TECPETROL S.A.

SUPLEMENTO DE PRECIO

TECPETROL S.A.

Obligaciones Negociables Clase 1 denominadas en Dólares a Tasa Fija con vencimiento a los 5 o 7 años contados desde la Fecha de Emisión y Liquidación por un Valor Nominal de hasta US$500.000.000, ampliables por hasta un 20% adicional al mencionado monto garantizadas incondicional e irrevocablemente por Tecpetrol Internacional S.L.U., a ser emitidas en el marco del Programa de Emisión de Obligaciones Negociables Simples (no convertibles en acciones) por hasta US$1.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas).

Este suplemento de precio (el “Suplemento”) corresponde a las Obligaciones Negociables Clase 1 denominadas en Dólares a Tasa Fija con Vencimiento a los 5 o 7 años, contados desde la Fecha de Emisión y Liquidación (según éste término se define más abajo), las cuales estarán incondicional e irrevocablemente garantizadas por Tecpetrol Internacional S.L.U. (las “Obligaciones Negociables”), y a ser emitidas por Tecpetrol S.A. (indistintamente, la “Sociedad”, “Tecpetrol”, o la “Emisora”) en el marco de su Programa de Emisión de Obligaciones Negociables Simples (No Convertibles en Acciones) por hasta US$1.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas) (el “Programa”).

Tecpetrol Internacional S.L.U. (indistintamente “Tecpetrol Internacional”, la “Garante”, o la “Controlante”, indistintamente), controlante de la Compañía, garantizará incondicional e irrevocablemente las Obligaciones Negociables de la Sociedad con una garantía denominada en el presente Suplemento como la “Garantía” o la “Garantía de la Controlante” indistintamente. La Garantía importa que la Garante garantiza el pago de las Obligaciones Negociables en los términos establecidos en el presente Suplemento.

Las Obligaciones Negociables devengarán intereses a una tasa fija desde la Fecha de Emisión y Liquidación y serán abonados semestralmente por período vencido en las fechas que se detallen oportunamente en el Aviso de Resultados (según este término se define más abajo). El capital de las Obligaciones Negociables será cancelado en su totalidad en la Fecha de Vencimiento (según este término se define más adelante). La Emisora pagará los importes de capital e intereses respecto de las Obligaciones Negociables en Dólares sin retención o deducción por o a cuenta de impuestos gravados por la Argentina, de acuerdo a las regulaciones aplicables, y en virtud de los términos y condiciones establecidos en el presente Suplemento. Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, no subordinadas, con garantía común y sin garantía de terceros, salvo por la Garantía de la Controlante (según éste término se define más abajo). Las Obligaciones Negociables, constituirán obligaciones no subordinadas, y tendrán igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones con el mismo rango de privilegio presentes y futuras de la Emisora, pendientes de pago periódicamente (salvo las obligaciones que gocen de preferencia por imperio de la ley, incluyendo, sin limitación, créditos laborales e impositivos) y tendrán preferencia en su derecho de pago sobre todo el endeudamiento subordinado futuro de la Emisora, si lo hubiera y se encontrarán subordinadas a todas las obligaciones garantizadas presentes y futuras de la Emisora, en la medida del valor de los activos en garantía de dichas obligaciones. La Garantía de la Controlante constituirá una obligación directa, incondicional y no subordinada de la Controlante y tendrá en todo momento como mínimo igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones existentes y futuras no privilegiadas y no subordinadas de la Garante (salvo aquellas obligaciones que tuvieran preferencia por ley).

La creación del Programa fue autorizada por Resolución de la CNV N° RESFC-2017-18994-APN-DIR#CNV de fecha 30 de octubre de 2017. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto y/o en este Suplemento. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el Prospecto y/o en este Suplemento, según fuera el caso, es exclusiva responsabilidad del Directorio 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 y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales (según éste término se define más abajo). El Directorio manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el Prospecto y este Suplemento contienen, 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 aquélla que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes.

Las Obligaciones Negociables serán emitidas de conformidad con la Ley N°23.576 y sus modificatorias (la “Ley de Obligaciones Negociables”), la Ley N°26.831 xx Xxxxxxx de Capitales, sus modificatorias y reglamentarias, incluyendo, sin limitación, el Xxxxxxx Xx0000/00 (xx “Xxx xx Xxxxxxx de Capitales”) y las normas de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) según texto ordenado por la Resolución General N°622/2013, y sus modificatorias (las “Normas de la CNV”) y cualquier otra ley y/o reglamentación aplicable.

El Programa no cuenta con calificación de riesgo. Las Obligaciones Negociables no contarán con calificación de riesgo a nivel local. Las Obligaciones Negociables serán calificadas a nivel internacional, las cuales serán informadas en el Aviso de Resultados. Para mayor información ver la sección “Calificación de Riesgo” en este Suplemento.

Las Obligaciones Negociables no han sido ni serán registradas bajo la Securities Act of 1933 (tal como fuera modificada, la “Securities Act” o “Ley de Títulos Valores Estadounidense”) de los Estados Unidos de América (“Estados Unidos”), ni estarán registradas ante la Securities Exchange Commission (“SEC”), ni por cualquier otra comisión de los Estados Unidos u otra autoridad regulatoria, y ninguna de dichas autoridades ha evaluado o autorizado los méritos de la oferta o ni la veracidad del presente Suplemento. Las Obligaciones Negociables no podrán ser ofrecidas, vendidas y/o entregadas en los Estados Unidos o a personas estadounidenses, excepto (i) a compradores calificados en virtud de la exención de registro establecida por la Norma 144A de la Securities Act (la “Regla 144A"), y (ii) a ciertas personas que no sean personas estadounidenses en transacciones off-shore en los términos de la Regulación S de la Securities Act (la “Regulación S”). Los potenciales inversores son notificados en virtud del presente que la Sociedad podría apoyarse en la exención a las disposiciones del Artículo 5 de la Ley de Títulos Valores Estadounidense establecida por la Regla 144A. En Argentina, la oferta de suscripción de las Obligaciones Negociables será dirigida a “inversores calificados” según se los define en el artículo 12 de la Sección II del Capítulo VI del Título II de las Normas de la CNV, que será realizada por intermedio de los Agentes Colocadores Locales de conformidad con y sujeto a los términos y condiciones previstos en el contrato de colocación local.

La Sociedad solicitó autorización para el listado de las Obligaciones Negociables en Bolsas y Mercados Argentinos (“BYMA”) a través de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (la “BCBA”), en virtud de las facultades delegadas por el BYMA a la BCBA conforme lo dispuesto por la Resolución N°18.629 de la CNV (según éste término se define más abajo), en la Bolsa de Comercio de Luxemburgo.

Este Suplemento debe leerse conjuntamente con el prospecto del Programa de fecha 13 de noviembre de 2017 (el “Prospecto”), el cual se encuentra a disposición del público inversor en las oficinas de la Sociedad y en las oficinas de los Agentes Colocadores Locales (según se define más adelante) detalladas en la última página de este Suplemento, así como en la página institucional de la Sociedad (xxx.xxxxxxxxx.xxx) y en la página web de la CNV (xxx.xxx.xxx.xx) a través de la Autopista de Información Financiera (la “Página Web de la CNV”). Todos los términos en mayúscula utilizados pero no definidos en el presente, tienen el significado que se les asigna en el Prospecto.

LA OFERTA PUBLICA DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES ESTÁ DESTINADA EXCLUSIVAMENTE A INVERSORES CALIFICADOS QUE SE ENCUENTREN DENTRO DE LAS CATEGORÍAS DETALLAS EN EL CAPITULO “NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES—INVERSORES CALIFICADOS” DEL PRESENTE SUPLEMENTO, TODO ELLO DE CONFORMIDAD CON LO DISPUESTO POR LAS NORMAS DE LA CNV.

El Precio de Emisión será informado en el Aviso de Resultados que se publicará por un día en Boletín Diario de la BCBA, en virtud de la delegación de facultades xxx XXXX en la BCBA, y en la Página Web de la CNV, en el ítem “Información financiera-Emisoras- Emisoras en el régimen de la oferta pública”, así como en la página institucional de la Sociedad (xxx.xxxxxxxxx.xxx).

La entrega de las Obligaciones Negociables se realizará en forma nominativa exclusivamente a través de The Depository Trust Company (“DTC”), Euroclear Bank S.A./N.V. (“Euroclear”) y ClearstreamBanking, sociétéanonyme (“ClearstreamLuxembourg”), contra el pago, en o alrededor de la Fecha de Emisión y Liquidación.

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar los factores de riesgo que se describen en el capítulo “Factores de Riesgo” del Prospecto y el resto de la información contenida en el Prospecto y en este Suplemento.

Colocadores Locales

Agente de Liquidación y Compensación y Agente de Negociación Integral Número de matrícula asignado 72 de la CNV

Agente de Liquidación y Compensación y Agente de Negociación Integral Número de matrícula asignado 42 de la CNV

La fecha de este Suplemento es 28 de noviembre de 2017.

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AVISO IMPORTANTE

PARA EL ANÁLISIS DETALLADO DEL PROCESO DE COLOCACIÓN Y ADJUDICACIÓN, POR FAVOR LEER EL CAPÍTULO “PLAN DE DISTRIBUCIÓN” DE ESTE SUPLEMENTO.

NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en el Prospecto y en este Suplemento (complementados, en su caso, por los avisos, actualizaciones y/o suplementos correspondientes).

Para obtener información relativa a la normativa vigente en materia de prevención xxx xxxxxx de activos, control de cambios y carga tributaria, véase “Información Adicional— Prevención xxx xxxxxx de activos” del Prospecto.

Al tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá basarse en su propio análisis de la Sociedad, de los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, y de los beneficios y riesgos involucrados. El contenido del Prospecto y/o de este Suplemento no debe ser interpretado como asesoramiento legal, comercial, financiero, cambiario, impositivo y/o de otro tipo. El público inversor deberá consultar con sus propios asesores respecto de los aspectos legales, comerciales, financieros, cambiarios, impositivos y/o de otro tipo relacionados con su inversión en las Obligaciones Negociables.

Salvo por los Compradores Iniciales (según se definen más adelante) y los Agentes Colocadores Locales, no se ha autorizado a ningún otro organizador ni agente colocador y/o cualquier otra persona a brindar información y/o efectuar declaraciones respecto de la Emisora y/o de las Obligaciones Negociables que no estén contenidas en el Prospecto y/o en este Suplemento, y, si se brindara y/o efectuara, tal información y/o declaraciones no podrán ser consideradas autorizadas y/o consentidas por la Emisora y/o los correspondientes Compradores Iniciales y/o Agentes Colocadores Locales.

Ni el Prospecto ni este Suplemento constituyen o constituirán una oferta de venta y/o una invitación a formular ofertas de compra de las Obligaciones Negociables en aquellas jurisdicciones en que la realización de tal oferta y/o invitación no fuera permitida por las normas vigentes. El público inversor deberá cumplir con todas las normas vigentes en cualquier jurisdicción en que comprara, ofreciera y/o vendiera las Obligaciones Negociables y/o en la que poseyera, consultara y/o distribuyera el Prospecto y/o este Suplemento, y deberá obtener los consentimientos, las aprobaciones y/o los permisos para la compra, oferta y/o venta de las Obligaciones Negociables requeridos por las normas vigentes en cualquier jurisdicción a la que se encontraran sujetos y/o en la que realizaran tales compras, ofertas y/o ventas. Ni la Emisora ni los correspondientes Compradores Iniciales ni los Agentes Colocadores Locales tendrán responsabilidad alguna por incumplimientos a tales normas vigentes.

La Sociedad se está acogiendo a una exención de registro conforme a la Securities Act para las ofertas y ventas de títulos valores en los Estados Unidos que no implica una oferta pública en los Estados Unidos. Por lo expuesto, se debe tener presente la sección “Restricciones a la Transferencia” del presente Suplemento, respecto a la posibilidad de afrontar un riesgo financiero respecto a la inversión por un periodo indefinido de tiempo.

Sujeto a las leyes aplicables (en particular, la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales y las Normas de la CNV) y a condiciones objetivas, transparentes y equitativas, la Sociedad, así como BBVA Securities Inc., Citigroup Global Markets Inc., J.P. Xxxxxx Securities LLC y Santander Investment Securities, Inc., en su carácter de compradores iniciales en el marco del Contrato de Compra Internacional (los “Compradores Iniciales”) y Banco Santander Río S.A. y BBVA Banco Francés

S.A., en su carácter de Agentes Colocadores Locales (los “Colocadores Locales”), se reservan el derecho a rechazar cualquier oferta para comprar, en forma total o parcial, o para vender menos que la totalidad de las Obligaciones Negociables ofrecidas en este Suplemento. Para más información véase la sección: “Plan de Distribución” en el presente Suplemento.

La información contenida en el Prospecto y/o en este Suplemento corresponde a las respectivas fechas consignadas en los mismos y podrá sufrir cambios en el futuro. Ni la entrega del Prospecto y/o de este Suplemento ni la venta de Obligaciones Negociables en virtud de los mismos, implicará, bajo ninguna circunstancia, que no se han producido cambios en la información incluida en el Prospecto y/o en este Suplemento y/o en la situación de la Sociedad con posterioridad a la fecha del Prospecto y/o del presente, según corresponda.

La información contenida en el Prospecto y/o en este Suplemento con respecto a la situación política, legal y económica de Argentina ha sido obtenida xx xxxxxxx gubernamentales y otras fuentes públicas y la Sociedad no es responsable de su veracidad. No podrá considerarse que la información contenida en el Prospecto y/o en este Suplemento constituya una promesa o garantía, ya sea con respecto al pasado o al futuro. El Prospecto y/o este Suplemento contienen resúmenes, que la Sociedad considera precisos, de ciertos documentos de la Compañía. Los resúmenes contenidos en el Prospecto y/o en este Suplemento se encuentran condicionados en su totalidad a esas referencias.

Los Compradores Iniciales no declaran ni garantizan, expresa o implícitamente, la exactitud o integridad de la información contenida en el Prospecto y/o en el presente Suplemento. Los Compradores Iniciales no han verificado individualmente toda la información contenida en el Prospecto como tampoco la contenida en el presente Suplemento (financiera, legal o de cualquier otra índole) y no asumen responsabilidad alguna por la exactitud o integridad de dicha información.

En relación con la emisión de las Obligaciones Negociables, los Compradores Iniciales (o las personas que actúen en su nombre) pueden sobre-asignar Obligaciones Negociables o realizar operaciones con miras a mantener el precio xx xxxxxxx de las Obligaciones Negociables a un nivel más alto que el que de otro modo regiría. No obstante, no puede garantizarse que los Compradores Iniciales (o las personas que actúen en su nombre) llevarán a cabo medidas de estabilización. Dichas actividades de estabilización, de iniciarse, pueden finalizarse en cualquier momento y, una vez comenzadas, deben finalizarse luego de un período limitado. Toda actividad de estabilización deberá realizarse de acuerdo con la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales, las Normas de CNV y reglamentaciones aplicables, para más información véase la sección: “Plan de Distribución” en el presente Suplemento.

Restricciones a la ejecutabilidad de sentencias

Los potenciales inversores de las Obligaciones Negociables deberán tener en cuenta que podrán enfrentar dificultades al intentar imponer responsabilidades civiles a la Emisora, el Garante, y sus respectivos los directores, gerentes y síndicos, pudiendo resultar complicado para los tenedores de las Obligaciones Negociables cursar notificaciones dentro de los Estados Unidos sobre dichas personas, o ejecutar sentencias contra la Emisora y/o el Garante, inclusive acciones basadas en responsabilidad civil conforme la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos. Para mayor información, véase “Factores de Riesgo Adicionales—Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables y la Garantía—Los tenedores de las Obligaciones Negociables pueden enfrentar dificultades al intentar imponer responsabilidades civiles sobre la Emisora, el Garante, y sus

respectivos los directores, gerentes y síndicos” en el presente Suplemento. Asimismo, los potenciales inversores de las Obligaciones Negociables deberán tener en cuenta que la Garantía estará sujeta a ciertas restricciones en relación con la ejecución, en tal sentido las leyes españolas limitan el monto de la garantía conforme la garantía española, otorgada por una sociedad de responsabilidad limitada privada española; asimismo, la garantía también estará sujeta a las leyes societarias y a otras leyes aplicables, que prohíben a las empresas brindar asistencia financiera a cualquier persona con el propósito de adquirir sus acciones y limitar las circunstancias en las cuales las empresas pueden transferir beneficios económicos a sus accionistas fuera del pago de los dividendos propiamente declarados. Para mayor información, véase “Factores de Riesgo Adicionales—Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables y la Garantía—La Garantía estará sujeta a ciertas restricciones en relación con la ejecución y podrá estar limitada por la ley aplicable o sujeta a ciertas defensas que limiten su validez y ejecutabilidad” en el presente Suplemento.

Inversores Calificados

En Argentina, las Obligaciones Negociables solo podrán ser adquiridas y transmitidas por inversores calificados, tal como se define dicho término a continuación y de conformidad con el artículo 12, Sección II, Capítulo VI, Título II de las Normas de CNV (los “Inversores Calificados”), es decir:

a) El Estado Nacional, las Provincias y Municipalidades, sus entidades autárquicas, bancos y entidades financieras oficiales, sociedades del Estado, empresas del Estado y personas jurídicas de derecho público.

b) Sociedades de responsabilidad limitada y sociedades por acciones.

c) Sociedades cooperativas, entidades mutuales, obras sociales, asociaciones civiles, fundaciones y asociaciones sindicales.

d) Agentes de negociación.

e) Fondos Comunes de Inversión.

f) Personas físicas con domicilio real en el país, con un patrimonio neto superior a PESOS SETECIENTOS MIL ($700.000).

g) En el caso de las sociedades de personas, dicho patrimonio neto mínimo se eleva a PESOS UN MILLÓN QUINIENTOS MIL ($1.500.000).

h) Personas jurídicas constituidas en el exterior y personas físicas con domicilio real fuera del país.

i) La Administración Nacional de la Seguridad Social (“ANSES”).

No se exigirá el patrimonio neto mínimo fijado en los incisos f) y g) en los supuestos de emisiones garantizadas en un SETENTA Y CINCO POR CIENTO (75%), como mínimo, por una Sociedad de Garantía Recíproca (SGR) o Fondo de Garantía Ley 24.467, Comunicación BCRA A 5.275 y sus respectivas modificatorias.

EN RELACIÓN CON LA EMISIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES LOS COLOCADORES LOCALES QUE PARTICIPEN EN SU COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN POR CUENTA PROPIA O POR CUENTA DE LA EMISORA O TITULAR DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES PODRÁN, REALIZAR OPERACIONES DESTINADAS A ESTABILIZAR EL PRECIO XX XXXXXXX DE

AQUELLAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES CONFORME CON EL ARTÍCULO 12 DE LA SECCIÓN IV DEL CAPÍTULO IV DEL TÍTULO VI DE LAS NORMAS DE CNV. Y DEMÁS NORMAS VIGENTES (LAS CUALES PODRÁN SER SUSPENDIDAS Y/O INTERRUMPIDAS EN CUALQUIER MOMENTO). TALES OPERACIONES DEBERÁN AJUSTARSE A LAS SIGUIENTES CONDICIONES: (I) NO PODRÁN EXTENDERSE MÁS ALLÁ DE LOS PRIMEROS 30 DÍAS CORRIDOS DESDE EL PRIMER DÍA EN EL CUAL SE HAYA INICIADO LA NEGOCIACIÓN DE LAS CORRESPONDIENTES OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN EL MERCADO; (II) PODRÁN SER REALIZADAS POR LOS AGENTES COLOCADORES LOCALES QUE HAYAN PARTICIPADO EN LA COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES; (III) PODRÁN REALIZARSE OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN DESTINADAS A EVITAR O MODERAR LAS BAJAS EN EL PRECIO AL CUAL SE NEGOCIEN LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES COMPRENDIDAS EN LA OFERTA PÚBLICA INICIAL EN CUESTIÓN POR MEDIO DEL SISTEMA DE FORMACIÓN DE LIBRO O POR SUBASTA O LICITACIÓN PÚBLICA; (IV) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN QUE SE REALICE EN EL PERÍODO AUTORIZADO PODRÁ EFECTUARSE A PRECIOS SUPERIORES A AQUELLOS A LOS QUE SE HAYA NEGOCIADO LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN CUESTIÓN EN LOS MERCADOS AUTORIZADOS, EN OPERACIONES ENTRE PARTES NO VINCULADAS CON LA DISTRIBUCIÓN Y COLOCACIÓN; Y (V) LOS AGENTES QUE REALICEN OPERACIONES EN LOS TÉRMINOS ANTES INDICADOS, DEBERÁN INFORMAR A LOS MERCADOS LA INDIVIDUALIZACIÓN DE LAS MISMAS. LOS MERCADOS DEBERÁN HACER PÚBLICAS LAS OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN, YA FUERE EN CADA OPERACIÓN INDIVIDUAL O AL CIERRE DIARIO DE LAS OPERACIONES.

Conforme con el artículo 119 de Xxx xx Xxxxxxx de Capitales, los emisores de valores negociables, 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 negociables con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores negociables con oferta pública, serán responsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV.

Asimismo, conforme el artículo 120 de la Xxx xx Xxxxxxx 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 negociables 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 aquella información sobre la que han emitido opinión.

Toda persona que suscriba las Obligaciones Negociables reconoce que se le ha brindado la oportunidad de solicitar a la Emisora, y de examinar, y ha recibido y examinado, toda la información adicional que consideró necesaria para verificar la exactitud de la información contenida en el Prospecto y/o en este Suplemento, y/o para complementar tal información.

DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS

Este Suplemento contiene declaraciones sobre hechos futuros. Estas declaraciones prospectivas están basadas principalmente en las expectativas, estimaciones y proyecciones de la Sociedad sobre hechos futuros y tendencias financieras que pueden afectar las actividades e industrias de la Compañía.

