la Organización Nacional de los Estados Productores de Hidrocarburos se encuentra pendiente. De acuerdo con el artículo 8 de la Ley de Expropiación, la distribución de las acciones entre las provincias que la transferencia debe llevarse a cabo de manera equitativa, teniendo en cuenta sus respectivos niveles de producción de hidrocarburos y las reservas comprobadas. Para garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos correspondientes a las mismas. Asimismo, la mencionada ley establece que la cesión de los derechos políticos y económicos de las acciones sujetas a expropiación, que efectúe el Estado nacional a favor de los Estados provinciales integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos, contemplará el ejercicio de los derechos accionarios correspondientes a ellas en forma unificada. Véase “Información sobre la Emisora –Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino - Ley de Expropiación” y “Accionistas Mayoritarios y Transacciones con Partes Relacionadas”.

Estatuto Social

Nuestro estatuto social fue aprobado por Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 1.106 del 31 de mayo de 1993, siendo elevado a escritura pública N° 175 del día 15 de junio de 1993 en la Escribanía General de la Nación, al folio 801 del Protocolo Nacional, e inscriptos en la Inspección General de Justicia de Argentina en la misma fecha, es decir el 15 de junio de 1993, bajo el número 5.109 del libro de Sociedades número 113, tomo A.

En la Asamblea realizada el día 14 de abril de 2010, nuestros accionistas aprobaron la última modificación de nuestro estatuto social.

Para la descripción detallada de nuestro objeto social, véase "Información sobre la emisora". Nuestro objeto social se indica en el artículo 4 del estatuto social.

Asambleas de Accionistas

En virtud de la Ley de Sociedades Comerciales, el Directorio o la Comisión Fiscalizadora deberán convocar a una asamblea ordinaria o extraordinaria de accionistas en los casos que prevén las leyes y cuando lo consideren adecuado. La asamblea también podrá ser convocada por pedido de accionistas tenedores de por lo menos el 5% nuestro capital social, en cuyo caso la asamblea deberá realizarse dentro de los 40 días de efectuado el pedido de los accionistas. Si el Directorio o la Comisión Fiscalizadora no convocaran a la asamblea ante dicho pedido, la asamblea podrá ser convocada por la CNV o por los tribunales.

Las asambleas de accionistas pueden ser ordinarias o extraordinarias. Se nos exige que convoquemos y celebremos una asamblea ordinaria dentro de los cuatro meses posteriores al cierre de cada ejercicio anual para considerar los asuntos indicados en los dos primeros párrafos del Artículo 234 de la Ley de Sociedades Argentina, tales como la aprobación de nuestros estados contables, el destino de la utilidad neta de dicho ejercicio, la aprobación de la memoria del Directorio de la Comisión Fiscalizadora y del informe del Comité de Auditoría y la elección, desempeño y remuneración de los directores y miembros de la Comisión Fiscalizadora. Adicionalmente, en virtud del Régimen de Transparencia y desde el 28 de enero de 2013, conforme a la Ley de Mercado de Capitales, en las asambleas ordinarias los accionistas deberán considerar: (i) la disposición o creación de cualquier gravamen sobre los activos siempre que no se haya realizado en el curso ordinario del negocio; y (ii) la celebración de cualquier contrato de gerenciamiento o administración, y la aprobación de cualquier acuerdo en virtud del cual los bienes o servicios suministrados a nosotros se paguen en todo o en parte con un porcentaje de nuestra ganancia, ingreso o resultados, si el monto resultante es significativo habida cuenta del giro del negocio y del patrimonio social de nuestra empresa. Entre las cuestiones que pueden tratarse en una asamblea ordinaria convocada y realizada en cualquier momento, se incluyen la responsabilidad de los directores y miembros de la Comisión Fiscalizadora, el aumento del capital y la emisión de algunas clases de títulos de deuda. Las asambleas extraordinarias pueden convocarse en cualquier momento para considerar cuestiones que exceden las facultades de la asamblea ordinaria, incluyendo, pero sin limitación, la reforma de nuestros estatutos, la emisión de debentures, la disolución anticipada, fusión, escisión, reducción del capital y rescate de acciones, la transformación de un tipo de persona jurídica en otro y la limitación o suspensión de los derechos de suscripción preferente de los accionistas.

Convocatoria a asambleas

Los avisos de convocatoria a asamblea deben publicarse durante cinco días en el Boletín Oficial y en un diario de amplia circulación en la Argentina y por un día en el boletín diario de la BCBA, como mínimo 20 días y como máximo 45 días antes de la fecha en que deberá realizarse la asamblea. Dicha notificación deberá consignar el tipo de la asamblea a realizarse, la fecha, hora y lugar y el orden del día de la asamblea. Si en la asamblea no hubiera quórum, deberá publicarse un aviso de segunda convocatoria que deberá realizarse dentro de los 30 días de la fecha para la cual se convocó a la primera asamblea, debiendo publicarse por el término de tres días como mínimo, con al menos ocho días de anticipación a la fecha de la asamblea en segunda convocatoria. Los avisos de convocatoria indicados precedentemente podrán efectuarse en forma simultánea para la asamblea en segunda convocatoria en la misma fecha indicada para la primera convocatoria, sólo en los casos de la asamblea ordinaria. Las asambleas podrán realizarse válidamente sin publicación, siempre que se encuentran presentes todos los accionistas que representen la totalidad del capital social y las decisiones se adopten por unanimidad de las acciones con derecho a voto.

Quórum y requisitos para el voto

Sin perjuicio de lo indicado a continuación, el quórum de una asamblea ordinaria reunida en primera convocatoria se alcanza con la mayoría de las acciones con derecho a voto, pudiendo adoptarse decisiones por el voto afirmativo de la mayoría absoluta de los votos presentes que puedan emitirse en la respectiva decisión. Si no se alcanzara el quórum en la primera convocatoria, podrá llamarse a asamblea en segunda convocatoria, en la cual podrán adoptarse decisiones por la mayoría absoluta de las acciones presentes, cualquiera sea el número de dichas acciones. El quórum de una asamblea extraordinaria reunida en primera convocatoria se alcanza con el 60 % de las acciones con derecho a voto y, si no se alcanzara dicho quórum, podría llamarse a asamblea en segunda convocatoria, en la cual podrían adoptarse decisiones por la mayoría absoluta de las acciones presentes, cualquiera sea el número de dichas acciones.

Nuestros estatutos establecen que, para aprobar (i) la transferencia de nuestro domicilio social al extranjero; (ii) un cambio fundamental en el objeto social indicado en los estatutos; (iii) el retiro de la cotización de nuestras acciones en la BCBA o en la NYSE; y (iv) una escisión de nuestra sociedad, cuando por efecto de la escisión se transfiera el 25% o más de nuestros bienes a las sociedades resultantes; se requiere la mayoría de acciones representativas del 75% o más de nuestro capital social con derecho a voto, tanto en primera como en segunda convocatoria. Nuestros estatutos también establecen que, para aprobar (i) determinadas modificaciones de nuestros estatutos relativas a las ofertas de adquisición de acciones (según se describe más adelante), (ii) el otorgamiento de determinadas garantías a favor de nuestros accionistas, (iii) el cese total de actividades de refinación, marketing y distribución, y (iv) normas sobre la nominación, elección, composición y número de integrantes del Directorio, se requiere la mayoría absoluta de acciones representativas del 66% o más de nuestro capital social con derecho a voto, tanto en primera como en segunda convocatoria, y el voto afirmativo de las acciones Clase A, efectuado en una asamblea especial de los tenedores de dichas acciones.

Para asistir a una asamblea el accionista deberá depositar en nuestro poder sus acciones u obtener un certificado de tenencia representativo de sus acciones escriturales, emitido por un banco o caja de valores. Dicho certificado permitirá que cada accionista pueda registrarse en el libro de depósito de acciones y registro de asistencia a asamblea, el cual se cerrará tres días hábiles antes de la fecha en que se realice la asamblea. Emitiremos a cada accionista un recibo de recepción del certificado de tenencia requerido para su admisión a la asamblea. Las acciones certificadas y registradas en el libro de asistencia no podrán disponerse antes de la asamblea, salvo que se solicite la anulación del certificado de tenencia correspondiente.

Según lo establecido en la Ley de Sociedades Comerciales, las sociedades extranjeras que sean propietarias de acciones de una sociedad anónima argentina deberán registrarse en la Inspección General de Justicia para poder ejercer determinados derechos de los accionistas, entre ellos el derecho de voto. Dicha inscripción exige la presentación de documentos societarios y contables. En consecuencia, si un accionista posee acciones Clase D en forma directa (y no en forma de ADSs) siendo una sociedad no constituida en la Argentina, y dicho accionista no se inscribe en el Registro Público de Comercio, su facultad de ejercer sus derechos como tenedor de Clase D podría resultar limitada.

Los directores, miembros de la Comisión Fiscalizadora y gerentes de primera línea tienen tanto el derecho como la obligación de asistir a todas las asambleas de accionistas. Dichas personas sólo podrán ejercer su derecho de voto en la medida en que les corresponda como accionistas, según lo establecido en las disposiciones que se mencionan en el párrafo precedente. No obstante, dichas personas no podrán votar propuesta alguna relacionada con la aprobación de su gestión o atinentes a su responsabilidad o a su remoción con causa.

Los accionistas que tengan un conflicto de intereses con nuestra compañía y que no se abstengan de votar podrán verse obligados a responder por daños frente a nosotros, cuando sin su voto no se hubiera logrado la mayoría necesaria para una decisión válida. Asimismo, los accionistas que en forma dolosa o culposa voten a favor de una resolución que posteriormente sea declarada nula judicialmente por ser contraria a la ley o a nuestro estatuto serán solidaria e ilimitadamente responsables por daños frente a nosotros o terceros, incluidos los accionistas.

Derechos de Preferencia y Acrecer

Salvo lo indicado a continuación, en el caso de un aumento de capital, el tenedor de acciones en circulación de una clase determinada tiene el derecho de suscripción preferente por una cantidad de acciones de la misma clase que sea suficiente para mantener su tenencia proporcional de acciones de la misma clase. Los derechos de suscripción preferente también se aplican a las emisiones de títulos convertibles, pero no aplican luego de la conversión de dichos títulos. Según se establece en la Ley de Sociedades Comerciales, la asamblea extraordinaria, con el voto favorable de la mayoría de acciones con derecho a voto, puede resolver en casos particulares y excepcionales, cuando el interés de la compañía lo exija, la limitación o suspensión del derecho de preferencia en la suscripción de nuevas acciones, siempre que dicha limitación o suspensión de los derechos de suscripción preferente de los accionistas se consigne en el orden del día de la asamblea, y que las acciones por emitir se integren en especie o se emitan para cancelar obligaciones preexistentes.

Según lo establecido en nuestro estatuto social, podremos emitir títulos convertibles únicamente en acciones Clase D, debiendo aprobarse la emisión de dichos títulos convertibles mediante una asamblea extraordinaria de accionistas de la Clase D.

Los tenedores de ADSs podrán verse limitados en el ejercicio de sus derechos de suscripción preferente si no se ha presentado o no se encuentra vigente una declaración de registro según lo establecido en la Ley de Títulos. Los derechos de suscripción preferente podrán ejercerse por 30 días contados desde la última publicación de la notificación que informe a los accionistas sobre su derecho a ejercer dichos derechos de suscripción preferente, en el Boletín Oficial y en un diario de amplia circulación en la Argentina. Según se establece en la Ley de Sociedades Comerciales, en el caso de que se apruebe por asamblea extraordinaria, las sociedades autorizadas a hacer oferta pública de sus títulos, como la nuestra, podrán reducir el plazo durante el cual podrá ejercerse el derecho de suscripción preferente, de 30 a 10 días. Según se establece en nuestros estatutos, los términos y condiciones para el ejercicio de los derechos de suscripción preferente con respecto a las acciones Clase C podrán ser más ventajosos que los aplicables a las acciones de la Clase A, la Clase B y la Clase D.

Los accionistas que hayan ejercido su derecho de suscripción preferente podrán ejercer el derecho de acrecer en proporción a sus respectivas tenencias, con respecto a aquellas acciones respecto de las cuales no se hayan ejercido derechos de suscripción preferente, mediante el siguiente procedimiento:

Las acciones Clase A no suscriptas en ejercicio del derecho de preferencia se convertirán en acciones Clase D y se ofrecerán a los tenedores Clase D que hayan ejercido derechos de suscripción preferente indicando su intención de acrecer con respecto a las acciones Clase A.
Las acciones Clase B no suscriptas en ejercicio del derecho de suscripción preferente se cederán a las provincias que ejercieron derechos de suscripción preferente, indicando su intención de acrecer, y el excedente se convertirá en acciones Clase D y se ofrecerá a los tenedores de acciones Clase D que hayan ejercido derechos de suscripción preferente e indicado su intención de acrecer con respecto a las acciones Clase B.
Cualesquiera acciones Clase C no suscriptas en el ejercido el derecho de suscripción preferente se asignarán a los participantes del PPP que hayan ejercido el derecho de suscripción preferente y manifestado su intención de ejercer el derecho de acrecer con respecto a dichas acciones; el excedente se convertirá en acciones Clase D y se ofrecerá a los tenedores de acciones Clase D que hayan ejercido derechos de suscripción preferente e indicado su intención de acrecer con respecto a las acciones Clase C.
Los demás derechos de suscripción preferente no ejercidos se cederán a los tenedores de acciones Clase D que hayan ejercido sus derechos de suscripción preferente indicando su intención de acrecer; las acciones Clase D remanentes se asignarán en forma proporcional a los tenedores de acciones de otras clases que hayan indicado su intención de acrecer.

El plazo para ejercer el derecho de acrecer es el mismo fijado para el ejercicio de los derechos de suscripción preferente.

Votación

Según lo establecido en el estatuto, cada una de las acciones Clase A, Clase B, Clase C y Clase D confiere al tenedor el derecho de emitir un voto en cualquiera asamblea, con la excepción de las acciones Clase A, que: (i) votan separadamente con respecto a la elección del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora, y tienen derecho a designar un director titular y un director suplente, así como un síndico titular y un síndico suplente; y (ii) poseen ciertos derechos de veto, tal como se describe a continuación.

Derecho de Veto de las Acciones Clase A

Según lo establecido en el estatuto, mientras permanezcan en circulación acciones Clase A, se requerirá el voto favorable de dichas acciones para: (i) resolver sobre nuestra fusión; (ii) aprobar cualquier adquisición de acciones por parte de un tercero, siempre que representen más del 50% de nuestro capital; (iii) transferir a terceros la totalidad de nuestros derechos de explotación otorgados en virtud de la Ley de Hidrocarburos, las reglamentaciones que resulten aplicables en virtud de dicha ley o de la Ley de Privatización, si dicha transferencia originara el cese total de nuestras actividades de exploración y producción; (iv) proceder a disolución voluntaria de nuestra compañía, y/o (v) transferir nuestro domicilio legal o fiscal fuera de la Argentina. Los actos descriptos en los incisos (iii) y (iv) precedentes también requerirán la aprobación previa del Congreso Nacional Argentino mediante la sanción de una ley.

Requisitos de Información

Según se establece en nuestro estatuto social, cualquier persona que directa o indirectamente, por intermedio de, o junto con, sus sociedades vinculadas y cualquier persona que actúe en conjunto con la misma, adquiera acciones Clase D o títulos convertibles en acciones Clase D, que otorguen control de más del 3% de las acciones Clase D, deberá notificarnos de adquisición dentro de los cinco días de realizada, debiendo cumplir además con cualquier requisito establecido por cualquier otra autoridad dentro de la Argentina o en cualquier otro lugar en el que se negocien nuestras acciones Clase D. Dicha notificación deberá contener el nombre o nombres de la persona y de las personas, si hubieran, que actuaron en concierto con la misma, la fecha de la adquisición, el número de acciones adquiridas, el precio al que se realizó la adquisición, y una manifestación expresando si dicha persona o personas tienen la intención de adquirir una mayor tenencia de nuestras acciones o de alcanzar el control de la voluntad social de nuestra compañía. Cada adquisición posterior de dicha persona requerirá una notificación similar.

Disposiciones Relativas a las Adquisiciones de Acciones

En virtud de lo dispuesto en nuestro estatuto social:

• cada adquisición de acciones o títulos convertibles en acciones como resultado de la cual el adquirente, directa o indirectamente, por intermedio de o junto con sus sociedades vinculadas y personas que actúen en conjunto con la misma (referidos conjuntamente como un "Oferente"), sea tenedor o controlante de acciones que, en conjunto con la tenencia anterior de dicho Oferente, si la tuviera, de acciones de dicha clase, representen:

• el 15% o más del capital en circulación, o

• el 20% o más de las acciones Clase D social; y

• cada adquisición posterior de un Oferente (que no sea una adquisición posterior de un Oferente sea propietario o controlante de más del 50% de nuestro capital social con anterioridad dicha adquisición) (referidas en conjunto como "Adquisiciones de Control"), deberá realizarse de acuerdo con el procedimiento indicado a continuación bajo el título "Restricciones para las Adquisiciones de Control".

Además, cualquier fusión, consolidación u otra combinación que tenga esencialmente el mismo efecto, que involucre a un Oferente que haya realizado anteriormente una Adquisición de Control, o por cualquier otra persona o personas, si la operación tuviera para dicha persona o personas esencialmente el mismo efecto que una Adquisición de Control ("Adquisición de Acciones de Partes Relacionadas"), deberá realizarse de acuerdo con las disposiciones previstas en el título “—Restricciones a las Adquisiciones de Acciones entre Partes Relacionadas.” La votación, dividendos u otro derecho de distribución de acciones adquiridos mediante una Adquisición de Control o una Adquisición de Acciones entre Partes Relacionadas, que no se realice de acuerdo con dichas disposiciones, quedará suspendida y la acciones así adquiridas no podrán computarse a los efectos de determinar la existencia de quórum en las asambleas.

La Ley de Expropiación no ha dado lugar al desencadenamiento de estas obligaciones.

Restricciones para las Adquisiciones de Control

Antes de consumar cualquier Adquisición de Control, el oferente deberá obtener la aprobación de las acciones Clase A, si hubiera en circulación, efectuando una oferta pública por el total de nuestras acciones y títulos convertibles en circulación. El Oferente deberá notificarnos sobre cierta información específica respecto a dicha oferta propuesta con, por lo menos, quince días hábiles de anticipación a la fecha de comienzo de la oferta, así como con información relativa a las cláusulas y condiciones de cualquier contrato con cualquier accionista que resultara en una adquisición de control (un "Contrato Previo"). Nosotros enviaremos a cada accionista y tenedor de títulos convertibles una copia de dicha notificación, con cargo al Oferente. El Oferente también deberá publicar una notificación que contenga esencialmente la misma información en un diario de amplia circulación en la Argentina, en Nueva York y en cada ciudad en la que se comercialicen nuestros títulos en una bolsa u otro mercado de valores, por lo menos una vez por semana, a partir de la fecha en que se nos notifique de la oferta y hasta el vencimiento de la misma.

Nuestro Directorio convocará a una asamblea extraordinaria de las acciones Clase A, a celebrarse diez días hábiles después de la recepción de la notificación, para considerar la oferta propuesta. Si no se realizara dicha asamblea extraordinaria, o si los accionistas no aprobaran la oferta propuesta en dicha asamblea, no podrá finalizarse ni la oferta de adquisición ni la adquisición de control propuesta.

La oferta propuesta deberá realizarse de acuerdo con el procedimiento previsto en nuestro estatuto y de acuerdo con cualquier requisito adicional o más gravoso que pudiera establecer la jurisdicción, bolsa o mercado en que se realice la oferta o en que se comercialicen nuestros títulos. En virtud del estatuto social, la oferta propuesta deberá prever el mismo precio para todas las acciones por las que se realiza la oferta, cuyo precio no podrá ser inferior al mayor de los siguientes valores (el "Precio Mínimo"):

(i) el precio más alto pagado por el Oferente o su representante por acciones Clase D o títulos convertibles durante los dos años anteriores a la notificación de la adquisición de control, bajo la condición de algunos ajustes anti-dilución con respecto a las acciones Clase D;

(ii) el precio de cierre vendedor más alto de las acciones Clase D en la BCBA durante el período de treinta días inmediatamente anterior a la notificación de la adquisición de control, bajo la condición de algunos ajustes anti-dilución;

(iii) el precio que resulte del inciso (ii) precedente, multiplicado por una fracción cuyo numerador será el precio más alto pagado por el Oferente o su representante por las acciones Clase D dentro de los dos años anteriores a la notificación de la adquisición de control, y cuyo denominador será el precio de cierre de las acciones Clase D en la BCBA en la fecha inmediatamente anterior al primer día del período de dos años en el que el Oferente adquirió cualquier participación o derecho sobre acciones Clase D, en cada caso bajo la condición de algunos ajustes anti-dilución; y

(iv) el ingreso neto por acción Clase D durante los cuatro últimos trimestres fiscales completos inmediatamente precedentes a la fecha de notificación de la adquisición de control, multiplicado por la mayor de las siguientes relaciones: (A) la relación precio/ingreso durante dicho período por las acciones Clase D (si hubiere), y (B) la relación precio/ingreso más alta para nosotros durante el período de dos años inmediatamente precedente a la fecha de la notificación, en cada caso determinada de acuerdo con la práctica habitual en la comunidad financiera.

Dicha oferta deberá permanecer abierta durante 20 días como mínimo y 30 días como máximo contados desde la fecha de autorización de la solicitud de oferta pública por la CNV, más un plazo adicional mínimo de cinco días y máximo de diez días requerido por las normas de la CNV, teniendo los accionistas derecho a retirar las acciones ofrecidas en cualquier momento hasta el cierre de la oferta. Una vez finalizado el procedimiento de OPA, el Oferente estará obligado a adquirir todas las acciones o títulos convertibles ofrecidos, salvo que el número de acciones ofrecidas sea menor que el mínimo, si lo hubiera, que se estableció como condición para la oferta propuesta. En tal caso el Oferente podrá retirar la oferta propuesta. Una vez concluida la oferta pública, el Oferente podrá consumar cualquier Contrato Previo dentro de los treinta días posteriores al cierre de la misma, quedando entendido no obstante que, si dicha oferta se efectuó bajo la condición de adquirirse un número mínimo de acciones, el Contrato Previo podrá consumarse sólo si se alcanzó dicho mínimo. En caso de no existir Contrato Previo alguno, el Oferente podrá adquirir el número de acciones indicado en la notificación que nos enviara, bajo las condiciones establecidas en dicha notificación, en la medida en que dicho número de acciones no se adquirieron en la oferta propuesta, siempre que se haya cumplido cualquier condición relativa al número mínimo de acciones ofrecidas.

La Ley de Expropiación no ha dado lugar al desencadenamiento de estas obligaciones.

Restricciones a las Adquisiciones de Acciones entre Partes Relacionadas

El precio por acción que deberá recibir cada accionista en cualquier Adquisición de Acciones entre Partes Relacionadas deberá ser el mismo, y no podrá ser menor, que la mayor de las siguientes sumas:

(i) el precio más alto pagado por, o en representación de la parte que procure realizar la Adquisición de Acciones entre Partes Relacionadas (un "Accionista Interesado") por (A) acciones de la clase que se transfiere mediante la Adquisición de Acciones entre Partes Relacionadas ("la Clase") dentro del plazo de dos años inmediatamente anterior al primer anuncio público de la Adquisición de Acciones entre Partes Relacionadas, o (B) acciones de la Clase adquiridas mediante cualquier Adquisición de Control, ajustado en cada caso por cualquier división accionaria , dividendo en acciones u otra reclasificación que afecte la Clase;

(ii) el precio de cierre vendedor más alto de las acciones de dicha Clase en la BCBA durante el período de treinta días inmediatamente precedente al anuncio de la Adquisición de Acciones entre Partes Relacionadas, o la fecha de cualquier Adquisición de Control por parte del Accionista Interesado, ajustado en la forma indicada precedentemente;

(iii) el precio que resulte del inciso (ii) precedente, multiplicado por una fracción cuyo numerador será el precio más alto pagado por el Accionista Interesado o su representante por cualquier acción de la Clase dentro de los dos años inmediatamente precedentes a la fecha del anuncio de la Adquisición de Acciones entre Partes Relacionadas, y cuyo denominador será el precio de cierre de las acciones de la Clase respectiva en la fecha inmediatamente precedente al primer día del período de dos años, en el que el Accionista Interesado adquirió cualquier participación o derecho sobre acciones de la Clase, en cada caso con los ajustes indicados precedentemente; y

(iv) nuestro ingreso neto por acción de la clase durante los últimos cuatro trimestres fiscales completos inmediatamente precedentes a la fecha del anuncio de la Adquisición de Acciones entre Partes Relacionadas multiplicado por la mayor de las siguientes relaciones: (A) la relación precio/ingreso para dicho período por las acciones de la clase, y (B) la relación precio/ingreso más alta para nosotros durante el período de dos años inmediatamente precedente a la fecha del anuncio de la Adquisición de Acciones entre Partes Relacionadas, en cada caso determinada de acuerdo con la práctica habitual en la comunidad financiera.

Adicionalmente, cualquier operación que tenga por efecto la adquisición por parte de cualquier Oferente de la titularidad o control de más del 50 % de nuestro capital social, o que constituya una fusión o consolidación de nuestra Compañía, deberá ser aprobada previamente por las acciones Clase A mientras cualquiera de dichas acciones quede en circulación.

Tipos de cambio y regulaciones cambiarias

Tipos de cambio

A partir del 1 de abril de 1991 y hasta fines del año 2001, la Ley de Convertibilidad estableció un tipo de cambio fijo bajo el cual el Banco Central estaba obligado a vender dólares a una relación de un peso por dólar estadounidense. El 6 de enero de 2002, el Congreso Nacional promulgó la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario (Ley 25.561, o la “Ley de Emergencia Pública”) mediante la cual se derogó formalmente el régimen de la Ley de Convertibilidad y se eliminó la paridad dólar estadounidense-peso que había estado vigente por más de 10 años. La Ley de Emergencia Pública, prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2013 por la Ley 26.729, otorga al Poder Ejecutivo Nacional la facultad de establecer el tipo de cambio entre el peso y las demás divisas y de emitir regulaciones relacionadas con el mercado cambiario. Luego de un corto período durante el cual el gobierno argentino estableció un sistema provisorio de tipo de cambio dual conforme a la Ley de Emergencia Pública, desde febrero de 2002 se ha permitido que el peso fluctúe libremente frente a otras monedas extranjeras, aunque el gobierno argentino tiene la facultad de intervenir comprando y vendiendo divisas extranjeras por su propia cuenta, una práctica que realiza regularmente.

En el siguiente cuadro se establecen los tipos de cambio del dólar estadounidense anuales más altos, más bajos, promedio y al cierre de cada período, respecto a los períodos indicados; los mismos se encuentran expresados en pesos nominales por dólar estadounidense, sobre la base de los tipos de cambio fijados por el Banco Central.El Banco de la Reserva Federal de Nueva York (Federal Reserve Bank of New York) no informa un tipo de cambio comprador oficial para el peso argentino.