Si bien la Sociedad considera que estas declaraciones sobre hechos futuros son razonables, éstas son efectuadas en base a información que se encuentra actualmente disponible para la Sociedad y se encuentran sujetas a riesgos, incertidumbres y presunciones, que incluyen, entre otras:

• acontecimientos en los negocios locales, regionales o nacionales, cambios económicos, sociales, políticos, regulatorios u otras circunstancias de la Argentina o en cualquier otra región de Latinoamérica o cambios tanto en los mercados desarrollados como en los emergentes;

• inflación y fluctuaciones en las tasas de interés en los países en los que operan la Sociedad y la Garante, particularmente en Argentina, Perú y Ecuador;

• disposiciones gubernamentales en los países en los que operan la Sociedad y la Garante, particularmente en Argentina, Perú y Ecuador;

• controversias o acciones legales o regulatorias adversas;

• incertidumbre respecto de nuestras estimaciones de reservas de petróleo y gas y la capacidad de adquisición, descubrimiento y desarrollo de nuevas reservas de hidrocarburos, de la Emisora y de la Garante;

• cambios en los precios del gas natural, otros productos del petróleo, energía eléctrica o cualquier otra fuente de energía;

• volatilidad en los mercados en los que la Emisora y la Garante operan;

• fluctuaciones en los tipos de cambio, como también una devolución significativa de las divisas en los países en los que operan la Sociedad y la Garante, particularmente en el Peso;

• controles de cambio, restricciones a la transferencias al exterior y al ingreso o egreso de capitales;

• la capacidad de obtener financiamiento en términos razonables, inclusive como resultado de las condiciones en los mercados regionales y globales;

• cambios en los mercados de capitales que pudieran afectar las políticas o comportamientos relacionados al otorgamiento de préstamos a, o para invertir en, compañías argentinas;

• nuestra relación y la de la Garante con las autoridades gubernamentales;

• riesgos operativos, incluyendo fallas de equipos, en la exploración y producción de gas y petróleo;

• un aumento en los costos, incluyendo costos laborales, y gastos de la Sociedad;

• nuestra relación y la de la Garante con nuestros empleados y sus respectivos gremios y sindicatos;

• un incremento de nuestros gastos y costos y los de la Garante;

• actividades de importación y exportación;

• liquidez, flujos de efectivo y los usos de los mismos;

• asignación de los gastos y costos de capital relacionados con las actividades de exploración y explotación;

• otros riesgos discutidos en la sección de “Factores de Riesgo”, tanto del Prospecto como del presente Suplemento.

Ejemplos de estas declaraciones sobre hechos futuros incluyen:

• Proyecciones de inversiones, estructura de capital y otras partidas financieras o coeficientes;

• Declaraciones sobre nuestros planes, objetivos y metas, y los de la Garante, incluyendo aquellas relacionadas a actividades de exploración y proyectos de energía renovable así como también las tendencias, competencias, normativas e inversiones;

• Declaraciones sobre nuestro desempeño financiero y el de la Garante o condiciones económicas futuras en Argentina o del resto de los países en los que la Emisora y la Garante operan; y

• Declaraciones relacionadas a las declaraciones sobre hechos futuros que se detallan en la presente sección.

Los resultados reales de la Sociedad y de la Garante podrían ser radicalmente diferentes a los proyectados en las declaraciones sobre hechos futuros, debido a que por su naturaleza, estas últimas involucran estimaciones, incertidumbres y presunciones. Las declaraciones sobre hechos futuros que se incluyen en este Suplemento se emiten únicamente a la fecha del presente, y la Sociedad y la Garante no se comprometen a actualizar ninguna declaración sobre hechos futuros u otra información a fin de reflejar hechos o circunstancias ocurridos con posterioridad a la fecha de este Suplemento. A la luz de estas limitaciones, las declaraciones referentes al futuro contenidas en este Suplemento no deberán tomarse como fundamento para una decisión de inversión dado que las mismas se basan en las expectativas de la Sociedad y de la Garante.

En este Suplemento, todas las declaraciones distintas de las referentes a hechos históricos, entre ellas, sin limitación, todas las declaraciones precedidas de las expresiones “aspira”, “anticipa”, “considera”, “podría”, “estima”, “prevé”, “proyecta”, “recomendación”, “desea”, “podrá”, “planifica”, “potencial”, “predice”, “busca”, “deberá”, “hará” y expresiones similares tienen como objeto identificar declaraciones referentes al futuro pero no son los únicos medios a través de los cuales se identifican dichas declaraciones.

INFORMACIÓN RELEVANTE

Aprobaciones societarias

La creación y los términos y condiciones generales del Programa y de las Obligaciones Negociables fueron aprobados en la Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de la Sociedad de fecha 15 xx xxxx de 2017 y por el Directorio de la Sociedad con fecha 30 xx xxxxxx de 2017, mientras que la Garantía fue aprobada por el Consejo de Administración del Garante con fecha 6 de noviembre de 2017. Conforme con las facultades delegadas en virtud de la mencionada asamblea de accionistas de la Sociedad, el Directorio de la Sociedad, aprobó los términos y condiciones particulares de las Obligaciones Negociables en su reunión de fecha 7 de noviembre de 2017.

La creación del Programa fue autorizada por Resolución de la CNV N°RESFC-2017-18994-APN- DIR#CNV de fecha 30 de octubre de 2017. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto y/o en este Suplemento. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el Prospecto y/o en este Suplemento, según fuera el caso, es exclusiva responsabilidad del Directorio 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 y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales (según éste término se define más abajo).

Ciertas Definiciones

En este Suplemento, los términos “Dólares” y “US$” se refieren a la moneda de curso legal en los Estados Unidos; los términos “Pesos” y “$” se refieren a la moneda de curso legal en la República Argentina; los términos “Euros” y “EUR” se refieren a la moneda de curso legal en la Eurozona, creada como mecanismo de integración entre los estados de la Unión Europea; los términos “Banco Central” y “XXXX” xx xxxxxxxx xx Xxxxx Xxxxxxx xx xx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx; el término “BCBA” se refiere a Bolsa de Comercio de Buenos Aires; el término “BYMA” se refiere a Bolsas y Mercados Argentinos S.A.; y el término “Boletín Diario de la BCBA” se refiere al boletín diario publicado por la BCBA en virtud del ejercicio de la facultad delegada por BYMA a la BCBA, conforme lo dispuesto por la Resolución N°18.629 de la CNV.

ACONTECIMIENTOS RECIENTES

A continuación se resumen los principales acontecimiento reciente de la Emisora que tienen intrínseca relación con información detallada en el Prospecto y que deben leerse en forma conjunta con los mismos.

Incorporación al Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales creado por el Ministerio de Energía y Minería conforme la Resolución N°46-E/2017.

Conforme señaláramos en el Prospecto, a la fecha de emisión del mismo la Emisora había solicitado la adhesión al Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales creado por el Ministerio de Energía y Minería conforme la Resolución N°46-E/2017 (“Programa de Estímulo Resolución N°46- E/2017”), con el propósito de alentar las inversiones para la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales en la Cuenca Neuquina. En general, el programa que estará vigente desde el 1 de enero de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2021, y aplica para las empresas ubicadas en la Cuenca Neuquina que cuenten con concesiones de explotación de gas no convencional (primordialmente en la etapa piloto, previa a la etapa de desarrollo), se encuentren inscriptas en el registro de empresas de petróleo nacional, y presentan un plan de inversión específica que debe ser aprobado por la autoridad provincial aplicable y por la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos, establecía una compensación calculada sobre la producción de gas no convencional comercializado, es decir, el gas natural ya acondicionado para ser comercializable, excluyendo el consumo interno del yacimiento y considerando la diferencia entre el precio mínimo garantizado y el precio efectivamente percibido por la empresa beneficiaria del Programa (precio promedio ponderado de las ventas de gas natural de cada empresa en el mercado interno). El precio mínimo garantizado se establecía en: (i) US$7,50 / Mmbtu para el año calendario 2018; (ii) US$7,00 / Mmbtu para el año calendario 2019; (iii) US$6,50 / Mmbtu para el año calendario 2020, y (iv) US$6,00 / Mmbtu para el año calendario 2021.

Con fecha 2 de noviembre de 2017, fue publicada en el Boletín Oficial, la Resolución del Ministerio de Energía y Xxxxxxx Xx000-X/0000 (xx “Resolución MINEM 419-E/17”) que modifica parcialmente los términos del Programa de Estímulo Resolución N°46-E/2017. Entre otras modificaciones, debe señalarse que la Resolución MINEM 419/17 aclaró la posibilidad de que puedan adherirse al Programa de Estímulo Resolución N°46-E/2017 aquéllas concesiones de explotación de gas no convencional proveniente de reservorios no convencionales en la Cuenca Neuquina que se encuentren en la etapa de desarrollo, pero que demuestren un incremento en su producción respecto de la actual, de manera tal que se comprometan inversiones comparables a las de los proyectos que comienzan su etapa de desarrollo. Por lo tanto, la Resolución MINEM 419- E/17 distingue entre concesiones de explotación con producción –medida entre junio de 2016 y junio de 2017- inferior, o superior a 500.000m3/d. Aclarando que para aquellas concesiones de explotación con producción igual o mayor a 500.000m3/d (correspondiente al período entre julio de 2017 y junio de 2017), el beneficio del Programa de Estímulo Resolución N°46-E/2017 solamente aplicará respecto de los volúmenes superiores a esa producción inicial de la concesión de explotación. En sentido coincidente con lo dicho, la Resolución MINEM 419-E/17 aclara que no se otorgará beneficio a las concesiones de explotación que no alcancen antes del mes de diciembre del año 2019 una producción promedio superior a 500.000 m3/d durante cualquier período consecutivo de 12 meses.

Asimismo, la Resolución MINEM 419-E/17 establece que el beneficio del Programa de Estímulo Resolución N°46-E/2017, se calculará como la diferencia entre el precio mínimo garantizado (manteniéndose en los valores de: (i) US$7,50 /Mmbtu para el año calendario 2018; (ii) US$7,00

/Mmbtu para el año calendario 2019; (iii) US$6,50 /Mmbtu para el año calendario 2020, y (iv) US$6,00 /Mmbtu para el año calendario 2021), y el precio promedio mensual ponderado por volumen del total de ventas de gas natural en la República Argentina que será publicado por la Secretaria de Recursos Hidrocarburíferos. La propia Resolución MINEM 419-E/17 define los lineamientos que serán tenidos en cuenta por la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos a los fines de la determinación del precio promedio mensual ponderado por volumen del total de ventas de gas natural en la República Argentina. En consecuencia, se han readecuado las causales de baja del Programa de Estímulo Resolución N°46-E/2017, a los nuevos mecanismos y criterios fijados para el mismo.

Las compensaciones a ser recibidas en el marco del Programa de Estímulo Resolución N°46- E/2017, serán abonadas por la autoridad de aplicación de la misma, en un 88% a las empresas adheridas al mismo, y en un 12% a las correspondientes Provincias en las que se encuentre la concesión de explotación no convencional por la que se hubiera adherido al referido programa. Asimismo, el Programa de Estímulo Resolución N°46-E/2017 prevé pagos provisorios por el 85% de la compensación correspondiente, sobre la base de proyecciones efectuadas por la empresa adherida, siendo la primera orden de pago provisorio a emitirse, antes del último día hábil del mes siguiente al de la inclusión de la empresa en el programa (o de la incorporación al programa de una nueva concesión de explotación al mismo) o el mes de febrero de 2018, de corresponder. Dicho Importe provisorio será luego ajustado sobre la base de las Declaraciones Juradas.

Con fecha 0 xx xxxxxxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx presentó su ratificación a la solicitud de adhesión oportunamente presentada a los términos del Programa de Estímulo Resolución N°46-E/2017, incluyendo la información adicional requerida a tales fines por la Resolución MINEM 419-E/17, habiendo sido la Emisora notificada el pasado 8 de noviembre del dictado de la Resolución RESOL-2017-271-APN-SECRH#MEM de la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos del Ministerio de Energía y Minería de la Nación, a través de la cual se aprueba la adhesión de la Sociedad, en su carácter de concesionario de explotación sobre el área “Xxxxxx xx Xxxxxx”, ubicada en la Provincia de Neuquén, al “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” instituido por la Resolución N°46/2017 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación de fecha 2 xx xxxxx de 2017, modificada por la Resolución MINEM 419-E/2017.

Endeudamientos recientes

Préstamo III Banco Santander Rio S.A.

Adicionalmente, el 7 de noviembre de 2017 celebramos un contrato xx xxxxxxxx con Banco Santander Rio S.A. por un monto de US$15 millones. El interés se paga trimestralmente y el préstamo genera intereses a una tasa de 4,25% por año. El capital se paga en dos cuotas iguales el 0 xx xxxx x xx 0 xx Xxxxxxxxx xx 0000.

Préstamo con Tecpetrol Libertador B.V.

El 17 de noviembre de 2017 la Sociedad acordó con Tecpetrol Libertador B.V. el otorgamiento de un préstamo por hasta la suma de US$5,0 millones. Tanto el capital como los intereses se cancelan a la fecha de vencimiento que opera el 30 xx xxxxx de 2018. El préstamo devenga intereses a una tasa del 2,19% anual.

Préstamo III Banco de la Provincia de Buenos Aires S.A.

A la fecha la Sociedad se encuentra en negociaciones con el Banco de la Provincia de Buenos Aires, para celebrar un contrato xx xxxxxxxx por un monto de US$7,0 millones. El préstamo devenga intereses a una tasa del 3,50% anual, pagaderos en trimestralmente. El capital se paga a su vencimiento que operará el 21 de noviembre de 2020.

Suspensión del Acuerdo de Transición a Precios Internacionales

De acuerdo a lo oportunamente señalado en el Prospecto, a la fecha de emisión del mismo y en un contexto de precios de petróleo crudo para el mercado local argentino superiores a los precios internacionales, determinadas empresas productoras y refinadoras convocadas por el Gobierno Argentino, suscribieron un Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina, que fijó un esquema de precios –para determinadas condiciones- tendiente al objetivo de que el precio del barril de petróleo crudo producido en Argentina siguiera los precios internacionales a partir del año 2018.

Con fecha 22 de septiembre de 2017, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación, notificó a las empresas productoras y refinadoras, firmantes del referido Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina, que se verificó el cumplimiento de una condición allí fijada, consistente en que el precio promedio del marcador internacional denominado Xxxxx de los 10 días de cotización consecutivos previos al día de cálculo, iguale o supere el valor establecido en el punto 2 para el petróleo crudo tipo Medanito con menos USD1/Bbl. Como consecuencia de ello, desde el mes de octubre, los compromisos bajo el mencionado acuerdo se encuentran suspendidos.

Comunicación “A” 6244 del Banco Central

Continuando con el proceso de normalización Mercado Único y Libre de Cambios (el “MULC”), a través de la Comunicación “A” 6244, el Banco Central dispuso un reordenamiento integral de las normas cambiarias que regulariza y elimina toda restricción para el acceso al MULC tanto para transferencias desde y hacia el exterior en cualquier moneda entrando en vigencia el 0 xx xxxxx xx 0000.

Xxxxx xxx xxxxxxxxxxx cambios se destacan los siguientes:

(i) Los no residentes, al igual que los residentes, podrán acceder libremente al MULC.

(ii) Se dejan sin efecto todas las normas que restringían el acceso al MULC, manteniendo únicamente la obligación de cumplir con ciertos regímenes informativos, tales como el“Relevamiento de emisiones de títulos de deuda y pasivos externos del sector financiero y privado no financiero” de la Comunicación “A” 3602 y el “Relevamiento de inversiones directas” de la Comunicación “A” 4237, incluso cuando

no se haya producido un ingreso de fondos al MULC y/o no se prevea acceder en el futuro al mismo por las operaciones que corresponde declarar.

(iii) Las entidades financieras y cambiarias podrán determinar libremente el nivel y uso de suposición general de cambios.

(iv) Las transferencias del exterior serán acreditadas automáticamente en las cuenta locales. En el caso que la moneda de la transferencia recibida sea distinta a la moneda en la cual está denominada la cuenta, el monto a acreditar deberá determinarse considerando el tipo de cambio vigente en el día de la operación.

(v) Se mantiene la obligación de ingreso y liquidación de las exportaciones de bienes dentro del plazo de 10 años.

(vi) Se amplían los tipos de financiaciones que pueden ser canceladas mediante aplicación directa en el exterior de cobros de exportaciones.

Proyecto de reforma de Xxx xx Xxxxxxx de Capitales

Con fecha 13 de noviembre de 2017, el Poder Ejecutivo Nacional presentó a consideración de la Cámara de Diputados de la Nación el proyecto xx xxx de financiamiento productivo, en virtud del cual propone la modificación y actualización, entre otras, de las leyes N°26.831 xx Xxxxxxx de Capitales, N°24.083 de Fondos Comunes de Inversión y N°23.576 de Obligaciones Negociables. Asimismo, procura adecuar ciertas disposiciones impositivas, regular instrumentos de derivados y promover un programa de inclusión financiera. Con fecha 22 de noviembre de 2017, el mencionado proyecto xx xxx obtuvo media sanción por parte de la Cámara de Diputados de la Nación, y fue enviado a la Cámara de Senadores de la Nación para su sanción.

Proyecto de reforma laboral y previsional

El Poder Ejecutivo Nacional ha dado a conocer un proyecto de reforma laboral y previsional el cual ha sido remitido al Congreso de la Nación el 21 de noviembre de 2017, para su debate. El proyecto busca mejorar la competitividad y la eficiencia de los distintos sectores productivos, aumentar la generación de empleo, atraer la inversión y disminuir los costos laborales.

Proyecto de reforma tributaria

El 31 de octubre de 2017, el Poder Ejecutivo Nacional anunció su intención de enviar al Congreso de la Nación una serie de reformas tributarias y al régimen de seguridad social antes del cierre del período 2017, que tienen por objeto eliminar ciertas complejidades e ineficiencias actuales del sistema tributario argentino e incentivar la inversión, las cuales forman parte de un programa más extenso anunciado por el Presidente Xxxxx con el objeto de incrementar la competitividad de la economía argentina, promover la inversión y el empleo de calidad. El 15 de noviembre de 2017 ingresó en el Congreso de la Nación el proyecto de reforma tributaria para ser discutido y, eventualmente, ser convertido en ley. De ser aprobado, el proyecto introduciría varias modificaciones al régimen tributario actual, siendo los principales impuestos que serían modificados el impuesto a las ganancias corporativas y personales, el impuesto al valor agregado, la seguridad social, el impuesto a los débitos y créditos bancarios, los impuestos locales (ingresos

brutos y sellos), impuestos internos, impuestos ambientales a los combustibles, impuesto a la transferencia de inmuebles y modificaciones al Código Aduanero de la Nación.

RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

A continuación se resumen los principales términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables, los que se deberán leerse en forma conjunta con la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables” del presente. Estos términos y condiciones complementan los términos y condiciones generales que se detallan en la sección “De la Oferta y la Negociación—Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables” del Prospecto y deben ser leídos conjuntamente con estos últimos. Ciertos términos en mayúscula utilizados pero no definidos en el presente, tienen el significado que se les asigna en el Prospecto.

Emisora Tecpetrol S.A.

Garante Tecpetrol Internacional S.L.U.

Descripción Obligaciones negociables simples no convertibles en

acciones, no subordinadas, garantizadas incondicional e irrevocablemente por la Garantía de la Controlante, emitidas conforme con la Ley de Obligaciones Negociables y demás normas vigentes.

Clase 1.

Contrato de Fideicomiso....................... Las Obligaciones Negociables se emitirán de

acuerdo con un contrato de fideicomiso (el “Contrato de Fideicomiso”) a ser celebrado entre la Sociedad y The Bank of New York Mellon como fiduciario (el “Fiduciario”). El Fiduciario, o cualquier otra entidad que la Sociedad pueda designar a tal efecto, actuará como agente de pago (en tal carácter, el “Principal Agente de Pago,” y junto con cualquier otro agente 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 de Fideicomiso la Sociedad designará asimismo un agente de registro (en tal carácter, el “Agente de Registro”), que podrá ser también Agente de Pago, Agente de Transferencia y representante del Fiduciario en Argentina (en tal carácter, el “Representante del Fiduciario en Argentina”). El Contrato de Fideicomiso no estará bajo la órbita de la Ley de Convenios Fiduciarios de 1939 de los Estados Unidos, con sus modificaciones.

Moneda de Denominación Dólares Estadounidenses.

Moneda de Suscripción y Pago Dólares Estadounidenses.

Monto de la Emisión ............................. El valor nominal de las Obligaciones Negociables

será de hasta US$500.000.000, ampliables por hasta un 20% adicional al mencionado monto, según se informe oportunamente en el aviso de resultados complementario al presente Suplemento que se publicará en la AIF, en el Boletín Diario de la BCBA y en la página web de la Emisora (el “Aviso de Resultados”).

Fecha de Emisión y Liquidación Será informada oportunamente mediante el Aviso de

Resultados, y será a más tardar el quinto Día Hábil inmediatamente posterior a la Fecha de Cierre del Registro (tal como dicho término se define más adelante).

Precio de Emisión y Liquidación Será determinado por la Emisora conjuntamente con

los Compradores Iniciales de conformidad con el procedimiento previsto en la sección “Plan de Distribución”, y será informado mediante el Aviso de Resultados.

Fecha de Vencimiento El día que se cumplan 5 o 7 años contados desde la

Fecha de Emisión y Liquidación, según se informe en el Aviso de Resultados.

Amortización ......................................... El capital de las Obligaciones Negociables será

repagado en un único pago en la Fecha de Vencimiento.

Suscripción e Integración ..................... Las Obligaciones Negociables serán suscriptas e

integradas en Dólares Estadounidenses. Para más información, véase “Plan de Distribución” en el presente Suplemento.

Tasa de Interés Las Obligaciones Negociables devengarán intereses

a una tasa fija respecto del monto de capital pendiente de pago de las Obligaciones Negociables. La Tasa de Interés será determinada por la Emisora conjuntamente con los Compradores Iniciales de conformidad con el procedimiento previsto en “Plan de Distribución”, y será informada mediante el Aviso de Resultados.

Fechas de pago de intereses Los intereses se pagarán semestralmente por período

vencido. Las fechas de pago de intereses serán informadas mediante la publicación del Aviso de Resultados. Si cualquier día de pago de cualquier monto bajo las Obligaciones Negociables no fuera un Día Hábil, dicho pago será efectuado en el Día Hábil inmediatamente posterior.

Base para el Cómputo de los Días........ Los intereses se computarán en base a doce meses

sobre un año de 360 días.

Período de Devengamiento de Intereses

.................................................................

Rango de las Obligaciones Negociables

.................................................................

Garantía de la Controlante y su Rango

.................................................................

Serán aquellos períodos sucesivos que comenzarán en la Fecha de Emisión y Liquidación (inclusive), respecto del primer período de devengamiento de intereses, y en cada fecha de pago de intereses de las Obligaciones Negociables (inclusive), respecto de los demás períodos de devengamiento de intereses, y que finalizarán en la fecha de pago de intereses de las Obligaciones Negociables inmediatamente siguiente (exclusive), salvo respecto del último período de devengamiento de intereses de las Obligaciones Negociables, que finalizará en la Fecha de Vencimiento de las Obligaciones Negociables (exclusive) (cada uno, un “Período de Devengamiento de Intereses”).