	Bajo	Alto	Promedio(1)	Cierre del período
	(pesos por US$)
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2008	3,01	3,45	3,18	3,45
2009	3,45	3,85	3,75	3,80
2010	3,79	3,99	3,92	3,98
2011	3,97	4,30	4,15	4,30
2012	4,30	4,92	4,58	4,92

Mes
Noviembre 2012 .	4,77	4,84	4,80	4,84
Diciembre 2012	4,84	4,92	4,88	4,92
Enero 2013	4,93	4,98	4,95	4,98
Febrero 2013	4,98	5,05	5,01	5,05
Marzo 2013	5,05	5,12	5,09	5,12
Abril 2013	5,13	5,18	5,14	5,18

(1) Representa el promedio de los tipos de cambio al último día de cada mes durante el período.

Fuente: Banco Central

Lo anterior no puede entenderse como una declaración que los montos en pesos han sido o pudieran haber sido convertidos, o que podrían convertirse a montos en dólares a los tipos de cambio antes mencionados en ninguna de las fechas indicadas.

Regulaciones cambiarias

En enero de 2002, con la sanción de la Ley 25.561, se declaró la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, y se facultó al Poder Ejecutivo Nacional para establecer el sistema que determinará la relación de cambio entre el peso y las divisas extranjeras, y dictar regulaciones cambiarias. En tal contexto, el 8 de febrero de 2002 a través del Decreto 260/2002 el Poder Ejecutivo Nacional estableció (i) el MULC, por el cual deben cursarse todas las operaciones de cambio en divisas extranjeras, y (ii) que las operaciones de cambio en divisas extranjeras deben ser realizadas al tipo de cambio libremente pactado y sujetarse a los requisitos y a la reglamentación que establezca el BCRA (la cual, en sus aspectos principales, se detalla más abajo).

El 9 de junio de 2005, a través del Decreto 616/2005 el Poder Ejecutivo Nacional estableció que (a) todo ingreso de fondos al mercado local de cambios originado en el endeudamiento con el exterior de personas físicas o jurídicas pertenecientes al sector privado, excluyendo los referidos al financiamiento del comercio exterior y a las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados; (b) todo ingreso de fondos de no residentes cursados por el mercado local de cambios destinados a: tenencias de moneda local, adquisición de activos o pasivos financieros de todo tipo del sector privado financiero o no financiero, excluyendo la inversión extranjera directa y las emisiones primarias de títulos de deuda y de acciones que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados, e inversiones en valores emitidos por el sector público que sean adquiridos en mercados secundarios; deberán cumplir los siguientes requisitos: (a) los fondos ingresados sólo podrán ser transferidos fuera del mercado local de cambios al vencimiento de un plazo de 365 días corridos, a contar desde la fecha de ingreso de los mismos al país; (b) el resultado de la negociación de cambios de los fondos ingresados deberá acreditarse en una cuenta del sistema bancario local; (c) deberá constituirse un depósito nominativo, no transferible y no remunerado, por el 30% del monto involucrado en la operación correspondiente, durante un plazo de 365 días corridos, de acuerdo a las condiciones que se establezcan en la reglamentación (el “Depósito”); y (d) el mencionado Depósito deberá ser constituido en dólares en las entidades financieras del país, no devengando intereses ni beneficios de ningún tipo, ni pudiendo ser utilizado como garantía de operaciones de crédito de ningún tipo. Cabe aclarar que existen diversas excepciones a los requisitos del Decreto 616/2005, incluyendo, entre otras, las que se detallan más abajo.

A continuación se detallan los aspectos más relevantes de la normativa del BCRA a los fines del presente, relativos al ingreso y egreso de fondos de la Argentina.

Para un detalle de la totalidad de las restricciones cambiarias y de controles a ingreso de capitales vigentes al día de la fecha, se sugiere a los inversores consultar con sus asesores legales y dar una lectura completa a la normativa mencionada, junto con sus reglamentaciones y normas complementarias, a cuyo efecto los interesados podrán consultar las mismas en el sitio web del Ministerio de Economía, www.mecon.gov.ar o el del BCRA, www.bcra.gov.ar, según corresponda.

Ingreso de Fondos

Rentas y Transferencias Corrientes

Las rentas percibidas por residentes por sus activos en el exterior no tienen la obligación de ingreso y liquidación en el MULC, salvo en el caso de empresas adquirentes de activos externos de inversión directa que se financiaron en forma total o parcial con endeudamiento externo, cuando por el monto de la inversión requirieron la autorización previa del BCRA para acceder al mercado de cambios. En este último caso, estas empresas deben acreditar en forma previa a acceder al mercado de cambios para cancelar los servicios o amortizaciones de dicho financiamiento, que han ingresado y liquidado las rentas percibidas por las inversiones realizadas con endeudamiento externo (Comunicación “A” 5265).

Capitales

Las operaciones de endeudamiento con el exterior del sector privado no financiero y sector financiero por bonos, préstamos financieros (incluyendo operaciones de pase de valores), y las líneas de crédito del exterior de carácter financiero deben ingresarse y liquidarse en el MULC (Comunicación “A” 5265).

Las emisiones de títulos de deuda del sector privado (financiero y no financiero) denominados en moneda extranjera cuyos servicios de capital e intereses no sean exclusivamente pagaderos en pesos en el país, deben ser suscriptos en moneda extranjera y los fondos obtenidos deben ser liquidados en el mercado local (Comunicaciones “A” 3820 y “A” 5265).

El ingreso y liquidación en el MULC de endeudamientos externos de carácter financiero puede realizarse en un plazo de hasta 30 días corridos de la fecha de desembolso de los fondos, siendo de aplicación las normas vigentes a la fecha de ingreso de las divisas por el MULC (Comunicación “A” 5265).

Por las operaciones de nuevos endeudamientos externos destinados a la financiación de actividades de empresas locales de contratos de concesiones públicas, que sean contraídos a plazos de vida promedio incluyendo los servicios de capital e intereses, no menor a los cinco años, y en la medida que al menos el 50% de los fondos se destine a la financiación de obras de infraestructura en servicios públicos previstas en el contrato de concesión, cuya ejecución demande un plazo mayor a dos años, mediante la Comunicación “A” 4785 se admite la extensión a cinco años del plazo establecido en la Comunicación “A” 4643 del 22 de marzo de 2007 para la concertación de cambio para la liquidación de los fondos por el MULC, en la medida que los mismos hayan sido transferidos en forma irrevocable a la cuenta corresponsal de una entidad bancaria local, dentro de las 48 horas hábiles de la fecha de desembolso.

El acceso al MULC para el pago de servicios de intereses de la deuda, será por el devengamiento de renta a partir de la fecha de concertación de cambio por la venta de las divisas en el MULC, o la fecha efectiva de desembolso de los fondos, si los mismos fueran acreditados en cuentas de corresponsalía de entidades autorizadas para su liquidación en el MULC, dentro de las 48 horas hábiles de la fecha de desembolso (Comunicación “A” 5265).

Los nuevos endeudamientos financieros ingresados en el MULC y las renovaciones de deudas con el exterior de residentes en el país del sector financiero y del sector privado no financiero, deben pactarse y mantenerse por plazos mínimos de 365 días corridos, no pudiendo ser cancelados con anterioridad al vencimiento de ese plazo, cualquiera sea la forma de cancelación de la obligación con el exterior e independientemente de si la misma se efectúa o no con acceso al MULC (Comunicación “A” 4359). Este plazo mínimo también es aplicable a las renovaciones de deudas.

Están exceptuados de lo dispuesto en el punto anterior, las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados, y los saldos de corresponsalía de las entidades autorizadas a operar en cambios, en la medida que no constituyan líneas de crédito, en cuyo caso deben cumplir con los requisitos para los ingresos de préstamos financieros.

Asimismo, mediante el Art. 2° de la Resolución Nº 280/09, el Ministerio de Economía excluyó de la aplicación del plazo mínimo citado, a la transferencia de fondos fuera del mercado local que tenga como objeto la cancelación de endeudamientos con Organismos Multilaterales y Bilaterales de Crédito y con las Agencias Oficiales de Crédito, en forma directa o por medio de sus agencias vinculadas, en la medida que la deuda cancelada se hubiere originado en préstamos de fondos que éstos hubieran concedido en cumplimiento de su objeto (Comunicación “B” 9566).

El plazo mínimo de 365 días corridos exigido por las normas cambiarias para la renovación de deudas financieras a partir de la sanción del Decreto 616/05, debe considerarse como cumplido, cuando se realicen pagos de servicios de capital de las obligaciones emitidas para implementar acuerdos de refinanciación de deuda externa, en la medida que se cumplan las condiciones especificadas en la Comunicación “C” 46296.

Por otra parte, en función de lo dispuesto por el Decreto Nº 616/2005, mediante la Comunicación “A” 4359 (modificada por la Comunicación “A” 5265) se reglamentó la constitución del depósito que debe ser constituido en dólares por el 30% del equivalente en esa moneda del total de la operación que da lugar a la constitución del mismo, cuando se registren, a partir del 10 de junio de 2005 ingresos de moneda extranjera en el mercado de cambios por los siguientes conceptos:

(a) Deudas financieras del sector financiero y privado no financiero, con la excepción de las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados.

(b) Emisiones primarias de acciones de empresas residentes que no cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados, en la medida que no constituyan fondos de inversión directa.

(c) Inversiones de portafolio de no residentes destinadas a tenencias de moneda local y de activos y pasivos financieros del sector financiero y privado no financiero, en la medida que no correspondan a la suscripción primaria de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados, y/o a la suscripción primaria de acciones de empresas residentes que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados.

(d) Inversiones de portafolio de no residentes destinados a la adquisición de algún derecho en mercados secundarios respecto a valores emitidos por el sector público.

En función de lo dispuesto por Resolución Nº 365/2005 del Ministerio de Economía y Producción, se incorporaron al listado anterior mediante la Comunicación “A” 4377 las siguientes operaciones a partir del 29 de junio de 2005 inclusive:

(e) Inversiones de portafolio de no residentes destinados a la suscripción primaria de títulos emitidos por el BCRA.

(f) Los ingresos en el MULC por ventas de activos externos de residentes del sector privado, por el excedente que supere el equivalente de US$2.000.000 por mes calendario, en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios.

Asimismo, mediante la Resolución Nº 637/2005 del Ministerio de Economía, se incorporó a partir del 17 de noviembre de 2005:

(g) Todo ingreso de fondos al MULC destinado a suscribir la emisión primaria de títulos, bonos o certificados de participación emitidos por el fiduciario de un fideicomiso, que cuenten o no con oferta pública y cotización en mercados autorregulados, cuando los requisitos mencionados resulten aplicables a la adquisición de alguno de los activos fideicomitidos (Comunicación “B” 8599).

Para los ingresos en monedas extranjeras distintas al dólar, deben considerarse a los efectos de determinar el monto del depósito, los tipos de pase al cierre del mercado de cambios cotizados por el Banco de la Nación Argentina, el día hábil inmediato anterior a la fecha de su constitución.

Están exceptuadas de la constitución del depósito no remunerado, entre otras, las siguientes operaciones:

(1) Las liquidaciones de moneda extranjera de residentes originadas en préstamos en moneda extranjera otorgados por las entidades financieras locales.

(2) Los ingresos de divisas en el mercado de cambios por aportes de inversiones directas en el país (es decir, inversiones en inmuebles o que representen al menos un 10% del capital social o votos de una empresa local) y ventas de participaciones en empresas locales a inversores directos, en la medida que la entidad interviniente cuente con la documentación indicada en la Comunicación “A” 4933.

(3) Los ingresos por inversiones de no residentes aplicadas a la compra de inmuebles, estarán exceptuadas de constituir el depósito, sólo en la medida que:

(3.1.) En el día de la liquidación de cambio se proceda en forma simultánea, a la firma de la escritura traslativa del dominio a favor del no residente, a cuya compra se deben destinar los fondos resultantes de la operación de cambio (Comunicación “A” 4923).

(3.2.) Los fondos resultantes de la liquidación de cambio sean depositados en una cuenta judicial, para ser destinados a la compra de un inmueble cuya venta sea llevada a cabo en el trámite de un expediente judicial, debiéndose cumplir los restantes requisitos establecidos en la Comunicación “A” 4923.

(4) Los ingresos de fondos externos destinados al pago del boleto de compra venta y cuotas por compras de inmuebles en construcción en el país, pueden registrarse como ingresos cambiarios por inversiones directas, cuando se cumplan las condiciones especificadas en la Comunicación “A” 4762.

(5) Todo tipo de ingreso de fondos al país que ordenen los Organismos Multilaterales y Bilaterales de Crédito y Agencias Oficiales de Crédito (listadas en Anexo de la Comunicación “A” 4662 tal como ha sido modificada de tanto en tanto), en forma directa o por medio de sus agencias vinculadas, siempre que los mismos estuvieran vinculados con operaciones realizadas en cumplimiento de su objeto (artículo 1º de la Resolución Nº 280/09 del Ministerio de Economía - Comunicación “B” 9566).

(6) Endeudamientos financieros con el exterior del sector financiero y privado no financiero, en la medida que simultáneamente se afecten los fondos resultantes de la liquidación de cambio, netos de impuestos y gastos, a: (i) la compra de divisas para la cancelación de servicios de capital de deuda externa y/o (ii) la formación de activos externos de largo plazo (Comunicación “A” 4377).

(7) Endeudamientos financieros con el exterior del sector privado no financiero, en la medida que sean contraídos y cancelados a una vida promedio no menor a los dos años, incluyendo en su cálculo los pagos de capital e intereses, y estén destinados a la inversión en activos no financieros (Comunicación “A” 4377).

(8) Fondos resultantes de las ventas de activos externos de personas jurídicas residentes, que sean destinados por la empresa a la adquisición de activos no financieros que encuadren en las adquisiciones listadas en las Comunicaciones “C” 42303, 42884, 44670 y 46394.

(9) Fondos resultantes de las ventas de activos externos de personas físicas o jurídicas residentes, que sean destinados a realizar nuevos aportes de capital en empresas residentes, y la empresa receptora los aplica a la adquisición de activos no financieros listados en las Comunicaciones “C” 42303, 42884, 44670 y 46394.