Las Obligaciones Negociables, constituirán obligaciones no subordinadas, y tendrán igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones con el mismo rango de privilegio y no subordinadas presentes y futuras de la Emisora, pendientes de pago periódicamente (salvo las obligaciones que gocen de preferencia por imperio de la ley, incluyendo, sin limitación, créditos laborales e impositivos) y tendrán preferencia en su derecho de pago sobre todo el endeudamiento subordinado futuro de la Emisora, si lo hubiera y se encontrarán subordinadas a todas las obligaciones garantizadas presentes y futuras de la Emisora, en la medida del valor de los activos en garantía de dichas obligaciones. Al 30 de septiembre de 2017, la Emisora tenía $3.089,0 millones (US$ 178,5 millones) de deuda total.

La Controlante de la Compañía, garantizará incondicional e irrevocablemente las Obligaciones Negociables en los términos establecidos en el presente Suplemento.

La Garantía de la Controlante constituirá una obligación directa, incondicional y no subordinada de la Controlante y tendrá en todo momento como mínimo igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones existentes y futuras no privilegiadas y no subordinadas de la Garante (salvo aquellas obligaciones que tuvieran preferencia por ley). Al 30 de septiembre de 2017, la Garante tenía EUR 167,5 millones (US$197, 8 millones) de deuda total. Para

más información sobre la Garantía de la Controlante véase “Descripción de la Garantía de la Controlante”.

Montos Adicionales Todos los pagos realizados por, o en representación

de la Emisora o el Garante, según fuera el caso, en relación con las Obligaciones Negociables o la Garantía, según sea el caso, estarán libre de retenciones o deducciones de cualquier impuesto, arancel, o cualquier otra carga gubernamental impuestos por la Argentina, España o cualquiera de sus subdivisiones políticas o autoridades gubernamentales. Salvo que la retención o deducción de dichos impuestos sea exigida por ley o resulte necesaria en virtud de la interpretación o implementación impositiva, la Emisora pagará sujeto a ciertas excepciones los Montos Adicionales necesarios para asegurar que los tenedores de Obligaciones Negociables reciban los mismos montos que deberían haber recibido respecto de las Obligaciones Negociables en caso de no haberle sido aplicable tal deducción o retención. Para mayor información, véase “Descripción de las Obligaciones Negociables—Montos Adicionales.”

Rescate Opcional Sin Prima de Compensatoria ......................................

Rescate Opcional Con Prima Compensatoria ......................................

Rescate Opcional con Fondos de Ofertas de Acciones.............................................

La Emisora podrá optar por rescatar las Obligaciones Negociables, total o parcialmente, en cualquier momento desde la fecha que se indique en el Aviso de Resultados, y a los precios allí indicados, más intereses devengados e impagos, si hubiere, a la fecha de rescate. Para más información véase “Descripción de las Obligaciones Negociables— Rescate Opcional Sin Prima Compensatoria.”

La Emisora podrá optar por rescatar las Obligaciones Negociables, únicamente en forma total y no parcial, en cualquier momento, hasta la fecha que se indique en el Aviso de Resultados, a un precio equivalente al 100% del capital más intereses devengados e impagos a la fecha de rescate y la prima de rescate que se informe, para cada caso, en el Aviso de Resultados. Para más información véase “Descripción de las Obligaciones Negociables— Rescate Opcional Con Prima Compensatoria.”

La Emisora podrá rescatar en cualquier momento, hasta la fecha que sea informada en el Aviso de Resultados hasta el 35% del monto del capital total de las Obligaciones Negociables al precio que sea

Rescate Opcional debido a Evento Fiscal

.................................................................

informado en el Aviso de Resultados, con fondos provenientes de cualquier oferta de acciones. Para más información véase “Descripción de las Obligaciones Negociables—Rescate Opcional Con Fondos de Ofertas de Acciones.”

La Emisora podrá rescatar las Obligaciones Negociables, en todo pero no en parte, a un precio equivalente al 100% del capital pendiente de pago de las Obligaciones Negociables con más los intereses devengados y no pagados a tal fecha junto a cualesquier Monto Adicional en virtud de la ocurrencia de determinados cambios en las regulaciones impositivas aplicables de la Argentina. Para mayor información véase “Descripción de las Obligaciones Negociables—Rescate Opcional— Rescate Opcional debido a Evento Fiscal.”

Cambio de Control En virtud de la ocurrencia de un Cambio de Control

(según dicho término se define más adelante en el presente) se nos podrá requerir a llevar adelante una oferta de recompra por la totalidad o por una parte de las Obligaciones Negociables en circulación a un precio igual a 101% del capital pendiente de pago de las Obligaciones Negociables con más Montos Adicionales (en caso de ser aplicable) y los intereses devengados y no pagados a tal fecha junto a cualesquier Monto Adicional. Para mayor información véase“Descripción de las Obligaciones Negociables—Cambio de Control.”

Ciertos Compromisos ........................... El Contrato de Fideicomiso que regirá a las

Obligaciones Negociables contendrá ciertos compromisos que limitarán la capacidad de la Sociedad y de sus Subsidiarias Restringidas de, entre otras cosas, para:

• contraer o garantizar deuda adicional;

• pagar dividendos o realizar otros pagos restringidos;

• impone limitaciones a los dividendos y otros pagos de nuestras subsidiarias restringidas;

• incurrir ciertos gravámenes;

• realizar ciertas inversiones;

• vender de activos fuera del curso ordinario de sus negocios;

• realizar transacciones con sus afiliadas; y

• consolidar, fusionar o vender la totalidad o la mayor parte de sus activos.

Estos compromisos están sujetos a un número de salvedades y excepciones importantes. Adicionalmente, si las Obligaciones Negociables obtuvieran al menos dos calificaciones de riesgo emitidas por dos agencias calificadoras de riesgo, y siempre y cuando no se haya producido ningún evento de incumplimiento bajo las mismas, ciertos de los compromisos antes mencionados serán dispensados, siempre y cuando no se produzca una reducción en la calificación de riesgo de las Obligaciones Negociables. Para mayor información, ver “Descripción de las Obligaciones Negociables— Suspensión de Compromisos.”

Destino de los Fondos La Sociedad utilizará la totalidad del producido neto

proveniente de la colocación de las Obligaciones Negociables, una vez deducidos los honorarios y comisiones de los Compradores Iniciales, de acuerdo con los requerimientos establecidos en el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y demás leyes y reglamentaciones aplicables vigentes en Argentina, para la realización de inversiones en activos fijos en el área Xxxxxx xx Xxxxxx ubicada en la Provincia de Neuquén, a los fines de realizar perforaciones y completaciones en pozos para la extracción de gas y petróleo en la mencionada área, así como también en instalaciones de procesamiento y transporte de gas y petróleo en el área, según se detalla en la sección “Destino de los Fondos de las Obligaciones Negociables” de este Suplemento.

Forma de las Obligaciones negociables, compensación y liquidación..................

Las Obligaciones Negociables se emitirán en la forma de una o más Obligaciones Negociables globales sin cupones, registradas a nombre de una persona designada de DTC, en carácter de depositario, por cuenta de sus participantes directos e indirectos, incluyendo Euroclear y Clearstream. Véase “Descripción de las Obligaciones Negociables—Forma de las Obligaciones Negociables, Compensación y Liquidación.”

Monto de Suscripción Mínimo y Denominaciones Mínimas.....................

Las Obligaciones Negociables se emitirán en denominaciones mínimas de US$1.000 y múltiplos enteros de US$1.000 por encima de dicha suma. Esta oferta requerirá un monto de suscripción mínimo de US$150.000.

Listado/Negociación La Emisora ha solicitado autorización para el listado

de las Obligaciones Negociables en el BYMA a través de la BCBA, en virtud del ejercicio de la facultad delegada por el BYMA a la BCBA.

La Emisora solicitará autorización para el listado de las Obligaciones Negociables en el Listado Oficial de la Bolsa de Comercio de Luxemburgo y para que sean admitidas a efectos de su negociación en el mercado Euro MTF de dicha bolsa. No puede garantizarse que esta solicitud será aceptada y que las Obligaciones Negociables obtendrán tal listado o continuarán listando en dichas bolsas.

Restricciones a la Transferencia .......... Las Obligaciones Negociables no han sido

registradas conforme con la Securities Act de la Securities and Exchange Commission por lo que las Obligaciones Negociables podrán estar sujetas a restricciones a la transferencia, pudiendo ser ofrecidas sólo en determinadas transacciones. Véase “Notificación a los Inversores, Restricciones a la Transferencia.”

Emisiones adicionales ........................... Oportunamente, podremos crear y emitir nuevas

Obligaciones Negociables, sujeto a la autorización de la CNV, sin el consentimiento de los Tenedores de cualquiera de dichas Obligaciones Negociables en circulación, así como crear y emitir nuevas Obligaciones Negociables con los mismo términos y condiciones que las Obligaciones Negociables en circulación o que sean iguales a ellas en todo aspecto (excepto por sus fechas de emisión, fecha de inicio del devengamiento de intereses y/o sus precios de emisión). Dichas Obligaciones Negociables serán consolidadas con las Obligaciones Negociables y formarán una Clase única con las mismas.

Jurisdicción y Ley Aplicable ................ El Contrato de Fideicomiso y las Obligaciones

Negociables y la Garantía, se rigen por las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos, y se interpretarán de acuerdo con las mismas. Sin perjuicio de ello, todos aquellos aspectos relacionados con la capacidad y autorizaciones para

ejecutar y entregar el Contrato de Fideicomiso y las Obligaciones Negociables, la autorización de la CNV para la oferta pública de las Obligaciones Negociables en la Argentina y los requisitos para calificar como obligaciones negociables no convertibles en acciones, se rigen por, y se interpretarán, de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables, junto con la Ley General de Sociedades N°19.550, según fuera modificada de tiempo en tiempo, sin que sean de aplicación sus disposiciones sobre conflicto xx xxxxx.

La Emisora se someterá en forma irrevocable a la jurisdicción no exclusiva de cualquier tribunal estatal o federal con asiento en el Distrito de Manhattan, Ciudad de Nueva York, Estado de Nueva York, Estados Unidos de América, o de cualquier tribunal argentino competente con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a los efectos de cualquier acción o procedimiento que surja con motivo de, o se relacione con, las Obligaciones Negociables.

El Garante se someterá a la jurisdicción no exclusiva de cualquier tribunal estatal o federal con asiento en el Distrito de Manhattan, Ciudad de Nueva York, Estado de Nueva York, Estados Unidos de América.

Acción Ejecutiva.................................... Bajo los términos del Artículo 29 de la Ley de

Obligaciones Negociables, los títulos valores que revisten el carácter de obligaciones negociables confieren a sus tenedores el derecho de iniciar una acción ejecutiva a fin de perseguir el cobro del capital e intereses vencidos bajo las Obligaciones Negociables (incluyendo Montos Adicionales), derecho éste que no podrá ser restringido ni afectado sin el previo consentimiento de dicho tenedor. Todo depositario podrá entregar, y todo titular beneficiario tiene el derecho de obtener, de acuerdo con el Artículo 129 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales, certificados respecto de las Obligaciones Negociables representadas por una obligación negociable global, a ser extendidos a favor de cualquier titular beneficiario sujeto a ciertas limitaciones establecidas en el Contrato de Fideicomiso. Estos certificados permiten a los titulares beneficiarios iniciar acciones judiciales ante cualquier tribunal competente de Argentina, entre

ellas acciones ejecutivas, a fin de obtener el pago de cualquier suma vencida bajo las Obligaciones Negociables.

Compradores Iniciales .......................... BBVA Securities Inc., Citigroup Global Markets

Inc., J.P. Xxxxxx Securities LLC y Santander Investment Securities, Inc.

Agentes Colocadores Locales Banco Santander Río S.A. y BBVA Banco Francés

S.A.

Fiduciario, Agente de Registro, Agente de Transferencia y Agente de Pago .....

Representante del Fiduciario en Argentina, Agente de Registro y Agente de Transferencia en Argentina y Agente

The Bank of New York Mellon.

de Pago en Argentina Banco Santander Río S.A.

Agente de listado de Luxemburgo The Bank of New York Mellon S.A./N.V.,

Luxembourg Branch.

Factores de Riesgo................................. Los inversores deben considerar detalladamente la

información de este Suplemento. Ver “Factores de Riesgo” en el Prospecto y en este Suplemento para una descripción de ciertos riesgos significativos en relación con una inversión en las Obligaciones Negociables.

Calificación de Riesgo ........................... El Programa no cuenta con calificación de riesgo.

Las Obligaciones Negociables no contarán con calificación de riesgo a nivel local. Las Obligaciones Negociables serán calificadas a nivel internacional, las cuales serán informadas en el Aviso de Resultados. Para mayor información ver la sección “Calificación de Riesgo” en este Suplemento.

Códigos ISIN y CUSIP Serán informados mediante la publicación del Aviso

de Resultados.

FACTORES DE RIESGO ADICIONALES

La inversión en las Obligaciones Negociables conlleva un importante grado de riesgo. En general, la inversión en títulos valores emitidos por emisores de mercados emergentes, tales como Argentina, Perú y Ecuador, involucran riesgos que no son típicamente asociados con la inversión en títulos valores de emisores de los Estados Unidos. Antes de decidir invertir en las Obligaciones Negociables, debe leer cuidadosamente toda la información incluida en el Prospecto y en este Suplemento, incluyendo en particular, los factores de riesgo. Los riesgos descritos a continuación son aquellos conocidos por nosotros y que actualmente creemos que podrían afectarnos sustancialmente. Recomendamos enfáticamente la lectura conjunta de la información incluida en el Prospecto y en este Suplemento ya que los riesgos adicionales no conocidos actualmente por nosotros o que nosotros no consideramos en la actualidad como importantes podrían asimismo perjudicar el negocio.

Riesgos relacionados con el Garante Perú

Los desarrollos económicos, políticos y sociales de Perú podrían tener un efecto material adverso en los resultados de las operaciones y la condición financiera del Garante.

En Perú, el Garante, por medio de subsidiaras, posee una participación del 10% (no operativa) en los contratos de licencia para la explotación de hidrocarburos de los lotes 56 y 88 del área de producción y explotación de gas de Camisea. En consecuencia, los resultados de las operaciones y la condición financiera del Garante dependen del desarrollo económico, político y social del Perú; y se podrían ver afectados por políticas económicas, entre otras, del gobierno del Perú, inclusive la devaluación de la moneda, la aplicación de los controles de cambio, y la inflación, así como otros asuntos que exceden el control gubernamental como por ejemplo desaceleración económica, inestabilidad política, agitación social y, en menor medida, el terrorismo.

Durante las últimas décadas, Perú ha experimentado inestabilidad política que incluyó una sucesión de regímenes con distintas políticas económicas. Los gobiernos anteriores fijaron controles sobre precios, tipos de cambio, inversiones locales y extranjeras y el comercio internacional, se restringió la capacidad de las empresas para despedir empleados, se expropiaron activos del sector privado y se prohibieron el giro de ganancias a inversores extranjeros.

No obstante lo mencionado anteriormente, a la fecha el Perú se encuentra considerado como un país estable y con crecimiento económico; sin embargo desde inicios del 2016 hasta el tercer trimestre de 2017 ha sufrido una fuerte desaceleración, por la falta de políticas claras, el impacto del Fenómeno El Niño que trajo consigo destrucción masiva en gran parte del territorio nacional y el impacto del caso Odebrecht. Tales hechos han traído consigo la reducción de empleos y en algunos sectores se están viviendo protestas populares y un alto nivel de inseguridad ciudadana.

En marzo de 2016 se llevaron a cabo las elecciones presidenciales y legislativas en el Perú; hubo una segunda vuelta entre los dos candidatos principales a Presidente en junio de 2016, que resultó a favor del Xx. Xxxxx Xxxxx Xxxxxxxxx, un economista tecnócrata con una carrera de cinco décadas de trabajo en el sector público y privado, quien durante su primer año de gestión, solicitó y el Congreso otorgó, facultades legislativas, que le permitieron implementar medidas con el fin de estimular la economía , mejorar la seguridad pública, el sistema anticorrupción, simplificación administrativa, potenciar la inversión pública, así como la provisión de servicios básicos de agua e instalaciones sanitarias, estos últimos, temas prioritarios de la agenda gubernamental. No

obstante ello, la falta de resultados concretos de dichas medidas, la caída de la recaudación fiscal y el creciente descontento social, sumado a las peleas con el Fujimorismo, han obligado al Xx. Xxxxxxxxx a introducir una serie de cambios en los cargos de Ministros de Estado, habiendo sido destituidos por el Congreso varios miembros de su Gabinete.

Durante la década de 1980 y principios de 1990, el Perú sufrió actividades terroristas graves que tenían, como uno de sus objetivos, al gobierno y al sector privado. A pesar de la supresión del terrorismo, no podemos asegurar que tales hechos no vuelvan a ocurrir; o en su caso, que no afectarán a la economía del Perú o los negocios del Garante. Además, con frecuencia el Perú ha experimentado agitaciones políticas y sociales, inclusive disturbios, protestas a nivel nacional, huelgas y manifestaciones públicas.

A pesar del crecimiento económico continuo y la estabilización del Perú durante el transcurso de los últimos años, continúan las tensiones sociales y políticas, los niveles altos de pobreza y el desempleo; en función de ello, es que con cierta frecuencia el Perú ha experimentado agitaciones políticas y sociales, inclusive disturbios, protestas a nivel nacional, huelgas y manifestaciones públicas. La última huelga de connotación nacional importante en el presente año fue la llevada a cabo por el SUTEP –sector educación- que duró varios meses durante los cuales se suspendieron las labores escolares. Entre las eventuales políticas gubernamentales para evitar o actuar ante la agitación social se pueden incluir, entre otras, la expropiación, nacionalización, suspensión de los derechos de los acreedores y nuevas políticas fiscales. Estas políticas pueden afectar, de manera adversa y sustancial, la economía peruana y el negocio del Garante.

Una depreciación del Sol Peruano podría tener un efecto material adverso en los resultados de las operaciones y condición financiera del Garante, y en consecuencia afectar su habilidad para efectuar pagos sobre la Garantía.

Una depreciación o devaluación repentina y significativa del Sol peruano podría tener un efecto material adverso sobre la condición financiera y los resultados de las operaciones del Garante. El sistema bancario peruano se encuentra predominantemente dolarizado, en el cual al 30 de septiembre de 2017, aproximadamente el 36,0% de los préstamos estaban denominados en dólares estadounidenses, por lo que una depreciación o devaluación del Sol frente al Dólar Estadounidense podría generar un impacto negativo en la capacidad de los prestatarios para reembolsar esos préstamos, lo cual podría afectar negativamente al sistema financiero en su conjunto. Si bien los Contratos de Xxxxxxxxx xxx Xxxx 00 x xxx Xxxx 00 (xxxxx se define más adelante) contemplan ingresos en dólares y prevén un régimen de estabilidad cambiaria y tributaria, cualquier incumplimiento del mismo en caso de una devaluación severa o la depreciación del Sol podría tener un efecto adverso en la condición financiera, los resultados de las operaciones y los flujos de fondos del Garante en periodos futuros.

La re-implementación por parte del gobierno peruano de las políticas de controles de cambio podrían tener un efecto adverso en los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones del Garante.

Desde 1991, la economía peruana ha experimentado una gran transformación desde un sistema altamente protegido y regulado a una economía de libre mercado. Durante este período, las leyes y políticas proteccionistas e intervencionistas se han desmantelado gradualmente para crear una economía liberal dominada por el sector privado. Los controles de cambio y las restricciones a las

remesas de utilidades, dividendos y regalías han cesado. Xxxxx xx 0000, xx Xxxx ejercía control sobre los mercados de divisas al imponer múltiples tipos de cambio y restringir la posesión y el uso de monedas extranjeras. La economía peruana ha respondido a esta transformación al crecer a una tasa anual promedio de más de 4,8% durante el período de 1998 a 2016, estimándose que se mantendrían dicha tasa durante el período 2017 a 2019. Actualmente, las tasas de cambio están determinadas por las condiciones xxx xxxxxxx, con operaciones regulares xx xxxxxxx abierto por parte del Banco Central del Perú en el mercado de divisas para reducir la volatilidad en el valor de la moneda del Perú frente al dólar estadounidense.

No podemos asegurar que el gobierno peruano no instituirá políticas de tipo de cambio restrictivas en el futuro. Aunque los Contratos de Licencias del Lote 56 y del Lote 88 incluyen protecciones en relación con eventuales cambios al régimen cambiario, no podemos garantizarle que dicha protección será efectiva y que en tal caso, tales restricciones podrían tener un efecto material adverso sobre el negocio, la situación financiera y los resultados de las operaciones del Garante y afectar adversamente la capacidad del Garante para pagar deuda u otras obligaciones y restringir el acceso del Garante al financiamiento internacional.

Los contratos de licencia para exploración relacionados con las áreas de producción y exploración de gas de los Lotes 56 y 88 del área Camisea pueden finalizar.

El Garante es parte en los contratos de licencia para exploración relacionado con sus operaciones en los Lotes 56 y 88 del área de producción y exploración de gas de Camisea (los “Contratos de Licencias del Lote 56 y del Lote 88”). La insolvencia de cualquiera de las partes de los Contratos de Licencias del Lote 56 y del Lote 88 podrían extinguir estos contratos. Conforme los Contratos de Licencias del Lote 56 y del Lote 88, la declaración de insolvencia, disolución, liquidación o quiebra de cualquiera de las partes rescindirá el contrato en cuestión sin formalidades previas, siempre que cualquiera de las partes o un tercero autorizado por Perupetro no asuma, dentro de los 60 días calendario posteriores, la participación en el lote en cuestión que se disuelve o liquida en virtud de los Contratos de Licencias del Lote 56 y del Lote 88.

Los Contratos de Licencia del Lote 56 y del Lote 88 también autorizan a Perupetro a rescindir dichos contratos si alguna de las partes o un garante corporativo de una de partes del contrato en cuestión busca protección contra las acciones de sus acreedores y Perupetro determina, a su entera discreción, que no se resguardan satisfactoriamente sus derechos emergentes de los Contratos de Licencias del Lote 56 y del Lote 88; a menos que una de las otras partes, o un tercero autorizado por Perupetro asuma las obligaciones y garantías de la empresa en cuestión dentro de los 60 días calendario posteriores a dicha determinación. La finalización de los Contratos de Licencias del Lote 56 y del Lote 88 pueden tener un efecto material adverso en el negocio del Garante, su condición financiera y los resultados de las operaciones. Véase “Resumen del Garante— Descripción del Negocio—Perú.”

Los contratos de explotación conjunta relacionado con los Lotes 56 y 88 del área de producción y exploración de gas de Camisea pueden finalizar.

En caso de incumplimiento de alguna de las partes de los contratos de explotación conjunta de los Lotes 56 y 88 (los “XXXx de Camisea”, por sus siglas en inglés) respecto de sus obligaciones de pago en base a su correspondiente “interés de participación” o porcentaje de participación en los Contratos de Licencias del Lote 56 y del Lote 88, las partes cumplidoras podrán (i) solicitar el

retiro de la parte incumplidora de los Contratos de Licencias del Lote 56 y del Lote 88 y de los XXXx de Camisea y (ii) ejercer la opción de adquirir el “interés de participación” de la parte incumplidora en proporción a sus acciones, a menos que se acuerde otra cosa. Cualquiera de las partes de los XXXx de Camisea pueden retirarse de cualquiera de los dos contratos en cualquier momento; en cuyo caso, las partes restantes podrán adquirir el porcentaje de participación de las partes salientes en proporción a sus respectivas participaciones en el Contrato de licencia para exploración en Camisea, a menos que se acuerde de otra forma. El riesgo que surja de cualquier acción u omisión de la parte renunciante con anterioridad al retiro será garantizado por la/s parte/s que asuman dicha participación.

Luego del retiro de una de las partes, las partes restantes también podrán retirarse, en cuyo caso, el JOA y el Contrato de licencia en cuestión se considerarán extinguidos. En este caso, las partes seguirán sujetas a los términos y condiciones xxx XXX de Camisea en cuestión durante el tiempo necesario para completar las formalidades y los requisitos de las autoridades gubernamentales, incluso Perupetro, y para cumplir con cualquier requisito xxx XXX en cuestión en este aspecto. La finalización de los Contratos de Licencias del Lote 56 y/o del Lote 88 x x xxx XXX en cuestión puede provocar un efecto material adverso en el negocio del Garante, su condición financiera y los resultados de las operaciones. Véase Resumen del Garante—Descripción del Negocio—Perú.

Las interrupciones del transporte de gas natural y de líquidos de gas natural, y cualquier aumento en los costos de transporte podrían provocar un efecto material adverso en el negocio del Garante, su condición financiera y los resultados de las operaciones.

Tanto el gas natural como los líquidos del gas natural producidos por las operaciones que se desarrollan en el área de Camisea; y, por ende, por el Garante, en relación a sus operaciones en los lotes 88 y 56, se transportan a través de dos tuberías propiedad de Transportadora de Gas del Perú

S.A. (“TGP”), una tubería de gas y otra de líquidos que van desde la planta Malvinas al punto de recepción de distribución ubicado en Lurin-Lima y a la planta de fraccionamiento (planta Pisco) ubicada en Lobería Beach en Pisco, respectivamente. El gas del lote 56, que es para exportación, es transportado por TGP desde la planta Malvinas hasta la planta de compresión Chiquintirca, desde donde se envía a Perú LNG para que ser luego transportado a la xxxxx (planta Pampa Melchorita LNG).

Si hay una interrupción total del sistema de transporte de líquidos, normalmente se reduce la producción de gas natural tanto para el mercado local como para el de exportación (las entregas de gas al mercado local tienen prioridad sobre la exportación). Para reducir el impacto a la producción, los operadores conjuntos del área de Camisea, incluso el Garante, han desarrollado un mecanismo para no interrumpir el suministro de gas natural a sus clientes mediante la extracción de gas natural seco xx xxxxx de inyección ubicados en la instalación de Xxx Xxxxxx 0. Este procedimiento se ha utilizado de manera exitosa en ocasiones anteriores en las que hubo un problema en la tubería. Sin embargo, no podemos garantizar que este método alternativo será exitoso en otras circunstancias futuras; y las interrupciones de transporte (ya sea por períodos largos de tiempo o no) pueden provocar un efecto material adverso en el negocio del Garante, su condición financiera y los resultados de las operaciones.

La venta de gas natural se lleva a cabo en el manantial. Por lo tanto, cada cliente debe contratar directamente a las concesionarias de transporte (TGP y distribuidores, según sea el caso), para que

el producto sea transportado a sus instalaciones. El transporte de gas natural cobrado al Garante corresponde solo al gas natural consumido en la planta Pisco como combustible.

Los operadores conjuntos del área de Camisea y TGP acordaron un contrato de capacidad fija (ship-or-pay) (los contratos de transporte de líquidos o “LTA”, por sus siglas en inglés) para el transporte de líquidos. La capacidad actual contratada es de 115.000 barriles de líquidos de gas natural por día.

Los LTA establecen que los operadores conjuntos del área de Camisea deben pagar a TGP, excepto en caso de ciertos eventos de fuerza mayor (conforme a lo establecido en el presente documento), una tasa mensual fija (“ship-or-pay”), es decir, dicho operador conjunto pagará por el servicio, se use o no la capacidad contratada. Esta tasa fija se ajusta de manera mensual en base al índice de inflación de los Estados Unidos. No se puede asegurar que no habrá aumento en las tarifas de transporte luego de que hayan finalizado los LTA. Cualquier aumento de dichas tarifas podría provocar un efecto material adverso en el negocio del Garante, su condición financiera y los resultados de las operaciones.

Ecuador

La incertidumbre económica continua de Ecuador podría afectar el negocio del Garante, su condición financiera y los resultados de las operaciones.

Ecuador incumplió con una obligación de deuda externa en el 2008 y sus políticas económicas han generado incertidumbre sobre su futuro. La economía ecuatoriana es altamente dependiente de la industria petrolera y la disminución de los precios del petróleo en el año 2014 y 2015 ha tenido un impacto significativo en la economía y el presupuesto nacional de Ecuador. Debido a que la economía de Ecuador está dolarizada, la fortaleza xxx xxxxx estadounidense en relación con las monedas locales de los socios comerciales de Ecuador ha impactado en sus exportaciones. Todo lo anterior ha aumentado la incertidumbre respecto de las condiciones económicas futuras de Ecuador, lo que podría provocar un efecto material adverso en el negocio del Garante, su condición financiera y los resultados de las operaciones.

La historia de Ecuador se ha caracterizado por la inestabilidad institucional. El regreso a un entorno político inestable podría afectar negativamente el negocio, la situación financiera y los resultados de las operaciones del Garante.

Entre 1997 y 2007, Ecuador tuvo ocho presidentes, y tres de ellos fueron derrocados durante períodos de inestabilidad política: Xxxxxx Xxxxxxx en 1997, Xxxxx Xxxxxx en 2000 y Xxxxx Xxxxxxxxx en 2005. Desde 2007, Ecuador ha experimentado estabilidad política con el Presidente Xxxxxx. El partido Alianza PAIS ganó cinco elecciones consecutivas en la Asamblea Nacional, y el presidente Xxxxxx ganó la reelección en 2013.

El 19 de febrero de 2017 se llevaron a cabo las elecciones presidenciales con ocho candidatos. Xxxxx Xxxxxx del Alianza PAIS del presidente Xxxxxx quedó en primer lugar con el 39,36% de los votos y Xxxxxxxxx Xxxxx del partido CREO - SUMA, quedó en segundo lugar con el 28,09% de los votos. Además, el 19 de febrero, se celebraron elecciones al Congreso con Alianza PAIS para mantener el control de la asamblea legislativa al obtener la mayoría de los escaños con 74 escaños, CREO-SUMA con 28 escaños y PSC con 15 escaños, respectivamente. Dado que ningún candidato obtuvo una victoria absoluta del 50% de los votos o al menos el 40% de los votos con

un adicional xx xxxx puntos de ventaja sobre el candidato en el segundo lugar para las elecciones presidenciales, una segunda vuelta entre el Presidente Xxxxxx y el Xx. Xxxxx se llevó a cabo el 2 xx xxxxx de 2017. El presidente Xxxxxx fue elegido con el 51,15% de los votos. El CNE declaró presidente al presidente Xxxxxx el 4 xx xxxxx de 2017. Tanto la OEA como la UNASUR monitorearon las elecciones y reconocieron la transparencia del proceso electoral y los resultados de las elecciones. El 13 xx xxxxx de 2017, el CNE aprobó el recuento de aproximadamente el 11,2% del total de votos emitidos en la segunda vuelta electoral debido a un reclamo de presuntas inconsistencias por parte de CREO-SUMA y Alianza PAIS. El 18 xx xxxxx, el CNE transmitió un recuento en vivo de las boletas sujetas al reclamo. Observadores internacionales, delegados políticos de Alianza PAIS y representantes de organizaciones sociales monitorearon el recuento. El recuento ratificó al presidente Xxxxxx como el ganador de la segunda vuelta con el 51,16% de los votos. El Presidente Xxxxxx asumió el cargo de Presidente de Ecuador el 24 xx xxxx de 2017 con Xxxxx Xxxx como Vicepresidente por un período de cuatro años.

El regreso a un entorno político inestable podría afectar significativamente la economía de Ecuador, lo que a su vez podría afectar negativamente el negocio, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Garante.

Riesgos Relacionados con los Países en los que Operamos

Ciertos riesgos son inherentes a cualquier inversión en una empresa que opere en un mercado emergente, como aquellos en los que nosotros y el Garante operamos.

Los países en los que nosotros y el Garante operamos son mercado emergentes, y la inversión en mercados emergentes generalmente conlleva riesgos. Estos riesgos incluyen inestabilidad política, social y económica que puede afectar los resultados económicos de los países, que pueden derivarse de muchos factores, incluidos los siguientes:

• tasas de interés elevadas;

• cambios abruptos en los valores de la moneda;

• elevados niveles de inflación;

• controles cambiarios;

• controles de precios y de salarios;

• regulaciones para importar equipos y maquinaria y otras necesidades relevantes para las operaciones;

• cambios en las políticas de gobierno, económicas y/o impositivas; y

• tensión política y social.

En particular, la Sociedad y el Garante continúan administrando activamente su cronograma de trabajo, contratación, compras y actividades de la cadena de suministro para administrar los costos de manera efectiva. Sin embargo, los niveles de precios del capital y costos exploratorios y gastos operativos asociados con la producción de petróleo crudo y gas natural pueden estar sujetos a factores externos más allá de nuestro control o del de la Garante incluyendo, entre otras cosas, el nivel general de inflación, precios de materias primas y los precios cobrados por los proveedores

de materiales y servicios de la industria, que pueden verse afectados por la volatilidad de la oferta y demanda propia de la industria para dichos materiales y servicios. En los últimos años, nosotros y la industria del petróleo y el gas en Argentina en general experimentamos un aumento en ciertos costos que excedieron la tendencia general de la inflación. No podemos garantizar que estas presiones de costos disminuyan como resultado de la caída en los precios del crudo y otras materias primas en el mercado global y doméstico en el pasado reciente.

Cualquiera de estos factores, así como la volatilidad en los mercados de capitales, pueden afectar negativamente nuestra condición financiera y los resultados de las operaciones del Garante o la liquidez, los mercados y el valor de nuestras Obligaciones Negociables.

El Negocio de la Sociedad y de la Garante está sujeto a riesgos derivados de desastres naturales, accidentes catastróficos y ataques terroristas.

Nosotros y el Garante confiamos en equipos para la explotación de hidrocarburos que pueden dañarse por inundaciones, incendios, terremotos y otros desastres catastróficos que surgen de causas humanas naturales o accidentales o intencionales. Podríamos experimentar interrupciones comerciales severas, disminuciones significativas en los ingresos basadas en una menor demanda derivada de eventos catastróficos, o costos adicionales significativos para nosotros que de otro modo no estarían cubiertos por cláusulas de seguro de interrupción comercial. Puede haber un desfase de tiempo importante entre un accidente grave, un evento catastrófico o un ataque terrorista y nuestra recuperación definitiva de nuestras pólizas de seguro, que generalmente tienen montos deducibles no recuperables y, en cualquier caso, están sujetas a límites por evento. Además, cualquiera de estos eventos podría causar efectos adversos en la demanda de energía de algunos de nuestros clientes y, en general, de los consumidores en el mercado afectado. Algunas de estas consideraciones podrían tener un efecto material adverso en nuestra condición financiera y en los resultados de las operaciones del Garante.

Los terremotos en el Perú son frecuentes ya que el país está ubicado en una zona sísmica: la interfaz entre las placas tectónicas de Nazca y Sudamérica. Perú ha sido afectado negativamente por terremotos en el pasado, incluyendo un terremoto de 7,9 grados de magnitud que sacudió la xxxxx central de Perú en 2007. El país también es vulnerable al fenómeno de El Niño, que provoca inundaciones y deslizamientos de tierra en las regiones andinas del norte y centro. Por ejemplo, el Niño de 1997-1998, debido a su intensidad muy fuerte, destruyó cultivos e infraestructura equivalente al 2,2% del PIB peruano. Las fuertes lluvias causadas por el fenómeno de El Niño Costero a principios de 2017 han causado graves daños a la infraestructura en el Perú. Un desastre natural de esta naturaleza o cualquier otro tipo de desastre podría afectar nuestra capacidad operativa. Nuestros planes de continuidad comercial incluyen respuesta a emergencias, recuperación de desastres, continuidad de operaciones, gestión de crisis, recuperación de datos y redundancia de sistemas críticos. Aunque probamos nuestros planes de continuidad comercial anualmente, estos planes pueden resultar ineficaces, lo que podría tener un efecto material adverso en nuestra capacidad para llevar a cabo nuestros negocios, especialmente si una incidencia o desastre afecta el equipo utilizado para llevar a cabo nuestras operaciones. Además, si un número significativo de nuestros empleados se vieron afectados por el desastre natural, nuestra capacidad para realizar negocios podría verse afectada.

Nuestro acceso y el del Garante a los mercados internacionales de capital están influenciados por la percepción del riesgo en las economías emergentes en las que operamos.

Los inversores internacionales consideran que Argentina y los demás países en los que la Garante opera son mercados emergentes. Las condiciones económicas y xx xxxxxxx en otros países de mercados emergentes, especialmente en América Latina, influyen en el mercado de valores emitidos por empresas argentinas como nosotros. La volatilidad en los mercados de valores en América Latina y en otros países de mercados emergentes podría tener un impacto negativo en el valor comercial de nuestros valores y en nuestra capacidad y los términos en los que nosotros o el Garante podemos acceder a los mercados internacionales de capital. No podemos asegurar que la percepción de riesgo en Argentina y otros mercados emergentes pueda no tener un efecto material adverso sobre nuestra capacidad de recaudar capital, incluida nuestra capacidad o nuestra capacidad para refinanciar nuestra deuda o la de nuestro Garante al vencimiento, lo que afectaría negativamente nuestros planes de inversión o los del Garante y, en consecuencia, nuestra condición financiera y los resultados de las operaciones del Garante y también tendría un impacto negativo en el valor comercial de nuestra deuda. No podemos garantizar el impacto adverso potencial de los factores discutidos anteriormente sobre nuestra condición financiera y / o los resultados de las operaciones del Garante.

Riesgos relacionados con el negocio del Garante.

Un porcentaje importante de las reservas probadas totales del Garante eran, al 30 xx xxxxx de 2017, reservas probadas no desarrolladas que requieren gastos de capital sustanciales y, en última instancia, pueden llegar a ser menores que los estimados.

La recuperación de las reservas probadas no desarrolladas requiere importantes inversiones de capital y operaciones exitosas de perforación. Los datos de reserva incluidos en los informes de reserva del Garante suponen que se realizarán gastos de capital sustanciales para desarrollar reservas no productivas. Si bien los estimados de costos y reservas atribuibles a las reservas de gas natural y petróleo del Garante se prepararon de acuerdo con los estándares de la industria, ni nosotros ni el Garante podemos asegurar que tales costos estimados serán exactos. Es posible que nosotros o el Garante tengamos que reunir capital adicional para desarrollar nuestras reservas probadas no desarrolladas estimadas o las del Garante durante los próximos cinco años, por lo que no podemos asegurar que el Garante contará con financiamiento adicional disponible en términos aceptables. Además, las continuas disminuciones en los precios de los commodities podrán reducir los ingresos netos futuros de nuestra estimación y de las reservas estimadas no desarrolladas del Garante y pueden resultar en que algunos proyectos se vuelvan antieconómicos. Cualquier demora en el desarrollo de las reservas podría obligarnos a reclasificar algunas de nuestras reservas probadas y las del Garante como reservas no probadas. Además, nuestros esfuerzos de perforación y los del Garante pueden retrasarse o no, y las reservas reales pueden ser menores que las estimaciones actuales de reservas, lo que podría tener un efecto material adverso sobre nuestra condición financiera y la del Garante, futuros flujos de efectivo y resultados de operaciones.

Tanto la Emisora como el Garante confían en la perforación para aumentar nuestros niveles de producción. Si las perforaciones, tanto de la Emisora como del Garante no tuvieran éxito, nuestra situación financiera podría verse afectada negativamente.

El enfoque principal de la estrategia empresaria, tanto de la Emisora como del Garante, es aumentar los niveles de producción mediante la perforación xx xxxxx, en particular en relación con el desarrollo de nuestras reservas no convencionales. No podemos garantizar que, tanto la Emisora como el Garante, alcancen los niveles de producción deseados mediante la perforación. La perforación implica numerosos riesgos, incluido el riesgo de no encontrar depósitos de petróleo o gas natural comercialmente productivos. Por lo que debemos incurrir en gastos significativos para perforar y completar pozos. Los costos de perforación y terminación xx xxxxx a menudo son inciertos, y es posible que realicemos gastos sustanciales en la perforación y no descubramos reservas en cantidades comercialmente viables. Además, en el actual entorno deprimido del precio del petróleo, es posible que no podamos aumentar o mantener la producción a través de la actividad de perforación de la Emisora y del Garante, lo que podría afectar negativamente la capacidad de generar ingresos y, en consecuencia, afectar negativamente la condición financiera de la Emisora y del Garante.

La legislación o las reglamentaciones sobre cambio climático que restringen las emisiones de gases de efecto invernadero (“GEI”) podrían afectar significativamente nuestra industria y la del Garante y resultar en mayores costos operativos y una menor demanda del petróleo y el gas natural que producimos.

La Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2015 adoptó por consenso el Acuerdo de París. El acuerdo trata sobre medidas de reducción de emisiones de GEI, objetivos para limitar los aumentos de temperatura global y requerirá que los países revisen y "representen una progresión" en sus contribuciones previstas determinadas a nivel nacional, que establecen objetivos de reducción de emisiones cada cinco años, comenzando en 2020. El 0 xx xxxxxxx 0000, se alcanzó el umbral para la entrada en vigor del Acuerdo de París. Los tratados internacionales junto con una mayor conciencia pública relacionada con el cambio climático pueden dar como resultado una mayor regulación para reducir o mitigar las emisiones de GEI.

El cumplimiento de los cambios legales y regulatorios relacionados con el cambio climático, incluidos los derivados de la implementación de tratados internacionales, puede en el futuro aumentar los Costos de la Emisora y del Garante para (i) operar y mantener sus instalaciones, (ii) instalar nuevos controles de emisiones en sus instalaciones, y (iii) administrar cualquier programa de emisiones de GEI. La generación de ingresos y las oportunidades de crecimiento estratégico también pueden verse negativamente afectadas.

Los efectos sobre la industria petrolera relacionados con el cambio climático y las regulaciones resultantes también pueden incluir la disminución de la demanda de los productos de la Emisora y del Garante a largo plazo. Además, una mayor regulación de GEI puede crear mayores incentivos para el uso xx xxxxxxx de energía alternativas. Cualquier efecto adverso significativo a largo plazo en la industria petrolera podría afectar negativamente los aspectos financieros y operativos de la Emisora y del Garante, lo que no podemos predecir con certeza en este momento.

El cambio climático podría afectar los resultados operativos y la estrategia de la Emisora y del Garante.

El cambio climático plantea nuevos desafíos y oportunidades para la Emisora y el Garante. Regulaciones ambientales más estrictas pueden resultar en la imposición de costos asociados con emisiones de GEI, ya sea a través de requisitos ambientales de agencias relacionadas con iniciativas de mitigación o mediante otras medidas regulatorias tales como impuestos a las emisiones de GEI y creación de limitaciones de emisiones de GEI en el mercado que puedan aumentar y los costos operativos del Garante.

Los riesgos asociados con el cambio climático también podrían manifestarse en dificultades para acceder al capital debido a problemas de imagen pública con los inversores; cambios en el perfil del consumidor, con un consumo reducido de combustibles fósiles; y las transiciones energéticas en la economía mundial, como el aumento de la electrificación en la movilidad urbana. Estos factores podrían tener un impacto negativo en la demanda de nuestros productos y servicios, y pueden poner en peligro o incluso perjudicar la implementación y operación de la Emisora y del Garante, impactando negativamente en sus resultados operativos y financieros, lo cual podría limitar algunas oportunidades de crecimiento de la Emisora y del Garante.

Los posibles efectos físicos del cambio climático podrían afectar la producción de la Emisora y del Garante y provocar que deban incurrir en costos significativos para prepararnos o responder a esos efectos.

El aumento de las concentraciones de GEI en la atmósfera puede producir cambios climáticos que tienen efectos físicos significativos, como el aumento de la frecuencia y la gravedad de las tormentas, las inundaciones, las sequías y otros fenómenos climáticos extremos. Si ocurriera alguno de estos efectos, podrían tener un efecto adverso en las operaciones de exploración y producción de la Emisora y del Garante.

La Emisora y la Garante han tomado medidas para cumplir con los estándares ambientales, los que fueron tornándose aún más estrictos con el paso del tiempo. La Emisora y la Garante no pueden predecir, sin embargo, qué legislación y regulación de carácter ambiental será dictada en el futuro o cómo la legislación actual o futura serán llevadas adelante o ejecutadas. El cumplimiento de legislación o regulación más estricta, y la adopción de políticas requeridas por los organismos regulatorios pueden provocar que se deba incurrir en erogaciones adicionales en el futuro, incluyendo la instalación y la utilización de sistemas y maquinaria para la aplicación de las medidas correctivas y, en consecuencia, afectar nuestra operatoria en general. Asimismo, el incumplimiento con dicha legislación y regulación podría derivar en la imposición de multas o de penalidades de índole penal o administrativa y acarrear litigios, perjuicios personales u otras responsabilidades. Adicionalmente, dicha legislación o regulación también podría reducir nuestro volumen de producción de hidrocarburos. El cumplimiento de dichas normativas puede ser costoso, cuestión que tampoco excluye potenciales reclamos. La carga regulatoria impuesta al sector hidrocarburífero incrementa los costos de desarrollar operaciones en dicho sector y, consecuentemente, afecta nuestra situación financiera y el resultado de las operaciones.

La Emisora y el Garante no son socios operadores en todas las empresas conjuntas en las que participan, tales como los bloques 56 u 88 de Camisea, que representaron una parte sustancial

de los ingresos del Garante en el año 2016. Acciones emprendidas por los operadores en tales empresas conjuntas podrían tener un efecto material adverso sobre el éxito de tales operaciones.