Egreso de fondos

Pago de servicios

Según lo dispuesto por la Comunicación “A” 5377, los residentes pueden acceder al MULC para realizar transferencias al exterior par ael pago de servicios que correspondan a prestaciones de no residentes en las condiciones pactadas entre las partes, acorde a la normativa legal aplicable y con la presentación de la documentación que avale la genuinidad de la operación en cuanto al concepto, prestación del servicio del no residente, y monto a girar al exterior.

Pago de rentas (intereses, utilidades y dividendos)

Se permite el acceso al mercado local de cambios para el pago de intereses que correspondan a deudas impagas o que son canceladas simultáneamente con el pago de intereses, en la medida que la norma cambiaria permita el acceso al mercado local de cambios para la cancelación de los servicios de capital de esa deuda y se cumplan la totalidad de las condiciones generales establecidas para cursar dichos pagos de capital (Comunicación “A” 5397).

El acceso al mercado local de cambios para el pago de servicios de intereses es por los montos impagos que estén devengados a partir de la fecha de la concertación de cambio por la venta de divisas que origina dicho endeudamiento con el exterior, o desde la fecha efectiva de desembolso de los fondos, si los mismos fueron acreditados en cuentas de corresponsalía de entidades autorizadas para su liquidación en el mercado local de cambios, dentro de las 48 (cuarenta y ocho) horas hábiles de la fecha de desembolso.

La concertación de cambio por la compra de las divisas podrá realizarse con una antelación no mayor a los 5 (cinco) días hábiles a la fecha de vencimiento de cada cuota de intereses computada por períodos vencidos, o por el monto devengado, en cualquier momento del período corriente de intereses.

Con anterioridad a dar curso a los pagos de intereses de deudas de todo carácter con el exterior, las entidades intervinientes deben comprobar que el deudor haya presentado, de corresponder, la declaración de la deuda de acuerdo al régimen informativo de la que estipula la Comunicación “A” 3602 tal como ha sido modificada de tanto en tanto y cumplir con los demás requisitos establecidos en el punto 4 de la Comunicación “A” 4177 tal como ha sido modificada de tanto en tanto.

Se permite el acceso al MULC para girar al exterior pagos de utilidades y dividendos, siempre que correspondan a balances cerrados y certificados por auditores externos con las formalidades aplicables a la certificación del balance anual (Comunicación “A” 5264).

Amortizaciones de capital

La cancelación de amortizaciones de capital de deudas con el exterior de carácter financiero de residentes en el país del sector financiero y privado no financiero (excepto en el caso de amortizaciones de emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados, realizadas a partir del 10 de junio de 2005), solo podrán efectuarse con acceso al MULC, luego de cumplidos los 365 días corridos desde la fecha de liquidación de las divisas en dicho mercado.

Si en los contratos de endeudamientos con el exterior, se incluyen cláusulas por las cuales a partir de la fecha de vencimiento, la obligación es ejecutable ante la demanda del acreedor o se establecen renovaciones automáticas sin fijar un período de renovación, se entiende a todos los efectos de la normativa cambiaria aplicable, que existe una renovación por el plazo mínimo establecido en la norma cambiaria vigente a la fecha de vencimiento del contrato (Comunicación “A” 5265).

Los deudores del sector privado financiero y del sector privado no financiero tendrán acceso al MULC por los servicios de capital de sus deudas financieras con el exterior:

En cualquier momento dentro de los 10 días hábiles previos al vencimiento, en la medida que se cumpla el plazo mínimo de permanencia establecido en la norma cambiaria que sea aplicables.
Con la anticipación operativamente necesaria para el pago al acreedor a su vencimiento, de cuotas de capital cuya obligación de pago depende de la materialización de condiciones específicas expresamente contempladas en los contratos.
Anticipadamente a plazos mayores a 10 días hábiles en forma parcial o total, en la medida que se cumpla el plazo mínimo de permanencia que sea aplicable, y que el pago se financie en su totalidad con el ingreso de fondos del exterior para aportes de capital.
Anticipadamente a plazos mayotes a 10 días hábiles en forma parcial o total, en la medida que se cumpla el plazo mínimo de permanencia que sea aplicable, y que el pago se financie en su totalidad con el ingreso en el MULC de nuevos endeudamientos con organismos internacionales y sus agencias, Agencias Oficiales de Crédito del Exterior y bancos del exterior, y en la medida que: a) dichas cancelaciones sean las condiciones expresamente previstas para el otorgamiento del nuevo endeudamiento, y b) que no implique para el deudor un aumento en el valor actual del endeudamiento con el exterior.

En el caso de bonos y otros títulos de deuda se consideran deuda externa aquellos emitidos en el exterior bajo ley extranjera. En estos casos, el acceso al mercado de cambios para la atención de servicios de intereses y capital es, en todos los casos, independiente de la residencia del tenedor de los mismos (Comunicación “A” 5265).

También se permite el acceso al mercado de cambios para el pago de servicios de capital de títulos de deuda emitidos localmente que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados, cuando fueran emitidos y suscriptos en moneda extranjera, los fondos estén destinados a financiar obras de infraestructura en el país, y se cumplan la totalidad del resto de las condiciones señaladas en la Comunicación “A” 5265. Por los restantes títulos emitidos localmente, cualquiera sea la condición de emisión, el deudor no tiene acceso al MULC para la atención de los servicios.

Ventas de cambio a no residentes

Mediante la Comunicación “A” 4662 y modificatorias (“A” 4692, “A” 4832 y “A” 5011) se dio a conocer un reordenamiento y las nuevas normas aplicables para el acceso al mercado de cambios por parte de no residentes (según definición vertida en el Manual de Balance de Pagos del FMI -quinta edición, capítulo IV-).

Al respecto se establece que no se requiere la conformidad previa del BCRA, en la medida que se cumplan los requisitos establecidos en cada caso, para las siguientes operaciones por parte de no residentes:

(1) Compra de divisas para su transferencia al exterior, en la medida que se cuente con la documentación requerida en la mencionada norma, entre otros, en los siguientes casos, cuando las operaciones sean realizadas por, o correspondan a cobros en el país de:

(1.1.) Deudas financieras originadas en préstamos externos de no residentes.

(1.2.) Recuperos de créditos de quiebras locales y cobros de deudas concursales, en la medida que el cliente no residente haya sido el titular de la acreencia judicialmente reconocida en la quiebra o concurso de acreedores, con resolución firme.

(1.3.) Repatriaciones de inversiones directas en empresas del sector privado no financiero que no sean controlantes de entidades financieras locales y/o en propiedades inmuebles, en la medida que el inversor registre una permanencia en el país de esa inversión no menor a los 365 días corridos, por los siguientes conceptos:

(1.3.1.) Venta de la inversión directa.

(1.3.2.) Liquidación definitiva de la inversión directa.

(1.3.3.) Reducción de capital decidida por la empresa local.

(1.3.4.) Devolución de aportes irrevocables efectuada por la empresa local.

De acuerdo con la normativa cambiaria vigente (Comunicación “A” 5265) se establece un procedimiento especial para las operaciones de nuevos endeudamientos externos destinados a la financiación de actividades de empresas locales de contratos de concesiones públicas, siempre que sean contraídos a plazos de vida promedio incluyendo los servicios de capital e intereses, no menor a cinco años y en la medida que al menos el 50% de los fondos se destine a la financiación de obras de infraestructura en servicios públicos previstas en el contrato de concesión.

(1.4.) Cobros de servicios o liquidación por venta de otras inversiones de portafolio (y sus rentas), en la medida que el beneficiario no se encuentre comprendido en las disposiciones del punto I de la Comunicación “A” 4940 y en conjunto no superen el equivalente de US$500.000 por mes calendario por persona física o jurídica, en la totalidad de las entidades autorizadas a operar en cambios. Estas repatriaciones de inversiones de portafolio comprenden entre otras: inversiones en cartera en acciones y participaciones en empresas locales, inversiones en fondos comunes de inversión y fideicomisos locales, compra de carteras de préstamos otorgados a residentes por bancos locales, compra de facturas y pagarés por operaciones comerciales locales, inversiones en bonos locales emitidos en pesos y en moneda extranjera pagaderos localmente y las compras de otros créditos internos.

(1.5.) Indemnizaciones decididas por tribunales locales a favor de no residentes.

En los casos donde se admite sin conformidad previa el acceso del no residente, también es posible el acceso al mercado del residente para la transferencia de los fondos a favor del no residente (Comunicación “C” 51232).

La Comunicación “A” 4940 estableció el requisito de conformidad previa para las operaciones de repatriaciones de inversiones directas e inversiones de portafolio de no residentes comprendidas en los puntos 1.13 y 1.14 mencionados precedentemente, cuando el beneficiario del exterior sea una persona física o jurídica que resida o que esté constituida o domiciliada en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados que figuren incluidos dentro del listado del Decreto Nº 1.344/98 Reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias Nº 20.628 y modificatorios (punto I de la Comunicación “A” 4940).

(2) Compras de divisas o billetes en moneda extranjera cuando no supere el equivalente de US$5.000 por mes calendario en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios.

Las operaciones que no encuadren en los puntos mencionados precedentemente, sólo podrán ser cursadas en la medida que cuenten con la previa conformidad del BCRA.

(3) Compras de billetes, cheques de viajero en moneda extranjera, por los montos que sean necesarios para el ejercicio de sus funciones en el país de organismos internacionales e instituciones, representaciones diplomáticas y corresponsalías, entre otros.

Por los servicios de capital y renta de títulos públicos emitidos por el gobierno nacional en moneda extranjera y de otros bonos emitidos por residentes en moneda extranjera, que de acuerdo a la normativa cambiaria vigente, sean pagaderos en el exterior, que estén depositados por no residentes en cuentas de custodia locales, el no residente puede optar por las siguientes alternativas: el cobro en billetes en moneda extranjera, la acreditación de los fondos en una cuenta local en moneda extranjera a su nombre o la retransferencia de los fondos a una cuenta propia en el exterior. En estos casos, no se realizan boletos de cambio. Si con posterioridad al pago de los servicios realizados, el beneficiario de los fondos quiere convertir los fondos cobrados en moneda extranjera a moneda local, se debe efectuar la compra en el mercado de cambios en base a la normativa general en concepto de inversiones de portafolio de no residentes.

Formación de activos externos de residentes

Por Comunicación “A” 5126 del 21.09.10, modificada por la Comunicación “A” 5198, Comunicación “A” 5236, Comunicación “A” 5315 y Comunicación “A” 5318, se actualizó el reordenamiento de las normas aplicables para el acceso al MULC para la formación de activos externos por parte de personas físicas y jurídicas residentes que no sean entidades autorizadas a operar en cambios, patrimonios y otras universalidades constituidos en el país y gobiernos locales. Dichas normas admiten el acceso al MULC para formar activos externos cuando se cumplan las condiciones establecidas para cada caso, y el resto de las operaciones quedan sujetas a la conformidad previa del Banco Central.

Por su parte, la Comunicación “A” 5239 del 28 de octubre de 2011 y modificatorias, dispuso que las entidades autorizadas a operar en cambios deberán consultar y registrar todas las operaciones de venta de moneda extranjera a realizar con sus clientes alcanzadas por el “Programa de Consulta de Operaciones Cambiarias” implementado por la AFIP a través de la Resolución General N° 3210/2011, que indicará si la operación resulta “Validada” o “Con Inconsistencias”.

El 5 de julio de 2012 el BCRA dictó la Comunicación “A” 5318 en virtud de la cual dispuso la suspensión del acceso al mercado de cambios por el concepto de formación de activos externos de residentes sin la obligación de una aplicación específica. Asimismo, dispuso la vigencia del “Programa de Consulta de Operaciones Cambiarias” como requisito para la compra de moneda extranjera en concepto de turismo y viajes. Entre otros requisitos, los montos vendidos a personas físicas residentes por este último concepto no podrán superar el equivalente de US$ 1.000 por mes calendario y por cliente.

Compras de moneda extranjera para su aplicación a destinos específicos en activos locales

Se permite el acceso al mercado local para la compra de activos externos, para su aplicación a un destino específico en activos locales, por las siguientes operaciones:

(1) Compras sin límite de monto de personas físicas y jurídicas residentes, patrimonios y otras universalidades constituidos en el país sin límite de monto, destinadas a la suscripción primaria en moneda extranjera de títulos públicos emitidos por el Gobierno Nacional.

(2) Compras de billetes sin límite de monto de gobiernos locales para depositar en cuentas locales de entidades financieras en el marco de las condiciones establecidas para los desembolsos de préstamos otorgados por Organismos Internacionales. Los fondos así constituidos, más sus intereses netos de gastos de la cuenta, deberán ser liquidados en el MULC al momento de la utilización.

(3) Compras de billetes para depositar en cuentas bancarias locales bajo el concepto “Compras de moneda extranjera para afectación a proyectos de inversión” que se realicen simultáneamente al ingreso de fondos por las financiaciones previstas en las Comunicaciones “A” 4785 y “A” 4970 (y modificatorias) y siempre que se cumpla con las condiciones que allí se establecen.

(4) Compras de billetes que realicen sin límite de monto, las empresas públicas, empresas que aún estando constituidas como sujetos de derecho privado estén bajo el control del Estado Nacional, y los fideicomisos constituidos con fondos aportados por el sector público nacional, para garantizar cartas de crédito u otros avales bancarios para garantizar importaciones argentinas de bienes y sujeto que los fondos utilizados para la compra sean aportados por el Tesoro Nacional y se cumplan las restantes condiciones que se establecen en el punto 2.4. la Comunicación “A” 5236.