La Emisora y el Garante en general tienen actividades en la exploración y explotación de hidrocarburos en un área particular al celebrar acuerdos con terceros para participar en negocios conjuntos (operaciones conjuntas con fines contables). Bajo los términos y condiciones de estos acuerdos, una de las partes asume el rol de operador de la empresa conjunta y, por lo tanto, asume la responsabilidad de ejecutar todas las actividades realizadas de conformidad con el acuerdo de empresa conjunta. Sin embargo, no siempre asumimos el papel de operador y, por lo tanto, en tales casos, estamos expuestos a riesgos relacionados con el desempeño y las medidas tomadas por el operador para llevar a cabo las actividades.

Ni la Emisora, ni el Garante son los operadores de los Bloques 56 y 88 de Camisea. En consecuencia, el desempeño y las medidas adoptadas por el operador de dichas áreas podría afectar negativamente la condición financiera y los resultados de las operaciones del Garante.

La Emisora y el Garante llevan a cabo algunas de sus operaciones a través de empresas conjuntas, por lo que sus resultados podrían verse afectados por el desempeño de sus socios comerciales. La incapacidad de la Emisora y/o del Garante para resolver cualquier desacuerdo material con sus respectivos socios o continuar con tales empresas conjuntas podría tener un efecto material adverso en el éxito de las operaciones de la Emisora y del Garante.

Muchas de las operaciones de la Emisora y del Garante se realizan a través de empresas conjuntas con socios comerciales. Por lo tanto, la Emisora y el Garante dependen del desempeño de sus respectivos socios comerciales. El bajo rendimiento de cualquiera de ellos podría tener un impacto negativo en la producción de petróleo y gas natural, lo que a su vez podría tener un impacto negativo en los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora y del Garante.

En el caso de que alguno de los socios comerciales de la Emisora y/o del Garante decidiera terminar una empresa conjunta o vender su participación en la misma, es posible que ni la Emisora ni el Garante puedan reemplazar a ese socio u obtener el financiamiento necesario para tomar tal rol. En consecuencia, la incapacidad de la Emisora y/o del Garante para resolver cualquier tupo de desacuerdo con sus socios comerciales para mantener las empresas conjuntas podría afectar negativamente su capacidad para llevar a cabo las operaciones subyacentes de dicha empresa conjunta, lo que a su vez podría afectar negativamente la condición financiera y resultados de operaciones de la Emisora y del Garante.

La Emisora y el Garante están expuestos al riesgo de crédito, políticos y regulatorios de sus respectivos clientes y cualquier falta de pago o incumplimiento sustancial por parte de sus respectivos clientes clave podría afectar negativamente su flujo de efectivo y los resultados de las operaciones.

Algunos de los clientes de la Emisora o del Garante podrían experimentar problemas financieros que podrían tener un efecto negativo significativo en su solvencia crediticia. Los problemas financieros que enfrentan los clientes de la Emisora y del Garante podrían limitar su capacidad para cobrar los montos que se les adeudan, o para exigir el cumplimiento de las obligaciones que les deben abonar al Emisor y/o al Garante en virtud de sus respectivos acuerdos contractuales. Además, muchos de los clientes de la Emisora y del Garante financian sus actividades a través de sus flujos de efectivo de operaciones, deudas a corto y largo plazo o acciones.

La combinación de flujos de efectivo decrecientes como resultado de caídas en los precios de los commodities, una reducción en las bases de préstamos bajo líneas xx xxxxxxxx garantizadas en reservas y la falta de disponibilidad de deuda o capital puede resultar en una reducción significativa de la liquidez, de la Emisora, del Garante y/o de sus respectivos clientes, las cuales podrían limitar su capacidad para realizar pagos o cumplir sus obligaciones.

Adicionalmente, algunos de los clientes de la Emisora y/o del Garante pueden estar altamente apalancados y sujetos a sus propios gastos operativos. Otros clientes también pueden estar sujetos a cambios regulatorios, lo que podría aumentar el riesgo de incumplimiento de sus obligaciones hacia la Emisora y/o del Garante. Los problemas financieros experimentados por los respectivos clientes de la Emisora y/o del Garante podrían resultar en el deterioro de sus respectivos activos y en una disminución en los flujos de efectivo operativos, lo cual podría tener un efecto adverso en los ingresos y capacidad de realizar pagos bajo las obligaciones de deuda existentes de la Emisora y/o del Garante.

La Emisora y la Garante se enfrentan a riesgos relacionados con ciertos procedimientos legales.

La Emisora y el Garante forman parte de una serie de procedimientos legales en relación con aspectos laborales, comerciales, civiles, impositivos, penales, ambientales y en procedimientos administrativos que, por sí solos o en su conjunto con otros procesos podrían, de ser resueltos desfavorablemente para la Emisora y/o el Garante, según fuera el caso, ya sea en su totalidad o en parte, resultar en la imposición de gastos, costas, multas, sentencias u otras pérdidas. Si bien la Emisora y la Garante estiman que se han realizado previsiones por dichos riesgos adecuadamente, en función de las opiniones y recomendaciones de los asesores legales de la Emisora y del Garante y de acuerdo con las normas contables aplicables, ciertas contingencias, particularmente aquellas relacionadas con asuntos ambientales, están sujetas a cambios frente al descubrimiento de nueva información y es posible que las pérdidas resultantes de tales riesgos, si los procedimientos se resuelven desfavorablemente para nosotros, en forma total o parcial, podría exceder significativamente cualquier aprovisionamiento que hayamos realizado.

Adicionalmente, la Emisora y el Garante podrían estar sujetos a determinados procedimientos y pérdidas no reveladas relacionadas a contingencias de carácter laboral, comercial, civil, impositivo, penal o ambiental incurridas por unidades de negocios que la Emisora y el Garante adquieran como parte de su estrategia de crecimiento, que podrían no ser identificadas, o en su caso no lograr identificar o que podrían no ser indemnizados adecuadamente conforme a los respectivos contratos de adquisición con los vendedores de tales unidades de negocio, en cuyo caso los negocios, condición financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora y del Garante podrían pueden verse afectados de manera adversa y materialmente.

Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables y la Garantía.

Riesgos relacionados con la volatilidad y eventos de otros países con mercados emergentes.

El mercado de los títulos valores emitidos por empresas argentinas está influenciado por las condiciones económicas, políticas y xx xxxxxxx de Argentina y, en distintos niveles, por las condiciones xx xxxxxxx de otros mercados emergentes. Aunque las condiciones económicas son distintas en cada país, el valor de las Obligaciones Negociables puede también verse afectado por eventos económicos, políticos y xx xxxxxxx que sucedan en uno o más de los países con mercados emergentes. No podemos asegurarle que los mercados financieros y de capitales no serán afectados

de manera adversa por eventos que sucedan en Argentina u otros países con mercados emergentes, o que dichos efectos no impactarán de manera adversa en el valor de las Obligaciones Negociables.

No hay un mercado de comercialización establecido para las Obligaciones Negociables y el valor xx xxxxxxx de las Obligaciones Negociables es incierta.

Si bien hemos solicitado la cotización de las Obligaciones Negociables en el BYMA, a través de la BCBA,; y la inclusión de los Títulos en la Lista Oficial de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el Mercado Euro MTF, las Obligaciones Negociables representarán una nueva emisión sin un mercado establecido o historial de negociación previa. Por lo que no podemos asegurar que dichas solicitudes serán aprobadas. Tampoco podemos asegurar que se desarrollará un mercado para las Obligaciones Negociables y, si se desarrolla, no podemos asegurar su mantenimiento. Si no se desarrolla o mantiene un mercado de negociación, es posible que tenga dificultad para revender las Obligaciones Negociables, o que no los pueda vender a un buen precio o que directamente no las pueda vender. Incluso si un mercado se desarrolla, la liquidez de cualquier mercado para las Obligaciones Negociables dependerá de la cantidad de tenedores de Obligaciones Negociables, el interés de los operadores bursátiles en crear un mercado para las Obligaciones Negociables y otros factores. Además, el valor xx xxxxxxx y la liquidez de las Obligaciones Negociables y sus mercados de comercialización pueden verse afectados de manera adversa y material por los cambios en las tasas de interés y las disminuciones y la volatilidad de los mercados para valores negociables de características similares y de la economía en general. Los cambios en nuestra condición financiera o de los resultados de las operaciones pueden también generar efectos adversos. No podemos asegurarle que las Obligaciones Negociables no se negociarán al descuento de su precio inicial, ya sea por razones relacionadas con nosotros o no.

Las Obligaciones Negociables no están registradas en los Estados Unidos de América, y estarán sujetas a las restricciones a la transferencia, las cuales podrían afectar negativamente el valor de las Obligaciones Negociables y limitar su capacidad de revenderlos.

Las Obligaciones Negociables no fueron registrados conforme la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos o cualquier otra ley estatal sobre el tema. Asimismo, no tenemos obligación ni planeamos realizar el mencionado registro en un futuro inmediato. Las Obligaciones Negociables no podrán ser ofrecidas o vendidas, salvo que exista una exención de, o que la transacción no se encuentre sujeta a, los requisitos de inscripción de la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos y de toda otra reglamentación estatal aplicable. Las exenciones mencionadas incluyen la oferta y venta que se lleve a cabo fuera de los Estados Unidos para personas que no sean estadounidenses de conformidad con la Regulación S y con toda reglamentación aplicable en materia de títulos valores de cualquier otra jurisdicción; y las ventas a vendedores calificados de los Estados Unidos, tal como se definen en la Regla 144A. Usted debe saber que se les puede exigir a los inversores que asuman los riesgos financieros de esta inversión por un plazo de tiempo indefinido.

Las obligaciones emergentes de las Obligaciones Negociables son subordinadas a las obligaciones de las subsidiarias de la Emisora.

Las Obligaciones Negociables son obligaciones no subordinadas de la Emisora, y gozarán de igual prioridad de pago, sin prioridad, consistente con nuestra deuda no subordinado ni garantizada, ya sea presente o futura. Las Obligaciones Negociables no están garantizadas por los activos de la Emisora. Todo reclamo futuro de acreedores garantizados, cuyos préstamos están garantizados por

los activos de la Emisora, tendrá prioridad de pago en relación todo otro reclamo de los tenedores de las Obligaciones Negociables en lo que corresponde a los mencionados activos.

Las Obligaciones Negociables estarán subordinadas a cualquiera de nuestras deudas garantizadas en la medida del valor de los activos que aseguran esas obligaciones. Las Obligaciones Negociables se encontrarán subordinadas a las deudas de las subsidiarias de la Emisora.

Asimismo, los pagos de dividendos, préstamos o anticipos de nuestras subsidiarias podrán estar sujetos a restricciones contractuales o legales. Los pagos que la Emisora recibe de sus subsidiarias también dependerán de sus ganancias y a sus consideraciones empresariales. La Emisora tiene derecho a recibir activos de cualquiera de sus subsidiarias en supuestos de quiebra, impugnación o liquidación; y por lo tanto, el derecho de los tenedores de las Obligaciones Negociables de participar en los mencionados activos será subordinado a los reclamos de los acreedores de esa subsidiaria, lo que incluye a los acreedores comerciales.

Nuestras calificaciones de riesgo no reflejan todos los riesgos de invertir en las Obligaciones Negociables y las reducciones en tales calificaciones podrían tener efectos negativos en nuestros costos de fondeo y por ende en nuestras operaciones.

Las calificaciones de riesgo son evaluaciones realizadas por agencias calificadoras de riesgo sobre nuestra capacidad de pagar las deudas a su vencimiento. En consecuencia, los cambios (reales o anticipados) en nuestra calificación crediticia generalmente afectan el valor xx xxxxxxx de las Obligaciones Negociables. Es posible que estas calificaciones crediticias no reflejen el potencial impacto de los riesgos relacionados con la estructuración y negociación de las Obligaciones Negociables. Las calificaciones no constituyen una recomendación para comprar, vender o poseer títulos; y pueden ser retiradas o revisadas en cualquier momento por la calificadora de riesgo. La calificación de cada empresa debe evaluarse de forma independiente con respecto a toda otra calificación de riesgo.

Adicionalmente, las calificaciones de riesgo están sujetas a revisión, suspensión o retiro por las respectivas agencias de riesgo en cualquier momento. Una rebaja, suspensión o retiro en las calificaciones de riesgo podría resultar, entre otras cosas: (i) mayores costos de fondeo y otras dificultades para recaudar fondos; (ii) la necesidad de proporcionar garantías adicionales en relación con las transacciones xxx xxxxxxx financiero; y (iii) la terminación o cancelación de acuerdos existentes. Como resultado de ello, nuestro negocio, condición financiera y los resultados de las operaciones podrían verse afectados material y adversamente.

Podremos rescatar las Obligaciones Negociables antes de su vencimiento.

Podremos rescatar las Obligaciones Negociables, total o parcialmente, de acuerdo con lo descripto en la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables” en el presente Suplemento. Es posible que un inversor no pueda volver a invertir las utilidades del rescate en otros títulos valores con rendimientos similares a los de las Obligaciones Negociables rescatadas.

Los tenedores de las Obligaciones Negociables pueden enfrentar dificultades al intentar imponer responsabilidades civiles sobre la Emisora, el Garante, y sus respectivos los directores, gerentes y síndicos.

La Emisora y el Garante son sociedades constituidas de conformidad con las leyes de Argentina y de España, respectivamente; y el domicilio social de la Emisora y el de la Garante, se encuentran

ubicados en Argentina y España, respectivamente. Todos los directores, gerentes y síndicos tanto de la Emisora como de la Garante, residen fuera de los Estados Unidos. Asimismo, al igual que todos o parte de los activos de la Emisora y de la Garante, y de sus directores, gerentes y síndicos, respectivamente se encuentran ubicados fuera de los Estados Unidos. Consecuentemente, puede resultar complicado para los tenedores de las Obligaciones Negociables cursar notificaciones dentro de los Estados Unidos sobre dichas personas, o ejecutar sentencias contra la Emisora y el Garante, inclusive acciones basadas en responsabilidad civil conforme la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos. Tomando como base la opinión de nuestro asesor legal argentino y español, existen dudas con respecto a la ejecutabilidad contra nosotros y dichas personas en Argentina o España, según sea el caso, ya sea en acciones originales o en acciones para ejecutar las sentencias de los juzgados de los Estados Unidos, de responsabilidades basadas únicamente en las leyes federales en materia de títulos valores de los Estados Unidos.

El incumplimiento de compromisos financieros en nuestros acuerdos de financiamiento podría generar la aceleración bajo nuestra deuda.

Nuestros acuerdos de financiamiento contienen una serie de compromisos financieros, y cada acuerdo de financiamiento adicional en el que incurrimos (incluidas las Obligaciones Negociables) podrán contener compromisos financieros adicionales, los cuales podrán incluir, entre otros compromisos financieros para el mantenimiento de ratios financieros. Estos compromisos restringen o prohíben varias acciones, que incluyen, entre otros, nuestra capacidad para contraer deuda, constituir o sujetarse a gravámenes, realizar determinados pagos específicos, pagar dividendos, realizar determinadas inversiones, llevar a cabo transacciones con accionistas y sociedades afiliadas, emitir capital, vender activos específicos, y llevar a cabo fusiones, consolidaciones o celebrar contratos de venta con arrendamiento posterior (sale-leaseback).

Como resultado de tales compromisos y restricciones en nuestra deuda pendiente de pago, estamos limitados en lo que respecta a la forma de conducir nuestros negocios y es posible que no podamos competir de forma efectiva o sacar ventaja de nuevas oportunidades comerciales. Todo incumplimiento de tales compromisos podría resultar en incumplimiento en virtud de tal endeudamiento.

No podemos garantizar que, en el futuro, podamos respetar los compromisos mencionados; y en caso de incumplimiento por nuestra parte, que podamos obtener las dispensas de las partes correspondientes o modificar tales compromisos. Asimismo, existen excepciones a muchos de los mencionados compromisos, sin perjuicio de ello, no podemos asegurar que las limitaciones y restricciones antes mencionadas protegerán de manera efectiva al Tenedor de Obligaciones Negociables.

En el caso de que experimentemos un cambio de control, existe la posibilidad de que no podamos volver a comprar los Títulos, como lo exige el Contrato de Fideicomiso.

En el caso de que se lleve a cabo un cambio de control, se nos exigirá bajo ciertas circunstancias que realicemos una oferta para volver a comprar los Títulos a un precio de compra equivalente al 101% del importe de capital, más intereses devengados y pendientes de pago hasta la fecha de compra. Véase “Descripción de las Obligaciones Negociables—Supuesto de Cambio de Control.” Los términos de nuestras líneas de crédito y otros acuerdos financieros existentes pueden requerir el pago de las sumas pendientes en el caso de un cambio de control y limitar nuestra capacidad de financiar la recompra de las Obligaciones Negociables en ciertas circunstancias. En el caso de que

experimentemos un suceso que provoque un cambio de control, no hay garantía de que dispongamos de los recursos financieros suficientes para satisfacer nuestras obligaciones de comprar nuevamente las Obligaciones Negociables. Si ocurriere un cambio de control y no fuese posible para nosotros rescatar las Obligaciones Negociables, se considerará que existe un incumplimiento en el marco del Contrato de Fideicomiso, lo que a su vez podría implicar un incumplimiento de otros contratos financieros, y podría provocar un efecto material adverso en nuestra situación financiera y en los resultados de las operaciones.

En el caso de una reorganización o de un acuerdo preventivo extrajudicial, los tenedores de las Obligaciones Negociables podrán votar de forma diferente con respecto a los otros acreedores.

En el caso de que nos veamos sujetos a procedimientos judiciales de reorganización, acuerdos preventivos extrajudiciales o procedimientos similares, las regulaciones vigentes de la Argentina aplicables a las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin carácter limitativo, la Ley de Obligaciones Negociables) estarán sujetas a las disposiciones de la Ley N°24.522 de Concursos y Quiebras, junto con sus modificatorias (la “Ley de Quiebras Argentina”); y a toda otra normativa aplicable a los procedimientos de insolvencia y restructuración, por lo que algunos términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables podrían no ser aplicables.

La Ley de Quiebras Argentina establece un procedimiento de voto diferente para los tenedores de títulos valores con respecto al utilizado por otros acreedores no garantizados a los efectos del cálculo de las mayorías necesarias por la Ley de Quiebras Argentina (la cual requiere la mayoría absoluta de los acreedores que representan dos tercios de la deuda no garantizada). De conformidad con este sistema, los tenedores de Obligaciones Negociables tendrán mucho menos poder de negociación en comparación con nuestros otros acreedores financieros en el caso de una reorganización.

Asimismo, la jurisprudencia argentina establece que los tenedores de valores negociables que no asistan a una asamblea de tenedores en la cual se vote o que se abstengan de hacerlo, no deben ser tomados en consideración al momento de calcular si se alcanzó la mayoría necesaria para aprobar una propuesta de reestructuración. Por ende, el poder de negociación de los tenedores de Obligaciones Negociables podría verse disminuido con respecto a nuestros otros acreedores comerciales y financieros.

Las obligaciones emergentes de las Obligaciones Negociables y de la Garantía estarán subordinadas a ciertas obligaciones legales.

Conforme la Ley de Quiebras Argentina, las obligaciones emergentes de las Obligaciones Negociables estarán subordinadas a preferencias legales específicas, que incluyen reclamos por sueldos, salarios, obligaciones garantizadas, seguro social, impuestos y tasas y gastos judiciales. En el caso de que nos veamos sujetos a la quiebra, procedimientos de reorganización judiciales, extrajudiciales o procesos equivalentes, los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables estarán subordinados a ciertas obligaciones legales mencionadas anteriormente; y por ende, nuestra capacidad de pagar las sumas pendientes bajo las Obligaciones Negociables puede no ser determinable.

Las sentencias de los tribunales argentinos que ejecuten obligaciones denominadas en moneda extranjera pueden ordenar el pago en pesos argentinos.

Si se iniciaren procedimientos en los juzgados de la Argentina para exigir el cumplimiento de nuestras obligaciones emergentes bajo las Obligaciones Negociables, estas obligaciones podrán cancelarse en pesos en una suma equivalente a la cantidad de pesos argentinos necesarios para cumplir con la obligación denominada en moneda extranjera conforme los términos acordados y sujeto a la ley aplicable o, alternativamente, conforme el tipo de cambio entre el peso y el dólar estadounidense vigente al momento de realizar el pago. No podemos garantizar que los mencionados tipos de cambio proporcionarán a los inversores una compensación completa por la suma invertida en las Obligaciones Negociables y los intereses devengados.

La Garantía estará sujeta a ciertas restricciones en relación con la ejecución y podrá estar limitada por la ley aplicable o sujeta a ciertas defensas que limiten su validez y ejecutabilidad.

El Garante asegurará el pago de las Obligaciones Negociables en virtud de su rango. La Garantía le proporcionará a los tenedores de las Obligaciones Negociables un reclamo directo contra el Garante. Sin embargo, el Contrato de Fideicomiso incluirá especificaciones para limitar la Garantía, y así garantizar el cumplimiento de la ley española. Las leyes españolas limitan el monto de la garantía conforme la garantía española, otorgada por una sociedad de responsabilidad limitada privada española. La Garantía también estará sujeta a las leyes societarias y a otras leyes aplicables. En general, estas leyes prohíben a las empresas brindar asistencia financiera a cualquier persona con el propósito de adquirir sus acciones y limitar las circunstancias en las cuales las empresas pueden transferir beneficios económicos a sus accionistas fuera del pago de los dividendos propiamente declarados. Asimismo, establecen restricciones que afectan los derechos de los acreedores, generalmente en el caso de que una sociedad se vuelva insolvente.

Las leyes de insolvencia y otras limitaciones a la Garantía pueden afectar de manera negativa su validez y ejecutabilidad.

Nuestras obligaciones con respecto las Obligaciones Negociables serán garantizadas por el Garante. El Garante es una sociedad constituida de conformidad con las leyes de España. En general, el mantenimiento del capital social, los beneficios societarios, la transferencia fraudulenta y demás normativa aplicable a la transferencia, principios de equidad y las leyes de insolvencia y restricciones aplicables a la ejecutabilidad de las sentencias obtenidas en los juzgados de Nueva York en España pueden limitar la ejecutabilidad de la Garantía contra el Garante. Algunas de estas restricciones surgen en virtud de diversas disposiciones o principios de la ley societaria, que incluyen los beneficios societarios o las restricciones de intereses, las normas que rigen el mantenimiento del capital o las normas relativas a los beneficios corporativos, conforme los cuales, entre otros, los riesgos asociados a la garantía debido a la deuda de una subsidiaria deben ser razonables y justificados económica y operacionalmente desde la perspectiva del garante, así como la subcapitalización, la asistencia financiera ilícita y los principios de transferencia fraudulentos. Si no se observasen estas restricciones, la Garantía puede sufrir acciones legales. El siguiente debate sobre la ley de insolvencia y la transferencia y la transferencia fraudulenta, aunque en términos generales, describe generalmente los términos y principios aplicables, los cuales son definidos conforme las normas de insolvencia y traspaso fraudulento de la jurisdicción correspondiente.

En los procedimientos de insolvencia, es posible que los acreedores de la Garante o el síndico designado impugnen la Garantía, y generalmente las obligaciones entre empresas, por considerarlas transferencias o acuerdos fraudulentos o por otros motivos. En ese caso, estas leyes habilitan al tribunal, si se encuentran determinadas pruebas, realizar las siguientes acciones:

• Anular o invalidar, en todo o en parte, las obligaciones del Garante emergentes de la Garantía;

• Ordenar al Emisor o a los tenedores de las Obligaciones Negociables que devuelvan los importes recibidos en virtud de la Garantía al Garante o a un fondo en beneficio de los acreedores del Garante; y

• Llevar a cabo otra acción que sea desfavorable para los tenedores de las Obligaciones Negociables.

En el caso de que no podamos cumplir con nuestras obligaciones derivadas de las Obligaciones Negociables y que la Garantía se considere una transferencia o transferencia fraudulenta o se desestime por alguna razón, no podemos garantizar a los tenedores de las Obligaciones Negociables que podamos pagar, en su totalidad, cualquier suma pendiente en virtud las Obligaciones Negociables. Asimismo, la responsabilidad del Garante conforme la Garantía estará limitada al monto que resulte de la Garantía que no constituya un traspaso fraudulento o sea desestimada por alguna otra razón. También se limitará la suma recuperable del Garante. Sin embargo, no se puede estar seguro de la metodología que aplicará el tribunal en la determinación de la responsabilidad máxima del Garante, ni existen certezas respecto de si un tribunal dará efecto a la restricción pretendida. Así también, existe la posibilidad de que la Garantía sea desestimada por completo. En ese caso, concluirá toda responsabilidad del Garante.

DESTINO DE LOS FONDOS

La Sociedad estima el ingreso neto de US$494.550.000 millones provenientes de la colocación y emisión de las Obligaciones Negociables (asumiendo una colocación por un valor nominal de US$500.000.000), que resulta de deducir la comisión a ser pagada a los Compradores Iniciales y Colocadores Locales y otros gastos, a efectivizarse con posterioridad a la Fecha de Emisión y Liquidación, para más información, véase “Gastos de Emisión” en el presente.

La Sociedad destinará los fondos netos que reciba en virtud de la colocación de las Obligaciones Negociables, de conformidad con los requisitos del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y las demás leyes y reglamentaciones aplicables vigentes en Argentina, para la realización de inversiones en activos fijos en el área Xxxxxx xx Xxxxxx en la formación xx Xxxx Muerta, ubicada en la Provincia de Neuquén, a los fines de realizar perforaciones y completaciones en pozos para la extracción de gas y petróleo en la mencionada área (entendiéndose por completaciones al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería xxxx o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción), así como también en instalaciones de procesamiento y transporte de gas y petróleo en el área.

De existir un remanente, el mismo podrá será utilizado para (i) la realización de inversiones productivas para la adquisición de activos fijos para ser utilizados en la industria hidrocarburífera (incluyendo, sin limitación, la adquisición de áreas hidrocarburíferas) y/o en la industria de energía convencional y/o renovable; y/o (ii) integración de capital de trabajo en el país, entendiéndose como tal el activo corriente menos el pasivo corriente, incluyendo, el pago a proveedores por insumos y/o servicios prestados y el pago de otros pasivos operativos corrientes o afectación a otros pasivos corrientes.

El destino y asignación de los fondos netos derivados de la colocación y emisión de las Obligaciones Negociables están sujetos a las condiciones de mercados periódicas vigentes. Por lo tanto, la Sociedad podrá modificar la prioridad de los destinos antes mencionados en función de su estrategia de negocio.

CALIFICACIÓN DE RIESGO

El Programa no cuenta con calificación de riesgo. Las Obligaciones Negociables no contarán con calificación de riesgo a nivel local. Las Obligaciones Negociables serán calificadas a nivel internacional, las cuales serán informadas en el Aviso de Resultados.

INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA

Resumen de información financiera y de otra índole consolidada de la Sociedad de acuerdo a NIIF

La siguiente información sobre los Estados Financieros Intermedios Consolidados Condensados No Auditados al 30 de septiembre de 2017 y por el período de nueve meses finalizado al 30 de septiembre de 2017 y 2016 ha sido preparada de acuerdo con la norma internacional de contabilidad (“NIC”) 34 “Información financiera intermedia”.

Estado de resultados intermedio consolidado condensado bajo NIC 34 (expresado en miles de pesos, salvo indicación en contrario)

Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

2017		2016	2017
	(No auditados)			En miles de US$(*)
Operaciones continuas
Ingresos por ventas netos	3.330.687	2.827.050		192.414
Costos operativos	(3.229.029)	(2.156.457)		(186.541)
Margen bruto	101.658	670.593		5.873
Gastos de comercialización	(138.390)	(173.467)		(7.995)
Gastos de administración	(605.980)	(483.828)		(35.008)
Costos de exploración	(784)	(35.239)		(45)
Otros ingresos operativos	19.222	2.352		1.110
Otros egresos operativos	(2.930)	(14.703)		(169)
Resultado operativo	(627.204)	(34.292)		(36.234)
Ingresos financieros	15.371	34.219		888
Costos financieros	(158.930)	(188.218)		(9.181)
Otros resultados financieros netos	(53.254)	(7.399)		(3.076)
Pérdida antes de resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional y del impuesto a las	(824.017)	(195.690)		(47.604)
ganancias
Resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional	(60)	(2)		(3)
Pérdida antes del impuesto a las ganancias	(824.077)	(195.692)		(47.607)
Impuesto a las ganancias	68.123	77.963		3.935
Pérdida del período de operaciones continuas	(755.954)	(117.729)		(43.672)
Operaciones discontinuas
Pérdida del período de operaciones discontinuas	(164.172)	(188.934)		(9.484)
Pérdida del período	(920.126)	(306.663)		(53.156)
Resultado atribuible a:
Accionistas de la Sociedad	(916.203)	(302.679)		(52.929)
Participación no controlante	(3.923)	(3.984)		(227)

Estado de resultados integrales intermedio consolidado condensado bajo NIC 34 (expresado en miles de pesos, salvo indicación en contrario)

Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

2017    2016 (No auditados)			2017 En miles de US$(*)
Pérdida del período	(920.126)	(306.663)	(53.156)
Otros resultados integrales: Items que pueden ser reclasificados posteriormente en resultados:
Operaciones continuas
Efecto de conversión monetaria	55	6.266	3

10.269	(7.019)	593
(2.798)	1.188	(162)
121.215	(90.510)	7.003
309.256	307.038	17.866
1.255	2.506	73
(439)	(877)	(25)

Variación en el valor razonable de activos financieros disponibles para la venta

Impuesto a las ganancias relativo a componentes de otros resultados integrales

Operaciones discontinuas

Efecto de conversión monetaria

Items que no pueden ser reclasificados posteriormente en resultados:

Operaciones continuas

Efecto de conversión monetaria - Tecpetrol S.A.

Resultados actuariales netos generados por programas de beneficios al personal

Impuesto a las ganancias relativo a componentes de otros resultados integrales

Total de otros resultados integrales del período	438.813 218.592		25.350
Total de resultados integrales del período	(481.313) (88.071)		(27.805)
Resultados integrales atribuibles a:
Accionistas de la Sociedad	(479.897)	(82.454)	(27.724)
Participación no controlante	(1.416)   (5.617)		(82)
	(481.313) (88.071)		(27.805)
Resultados integrales atribuibles a los accionistas de la Sociedad Operaciones continuas	(318.915)	191.551	(18.424)
Operaciones discontinuas	(160.982) (274.005)		(9.300)
	(479.897) (82.454)		(27.724)

Otros indicadores

EBXXXX Xxxxxxxx (1) 699.517 797.200

Estado de situación financiera intermedio consolidado condensado bajo NIC 34 (expresado en miles de pesos, salvo indicación en contrario)

Al 30 de septiembre de 2017

ACTIVO

Activo no corriente

(No auditados)

En miles de US$(*)

Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrollo

8.990.063 519.357

Inversiones a valor patrimonial proporcional	1.232		71
Activos financieros disponibles para la venta	249.418		14.409
Activo por impuesto diferido	195.575		11.298
Otros créditos y anticipos	768.802		44.414
Crédito por impuesto a las ganancias	83.794		4.841
Total del Activo no corriente	10.288.884		594.390
Activo corriente Inventarios	193.741		11.192
Otros créditos y anticipos	430.819		24.888
Crédito por impuesto a las ganancias	3.568		206
Créditos por ventas	724.116		41.832
Efectivo y equivalentes de efectivo	244.960		14.151
Total del Activo corriente	1.597.204		92.271
Total del Activo	11.886.088		686.660
PATRIMONIO NETO Y PASIVO
Patrimonio Neto
Capital social	3.800.000		219.526
Contribuciones de capital	897.941		51.874
Reserva especial	435.751		25.173
Otras reservas	709.913		41.012
Resultados no asignados	(1.581.442)		(91.360)
Total del Patrimonio neto atribuible a los accionistas de la Sociedad	4.262.163		246.225
Participación no controlante	(351)		(20)
Total del Patrimonio Neto	4.261.812		246.205
Pasivo no corriente
Deudas bancarias y financieras	3.046.317		175.986
Planes de beneficio por retiro y otros	338.513		19.556
Previsiones	1.272.823		73.531
Xxxxxx xxxxxxxxxxx x xxxxx xxxxxx	000		00
Xxxxx xxx Xxxxxx xx xxxxxxxxx	4.658.437		269.118
Pasivo corriente
Deudas bancarias y financieras	42.717		2.468
Previsiones	48.622		2.809
Deudas comerciales y otras deudas	2.874.500		166.060

Al 30 de septiembre de 2017

	(No auditados)		En miles de US$(*)
Total del Pasivo corriente	2.965.839		171.337
Total del Pasivo	7.624.276		440.455
Total del Patrimonio Neto y del Pasivo	11.886.088		686.660

(*) Únicamente con fines de conveniencia para el lector hemos convertido los montos en Pesos a Dólares Estadounidenses al tipo de cambio del Banco de la Nación Argentina al 30 de septiembre de 2017 que era de $ 17,31 por dólar estadounidense.

(1) Para conocer el cálculo del EBITDA Ajustado y sobre la conciliación del EBITDA Ajustado con el resultado neto de cada período, véase “Conciliación de EBITDA Ajustado considerando los estados financieros bajo NIC 34 para su cálculo”.

Conciliación de EBITDA Ajustado considerando los estados financieros bajo NIC 34 para su cálculo

El cálculo del EBITDA Ajustado realizado por la Sociedad puede no ser comparable con aquellos realizados por otras sociedades. A los efectos del presente documento hemos calculado el EBITDA Ajustado como la suma de: (i) el resultado consolidado del período (después de impuestos); más

(ii) la suma de cada uno de los siguientes conceptos, en la medida en que sea necesario o aplicable deducirlos a efectos de determinar el resultado consolidado para cada período conforme a NIC 34,

(a) el cargo por impuesto a las ganancias consolidado de operaciones continuas y discontinuas, (b) los resultados financieros netos consolidados de operaciones continuas y discontinuas, incluyendo los costos financieros consolidados, ingresos financieros consolidados y otros resultados financieros netos consolidados (incluyendo las diferencias de cambio), (c) los cargos por depreciaciones y desvalorizaciones consolidadas de operaciones continuas y discontinuas, y (d) los cargos por previsiones de operaciones continuas y discontinuas, incluyendo los cargos por previsión incobrables y los cargos por previsiones de juicios y contingencias.

A continuación se expone nuestro EBITDA Ajustado conciliado con el resultado consolidado por los periodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2017 y 2016:

Por el período de nueve meses finalizado el 30 de

Valores expresados en miles de pesos

septiembre de

  2017     2016

Resultado del período	(920.126)	(306.663)
Depreciación y desvalorización de propiedades, planta y equipos	1.393.372	789.916
Impuesto a las ganancias	(68.123)	(77. 963)
Resultados financieros, netos	304.891	312.642
Previsiones	(10.497)	79.268

EBITDA Ajustado 699.517 797.200

Efectos de aplicación de las NIIF:

A continuación se expone el Estado de Situación Financiera consolidado especial bajo NIIF al 31 de diciembre de 2016 (expresado en miles de pesos). La fecha de transición a las NIIF, conforme a lo establecido en la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las NIIF”, es el 1 de enero de 2016.

Al 31 de diciembre

de 2016

ACTIVO

Activo no corriente

Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrollo	9.507.575
Inversiones a valor patrimonial proporcional	1.190
Activos financieros disponibles para la venta	219.043
Activo por impuesto diferido	104.832
Otros créditos y anticipos	570.726
Crédito por impuesto a las ganancias	32.733
Total del Activo no corriente	10.436.099
Activo corriente Inventarios	271.129
Otros créditos y anticipos	788.586
Crédito por impuesto a las ganancias	22.290
Créditos por ventas	632.295
Efectivo y equivalentes de efectivo	218.641
Total del Activo corriente	1.932.941
Total del Activo	12.369.040
PATRIMONIO NETO Y PASIVO Patrimonio Neto Capital social	1.024.000
Contribuciones de capital	-
Reserva especial	435.751
Otras reservas	273.607
Resultados no asignados	(665.239)
Total del Patrimonio neto atribuible a los accionistas de la Sociedad	1.068.119
Participación no controlante	(15.729)
Total del Patrimonio Neto	1.052.390
Pasivo no corriente Deudas bancarias y financieras	5.102.686
Planes de beneficio por retiro y otros	304.040
Previsiones	1.103.837
Deudas comerciales y otras deudas	825
Total del Pasivo no corriente	6.511.388

Pasivo corriente

Al 31 de diciembre

de 2016

Deudas bancarias y financieras 3.464.918

Previsiones 43.057

Deudas comerciales y otras deudas  1.297.287

Total del Pasivo corriente  4.805.262

Total del Pasivo  11.316.650

Total del Patrimonio Neto y del Pasivo  12.369.040

A los efectos de exponer el impacto en el patrimonio neto como consecuencia de la aplicación de las NIIF, se incluye a continuación la conciliación entre el patrimonio neto determinado de acuerdo con Normas Argentinas y el determinado de acuerdo con las NIIF correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 (expresado en miles de pesos):

	Al 31 de diciembre de 2016
Total patrimonio neto según normas contables argentinas (incluyendo participación no controlante)	1.418.887
Efectos de la transición a NIIF
Valuación de propiedades, planta y equipos	(647.206)
Valuación de materiales y repuestos	35.176
Valuación de activos financieros disponibles para la venta	209.396
Valuación de programas de beneficios al personal y otros pasivos	73.712
Efecto impositivo de ajustes a NIIF	(37.575)
Total Patrimonio neto en NIIF (incluyendo participación no controlante)	1.052.390

Explicaciones de los ajustes:

• Valuación de Propiedades, planta y equipos: incluye los siguientes efectos:

(i) diferencia entre el valor razonable del rubro Propiedades, planta y equipos determinado a la fecha de transición a NIIF de la sociedad controlante, y la valuación de dicho rubro de acuerdo a Norma Argentina;

(ii) diferencia generada por las distintas monedas funcionales de la Sociedad y sus subsidiarias (dólar estadounidense en NIIF y peso argentino en Norma Argentina); y

(iii) diferencia generada por el reconocimiento del ajuste por inflación para Norma Argentina en la subsidiaria Tecpetrol de Bolivia S.A.

• Valuación de Materiales y repuestos: corresponde principalmente a la diferencia generada por las distintas monedas funcionales (dólar estadounidense en NIIF y peso argentino en Norma Argentina).

• Valuación de Activos financieros disponibles para la venta: corresponde a la diferencia entre la valuación a valor razonable de los activos financieros disponibles para la venta de acuerdo a lo requerido por las NIIF y la valuación a costo histórico de acuerdo con Normas Argentinas.

• Valuación de Programas de Beneficios al Personal y Otros: corresponde principalmente al reconocimiento bajo NIIF de las ganancias y pérdidas actuariales en Otros Resultados Integrales y los costos de servicios pasados en el Estado de Resultados.

• Efecto impositivo de los ajustes a NIIF: representa el efecto en el impuesto a las ganancias diferido sobre los ajustes a NIIF descriptos anteriormente y el efecto generado en el impuesto diferido por las distintas monedas funcionales de la Sociedad.

Indicadores

El siguiente cuadro contiene ciertos índices de la Emisora al 30 de septiembre de 2017. Dichos indicadores han sido calculados con datos extraídos de los estados financieros no auditados que se mencionan en el presente Prospecto, y deben ser leídos junto con dichos estados financieros.

	Al 30 de septiembre de         2017
Solvencia (i)	55,90%
Liquidez (ii)	53,85%
Inmovilización de capital (iii)	86,56%
Rentabilidad (iv)	-34,63%
(i) Solvencia: Patrimonio neto / Pasivo
(ii) Liquidez: Activo corriente / Pasivo corriente (iii) Inmovilización de capital: Activo no corriente / Total del activo (iv) Rentabilidad: Resultado del ejercicio / Patrimonio neto promedio

Capitalización y endeudamiento

El siguiente cuadro detalla cierta información financiera de la Compañía 30 de septiembre de 2017, incluyendo su deuda de corto y largo plazo y patrimonio neto. Este cuadro debe leerse junto con “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera” en este Prospecto, así como con los Estados Financieros no auditados al 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 xxxxxxxxx xx xxxx xxxxxxx xx xxxx Prospecto.

Expresado en miles de pesos
	Al 30 de septiembre de 2017
	(No auditados)
Endeudamiento de corto plazo (i)	42.717
Endeudamiento de largo plazo (i)	3.046.317
Total de endeudamiento (i) (ii)	3.089.034
Total del patrimonio	4.262.163
Capitalización total (iii)	7.351.197

(i) La Compañía registra sus obligaciones de deuda en sus Estados Financieros de acuerdo con la suma de dinero recibida, menos los costos directos de transacción incurridos, más los intereses devengados al cierre del ejercicio.

(ii) El endeudamiento de la Compañía no está garantizado.

(iii) La capitalización total representa el total del endeudamiento más el total del patrimonio.

RESUMEN DE LA EMISORA

Este resumen detalla cierta información relevante incluida en el Prospecto y cierta información que actualiza o complemente la información allí incluida. Este resumen no pretende ser completo, y podría no contener toda la información que es de importancia o relevante para los inversores. Antes de invertir en las Obligaciones Negociables, es necesario leer detenidamente este Suplemento y el Prospecto en su totalidad para una mejor comprensión de los negocios de la Sociedad y de esta oferta, entre ella los estados financieros auditados de la Sociedad y sus notas relacionadas, así como las secciones tituladas “Factores de Riesgo” y “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera” incluidos en el presente y en el Prospecto.

Descripción

General:

La Sociedad fue constituida como una sociedad anónima conforme a las leyes de la República Argentina el 5 xx Xxxxx de 1981, por un plazo que expira el 19 xx xxxxx de 2080, habiendo sido inscripta en el Registro Público de Comercio el 19 xx xxxxx de 1981 bajo el Número correlativo de IGJ 802.207 y Número de inscripción 247 del libro 94, tomo A de Sociedades Anónimas.

La Sociedad tiene su sede social en el Pasaje Xxxxxx M. Xxxxx Xxxxxxx 297/299, piso 16°, C1001ADA, de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. La misma ha sido inscripta en el Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, dependiente de la Inspección General de Justicia, el 25 de octubre de 2006, bajo el número 17.155, del libro 33, del Tomo de Sociedades por Acciones.

La Sociedad es una compañía privada, cuyas acciones no cotizan ni se comercializan en ninguna bolsa o mercado de valores.

La Sociedad tiene por objeto las siguientes actividades: a la exploración, explotación y desarrollo de yacimientos de hidrocarburos; b) el transporte, la distribución, la transformación, la destilación y el aprovechamiento industrial de hidrocarburos y sus derivados y el comercio de hidrocarburos; y c) generación de energía eléctrica y su comercialización mediante construcción, operación y explotación bajo cualquier forma de centrales y equipos para la generación, producción, autogeneración y/o cogeneración de energía eléctrica.

La Sociedad es miembro de un grupo de compañías conocido como la Organización Techint ("Organización Techint"), constituida por un conjunto de empresas operativas distribuidas alrededor del mundo. Las actividades de estas empresas son muy variadas e incluyen la producción de tubos xx xxxxx (Tenaris), productos planos de acero (Ternium), la prestación de servicios de ingeniería, construcción y administración de proyectos (Techint Ingenieria y Construcción), petróleo y gas (Tecpetrol), y otras ramas de servicios y manufacturas (Humanitas y Tenova). Dichas empresas al 31 de diciembre de 2016 contaban con aproximadamente 48.500 empleados y durante el año concluido a dicha fecha tuvieron ingresos totales de aproximadamente US$15.200 millones.

La Sociedad realiza actividades de exploración y explotación de petróleo y gas en Argentina. Las principales áreas de explotación de hidrocarburos convencionales, donde la Sociedad es operador,

son El Tordillo en la Xxxxxx xxx Xxxxx de San Xxxxx, Los Xxxxxx y Agua Salada en la Cuenca Neuquina y Aguaragüe en la Cuenca del Noroeste. Asimismo, mantiene su participación como no operador, en el área Xxxxx de la Cuenca Noroeste. Adicionalmente, la Sociedad es operadora de dos áreas en la formación no convencional xx Xxxx Muerta en la Cuenca Neuquina.

Al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas de gas y petróleo de acuerdo a las participaciones de la Sociedad ascienden a 6,4 millones de m3 equivalentes de petróleo en Argentina.

La producción operada por Tecpetrol en Argentina durante el 2016 ascendió a 2.574 m3/día de petróleo y a 3.532 Mm3/día de gas. En cuanto a entregas propias, Tecpetrol S.A. entregó durante el ejercicio 1.399 m3/día de oil y 1.466 Mm3/día de gas.

Historia

La Sociedad inició sus actividades en 1981 cuando adquirió participaciones en tres áreas que eran propiedad de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (“YPF”). Una de las áreas era un área de exploración en la cual actuaba como operador, mientras que en las 2 restantes áreas de producción la Sociedad no actuaba como operador. La Sociedad no tuvo éxito con su área de exploración y obtuvo escasos resultados de una de sus áreas de producción y por consiguiente vendió ambas áreas. Entre 1983 y 1990, los negocios de la Sociedad se limitaron a su participación del 25% en Xxxxx, un área productora de petróleo y gas.