(5) Compras de billetes en moneda extranjera para depositar en cuentas locales que realicen empresas del sector privado no financiero que registran deuda vencida e impaga con el exterior y que a la fecha de acceso al mercado hayan efectuado una oferta de refinanciación de su deuda a acreedores del exterior. Los montos adquiridos no deben superar el monto de los servicios de capital e intereses de deuda vencidos según el cronograma original ni el 75% de los pagos en efectivo incluidos en la oferta y se deben cumplir las restantes condiciones previstas en el punto 2.5. de la Comunicación “A” 5236.

(6) Compras de billetes en moneda extranjera que realicen fondos comunes de inversión para pagar en el país rescates de cuotas partes de clientes no alcanzados por lo dispuesto en el punto 1.b. de la Comunicación “A” 4377 y en la medida que hubieran ingresado divisas a tal fin por el mismo monto.

(7) Compras de billetes de agentes bursátiles residentes en el país que se ajusten a las condiciones previstas en el punto 2.7. de la Comunicación “A” 5236 y se apliquen a cancelar compras de valores emitidos por no residentes con cotización en el país y en el exterior efectuadas a clientes no alcanzados por el punto 1.b. de la Comunicación “A” 4377, en operaciones concertadas con una anterioridad no mayor a las 72 horas hábiles, y liquidables en moneda extranjera en el país.

Compra de divisas para su posterior aplicación a destinos específicos

En las condiciones y límites establecidos en la Comunicación “A” 5318, se admite el acceso al MULC por parte de empresas residentes en el país autorizadas a prestar servicios de transporte internacional de cargas por carreteras, para afrontar los gastos que deben abonar en efectivo en el exterior como ser combustibles, peajes, tasas, servicios, estadías de conductores, y otros gastos menores, en la medida que se cumplan determinadas condiciones tales como que los montos adquiridos no superen el equivalente a US$ 0,60 por cada kilómetro recorrido fuera del territorio argentino.

Mercado de capitales

Las operaciones de valores que se realicen en bolsas y mercados de valores autorregulados, deberán abonarse por alguno de los siguientes mecanismos: (a) en pesos utilizando las distintas modalidades que permiten los sistemas de pagos, (b) en moneda extranjera mediante transferencia electrónica de fondos desde y hacia cuentas a la vista en entidades financieras locales, y (c) contra cable sobre cuentas del exterior. En ningún caso, se permite la liquidación de estas operaciones de compra-venta de valores mediante el pago en billetes en moneda extranjera, o mediante su depósito en cuentas custodia o en cuentas de terceros (Comunicación “A” 4308).

Relevamiento de emisiones de títulos y de otras obligaciones externas del sector privado financiero y no financiero

Mediante la Comunicación “A” 3602 del 7 de mayo de 2002 se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de Pasivos Externos y Emisiones de Títulos, cuyas declaraciones corresponden al endeudamiento a fin de cada trimestre calendario, que deben cumplir las personas físicas y jurídicas del sector privado financiero y no financiero que registren pasivos de todo tipo con residentes en el exterior. La obligación de declaración está a cargo del deudor, quien debe presentar sus declaraciones a través de las entidades financieras. Dichas declaraciones tendrán el carácter de declaración jurada.

Relevamiento de inversiones directas

Mediante Comunicación “A” 4237 del 10 de noviembre de 2004 se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de Inversiones Directas en el país (por no residentes) y en el exterior (por residentes), que involucra a: (i) inversiones directas en el país de no residentes; (ii) inversiones directas en el exterior de residentes argentinos.

Se considera inversión indirecta aquella que refleja el interés duradero del residente de una economía (inversor directo) por una entidad residente de otra economía (empresa de inversión directa), lo que se evidencia, por ejemplo, con una participación en el capital social o votos no menor a un 10%. El régimen informativo establecido por esta Comunicación “A” 4237 tiene carácter semestral.

Regulaciones sobre Lavado de Dinero

Recientes modificaciones a las regulaciones Argentinas sobre lavado de dinero tuvieron como objetivo que su aplicación se extendiera a mayor número y tipo de transacciones financieras.

El concepto de lavado de dinero es utilizado generalmente para referirse a las transacciones dirigidas a introducir fondos derivados de actividades ilegales en el sistema institucionalizado y de esa forma transformando beneficios obtenidos de actividades ilegales en activos que se presumen tuvieron un origen legal. La Ley Nº 25.246 (según fuera modificada por las Leyes Nº 26.087, N° 26.119, N° 26.268 y N° 26.683, en conjunto, la “Ley de Prevención de Lavado de Dinero”) establece un sistema penal administrativo y reemplaza varias secciones del Código Penal argentino, incorporando entre otros asuntos, la definición de lavado de dinero como la conversión, transferencia, administración, venta, gravado, disimulación o cualquier otra aplicación de dinero u otros bienes obtenidos a través de un delito con el posible resultado de que dichos activos originales (o nuevos activos resultantes de dicho activo original) adquieran la apariencia de haber sido obtenidos a través de fuentes legítimas, siempre que el valor total de los activos supere el monto de Ps. 300.000 resultante de una o más operaciones relacionadas.

De acuerdo a la sección 303 del Código Penal argentino, el lavado de dinero (como se define más arriba) deberá ser castigado con prisión de tres a diez años y una multa de dos a diez veces el monto de las transacciones efectuadas. La pena establecida anteriormente, será incrementada por un tercio del máximo y la mitad de la mínima, si: (a) el malhechor efectúa el acto en una base regular o como miembro de una asociación o banda organizada con el propósito de cometer continuamente actos de similar naturaleza; (b) si el principal malhechor es un oficial público que comete el delito en cumplimiento de su deber (en este caso el malhechor será castigado por una descalificación por tres a diez años y la misma penalidad será aplicada al malhechor que cometa el delito en el ejercicio de su profesión o comercio que requiera calificación especial). El individuo que recibe dinero u otros bienes obtenidos de un delito penal con el propósito de aplicarlos a una transacción de lavado de dinero será castigado con prisión de seis meses a tres años. Si el valor de los activos no supera los Ps. 300.000, el malhechor castigado con prisión de seis meses a tres años. Las previsiones de esta sección se aplicarán aun cuando el delito penal sea cometido fuera de la jurisdicción geográfica del Código Penal argentino, aunque el delito sea también castigado en la jurisdicción donde sea cometido.

La sección 277 del Código Penal argentino establece que la prisión de seis meses a tres años será aplicada (con los términos mínimos variables adjuntos dependiendo de las circunstancias particulares ) a cualquier persona que ayude a un autor a evitar la investigación, oculte o destruya evidencias de un delito, adquiera, reciba, oculte o altere dinero u otros ingresos de un delito penal, no reporte el ordenamiento de un delito o no identifique al autor o participante en un delito cuando tiene el conocimiento de que esa persona podría haber sido obligada a ayudar en el enjuiciamiento penal de tal delito y / o ayude o instigue al autor o participante para poner a salvo los procedimientos del delito. Los mínimos y máximos plazos del castigo serán duplicados cuando: (a) el delito implica un delito particularmente grave (para el cual la pena mínima es mayor a 3 años de prisión); (b) el instigador actúa con fines de lucro; (c) el instigador comete habitualmente actos de ocultamiento; (d ) el instigador es un oficial público.

La Ley No 25.546 contempla que la entidad legal cuya gerencia cobre o provea bienes o dinero, cualquiera sea el valor, sabiendo que dichos bienes fueran usados por una organización terrorista, será sujeto a una multa de cinco a 20 veces el valor de dichos bienes. Además, cuando la gerencia de la entidad legal infrinja el deber de tratar confidencialmente, la información para someterla a la Unidad de Información Financiera (UIF), la entidad legal estará sujeta a una multa entre Ps 50.000 a Ps 500.000. Adicionalmente, esta reglamentación crea la UIF como una entidad autónoma y financieramente auto suficiente bajo la jurisdicción del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos, encargada de analizar, tratar y transmitir información con el objetivo de evitar y prevenir el lavado de dinero. De acuerdo con esta legislación, la UIF está facultada a recibir y requerir reportes, documentación, antecedentes y cualquier otra información considerada útil para cumplir con sus deberes de una entidad pública, sea federal, provincial o municipal, y de los individuos o entidades públicas o privadas, todas estas entidades deberán completar esa información de conformidad con la Ley No. 25.246. Cuando la información suministrada o el análisis efectuado por la UIF muestre la existencia de suficiente evidencia para sospechar que el lavado de dinero o delito financiero terrorista se ha cometido, la UIF transmitirá tal evidencia al Ministerio Público, para que pueda comenzar la acción penal pertinente, y la UIF se presentaría como parte demandante de tales procedimientos. Por otra parte, la Ley No 26.087 dispone que ni los secretos bancarios, bursátiles o profesionales, ni los compromisos legales o contractuales de confidencialidad constituirán dispensa del cumplimiento de la obligación de presentar información a la UIF, en relación con una investigación u operaciones sospechosas.

El principal objetivo de la Ley No 25.246 es prevenir el lavado de dinero. En línea con las prácticas internacionalmente aceptadas, la obligación de controlar tal transacciones ilegales no esta concentrada solamente en las entidades Gubernamentales Federales Argentinas, sino también están distribuidas entre algunas entidades del sector privado tales como bancos, corredores de bolsa (brokers), firmas de corredores y compañías de seguros. Estas obligaciones principalmente consisten en funciones de recolección de datos, como: (i) reunidas de los clientes, solicitantes o contribuyentes alguna documentación suficiente para probar su identidad, capacidad legal, domicilio y datos adicionales como necesarios en un caso, por un caso base; (ii) reportando algún caso sospechoso o transacción de su monto; y (iii) absteniéndose de la revelación del cliente o terceras partes de algunos procedimientos que se siguen conforme a la ley. De conformidad con la Ley No 25.246, una transacción sospechosa significará que alguna transacción que, de acuerdo con prácticas usuales del negocio y en la experiencia de las entidades y sujetos individuales de reportar obligaciones, es considerada inusual, injustificada de un punto económico o legal, o complejidad innecesaria, sea una transacción por única vez o una serie de transacciones.

La Resolución Nº 121/2011 de la UIF (la “Resolución 121”), modificada por la Resolución N° 1/12, es aplicable a las entidades financieras sujetas al régimen de la Ley de Entidades Financieras Nº 21.526, a las entidades sujetas al régimen de la Ley N° 18.924 y modificatorias y a las personas físicas o jurídicas autorizadas por el Banco Central para operar en la compraventa de divisas bajo forma de dinero o de cheques extendidos en divisas o mediante el uso de tarjetas de crédito o pago, o en la transmisión de fondos dentro y fuera del territorio nacional y la Resolución Nº 229/2011 de la UIF (la “Resolución 229”), es aplicable a los agentes y sociedades de bolsa, sociedades gerente de fondos comunes de inversión, agentes de mercado abierto electrónico, intermediarios en la compra, alquiler o préstamo de títulos valores que operen bajo la órbita de bolsas de comercio con o sin mercados adheridos y los agentes intermediarios inscriptos en los mercados de futuros y opciones. La Resolución 121 y la Resolución 229 reglamentan, entre otras cuestiones, la obligación de recabar documentación de los clientes y los plazos, oportunidades y limitaciones para cumplir con el deber de reportar obligaciones sospechosas de lavado de activos y financiación de terrorismo.

La Resolución 121 y la Resolución 229 establecen pautas generales acerca de la identificación del cliente (incluyendo la distinción entre clientes habituales y ocasionales), la información a requerir, la documentación a conservar y los procedimientos para detectar y reportar operaciones sospechosas. Asimismo, las principales obligaciones establecidas por dichas resoluciones son las siguientes: a) la elaboración de un manual que establezca los mecanismos y procedimientos para la prevención del lavado de activos y financiación del terrorismo; b) la designación de un oficial de cumplimiento; c) la implementación de auditorías periódicas; d) la capacitación del personal; e) la elaboración de registros de análisis y gestión de riesgo de las operaciones inusuales detectadas y aquellas que por haber sido consideradas sospechosas hayan sido reportadas; f) la implementación de herramientas tecnológicas que permitan establecer de una manera eficaz los sistemas de control y prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo; y g) la implementación de medidas que permitan a los Sujetos Obligados de la Resolución 121 y los Sujetos Obligados de la Resolución 229, respectivamente, consolidar electrónicamente las operaciones que realizan con los clientes, así como herramientas tecnológicas, que posibiliten analizar o monitorear distintas variables para identificar ciertos comportamientos y visualizar posibles operaciones sospechosas. Por su parte, los Sujetos Obligados de la Resolución 121 deben reportar a la UIF cualquier transacción sospechosa de lavado de dinero dentro de los 150 días corridos de su realización (o tentativa de realización) y cualquier operación sospechosa de financiamiento del terrorismo dentro de las 48 horas de su realización. Conforme a esta Resolución 229, las transacciones excepcionales son aquellos intentos de operaciones o las operaciones realizadas, en una vez o en una base regular, sin una justificación económica o legal, inconsistente con el perfil económico y financiero del cliente, y que se desvían de las prácticas estándares del mercado, basado en su frecuencia, regularidad, monto, complejidad, naturaleza u otras características particulares. Conforme a la Resolución 229, una transacción excepcional es aquella que considerando la idoneidad del reportero, con relación a la actividad que lleva a cabo, y al análisis hecho, podría ser sospechado de lavado de dinero y terrorismo financiero. Por otro lado, las transacciones sospechosas son aquellos intentos o transacciones consumadas que, habiendo sido previamente identificadas como transacciones extraordinarias, son inconsistentes con actividades legales declaradas por el cliente o, aunque relacionadas a actividades legales, levantan sospechas de que están ligadas o usadas para terrorismo financiero.