En 1989, en la medida en que se empezó a promover la participación del sector privado en la industria del petróleo y del gas en la Argentina, la Sociedad analizó diversas oportunidades para adquirir propiedades petroleras y gasíferas y para efectuar ofertas respecto de áreas de exploración en la primera ronda del denominado Plan Houston impulsado por YPF. En septiembre de 1990 la Sociedad adquirió, en una operación privada, una compañía que era titular de una concesión a perpetuidad sobre el área Xxxx Xxxxxxx. La Sociedad también tuvo éxito en septiembre de 1990 con las ofertas que efectuó para la obtención de concesiones respecto de 3 áreas marginales (Atamisqui, Atuel Norte y Agua Salada). Desde entonces, Tecpetrol ha adquirido participaciones en otras áreas, entre las que se destacan por su nivel de producción, las áreas de El Tordillo en la Xxxxxx xxx Xxxxx de San Xxxxx (de la cual adquirió inicialmente un 23,75% en julio de 1991, un 19% adicional en octubre de 1991 y finalmente en mayo de 1996 adquirió un 9,38% lo cual la hacen poseedora del 52,13%), de Aguaragüe en la Cuenca del Noroeste (adquirida en diciembre de 1992), con un 23 %, y de Agua Salada y Los Xxxxxx en la Cuenca Neuquina con un 70% y 100%, respectivamente (adquiridas en 1990 y 1991).

En diciembre de 2014 fue adjudicada a la Sociedad el área de Loma Ancha, situada en la xxxx xx Xxxx Muerta, en la Provincia de Neuquén. Se trata de un permiso exploratorio de 4 años en el cual Tecpetrol tiene el 95% de participación y es el operador del área, y su socio, Gas y Petróleo de Neuquén SA (G&P), el restante 5%.

Entre los años 2013 y 2016, la Sociedad negoció con las respectivas provincias la extensión del plazo de las concesiones en los diferentes yacimientos en los que participa. Se extendieron hasta el 2047 la concesión de los yacimientos de la Xxxxxx xxx Xxxxx de San Xxxxx (con excepción de Estancia La Mariposa, Lomita de la Xxxxx y Cerro Mangrullo que se extendieron hasta el 2033),

hasta el 2025 la concesión del área Agua Salada y hasta el 2051 las concesiones de Xxxxxx xx Xxxxxx y Punta Senillosa, en Neuquén.

Actualmente, la Sociedad y sus subsidiarias explotan 14 bloques de gas y petróleo en Argentina, de los cuales es propietaria conjuntamente con otras empresas de gas y petróleo. Sus principales socios son: YPF S.A., YSUR Argentina S.A., Pampa Energía S.A. (anteriormente Petrobras Argentina S.A.), Pluspetrol Energy S.A., Compañía General de Combustibles S.A., Petrolera El Trébol S.A., Xxxxxxx S.A.A.I., y Alianza Petrolera S.A..

Estructura Organizacional

La Sociedad es controlada por Tecpetrol Internacional S.L.U., domiciliada en el Xxxxx de España, quien posee subsidiarias que desarrollan, invierten y operan negocios en la producción, transporte y distribución de petróleo y gas en Argentina, Bolivia, Ecuador, México, Perú, Venezuela y Colombia.

A continuación se detalla la sociedad controlante y las participaciones en sociedades de Tecpetrol S.A.:

Sociedad Controlante Actividad principal País % 2016 % 2015

Tecpetrol Internacional S.L.U. Inversiones y participación en

sociedades.

España 95,98 95,98

Subsidiarias y otras participaciones

Actividad principal País % 2016 % 2015

Dapetrol S.A. Exploración, explotación y venta de hidrocarburos.

Argentina 97,50 97,50

Subsidiarias y otras participaciones

Oleoducto xxx Xxxxx S.A.

Actividad principal País % 2016 % 2015

Argentina	2,10	2,10
Perú	2,00	2,00
Perú	2,00	2,00
México	1,77	1,77
México	0,937	0,937
México	0,60	0,60
Colombia	0,1574	0,24
Venezuela	0,03	0,03
Ecuador	0,0000054	0,0000054
Ecuador	0,0063	0,0063

Concesión de transporte de oleoductos x Xxxxx y del oleoducto Allen - Puerto Xxxxxxx

Tecpetrol del Perú S.A.C. Exploración, explotación y venta de hidrocarburos.

Tecpetrol Bloque 56 S.A.C. Exploración, explotación y

venta de hidrocarburos.

Tecpetrol de México S.A. de C.V. Prestación de servicios en el

área de hidrocarburos.

Burgos Oil Services S.A. de C.V. Prestación de servicios en el

área de hidrocarburos

Norpower S.A. de C.V. Prestación de servicios en el área de hidrocarburos.

Tecpetrol Colombia S.A.S. (1) Exploración, explotación y

venta de hidrocarburos.

Tecpetrol de Venezuela S.A. Prestación de servicios en el

área de hidrocarburos.

Prestación de servicios de

Pardaliservices S.A

exploración, evaluación y desarrollo de hidrocarburos.

Tecpeservices S.A. Prestación de servicios de diseño, ingeniería y

Subsidiarias y otras Actividad principal País	% 2016	% 2015
construcción de obras en campos o cualquier otra infraestructura petrolera. Tecpecuador S.A. Prestación de servicios en el Ecuador	0,0000002	0,0000002

participaciones

área de hidrocarburos.

(1) Con fecha 30 de diciembre de 2016, 2 de septiembre de 2016 y 22 de diciembre de 2015 la Junta de Accionistas de Tecpetrol de Colombia S.A.S. decidió aumentos de capital del que la Sociedad no participó. Como consecuencia, ha disminuido el porcentaje de participación en el patrimonio de dicha sociedad.

Operaciones

La Sociedad realiza actividades de exploración y explotación de petróleo y gas en la República Argentina y, a través de empresas en las cuales posee participaciones, en otros países latinoamericanos.

En Argentina, las principales áreas de explotación de hidrocarburos convencionales, donde la Sociedad es operador, son El Tordillo en el Golfo de San Xxxxx, Los Xxxxxx y Agua Salada en la Cuenca Neuquina y Aguaragüe en el Noroeste. Asimismo, mantiene su participación como no operador, en el área Xxxxx de la Cuenca Noroeste. Adicionalmente, la Sociedad es operadora de dos áreas exploratorias en la formación no convencional xx Xxxx Muerta (provincia de Neuquén). Al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas de gas y petróleo de acuerdo a las participaciones de la Sociedad ascienden a 6,84 millones de m3 equivalentes de petróleo en Argentina y a 8,1 millones de m3 equivalentes de petróleo en el exterior.

La producción operada por la Sociedad en Argentina ascendió a 2.574 m3/día de petróleo y a 3.532 Mm3/día de gas. En cuanto a entregas propias, la Sociedad entregó durante el ejercicio 1.399 m3/día de oil y 1.466 Mm3/día de gas.

La Sociedad obtuvo en julio de 2016 la concesión para la explotación no convencional del área Xxxxxx xx Xxxxxx ubicada en la formación Vaca Muerta (provincia de Neuquén), un reservorio de clase mundial de alta productividad en pozos horizontales multifracturados.

El nuevo marco establecido a partir del acuerdo con los sindicatos petroleros y el anuncio del gobierno nacional sobre el estímulo al precio del gas, ambos ocurridos a inicios de 2017, junto con la disponibilidad de equipos y mano de obra calificada, alienta a la Sociedad a comprometer planes de inversión relevantes en los próximos años. La Sociedad estima realizar inversiones por US$2.300 millones aproximadamente hasta el 2019 en la primera fase del desarrollo del área Xxxxxx xx Xxxxxx, que incluyen la perforación de 150 pozos e instalaciones de tratamiento y transporte de gas.

La Sociedad ocupa el segundo lugar entre las empresas productoras considerando el acreage propio en la ventana del wet gas xx Xxxx Muerta y el cuarto considerando el acreage total. El desarrollo de gas xx Xxxx Muerta generará actividad en toda la cadena de valor de bienes y

servicios asociada a la producción de hidrocarburos y permitirá contar con energía en condiciones competitivas para favorecer el desarrollo económico e industrial de Argentina y lograr el autoabastecimiento energético.

Durante el ejercicio 2016 en el área Xxxxxx xx Xxxxxx se perforó un pozo vertical y dos pozos en profundidades cercanas a los 4.750 metros, con ramas horizontales de 1.500 metros, y se realizaron inversiones en una planta de tratamiento de gas y ductos de conexión para transportar la producción en dicha área. Los primeros ensayos de los pozos horizontales muestran buena evolución de caudal y presión de boca xx xxxx, brindando buenas perspectivas de producción.

A comienzos de 2017 se perforaron tres pozos en el área Xxxxxx xx Xxxxxx, con ramas horizontales de 1.500 metros con objetivo en la formación Vaca Muerta. Dichos pozos fueron completados y se encuentran actualmente en ensayo de producción, con volúmenes de gas y presiones en línea con lo esperado. Junto con los cuatro pozos perforados en años anteriores -dos horizontales y dos verticales- totalizan una producción diaria de 750.000 m3/día en el área de Xxxxxx xx Xxxxxx, restringida por la capacidad de procesamiento en superficie. Por otra parte, entre los meses xx xxxx y agosto de 2017 se sumaron al área cuatro equipos de perforación, totalizando cinco en operación en la actualidad en dicha área, los cuales llevan adelante la perforación de 20 pozos horizontales con ramas de 2.000 metros de longitud. En paralelo, en el área de Xxxxxx xx Xxxxxx se avanza con las obras de infraestructura en superficie, que incluyen construcción de locaciones, tendido de líneas de flujo, construcción de baterías, construcción y ampliación de plantas de tratamiento y deshidratación, tendido y conexión de ductos de exportación, entre otros, con el objetivo de llevar la capacidad de tratamiento y entrega de gas del área a 1,5 MMm3/día a fines de septiembre de 2017 y a 5 MMm3/día a comienzos de 2018.

El 6 de octubre de 2017, Xxxxx Xxxxx Company, L.P, presentó un informe de reservas que establece una estimación de las reservas probadas, probables y posibles de hidrocarburos líquidos y gas en Xxxxxx xx Xxxxxx, producción futura e ingresos atribuibles a nuestro interés de explotación del 100% en este a partir del 31 xx xxxxxx de 2017, según las definiciones y las pautas de divulgación contenidas en la Society of Petroleum Engineers (la "SPE"), el World Petroleum Council (el "WPC"), la Asociación Estadounidense de Petroleros y la Sociedad del Petróleo Sistema de Gestión de Recursos Petroleros de Evaluation Engineers, basado en los precios variables del gas. El informe estima que, al 31 xx xxxxxx de 2017, había 674,981 MM pies cúbicos de reservas probadas de gas y 7,578 Mbbl de reservas probadas de petróleo.

En el área Loma Ancha (provincia de Neuquén) se realizó reproceso de sísmica 3D cumpliendo con los compromisos asumidos.

En el área Agua Salada (provincia de Río Negro), como parte de los compromisos asumidos en la extensión de la concesión en 2014, durante el año 2016 se perforaron 3 pozos nuevos en la zona Aguada del Indio Sur y 2 pozos nuevos exploratorios Jaguel xxx Xxxx y Loma Azul Norte, respectivamente; adicionalmente, se realizaron reparaciones xx xxxxx.

En el área de Los Xxxxxx (provincia de Neuquén) se realizaron reparaciones y se obtuvo en julio 2016 la concesión de exploración no convencional para el yacimiento Punta Senillosa (yacimiento Punta Senillosa y Las Chivas), en la que se perforó un pozo con buenos resultados.

En Aguaragüe (provincia xx Xxxxx), se puso nuevamente en producción el pozo CD-1011 que permitió incrementar las ventas de gas de la Sociedad en un 25%, pasando de 180 Mm3/día a 240 Mm3/día. Adicionalmente, partir xx xxxxxx de 2016 se inició la campaña de pulling y workover planificada. Para el próximo ejercicio se prevé la perforación de un pozo exploratorio en Icua y dos de desarrollo en Campo Durán.

En septiembre de 2016, habiendo finalizado el plazo de la concesión de explotación sobre el área Atuel Norte (provincia xx Xxxxxxx), se suscribió el acta de reversión de dicha área mediante la cual la provincia tomó posesión de la misma.

El siguiente cuadro resume cierta información sobre las áreas en las que la Sociedad tiene derechos de explotación a la fecha:

RESUMEN DEL GARANTE

Tecpetrol Internacional es una sociedad debidamente constituida conforme las xxxxx xxx Xxxxx de España, con domicilio en Xxxxxx xx Xxxxxxx 00, 0xX, 00000 Xxxxxx, Xxxxxx, e inscripta en el Registro Mercantil de Madrid en el tomo 20.485, Folio 31º, Sección 8ª, Hoja M-362494, inscripción 1ª.

Descripción del Negocio

Tecpetrol Internacional es una sociedad inversora para los negocios de energía de la Organización Techint, que posee participaciones en empresas de producción, servicios, transporte y distribución de hidrocarburos en Argentina, Perú, Ecuador, México, Colombia, Bolivia y Venezuela. La Sociedad ha logrado consolidarse como inversor en actividades hidrocarburíferas en Latinoamérica y posicionarse como operador calificado, afianzando su relación con importantes socios internacionales.

Tecpetrol Internacional, por intermedio de sus subsidiarias, se dedica a la Exploración y Producción, Transporte y Distribución de hidrocarburos, así como a la Generación de Energía.

Tecpetrol Internacional es controlada por Tecpetrol International S.A., quien posee el 100% de las participaciones de la Sociedad. San Xxxxxxx S.A. (“San Xxxxxxx”), una Société Anonyme radicada en Luxemburgo, controla a la Sociedad a través de sus dependientes. Xxxxx & Partners Stichting Administratiekantoor Aandelen San Xxxxxxx, una fundación privada holandesa (Stichting) (“R&P STAK”), mantiene acciones con voto de San Xxxxxxx en número suficiente para controlarla. No existen personas o grupo de personas controlantes de R&P STAK.

A continuación se detalla en un mapa de la ubicación de los negocios en los distintos países en los cuales Tecpetrol Internacional tiene actividades:

Fortalezas competitivas de la Garante:

Creemos que la estrategia del negocio de la Garante se apoya en las siguientes fortalezas:

• Aumento de la productividad en campos maduros: mediante la utilización de las tecnologías más eficientes, la Garante ha logrado incrementar la productividad en las áreas operadas, logrando una mayor recuperación de reservas en campos maduros.

• Eficiencia en la exploración: desde que asumió la operación en sus diferentes áreas, la Garante ha invertido en forma continua en actividades de exploración y estudio de reservorios para incorporar nuevas reservas buscando controlar los costos y minimizar el impacto ambiental de sus operaciones.

• Seguridad, Ambiente y Salud: la Garante está fuertemente comprometida con su medioambiente, el desarrollo social, el cuidado del ambiente y la seguridad del personal son fundamentales en el día a día de las actividades.

• Compromiso con las comunidades: pensando en el futuro de las comunidades vecinas a las operaciones de la Garante, llevamos a cabo Programas de Desarrollo Sustentable que buscan facilitar la autonomía y la toma de decisiones, creando redes con el Estado, las organizaciones no gubernamentales y otras instituciones.

• Management experimentado de la Garante: la Garante cuenta con un management estable, comprometido y experimentado en la industria. En exploración y producción, cuenta con un grupo de profesionales altamente calificado en Geociencias y orientado a evaluaciones de proyectos, estrategias de exploración, selección de locaciones, propuestas xx xxxxx para perforación y workovers, que le permiten tomar decisiones de riesgo. El equipo de profesionales cuenta con una amplia experiencia en las cuencas petrolíferas de Latinoamérica y una metodología de trabajo que le permite trabajar en cualquier ámbito.

• Pertenencia a la Organización Techint: la Garante y sus subsidiarias forman parte de la Organización Techint, cuyos ingresos fueron de U.S.$15.200 millones para el año terminado el 31 de diciembre de 2016 y aproximadamente 48.500 empleados permanentes en todo el mundo. Como resultado de ello, podemos aprovechar su tecnología de punta, sistemas modernos de management y presencia a nivel global.

• Posicionamiento Estratégico en Vaca Muerta: la Garante confía en que los recursos no convencionales de la formación xx Xxxx Muerta, ubicada en la Provincia de Neuquén, Argentina, representan una oportunidad de inversión única y creemos que la Sociedad se encuentra en una posición favorable para beneficiarse de aquella en razón de la superficie que detenta, su experiencia y presencia en el área y un compromiso sólido para su desarrollo.

Exploración y Producción

Tecpetrol Internacional opera en Argentina bloques en las Cuencas Neuquina (que incluyen cuatro áreas de Shales), del Noroeste y del Golfo de San Xxxxx. La Garante también posee áreas operadas en la cuenca Oriental de Ecuador y en la Xxxxxx xx Xxxxxx de México, y tiene una participación de la Empresa Mixta Baripetrol, que opera el bloque Colón en la cuenca de Maracaibo, en el oeste de Venezuela. En Colombia, la Garante está explotando y explorando, respectivamente, los bloques: CPO-7 y CPO-13. La compañía también posee participaciones en áreas operadas por

terceros, las mismas son: 25% de participación en el bloque Xxxxx en la cuenca noroeste en Argentina; una participación del 25% en el Bloque Shushufindi y una participación del 40% en Kamana (Xxxx Xxxxxx y Pañacocha) en Ecuador; una participación del 10% en los Xxxxxxx 00 x 00 xx Xxxxxxx xx xx Xxxxxx xx Xxxxxxx en Perú; una participación del 20% en los bloques Ipati y Aquío en la cuenca de Tarija, Bolivia.

En el cuadro adjunto se detalla la estructura societaria de Tecpetrol Internacional en relación con exploración y producción:

Al 31 de diciembre de 2016, Tecpetrol Internacional tenía una producción propia de petróleo y gas de alrededor de 85,000 barriles de petróleo de BOE/día, poseía más de 1,400 pozos en producción y plantas e instalaciones para el acondicionamiento y procesamiento de la recuperación primaria y secundaria de petróleo y gas, y para la generación de energía.

Las reservas probadas al porcentaje de participación de la Garante y certificada por expertos independientes, alcanzaban al 30 xx xxxxx de 2017 los 518,1 MMboe (incluye las reservas en contratos de servicios donde no hay propiedad de la producción):

			LÍQUIDOS (MMBo)			GAS (Bcf)			TOTAL (MMBOE)	Corte Económico / Fin Conces.
			Desarrolladas	No Desarrolladas	TOTAL	Desarrolladas	No Desarrolladas	TOTAL
Argentina	El Tordillo (*)		15.1	7.7	22.8	5.6	8.0	13.6	25.2	dic-36
	Agua Salada (*)		1.2	0.7	1.9	13.5	13.5	27.0	6.7	dic-25
	Xxxxxx xx Xxxxxx (***)		0.5	7.1	7.6	35.0	667.1	702.0	132.6	dic-42
	Aguaragüe (2) (*)		0.8	0.2	0.9	13.7	3.8	17.5	4.0	nov-27
	Xxxxx (*)		0.3	-	0.3	17.8	-	17.8	3.5	ene-26
	Otras		1.1	0.5	1.7	19.6	14.1	33.7	7.7	-
Bolivia	Ipati (*)		4.3	-	4.3	187.5	-	187.5	37.7	dic-34
	Aquío (*)		0.6	-	0.6	24.8	-	24.8	5.0	dic-25
Peru	Bloque 88 (**) (3)		22.6	17.1	39.6	432.7	385.0	817.7	185.3	dic-40
	Bloque 56 (**) (3)		6.1	6.3	12.3	92.6	102.2	194.8	47.0	ene-34
Xxxxxxx	Xxxxxxx		0.0	-	0.0	-	-	-	0.0	xxx-00
	Xxxxxxxxxx		1.9	4.6	6.5	-	-	-	6.5	ene-27
	Shushufindi		17.4	11.9	29.3	-	-	-	29.3	ene-27
	Xxxx Xxxxxx		1.7	2.8	4.5	-	-	-	4.5	nov-29
	Pañacocha		-	2.6	2.6	-	-	-	2.6	nov-29
Venezuela	Colón		1.9	0.1	2.0	1.4	0.1	1.5	2.3	jun-26
Colombia	Bloque CPO-7		0.4	-	0.4	-	-	-	0.4	ago-19
	Bloque CPO-13		2.3	7.2	9.5	-	-	-	9.5	jun-32
Mexico	Misión (**)		0.1	0.0	0.2	36.9	0.4	37.3	6.8	dic-23
	TOTAL (MMBOE)		79.8	68.7	148.5	156.9	212.7	369.6	518.1

(1) A límite económico o fin de concesión, lo que ocurra primero

(2) Las reservas de gas de Aguaragüe son netas de balancing con YPF con ajuste de calidad.

(3) Las reservas de gas de Camisea corresponden a la producción disponible para ventas. (*) Reservas certificadas por terceros expertos independientes al 30/06/2017 al 100%.

(**) Reservas certificadas por terceros expertos independientes al 31/12/2016 al 100% menos producción del periodo Ene/Jun-17. (***) Reservas certificadas por terceros expertos independientes al 31/08/2017 al 100% más producción del periodo jul/ago-17.

Argentina

En Argentina, la Garante lleva adelante sus actividades de Exploración y Producción a través de las sociedades Tecpetrol S.A. y Americas Petrogas Argentina S.A. (“APASA”). En este país posee participaciones en Contratos de Concesión y Permisos de Exploración con vencimientos entre el 2018 y 2051.

Tecpetrol S.A.

Ver “Capítulo IX—INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA” del Prospecto mayor información sobre las actividades de la Sociedad.

APASA

Con fecha 12 xx xxxxx de 2015, Tecpetrol Internacional y Tecpetrol International S.A. celebraron un acuerdo de compraventa con Americas Petrogas Inc. (anterior accionista de APASA) y con el restante accionista minoritario de la misma, a los fines de adquirir el 96% y el 4%, respectivamente, del capital emitido y en circulación de APASA. El mencionado acuerdo se efectivizó el 28 xx xxxxxx de 2015.

APASA opera el área Medanito Sur, una Concesión de Explotación en la provincia de La Pampa, en la cual tiene una participación del 60%. Adicionalmente, en la provincia de Neuquén en el área Los Toldos, opera los bloques Los Toldos I Norte, Los Toldos II Este, Los Toldos III y IV, Lotes de Evaluación en los cuales posee una participación del 90%, y el área Loma Ranqueles, Permiso Exploratorio en el cual tiene una participación del 65%. Participa con un 10% en el área Los Toldos I Sur, la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos, operados por Exxon Mobil Exploration Argentina S.R.L.

A excepción de Medanito Sur, que corresponde a un área de explotación de hidrocarburos convencionales, el resto de las áreas en la cual participa APASA corresponden a áreas de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales.