Igualmente, la Resolución 229 provee una lista de factores que deberán ser especialmente tenidos en cuenta, a efectos de determinar si una transacción deberá ser reportada a la UIF, se incluyen pero no se limitan a: (i) clientes que se nieguen a proveer información o documentos, requeridos por la Resolución 229, o información provista por clientes que se demuestre que son irregulares; (ii) clientes que intenten evitar la conformidad con los requerimientos establecidos por la Resolución 229 u otras regulaciones anti lavado de dinero; (iii) indicaciones sobre el origen ilícito , gerenciamiento o destino de los fondos y otros bienes usados en las transacciones, con relación a las cuales la persona que reporta o compañía no recibe una explicación viable; (iv) transacciones que implican países o jurisdicciones que son considerados paraísos fiscales o identificados como no cooperadores con la Fuerza Especial de Acción Financiera (“FEAF”)(Financial Action Task Force (“FATF”)); (v) la compra o venta de títulos – valores a precios conspicuamente (sospechosamente) más altos o más bajos que aquellos cotizados al momento en que la transacción se realizó; (vi) la venta de los títulos – valores a precios extremadamente altos; (vii) transacciones donde el cliente declare bienes no consistente con el tamaño de su negocio, lo que implicaría la posibilidad de que ese cliente no esté actuando en nombre propio sino, como un agente de una tercera parte anónima; (viii) transacciones de inversión con títulos- valores por valores nominales altos, que no son consistentes con el volumen de los títulos-valores históricamente negociados de acuerdo al perfil transaccional del cliente; y (ix) el recibo de una transferencia electrónica de fondos sin toda la información requerida.

Adicionalmente, las Resoluciones Generales Nos. 602 y 603 emitidas por la CNV establecieron que los corredores de bolsa y las sociedades de bolsa, y las sociedades que negocien fondos comunes de inversión, agentes de mercado abierto electrónico, todos los intermediarios en la compra o alguiler de títulos valores que operen bajo la órbita de bolsas de comercio con o sin mercados adheridos, los agentes intermediarios inscriptos en los mercados de futuros y opciones y las personas físicas o jurídicas que actúen como fiduciarios, en cualquier tipo de fideicomiso y las personas físicas o jurídicas titulares de o vinculadas, directa o indirectamente, con cuentas de fideicomisos, fiduciantes y fiduciarios en virtud de contratos de fideicomiso, deberán observar lo establecido en la Ley No 25.246, en las normas reglamentarias emitidas por la UIF y en la reglamentación de la CNV.

Tales disposiciones también deberán ser observadas por las sociedades depositarias de fondos comunes de inversión; los agentes colocadores o que realizan actividades relativas al comercio de fondos comunes de inversión; o cualquier otra clase de intermediarios que intervengan como agentes colocadores de toda emisión primaria de valores negociables; y las sociedades emisoras respecto de aquellos aportes de capital, aportes irrevocables a cuenta de futuras emisiones de acciones o préstamos significativos que reciban.

Las citadas resoluciones también disponen pautas para la recepción y entrega de cheques y pagos de fondos entre los sujetos indicados precedentemente y sus clientes, así como la prohibición de realizar operaciones con valores de oferta pública, cuando ellas son realizadas u ordenadas por sujetos o entidades domiciliados o que residan en dominios, jurisdicciones, territorios o estados asociados, que figuren incluidos dentro del listado del Decreto Nº 1037/00 (Reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias Nº 20.628 y modificatorias), entre otras disposiciones, que incluye principalmente las jurisdicciones que son típicamente paraísos fiscales.

Los intermediarios y comerciantes deben debidamente conocer a sus clientes y aplicar políticas y mantener una adecuada estructura y sistemas en línea con la política contra el lavado de dinero y financiamiento terrorista. También, los inversores interesados se comprometerán en la obligación de someter cualquier información y los documentos que sean requeridos con el objetivo de cumplir con las regulaciones penales y otras leyes y regulación, en conexión con el lavado de dinero, incluyendo regulaciones del mercado de capitales para prevenir el lavado de dinero emitidas por la UIF y regulaciones similares emitidas por la CNV.

Carga tributaria

A continuación se incluye una síntesis general de ciertas consecuencias del impuesto a las ganancias argentino resultante de la titularidad beneficiaria de Obligaciones Negociables por parte de ciertas personas. Si bien se considera que esta descripción es una interpretación correcta de las leyes y reglamentaciones vigentes a la fecha de este Prospecto, no pueden darse garantías de que los tribunales o las autoridades fiscales responsables de la administración de dichas leyes estarán de acuerdo con esta interpretación o que no se introducirán cambios en estas leyes. El siguiente resumen de temas impositivos se basa en el asesoramiento de Estudio O’Farrell, nuestros asesores legales especiales.

Impuesto a las Ganancias

Retenciones sobre los Pagos de Intereses. Salvo lo indicado más adelante con respecto a los contribuyentes argentinos sujetos a las normas de ajuste por inflación, los pagos a realizarse en concepto de intereses sobre las Obligaciones Negociables (que, a los efectos de este capítulo incluirán el descuento de emisión original) estarán exentos del impuesto a las ganancias siempre que las Obligaciones Negociables hubieran sido emitidas de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables y satisfagan los requisitos establecidos en el Artículo 36 de dicha ley y sus modificatorias respecto de la exención de impuestos. Conforme a este Artículo, los intereses que devenguen las Obligaciones Negociables estarán exentos si se cumplen las siguientes condiciones (las “Condiciones del Artículo 36”):

(a) las Obligaciones Negociables deberán ser colocadas a través de una oferta pública autorizada por la CNV;

(b) los fondos provenientes de la colocación deberemos utilizarlos para (i) capital de trabajo en la Argentina, (ii) inversiones en activos físicos ubicados en Argentina, (iii) para refinanciar deuda, y/o (iv) para efectuar aportes de capital en una sociedad controlada o sociedad vinculada, siempre que esta última utilice los fondos provenientes de dicho aporte a los fines especificados en este párrafo (b); y

(c) deberemos acreditar ante la CNV en el plazo y en la forma prescripta por las regulaciones que los fondos provenientes de la colocación han sido utilizados para uno o varios de los fines que se describen en el párrafo (b) anterior.

Cada serie de Obligaciones Negociables será emitida de conformidad con todas las Condiciones del Artículo 36 y la CNV ha autorizado la creación del Programa y la oferta pública de cada Serie de Obligaciones Negociables a ser emitida en el marco del Programa, conforme a la Resolución Nº 15.896, de fecha 5 de junio de 2008, Resolución N° 16.954 de fecha 25 de octubre de 2008 y Resolución N° 17.076 de 9 de mayo de 2013. Dentro de los cinco días hábiles de la emisión de cada Serie de Obligaciones Negociables, presentaremos ante la CNV los documentos requeridos por el Capítulo VI de las Normas de la CNV. Una vez obtenida la aprobación de los documentos correspondientes por parte de la CNV, las Obligaciones Negociables calificarán para el tratamiento de exención impositiva previsto por el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables.

Los pagos de intereses a los contribuyentes sujetos a las normas de ajuste por inflación en Argentina (estos contribuyentes son, en general, sociedades creadas o constituidas conforme a la ley argentina, sucursales locales de sociedades extranjeras, empresas unipersonales y personas físicas que desarrollan determinadas actividades comerciales en la Argentina) (los “Tenedores del Título VI”), excluidas las entidades financieras regidas por la Ley 21.526 y sus modificaciones, estarán sujetos a una retención del 35%, que será considerada como un pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias a ser pagado por dicho tenedor.

Cumpliremos con las Resoluciones 470 y 597 para cumplir con el requisito de “oferta pública” de las Condiciones del Artículo 36.

Si no cumpliéramos con las Condiciones del Artículo 36, el Artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables dispone que seremos responsables del pago de todo impuesto que grave los intereses percibidos por los Tenedores. En ese caso, los Tenedores percibirán los intereses que establecen las Obligaciones Negociables como si no fuera exigible ninguna retención impositiva.

Los pagos de intereses a beneficiarios del exterior (incluidos en el Capítulo V de la Ley de Impuesto a las Ganancias, “Beneficiarios del Exterior”) estarán exentos aun cuando tal exención cause una transferencia de fondos a una autoridad impositiva extranjera.

Ganancias de Capital. En caso de cumplirse todas las Condiciones del Artículo 36 y de acuerdo con el Artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables, las ganancias resultantes de la venta u otra forma de disposición (cambio, permuta, etc.) de las Obligaciones Negociables por parte de personas físicas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país y de beneficiarios del exterior sin un establecimiento permanente en el país, se encuentran exentas del Impuesto a las Ganancias. Dicha exención no se aplica a los tenedores que sean Tenedores Excluidos, quienes estarán sujetos al Impuesto a las Ganancias a una alícuota del 35% por cualquier ganancia resultante de la venta o disposición de las Obligaciones Negociables.

La exención prevista en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables será aplicable independientemente de si este beneficio aumenta el monto imponible en otro país.

Aun en caso de no cumplirse las Condiciones del Artículo 36, el Decreto N° 2284/91, ratificado por la Ley N° 24.307, establece que las personas físicas o jurídicas residentes en el exterior no están sujetas al Impuesto a las Ganancias por las ganancias provenientes de la venta u otra disposición de títulos valores, como las Obligaciones Negociables.

Impuesto al Valor Agregado. Los pagos de intereses realizados respecto de las Obligaciones Negociables estarán exentos del Impuesto al Valor Agregado en la medida en que las Obligaciones Negociables sean emitidas en una oferta pública autorizada por la CNV. Asimismo, en tanto las Obligaciones Negociables cumplan con las Condiciones del Artículo 36, cualquier beneficio relativo a la oferta, suscripción, suscripción en firme, transferencia, autorización o cancelación de las Obligaciones Negociables estará exenta del IVA en Argentina.

De acuerdo con la Ley del Impuesto al Valor Agregado, la transferencia de obligaciones negociables no está sujeta al impuesto aun si no se cumplen las Condiciones del Artículo 36.

Impuesto sobre los Bienes Personales. Las personas físicas y sucesiones indivisas domiciliadas o radicadas en la Argentina o en el exterior que sean consideradas “tenedores directos” de las Obligaciones Negociables están sujetos al Impuesto sobre los Bienes Personales sobre el valor de mercado (o costo de adquisición más intereses devengados e impagos, en el caso de Obligaciones Negociables sin cotización) de sus tenencias de dichas Obligaciones Negociables al 31 de diciembre de cada año. Si la persona física tuviera domicilio en el país, la alícuota será del 0,5% al 1,25% sobre el total de los activos, dependiendo del monto total de los activos, cuando esta suma total supere Ps. 305.000. Si la persona física y/o sucesión indivisa no tuviera domicilio en el país solamente estará gravada por sus activos en el país, la alícuota será de 1,25% en todos los casos, y no corresponderá el ingreso del impuesto cuando su importe sea igual o inferior a $ 255,75.

Si bien las Obligaciones Negociables, de propiedad de personas físicas domiciliadas o sucesiones indivisas radicadas fuera de la Argentina, están técnicamente sujetas al Impuesto sobre los Bienes Personales, la ley del impuesto (Ley 23.966, parte pertinente, y sus modificaciones) y su decreto reglamentario (Decreto 127/96 y sus modificaciones, “Decreto 127/96”), no han establecido ningún procedimiento para la recaudación de dicho impuesto cuando la propiedad de tales bienes resulta ejercida en forma directa por tales personas físicas o sucesiones indivisas. El régimen del “obligado sustituto” establecido por el primer párrafo del artículo 26 (sujeto local domiciliado o radicado en el país que tenga la disposición, tenencia, custodia o depósito de las obligaciones negociables) no es aplicable a la tenencia de obligaciones negociables (cuarto párrafo del artículo 26 del a Ley del Impuesto sobre los Bienes Personales).

Las sociedades y otras entidades organizadas o constituidas en Argentina y sucursales argentinas y representaciones permanentes en la Argentina de sociedades extranjeras y otras entidades extranjeras en general no estarán sujetas al Impuesto sobre los Bienes Personales respecto de sus tenencias de Obligaciones Negociables.

En general, se presumirá sin admitir prueba en contrario que las Obligaciones Negociables que, al 31 de diciembre de cada año, estuvieran en poder de personas jurídicas y otras entidades que no estén constituidas en Argentina (con la excepción de sucursales argentinas y sus representaciones permanentes) son de titularidad indirecta de personas físicas o sucesiones indivisas radicadas o ubicadas en la Argentina y, consecuentemente, quedarán sujetas al Impuesto sobre los Bienes Personales. No obstante, la presunción legal no será aplicable (i) si el capital social de dicha persona jurídica u otra entidad estuviera constituido por acciones nominativas; (ii) si la actividad principal de dicha persona jurídica u otra entidad no consistiera en la realización de inversiones fuera de su jurisdicción de constitución y en general no se encontrara limitada para la realización de actos comerciales y negocios en dicha jurisdicción de constitución; o (iii) dicha persona jurídica u otra entidad constituyera una sociedad exenta (como por ejemplo, compañías de seguros, fondos comunes de inversión o fondos de jubilación y pensión, o entidades bancarias o financieras constituidas o radicadas en países en los que el banco central pertinente haya adoptado los estándares establecidos por el Comité de Bancos de Basilea). En el caso de sociedades extranjeras y otras entidades extranjeras que se presumen pertenecientes a personas físicas domiciliadas o radicadas en la Argentina y sujetas al Impuesto sobre los Bienes Personales, como se describió más arriba, el impuesto se aplicará a una alícuota de 2,5% del costo de adquisición más intereses devengados e impagos y seremos responsables como obligado sustituto del pago de dicho impuesto.

Por otra parte, el Decreto 127/96, establece que dicha presunción legal no resultará aplicable a acciones y títulos de deudas privados cuya oferta pública haya sido autorizada por la CNV y que se negocien en bolsas de valores ubicadas en Argentina o en el exterior, como es el caso de las Obligaciones Negociables. A fin de garantizar que esta presunción legal no se aplicará y, por lo tanto, que no deberemos actuar como “obligado sustituto”, deberemos mantener en nuestros registros una copia debidamente certificada de la resolución de la CNV por la que se autoriza la oferta pública de las Obligaciones Negociables y de la prueba que ese certificado se encontraba vigente al 31 de diciembre del ejercicio en que se produjo el pasivo impositivo, según lo establecido por la Resolución 2151/2006 de la AFIP. En caso que el Fisco argentino considere que no contamos con la documentación que acredita la autorización de la CNV y su negociación en mercados de valores del país o del exterior, seremos responsables del ingreso del Impuesto sobre los Bienes Personales.

En el caso de que una persona jurídica extranjera u otra entidad que mantenga Obligaciones Negociables esté exenta del Impuesto sobre los Bienes Personales por algún otro motivo que no sea el hecho de la autorización de las Obligaciones Negociables por parte de la CNV para su oferta pública en Argentina y coticen en uno o más mercados de títulos argentinos o del exterior, seremos igualmente responsables del pago del impuesto en caso de que la exención de oferta pública no fuera aplicable, salvo cuando obtuviera efectivamente certificaciones en el plazo requerido en cuanto a la condición de no imponible o exenta de dicha sociedad u otra entidad.

La Ley del Impuesto sobre los Bienes Personales y sus normas reglamentarias no han sido aún interpretadas extensamente o aplicadas por las autoridades fiscales o jueces argentinos; en consecuencia, ciertos aspectos de dicha ley continúan sin determinarse. Queda sin aclarar, por ejemplo, si las referencias a titularidad “directa” se refieren únicamente a titularidad registral (incluyendo la titularidad a través de un Depositario) o abarcan la titularidad beneficiaria. Asimismo, el concepto de “negociación”, según su utilización en la ley en relación con personas jurídicas extranjeras y otras entidades no ha sido desarrollado, quedando sin aclarar si el término se refiere a negociación actual y continua, negociación periódica o meramente el perfeccionamiento de una oferta de Obligaciones Negociables dentro o fuera del país. No pueden darse garantías respecto de la interpretación o aplicación de estas y otras disposiciones legales y normas relacionadas por las autoridades fiscales y jueces.

En caso de que estuviera obligada por ley a deducir o retener impuestos o aranceles argentinos, nos hemos comprometido a realizar el pago de Montos Adicionales, sujeto a ciertas limitaciones, según se describe en “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables – Montos Adicionales”.

Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta

El Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta grava los bienes que mantienen las sociedades locales, establecimientos en la Argentina de empresas extranjeras, empresas unipersonales y personas físicas que se dedican a ciertas actividades comerciales y otros contribuyentes en la Argentina al cierre del ejercicio económico. La alícuota es del 1%.

Existe una exención para los contribuyentes cuyo monto total de activos no supere Ps. 200.000. Cuando existan activos gravados en el exterior dicha suma se incrementará en el importe que resulte de aplicarle a la misma el porcentaje que represente el activo gravado del exterior respecto del activo gravado total. En caso que el valor de los bienes supere la suma de Ps. 200.000) o supere la suma que se calcule de acuerdo con lo dispuesto precedentemente, según corresponda, queda sujeto al gravamen la totalidad del activo gravado del sujeto pasivo del tributo.

Las Obligaciones Negociables se encuentran incluidas en la base imponible de este impuesto a su valor de mercado al cierre del último día hábil de cada ejercicio económico.

El Impuesto a las Ganancias determinado para el ejercicio fiscal por el cual se liquida el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta podrá computarse como pago a cuenta de este gravamen. Si de dicho cómputo surgiere un excedente no absorbido, el mismo no generará saldo a favor del contribuyente en este impuesto, ni será susceptible de devolución o compensación alguna. Si por el contrario, como consecuencia de resultar insuficiente el Impuesto a las Ganancias computable como pago a cuenta del presente gravamen, procediere en un determinado ejercicio el ingreso del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta, se admitirá, siempre que se verifique en cualesquiera de los diez ejercicios siguientes un excedente del Impuesto a las Ganancias no absorbido, computar como pago a cuenta de este último gravamen, en el ejercicio en que tal hecho ocurra, el IGMP efectivamente ingresado y hasta su concurrencia con el importe a que ascienda dicho excedente.

Las entidades regidas por la Ley de Entidades Financieras y las compañías de seguro sometidas al control de la Superintendencia de Seguros de la Nación considerarán como base imponible del impuesto a la ganancia mínima presunta, el 20% del valor de sus activos gravados.

En general las personas físicas y sucesiones indivisas en Argentina, y las personas físicas o jurídicas extranjeras que no tienen un establecimiento permanente en Argentina, salvo ciertas excepciones, no se encuentran alcanzadas por el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta.

Impuesto a los Débitos y Créditos en Cuenta Corriente

Los montos pagados a través de cuentas corrientes bancarias en bancos argentinos están sujetos a una alícuota del 0,6% en el caso de depósitos y del 0,6% en el caso de débitos. En determinados casos se puede aplicar una alícuota superior del 1,2% y una alícuota reducida del 0,075%. Los pagos depositados en cajas de ahorro están exentos de este impuesto. El impuesto es retenido por la entidad bancaria.

Se encuentran exentos del impuesto los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del Banco Central) cuando las mismas estén abiertas a nombre de personas jurídicas del exterior y en tanto se utilicen exclusivamente para la realización de inversiones financieras en el país (véase Artículo 10, inciso (s) del anexo al Decreto 380/2001).

Los titulares de cuentas bancarias gravadas con las tasas del 0,6% y del 1,2% podrán computar el 34% y el 17%, respectivamente, de los importes abonados en concepto de este impuesto que gravaron la acreditación de fondos, como pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias, del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta y/o el aporte especial al capital cooperativo.

Impuesto sobre los Ingresos Brutos

Los intereses, así como los ingresos derivados de la venta o transferencia de las Obligaciones Negociables, están sujetos al Impuesto sobre los Ingresos Brutos cuando fueran percibidos en forma habitual por personas físicas domiciliadas en el país. Este es un impuesto provincial y sus normas varían de una provincia a otra. Si las Obligaciones Negociables han cumplido con las Condiciones del Artículo 36 estarán exentas del Impuesto sobre los Ingresos Brutos en algunas provincias, incluyendo la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“CABA”), y la Provincia de Buenos Aires (“PBsAs”). En las restantes jurisdicciones provinciales, el análisis deberá llevarse a cabo tomando en consideración la legislación de cada provincia en particular.

Los ingresos brutos provenientes de toda operación sobre obligaciones negociables emitidas de conformidad con la Ley N° 23.576 – venta o disposición, cobro de intereses, amortizaciones, actualizaciones- se encuentran exentos del impuesto sobre los ingresos brutos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en tanto sea de aplicación la exención del impuesto a las ganancias.

Los potenciales adquirentes residentes en la República Argentina deberán considerar la posible incidencia del impuesto sobre los ingresos brutos considerando las disposiciones de la legislación provincial que pudiera resultar relevante en función de su residencia y actividad económica.

Regímenes de recaudación provincial sobre créditos en cuentas bancarias

Distintos fiscos provinciales (por ejemplo, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Corrientes, Córdoba, Tucumán, Provincia de Buenos Aires, Salta, etc.) han establecido regímenes de percepción del Impuesto sobre los Ingresos Brutos que resultan aplicables a los créditos que se produzcan en las cuentas abiertas en entidades financieras, cualquiera sea su especie y/o naturaleza, quedando comprendidas la totalidad de las sucursales, cualquiera sea el asiento territorial de las mismas.

Estos regímenes se aplican a aquellos contribuyentes que se encuentran en el padrón que provee mensualmente la Dirección de Rentas de cada jurisdicción.

Las alícuotas a aplicar dependen de cada uno de los fiscos con un rango que puede llegar actualmente al 5%.

Las percepciones sufridas constituyen un pago a cuenta del impuesto sobre los ingresos brutos para aquellos sujetos que son pasibles de las mismas.

Impuesto de Sellos

El Impuesto de Sellos (“IS”) grava la instrumentación de contratos en el territorio de cada provincia y de la CABA, o la de aquellos que siendo instrumentados en una de las mencionadas jurisdicciones, produzcan efectos en el territorio de otra jurisdicción.

El Código Fiscal de CABA exime del impuesto a los actos, contratos y operaciones, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de obligaciones negociables, emitidas conforme el régimen de las leyes Nº 23.576 y Nº 23.962 y sus modificatorias. Esta exención comprende a los aumentos de capital que se realicen para la emisión de acciones a entregar, por conversión de las obligaciones negociables, como así también a la constitución de todo tipo de garantías personales o reales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión sean anteriores, simultáneos o posteriores a la misma.

También se encuentran exentos del impuesto en la CABA los instrumentos, actos y operaciones vinculados con la emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisoras y cualesquiera otros títulos valores destinados a la oferta pública en los términos de la Ley de Mercado de Capitales, por parte de las sociedades autorizadas por la CNV a hacer oferta pública. Esta exención ampara también a las garantías vinculadas con dichas emisiones. Sin embargo, la exención queda sin efecto si en el plazo de 90 días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV y/o si la colocación de los títulos no se realiza en un plazo de 180 días corridos a partir de la concesión de la autorización solicitada.

Los actos y/o instrumentos relacionados con la negociación de las acciones y demás títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la CNV están, asimismo, exentas del impuesto de sellos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Esta exención también queda sin efecto de darse la circunstancia señalada en la tercera oración del párrafo anterior.

Los potenciales adquirentes de las Obligaciones Negociables deberán considerar la posible incidencia de este impuesto en las distintas jurisdicciones del país con relación a la emisión, suscripción, colocación y transferencia de las Obligaciones Negociables.

Regímenes de recaudación provinciales sobre créditos en cuentas bancarias

Distintos fiscos provinciales (por ejemplo, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Corrientes, Córdoba, Tucumán, Provincia de Buenos Aires, Salta, etcétera) han establecido regímenes de percepción del impuesto sobre los ingresos brutos que resultan aplicables a los créditos que se produzcan en las cuentas abiertas en entidades financieras, cualquiera sea su especie y/o naturaleza, quedando comprendidas la totalidad de las sucursales, cualquiera sea el asiento territorial de las mismas.

Estos regímenes se aplican a aquellos contribuyentes que se encuentran en el padrón que provee mensualmente la Dirección de Rentas de cada jurisdicción.

Las alícuotas a aplicar dependen de cada uno de los fiscos con un rango que puede llegar actualmente al 5%.

Las percepciones sufridas constituyen un pago a cuenta del impuesto sobre los ingresos brutos para aquellos sujetos que son pasibles de las mismas.

Otros Impuestos

Los tenedores de las Obligaciones Negociables no deberán pagar ningún impuesto a la transferencia de títulos valores o similares.

A nivel provincial, la PBsAs estableció por medio de la Ley N° 14.044 (y modificatorias) un impuesto a la transmisión gratuita de bienes (el “ITGB”) -con vigencia a partir del 01/01/2010- cuyas características básicas son las siguientes:

El ITGB alcanza al enriquecimiento que se obtenga en virtud de toda transmisión a título gratuito, incluyendo: herencias, legados, donaciones, anticipos de herencia y cualquier otra transmisión que implique un enriquecimiento patrimonial a título gratuito.
Son contribuyentes del ITGB las personas físicas y las personas jurídicas beneficiarias de una transmisión gratuita de bienes.
Para los contribuyentes domiciliados en la PBsAs el ITGB recae sobre el monto total del enriquecimiento gratuito, tanto por los bienes situados en la PBsAs como fuera de ella. En cambio, para los sujetos domiciliados fuera de la PBsAs, el ITGB recae únicamente sobre el enriquecimiento gratuito originado por la transmisión de los bienes situados en la PBsAs.
Se consideran situados en la PBsAs, entre otros supuestos, (i) los títulos y las acciones, cuotas o participaciones sociales y otros valores mobiliarios representativos de su capital, emitidos por entes públicos o privados y por sociedades, cuando estos estuvieren domiciliados en la PBsAs; (ii) los títulos, acciones y demás valores mobiliarios que se encuentren en la PBsAs al tiempo de la transmisión, emitidos por entes privados o sociedades domiciliados en otra jurisdicción; y (iii) los títulos, acciones y otros valores mobiliarios representativos de capital social o equivalente que al tiempo de la transmisión se hallaren en otra jurisdicción, emitidos por entes o sociedades domiciliados también en otra jurisdicción, en proporción a los bienes de los emisores que se encontraren en la PBsAs.
En cuanto a las alícuotas, se han previsto escalas progresivas del 4% al 21,925% según el grado de parentesco y la base imponible involucrada.

La transmisión gratuita de Obligaciones Negociables podría estar alcanzada por el ITGB en la medida que forme parte de transmisiones gratuitas de bienes cuyos valores en conjunto superen el mínimo exento de AR$ 60.000 (pesos sesenta mil), monto que se elevará a AR$ 250.000 (pesos doscientos cincuenta mil) cuando se trate de padres, hijos y cónyuge.

No existe impuesto a la transmisión gratuita de bienes en la CABA. Respecto de la existencia de impuestos a la transmisión gratuita de bienes en las restantes jurisdicciones provinciales, el análisis deberá llevarse a cabo tomando en consideración la legislación de cada provincia en particular.

Oferta Pública y Exenciones Impositivas

La Ley de Obligaciones Negociables establece que para hacer efectivo el tratamiento impositivo preferencial previsto en dicha ley las obligaciones negociables sean colocadas por oferta pública. En este sentido, con fecha 14 de septiembre de 2004 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución General Conjunta CNV N° 470 y AFIP N° 1738, que estableció los requisitos generales que se deben cumplir para que se configure una “colocación por oferta pública” y contempló determinados supuestos respecto de los cuales se entenderá cumplido el requisito de oferta pública en la emisión de las obligaciones negociables. Posteriormente, la Resolución General Conjunta CNV N° 470 y AFIP N° 1738 fue complementada por la Resolución General N° 597/11 de la CNV, publicada en el Boletín Oficial el 6 de diciembre de 2011, mediante la cual la CNV estableció pautas mínimas para el proceso de colcoación primaria de valores negociables.

Los principales aspectos de la Resolución Conjunta son los siguientes:

si una oferta de títulos valores es o no una "colocación por oferta pública" debe ser interpretado exclusivamente conforme a la ley argentina. Conforme a la Ley Argentina, las Obligaciones Negociables ofrecidas a compradores institucionales calificados conforme a la Norma 144A u ofrecidas conforme a la Reglamentación S pueden ser consideradas como una colocación por oferta pública;
los esfuerzos de oferta pública deben ser correctamente realizados y el emisor debe conservar documentación de dichos esfuerzos. Las Obligaciones Negociables no serán consideradas exentas de impuestos simplemente por la autorización de la CNV de una oferta pública;
los esfuerzos de oferta pública deben realizarse en Argentina y, según sea el caso, en el exterior;
las ofertas pueden realizarse al "público en general" o a un "grupo específico de inversores " (tales como compradores institucionales calificados);
la oferta puede ser suscripta conforme a un "contrato de underwriting". Las Obligaciones Negociables colocadas conforme a un contrato de underwriting serán consideradas una colocación por oferta pública en la medida en que el underwriter efectivamente realice esfuerzos de oferta pública de acuerdo con la ley argentina; y
la refinanciación de "préstamos puente" es un uso aceptado de los fondos obtenidos en una oferta pública.

Restricción respecto de las jurisdicciones de baja o nula tributación

Conforme la Ley 11.683 de Procedimiento Tributario, (modificada por Ley 25.795 publicada en el Boletín Oficial el 17 de noviembre de 2003), cuando se tratare de ingresos de fondos provenientes de países de baja o nula tributación, cualquiera sea su naturaleza, concepto o tipo de operación de que se trate, se considerará que tales fondos constituyen incrementos patrimoniales no justificados para el tomador o receptor local.

Los incrementos patrimoniales no justificados a que se refiere el párrafo anterior con más un diez por ciento (10%) en concepto de renta dispuesta o consumida en gastos no deducibles, representan ganancias netas del ejercicio en que se produzcan, a los efectos de la determinación del impuesto a las ganancias y en su caso, base para estimar las operaciones gravadas omitidas del respectivo ejercicio comercial en los impuestos al valor agregado e internos.

Ello así, las Obligaciones Negociables no pueden ser originalmente (i) adquiridas por cualquier persona o entidad domiciliada, constituida o radicada en una jurisdicción de baja o nula tributación, o (ii) compradas por alguna persona o entidad que, a efectos de la adquisición de las Obligaciones Negociables, utilice una cuenta localizada o abierta en una jurisdicción de baja o nula tributación.

No obstante lo dispuesto en los párrafos precedentes, la Administración Federal de Ingresos Públicos considerará como justificados aquellos ingresos de fondos a cuyo respecto el interesado pruebe fehacientemente que se originaron en actividades efectivamente realizadas por el contribuyente o por terceros en dichos países o que provienen de colocaciones de fondos oportunamente declarados.

Las jurisdicciones de baja o nula tributación, según la legislación argentina, se encuentran enumeradas en el Artículo 21.7 del Decreto Reglamentario de la Ley del Impuesto a las Ganancias, y son Anguila (Territorio no autónomo del Reino Unido), Antigua y Barbuda (Estado independiente), Antillas Holandesas (Territorio de Países Bajos), Aruba (Territorio de Países Bajos), Ascensión, Comunidad de las Bahamas (Estado independiente), Barbados (Estado independiente), Belice (Estado independiente), Bermudas (Territorio no autónomo del Reino Unido), Brunei Darussalam (Estado independiente), Campione D'Italia, Colonia de Gibraltar, El Commonwealth de Dominica (Estado asociado), Emiratos Árabes Unidos (Estado independiente), Estado de Bahrein (Estado independiente), Estado Asociado de Granada (Estado independiente), Estado Libre Asociado de Puerto Rico (Estado asociado a los EEUU), Estado de Kuwait (Estado independiente), Estado de Qatar (Estado independiente), Federación de San Cristóbal (Islas Saint Kitts and Nevis: Independientes), Régimen aplicable a las sociedades holding (ley del 31 de julio de 1929) del Gran Ducado de Luxemburgo, Groenlandia, Guam (Territorio no autónomo de los EEUU), Hong Kong (Territorio de China), Islas Azores, Islas del Canal (Guernesey, Jersey, Alderney, Isla de Great Stark, Herm, Little Sark, Brechou, Jethou Lihou), Islas Caimán (Territorio no autónomo del Reino Unido), Isla Christmas, Isla de Cocos o Keeling, Islas de Cook (Territorio autónomo asociado a Nueva Zelanda), Isla de Man (Territorio del Reino Unido), Isla de Norfolk, Islas Turkas e Islas Caicos (Territorio no autónomo del Reino Unido), Islas Pacífico, Islas Salomón, Isla de San Pedro y Miguelón, Isla Qeshm, Islas Vírgenes Británicas (Territorio no autónomo del Reino Unido), Islas Vírgenes de Estados Unidos de América, Kiribati, Labuan, Macao, Madeira (Territorio de Portugal), Montserrat (Territorio no autónomo del Reino Unido), Niue, Patau, Pitcairn, Polinesia Francesa (Territorio de Ultramar de Francia), Principado del Valle de Andorra, Principado de Liechtenstein (Estado independiente), Principado de Mónaco, Régimen aplicable a las sociedades anónimas financieras (regidas por la L. 11073 del 24 de junio de 1948 de la República Oriental del Uruguay), Reino de Tonga (Estado independiente), Reino Hachemita de Jordania, Reino de Swazilandia (Estado independiente), República de Albania, República de Angola, República de Cabo Verde (Estado independiente), República de Chipre (Estado independiente), República de Djibuti (Estado independiente), República Cooperativa de Guyana (Estado independiente), República de Panamá (Estado independiente), República de Trinidad y Tobago, República de Liberia (Estado independiente), República de Seychelles (Estado independiente), República de Mauricio, República Tunecina, República de Maldivas (Estado independiente), República de las Islas Marshall (Estado independiente), República de Nauru (Estado independiente), República Democrática Socialista de Sri Lanka (Estado independiente), República de Vanuatu, República de Yemen, República de Malta (Estado independiente), Santa Elena, Santa Lucía, San Vicente y Las Granadinas (Estado independiente), Samoa Americana (Territorio no autónomo de los EEUU), Samoa Occidental, Serenísima República de San Marino (Estado independiente), Sultanato de Omán, Archipiélago de Svbalbard, Tuvalu, Tristán Da Cunha, Trieste (Italia), Tokelau y Zona Libre de Ostrava (ciudad de la antigua Checoeslovaquia).

Cabe agregar que el mismo Artículo 21.7 del Decreto Reglamentario de la Ley del Impuesto a las Ganancias dispone que se excluirán de la lista aquellos países, jurisdicciones, etc. que establezcan la vigencia de un acuerdo de intercambio de información suscripto con la República Argentina.

Tasa de Justicia

En caso de que fuera necesario entablar procedimientos de ejecución en contra nuestro en Argentina, se aplicará una tasa de justicia (actualmente a una alícuota del 3%) sobre el monto de cualquier reclamo iniciado ante los tribunales argentinos con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

EL RESUMEN ANTERIOR NO TIENE POR OBJETO CONSTITUIR UN ANÁLISIS COMPLETO DE TODAS LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS RELACIONADAS CON LA TENENCIA O DISPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES. SE ACONSEJA A LOS TENEDORES Y POSIBLES COMPRADORES CONSULTAR CON SUS RESPECTIVOS ASESORES IMPOSITIVOS ACERCA DE LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS EN CADA CASO PARTICULAR.

Exigibilidad de responsabilidad civil

Estamos constituidos según las leyes de Argentina. Casi la totalidad de nuestros activos se encuentran situados fuera de los Estados Unidos. La mayoría de los directores y todos nuestros funcionarios y algunos asesores aquí designados residen en Argentina o en algún otro sitio fuera de los Estados Unidos. Por lo tanto, es posible que los inversores no nos puedan realizar el traslado de notificaciones procesales dentro de los Estados Unidos o a dichas personas o ejecutar en nuestra contra o en contra de tales personas en tribunales estadounidenses sentencias fundadas en disposiciones sobre responsabilidad civil de las leyes de títulos valores federales de Estados Unidos.

En los términos y condiciones de las obligaciones negociables, (i) acordaremos que los tribunales del Estado de Nueva York y los tribunales federales de los Estados Unidos, en cada caso con asiento en el Distrito de Manhattan, Ciudad y Estado de Nueva York, tendrán competencia no exclusiva para tramitar y dirimir cualquier juicio, acción o procedimiento y resolver controversias que puedan surgir de las obligaciones negociables o en relación con ellas y, a tales fines, irrevocablemente nos sometemos a la competencia de dichos tribunales y (ii) designaremos un agente para el traslado de notificaciones en el Distrito de Manhattan, Ciudad de Nueva York. Véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables”.

Hemos sido informados por nuestros asesores legales argentinos en relación con las obligaciones negociables, Estudio O’Farrell, que parte sustancial de nuestros activos ubicados en Argentina podría no ser pasible de embargo o ejecución si un juez determinara que tales bienes son necesarios para la prestación de un servicio público esencial, salvo que el gobierno argentino apruebe la liberación de dichos bienes por otra vía. De acuerdo con la ley argentina, según interpretan los tribunales argentinos, los activos que sean necesarios para la prestación de un servicio público esencial no podrán ser embargados, ni con embargo preventivo ni ejecutorio.

Nuestros asesores legales argentinos también han informado que se podrán ejecutar en Argentina sentencias dictadas en tribunales estadounidenses por responsabilidad civil basadas en leyes de títulos valores federales de los Estados Unidos, si se cumplen los requisitos del Artículo 517 del Código Procesal Civil y Comercial de la Nación (si la ejecución se procurara ante juzgados nacionales), a saber: (i) que la sentencia, con autoridad de cosa juzgada en la jurisdicción en la que se pronunció, emanara de un tribunal competente según las normas argentinas de jurisdicción internacional y fuera consecuencia del ejercicio de una acción personal o de una acción in rem respecto de bienes muebles que hubieran sido transferidos a territorio argentino durante o luego del trámite de la acción extranjera; (ii) que la demandada contra quien se procure la ejecución de la sentencia hubiera sido notificada en persona con la cédula y, de acuerdo con el debido proceso legal, hubiera tenido oportunidad de presentar su defensa contra la acción extranjera; (iii) la sentencia debe ser válida en la jurisdicción donde es dictada y su autenticidad debe ser establecida de acuerdo con los requisitos de la ley argentina; (iv) que la sentencia no viole los principios de orden público de la ley argentina; y (v) que la sentencia no sea contraria a una sentencia previa o simultánea de un tribunal argentino

Sujeto al cumplimiento del mencionado Artículo 517 del Código Procesal Civil y Comercial de la Nación que se describe anteriormente, una sentencia en contra nuestra o de las personas descriptas anteriormente dictada fuera de la Argentina sería exigible en Argentina sin reconsideración del derecho sustantivo que corresponde a las partes del juicio.

También hemos sido informados por nuestros asesores legales argentinos que:

podrán entablarse en tribunales argentinos acciones en primera instancia fundadas en las leyes de títulos valores federales de los Estados Unidos, y que, sujeto a la ley aplicable, los tribunales argentinos podrán exigir el cumplimiento de obligaciones en dichas acciones contra nosotros, nuestros directores, funcionarios ejecutivos y los asesores designados en este prospecto; y

la posibilidad de un acreedor cuyo crédito ha sido reconocido judicialmente o de otras personas nombradas precedentemente de satisfacer una sentencia embargando ciertos de nuestros activos está limitada por las disposiciones de la ley argentina.

Una parte actora (sea argentina o extranjera) residente fuera de Argentina durante la tramitación de un juicio en Argentina debe prestar caución en garantía de las costas judiciales y honorarios legales si la parte actora no tuviera inmuebles en Argentina que pudieran garantizar dicho pago. La caución debe tener un valor suficiente para satisfacer el pago de costas judiciales y honorarios de los apoderados de la demandada, según regule el juez argentino. Este requisito no se aplica a la ejecución de sentencias extranjeras.

Cuestiones legales

Ciertas cuestiones legales que se rigen por el derecho argentino serán determinadas por Estudio O´Farrell, nuestros asesores legales en Argentina, y por Tanoira Cassagne Abogados u otros asesores legales que se especifiquen en el suplemento de precio aplicable como asesores legales en Argentina de los colocadores correspondientes. El Estudio O’Farrell tiene su domicilio en Av. De Mayo 645/651, (C1084AAB) Ciudad Autónoma de Buenos Aires, mientras que Tanoira Cassagne Abogados tiene su domicilio en Juana Manso 205, 7mo. Piso, Puerto Madero (C1107CBE), Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

EMISOR

YPF S.A.

Macacha Güemes 515,

C1106BKK Ciudad Autónoma de Buenos Aires

República Argentina

ASESORES LEGALES DEL EMISOR

Estudio O’Farrell

Av. De Mayo 645/651

C1084AAB Ciudad Autónoma de Buenos Aires

República Argentina

AUDITORES DEL EMISOR

Deloitte & Co. S.A.

Florida 234, 5° Piso

C1005AAF Ciudad Autónoma de Buenos Aires

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YPF S.A. Capital/Financing Update 2013

La fecha de este prospecto es 9 de mayo de 2013

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DE LA OFERTA Y LA COTIZACIÓN

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