A continuación se detalla la producción promedio anual de APASA desde su adquisición por Tecpetrol Internacional:

	Produccion Diaria Promedio
	2017 (9 meses)			2016			2015
Sociedad	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)
APASA	96	2	98	56	-	56	19	-	19

Principales negocios de Upstream de la Garante fuera de la Argentina:

País	Área	Tipo de Concesión/Contrato	Vencimiento	Sociedad Subsidiaria Participante	Participación	Socios	Operador
MEXICO	Misión	Contrato de Obra Pública Financiada (1)	Nov. 2023	Tecpetrol de Mexico – Burgos Oil Services SA de CV	50%	Industrial Perforadora de Campeche S.A. de C.V. – Tecpetrol de Mexico SA de CV – Burgos Oil Services SA de CV	Servicios Múltiples xx Xxxxxx SA de CV (Operador Tecpetrol de Mexico)
ECUADOR	Libertador -Atacapi	Contrato de Provisión de Servicios con Financiamiento	Ene. 2027	Tecpetrol Libertador BV - Marble Properties BV	40%	Ice Peak Investments – Sertecpet E&P SL – Marble Properties BV	Pardaliservices S.A. (Operador Tecpetrol)
	Shushufin di - Aguarico	Contrato de Provisión de Servicios con Financiamiento	Ene. 2027	Tecpetrol Servicios SL	25%	Tecpetrol Servicios SL – Shushufindi Holdings BV	Consorcio Shushufindi SA (Operador Schlumberger)
XXXX	Xxxxxx 00	Xxxxxxxx	Dic 2030 Oil Dic 2040 GnA + C	Tecpetrol del Perú SAC	10%	Xxxx Oil Company of Peru– Pluspetrol Peru Corp – Pluspetrol Camisea - Sonatrach Peru Corp– Repsol Exploracion – Tecpetrol del Peru – SK Energy	Pluspetrol Peru Corp
	Bloque 56	Licencia	Sep 2034 Oil Sep 2044 GnA + C	Tecpetrol Bloque 56 SAC	10%	Xxxx Oil Company of Peru– Pluspetrol Peru Corp– Pluspetrol Lote 56 – Sonatrach Peru Corp – Repsol Exploracion– Tecpetrol Bloque 56 – SK Energy	Pluspetrol Peru Corp
COLOMBIA	CPO-13	Contrato de Exploración y Producción	Jun. 2018 Programa de Evaluación 2020 Programa Exploratorio Posterior	Tecpetrol Colombia SAS	100%	Tecpetrol Colombia SAS	Tecpetrol Colombia SAS
	CPO-7	Contrato de Exploración y Producción	Feb. 2041	Tecpetrol Colombia SAS	100%	Tecpetrol Colombia SAS	Tecpetrol Colombia SAS
BOLIVIA	Ipati	Contrato de Operación	Oct 2037	Tecpetrol de Bolivia SA	20%	Total E&P Bolivie – YPFB Chaco SA – GP Exp y Producción – Tecpetrol de Bolivia SA	Total E&P Bolivie

País	Área	Tipo de Concesión/Contrato	Vencimiento	Sociedad Subsidiaria Participante	Participación	Socios	Operador
	Aquío	Contrato de Operación	Oct 2037	Tecpetrol de Bolivia SA	20%	Total E&P Bolivie – YPFB Chaco SA – GP Exp y Producción – Tecpetrol de Bolivia SA	Total E&P Bolivie

Perú

En Perú, Tecpetrol Internacional participa a través de las sociedades Tecpetrol del Perú S.A.C. y Tecpetrol Bloque 56 S.A.C., las cuales mantienen una participación del 10% (como no operadores) en los contratos de licencia para la exploración y explotación de hidrocarburos de los lotes 88 y 56, respectivamente.

Tecpetrol del Perú S.A.C.

Con fecha 00 xx xxxxxxx xx 0000, xx Xxxxxx Especial del Proyecto Camisea (CECAM) adjudicó la Buena Pro del concurso para la explotación del Lote 88 a: Pluspetrol Resources Corp. (a través de su subsidiaria Pluspetrol Perú Corporation S.A.), empresa petrolera precalificada técnicamente y responsable de la operación, Xxxx Oil Company of Perú L.L.C., Sucursal del Perú, y SK Innovation Sucursal Peruana (antes, SK Corporation Sucursal Peruana), (conjunto de empresas a quienes en adelante se les denominará el Consorcio). El 8 de noviembre de 2000 el CECAM autorizó la inclusión de Tecpetrol del Perú S.A.C. en el contrato de licencia del Xxxx 00.

Xxxxxxxxx xxx Xxxx S.A.C. inició sus operaciones comerciales en el Lote 88 en junio de 2004.

Actualmente el porcentaje de participación de las empresas que forman parte del Consorcio, es el siguiente:

%

Xxxx Oil Company of Perú L.L.C., Sucursal del Perú	25,2%
Pluspetrol Camisea S.A.	25,0%
SK Energy Sucursal Peruana	17,6%
Tecpetrol del Perú S.A.C.	10,0%
Sonatrach Perú Corporation S.A.C.	10,0%
Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú	10,0%
Pluspetrol Perú Corporation S.A.	2,2%

El plazo para la explotación de gas natural no asociado y condensado es de 40 años, contados a partir del 9 de diciembre de 2000.

Las empresas que conforman el Consorcio tienen libre disponibilidad sobre los hidrocarburos y el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos del área del contrato. Asimismo, tienen la obligación de abastecer la demanda de gas natural al mercado interno conforme a las normas legales vigentes.

Mediante Decreto Supremo N°023-2014-EM de fecha 26 de julio de 2014, se aprobó la modificación del Contrato de Licencia del Lote 88, con el objeto de reflejar lo establecido en el

Decreto Supremo N°008-2012-EM, respecto a que la totalidad del gas natural del Lote 88 se destine exclusivamente a abastecer la demanda xxx xxxxxxx nacional.

En virtud del contrato de licencia, el Consorcio tiene la obligación del pago al Estado Peruano, a través de Perupetro, una regalía sobre la producción fiscalizada de los hidrocarburos. El porcentaje de regalía para el gas y los líquidos del gas asciende a 37.24%, porcentaje que se aplica sobre los Hidrocarburos fiscalizados, de conformidad con el contrato de licencia. El valor de los hidrocarburos se calcula, en el caso los líquidos del gas mediante una canasta de Hidrocarburos cuya cotización aparezca publicada en una fuente reconocida de la industria petrolera. El valor del Gas Natural se determina sobre la base del precio de venta consignado en los contratos que se celebre respecto de dicho hidrocarburo.

Tecpetrol Bloque 56 S.A.C.

Con fecha 0 xx xxxxxxxxxx xx 0000 xx xxxxxxxxx xxxxxxx xxx Xxxxxxxxxx Xxxx Corporation S.A., Xxxx Oil Company of Perú L.L.C., Sucursal del Perú, SK Innovation Sucursal Peruana (antes SK Corporation Sucursal Peruana), Tecpetrol del Perú S.A.C. y Sonatrach S.P.A. (conjunto de empresas a quienes en adelante se les denominará el Consorcio) se adjudicó la licencia para la explotación del Lote 56.

Tecpetrol Bloque 56 S.A.C. participa, en virtud de un contrato de licencia suscrito con Perupetro, en dicho Consorcio como resultado de la cesión de la posición contractual efectuada por su afiliada, Tecpetrol del Perú S.A.C., en su favor el 28 xx xxxxxx de 2006.

Actualmente el porcentaje de participación de las empresas que forman parte del Consorcio, es el siguiente:

	%
Xxxx Oil Company of Perú L.L.C., Sucursal del Perú	25,2%
Pluspetrol Lote 56 S.A.	25,0%
SK Energy Sucursal Peruana	17,6%
Tecpetrol Bloque 56 S.A.C.	10,0%
Sonatrach Perú Corporation S.A.C.	10,0%
Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú	10,0%
Pluspetrol Perú Corporation S.A.	2,2%

El plazo para la fase de explotación de gas natural no asociado y condensado es de 40 años, contado a partir del 7 de septiembre de 2004.

El Consorcio dio inicio el 10 de septiembre de 2008 a la producción comercial del Lote 56 en los yacimientos localizados en Pagoreni.

Las empresas que conforman el Consorcio tienen libre disponibilidad sobre los hidrocarburos y el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos del área del contrato. Asimismo, tienen el derecho de vender la totalidad del gas natural fiscalizado proveniente del área de contrato, a la Planta de PLNG para la exportación.

En virtud del contrato de licencia, el Consorcio tiene la obligación del pago al Estado Peruano, a través de Perupetro, una regalía sobre la producción fiscalizada de los hidrocarburos. La regalía para los líquidos del gas natural varía entre un 20% y 40% según si el valor de los líquidos del gas fiscalizados se encuentre entre 22 y 35 us$/bl, el valor de dichos líquidos de gas se calcula en base al precio de una canasta de líquidos. Para determinar la regalía por el gas natural fiscalizado se considerará el destino final del gas. Si es para el consumo xxx xxxxxxx interno, el porcentaje de regalía será del 37,24%. Si el destino del gas es para la Planta de LNG el porcentaje de regalía varía entre un 30% y un 38% según si el valor de referencia del gas se encuentra entre 4 y 5 us$/MMBtu.

El Estado Peruano también garantiza a cada una de las empresas que forman parte del Consorcio de los Lotes 88 y 56 de Camisea el derecho a la disponibilidad, libre tenencia, uso y disposición interna y externa de moneda extranjera, así como la libre convertibilidad de moneda nacional a moneda extranjera en el mercado cambiario. Asimismo las empresas que conforman ambos Consorcios gozan del beneficio de estabilidad tributaria durante la vigencia del contrato, en virtud de lo cual, ambos Consorcios se encontrarán sujetos al régimen tributario existente al momento de la suscripción de los respectivos contratos de licencia.

El gas del Lote 88 se comercializa en boca xx xxxx en su totalidad en el mercado interno a plantas de generación eléctrica, industrias y para la distribución a Lima, a un precio promedio de 2 US$/MMBtu en 2016. El gas del Lote 88 alimenta aproximadamente el 45% de la matriz energética del Perú. El gas del Lote 56 se vende en boca xx xxxx a la Planta de PLNG para su exportación. El precio se determina dependiendo del destino final del gas, siendo en base x Xxxxx Xxx si el destino es la planta de Repsol en Manzanillo en México, en base a NBP si el destino es Europa y en base a JKM si el destino es Japón. En 2016 el 30% de la producción se destinó a la planta de Manzanillo, el 50% de la producción a Europa y el 20% restante a Japón.

Los líquidos del gas se transportan mediante el ducto de Transportadora de Gas del Perú hacia la planta de fraccionamiento en Pisco. En dicha planta se realiza el fraccionamiento y separación de los líquidos del gas obteniendo los siguientes productos para su comercialización: Propano, Butano, Diésel, Condensados y Nafta. Durante el 2016, a excepción de la nafta (que representó aproximadamente el 40% de la producción del líquidos) que fue destinada al mercado de exportación, el resto de los líquidos se comercializó internamente.

A continuación se detalla la producción promedio anual de los Lotes 88 y 56 al porcentaje de participación de Tecpetrol del Perú S.A.C. y Tecpetrol Bloque 56 S.A.C. en los mismos:

	Produccion Diaria Promedio Neta
	2017 (9 meses)			2016			2015			2014
Area	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)
Lote 88	775	1.718	2.494	798	1.934	2.732	820	1.784	2.604	923	1.696	2.619
Lote 56	472	1.128	1.600	529	1.244	1.773	512	1.170	1.683	597	1.471	2.068
Total PERU	1.247	2.847	4.094	1.327	3.177	4.505	1.332	2.954	4.286	1.520	3.167	4.687

Ecuador

En Ecuador, Tecpetrol Internacional tiene participación a través de diferentes subsidiarias en los campos Xxxxxxx, Libertador-Atacapi, Shushufindi-Aguarico y Eden Yuturi-Pañacocha, todos localizados en la Región Amazónica Ecuatoriana. Tecpetrol Internacional es el operador en los dos primeros campos a través de las subsidiarias Tecpecuador S.A. (“Tecpecuador”) y

Pardaliservices S.A. (“Pardaliservices”), con una participación del 100% y 40%, respectivamente, mientras que los restantes campos poseen una participación del 25% y del 40% a través del Consorcio Shushufindi S.A. (“Shushufindi”) y Kamana Services S.A. (“Kamana”), respectivamente, ambos operados por Schlumberger.

La subsidiaria Tecpecuador, es adjudicataria del contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo crudo) del campo marginal Xxxxxxx, localizado en la Provincia de Sucumbios. Tecpecuador tiene el derecho al cobro de una tarifa para los campos en producción por cada barril neto, producido y entregado en el centro de fiscalización. Esta tarifa considera un estimado de la amortización de las inversiones, los costos y gastos y una utilidad que toma en consideración el riesgo incurrido.

La subsidiaria Pardaliservices, a través de un contrato firmado con la empresa estatal de petróleos del Ecuador, actualmente Petroamazonas (“PAM”), para la provisión de servicios específicos integrados con financiamiento de la contratista en los campos petroleros Libertador-Atacapi. Pardaliservices percibe por sus servicios una tarifa por barril de petróleo incremental entregado resultante de las inversiones, medido como una diferencia entre las entregas del campo y una curva base declinante establecida en el contrato. Por otra parte, recibe un beneficio sobre los ahorros que se consigan como parte de la asistencia a la operación de PAM. El operador del campo continúa siendo PAM, que mantiene su personal y es responsable por los costos operativos del campo.

Shushufindi y Kamana poseen por su parte contratos similares al de Pardaliservices, y Tecpetrol Internacional participa indirectamente en carácter de no operador con un 25% y 40% respectivamente.

Los contratos de Libertador, Shushufindi y Kamana tienen una vigencia de 15 años prorrogables desde su fecha efectiva (2012 para Libertador y Shushufindi y 2014 en el caso xx Xxxxxx). La producción promedio total de los tres campos durante el 2016 fue de más de 130,000 barriles de petróleo por día.

A la fecha de este Suplemento, PAM ha anunciado que se encuentra en proceso de renegociación de los contratos correspondientes a los campos petroleros Libertador-Atacapi y Shushufindi- Aguarico, celebrados, respectivamente con Paradaliservices y Shushufindi. Este proceso de renegociación se encuentra aún en curso.

Cabe destacar que la caída del precio del petróleo internacional causó una postergación de pagos por parte del gobierno ecuatorianos en los contratos de Libertador, Shushufini y Kamana, que obligó a las partes a iniciar un proceso de negociación de los plazos, las condiciones de las cobranzas y los términos de los contratos.

Actualmente, Tecpetrol Internacional se encuentra en un proceso de revisión de sus participaciones en los campos Eden Yuturi-Pañacocha, Libertador-Atacapi y Shushufindi-Aguarico.

En tal sentido, la subsidiaria Tecpetrol Servicios S.L. como accionistas xx Xxxxxx, celebró un acuerdo de compraventa de acciones, mediante el cual, de cumplirse las condiciones suspensivas establecidas en el mismo por las partes, Tecpetrol Servicios S.L. venderá la totalidad de su tenencia accionaria en Kamana.

Asimismo, la subsidiaria Tecpetrol Libertador B.V. celebró un acuerdo de compraventa de acciones mediante el cual, de cumplirse las condiciones suspensivas establecidas en el mismo por las partes, Tecpetrol Libertador B.V. adquirirá la totalidad de la tenencia accionaria en Marble Properties B.V. En caso de perfeccionarse la mencionada operación, la tenencia accionaria de Tecpetrol Libertador B.V. a través de la dependiente Marble Properties B.V en Pardaliservices se incrementaría al 60%.

Adicionalmente, la subsidiaria Tecpetrol Servicios S.L., como accionista de Shushufindi, celebró un acuerdo de compraventa de acciones mediante el cual, de cumplirse las condiciones suspensivas establecidas en el mismo por las partes, Tecpetrol Servicios S.L. adquirirá un 3,56% de acciones adicional a su actual participación accionaria en Shushufindi (lo que resultaría en una tenencia total de Tecpetrol Servicios S.L. del 28,56% del capital accionario de Shushufindi).

A la fecha de emisión de este Suplemento, ninguna de las operaciones de compraventa referidas en los párrafos precedentes se encuentra perfeccionada.

Adicionalmente, la subsidiaria Tecpeservices S.A. (“Tecpeservices”) presta diversos servicios técnicos especializados en materia petrolera de ingeniería, construcciones y consultoría en general a Pardaliservices, Shushufindi y Kamana.

A continuación se detalla la producción promedio anual al porcentaje de participación, en las áreas en las cuales participa Tecpetrol Internacional en Ecuador:

	Produccion Diaria Promedio Neta
	2017 (9 meses)	2016	2015	2014
Area	Petróleo (m3/d)	Petróleo (m3/d)	Petróleo (m3/d)	Petróleo (m3/d)
Xxxxxxx	350	388	428	474
Libertador	377	433	490	498
Shushufindi	1.475	2.192	1.811	1.614
Kamana	1.153	825	81	3
ECUADOR	3.354	3.838	2.811	2.589

Bolivia

En Bolivia, Tecpetrol Internacional a través de su subsidiaria Tecpetrol de Bolivia S.A., posee una participación como no operador de un 20% en los bloques Ipati y Aquío ubicados entre los departamentos de Santa Xxxx y Chuquisaca. Dichos bloques son operados por Total Exploration & Production Bolivié Sucursal Bolivia, quien tiene una participación del 50%, siendo los otros socios GP Exploración y Producción SL Sucursal Bolivia con un 20% e YPFB Chaco S.A. con un 10%.

Los contratos de operación de ambos bloques firmados con YPFB, establecen que las empresas privadas están a cargo de la ejecución de las operaciones petroleras (exploración, evaluación, desarrollo, explotación y abandono) a su exclusiva cuenta y riesgo, a cambio de recibir de YPFB una retribución en función de la producción obtenida y entregada a YPFB. La retribución estará comprendida por el pago de costos recuperables más un porcentaje de utilidad, en caso de corresponder. Son costos recuperables los costos incluidos en los presupuestos aprobados por YPFB.

YPFB no asume riesgo ni responsabilidad alguna con respecto a las operaciones o sus resultados. Las obligaciones de Tecpetrol de Bolivia S.A en el marco de los contratos de operación están garantizadas incondicional e irrevocablemente en un 100% por la Garante. En este contexto, Tecpetrol de Bolivia S.A. no posee derecho de propiedad sobre los yacimientos de hidrocarburos ni sobre los hidrocarburos producidos, que permanecen bajo propiedad de YPFB.

En agosto de 2016 se inició la producción comercial de los campos, completando la Fase I del proyecto de desarrollo que incluía la perforación de 3 pozos (2 en Ipati y 1 en Aquío), la construcción de las instalaciones de superficie de los pozos así como sus respectivas líneas de recolección y la construcción de una planta de tratamiento de gas con una capacidad de 6,5 millones de metros cúbicos día. Para transportar el gas y los condensados para la venta, se construyeron ductos hasta el punto de despacho de YPFB de aproximadamente 103 km y 16 km, respectivamente. Esta fase involucró una inversión total acumulada de unos 1.500 millones de dólares (al 100%).

En septiembre de 2016 se firmaron los Acuerdos de Entrega de Gas Natural e hidrocarburos líquidos con YPFB. Se acordó que luego del abastecimiento de la porción xxx xxxxxxx interno asignada, la distribución de gas para el mercado de exportación consistiría en un 90% para Argentina (ENARSA) y 10% para Brasil (Petrobras) para los años 2016hasta 2020. A partir del 2021 el 100% del gas de exportación se asignará al mercado argentino, que tiene el mayor precio vigente a la fecha.

Durante el ejercicio 2016 se inició la producción comercial en ambos bloques, alcanzándose un caudal de producción de 6,5 MMm3/d.

A continuación se detalla la producción promedio anual de acuerdo al porcentaje de participación de Tecpetrol de Bolivia SA en los bloques Ipati y Aquio:

	Produccion Diaria Promedio Neta
	2017 (9 meses)			2016
Area	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)
Ipati	133	993	1.127	38	303	341
Aquio	55	360	415	17	122	139
BOLIVIA	189	1.353	1.542	55	425	480

Colombia

Tecpetrol Internacional, a través de su subsidiaria Tecpetrol de Colombia S.A.S., participa en un 100% en los contratos de exploración y producción relativos a los Xxxxxxx XXX-0 x XXX-00 xxxxxxxxxxx xx xxx Xxxxxx Xxxxxxxxxx, Xxxxxxxx, adjudicados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (“ANH”) en el proceso de licitación de la Ronda Colombia 2008. El objeto de dichos contratos consiste en explorar las áreas contratadas y producir los hidrocarburos propiedad del Estado que se descubran en dichas áreas.

La actividad en dichos bloques ha estado condicionada por el contexto internacional de precios bajos por el que atraviesa la industria, por lo cual se postergaron inversiones y se reforzó la estrategia para la implementación de optimizaciones en los costos y en la estructura de operación. Se han realizado pruebas extensas de los descubrimientos registrados en Atarraya (CPO-7) y Pendare (CPO-13), totalizando una producción operada promedio del año 2016 fue de 1.653 barriles diarios de petróleo.

A continuación se detalla la producción promedio anual neta de Tecpetrol de Colombia SAS en los bloques CPO-7 y CPO-13:

	Produccion Diaria Promedio Neta
	2017 (9 meses)	2016	2015	2014
Area	Petróleo (m3/d)	Petróleo (m3/d)	Petróleo (m3/d)	Petróleo (m3/d)
CPO-7	83	79	98	166
CPO-13	183	134	127	62
COLOMBIA	266	214	225	228

México

Tecpetrol Internacional, a través de sus subsidiarias Burgos Oil Services S.A. de C.V. y Tecpetrol de México S.A. de C.V. tiene una participación del 50% en la empresa Servicios Múltiples xx Xxxxxx S.A. de C.V. (“SMB”), y es el operador del Bloque Misión, un área de 1,972 km2 donde actualmente hay más que 120 pozos productivos con una producción total de aproximadamente 27 bcf de natural gas por año y 0.1 millones de barriles de petróleo.

XXX firmó en el año 2003 un contrato de Obra Pública Financiada (“COPF”) con PEMEX Exploración y Producción para la ejecución de obras necesarias relacionadas con el desarrollo, infraestructura y mantenimiento xx xxxxxx de gas no asociado en la xxxxxx xx Xxxxxx en el bloque identificado como Bloque Misión, localizado en los Estados de Tamaulipas y Nuevo León, México. El gas producido en dicho campo es entregado a PEMEX Exploración y Producción, y SMB recibe una retribución por las obras de mantenimiento y por las inversiones realizadas en base a un tarifario. El contrato establece compromisos mínimos de inversión fijados en unidades de trabajo (UT) y hasta el cierre de 2016 SMB ejecutó UT por encima del compromiso mínimo. El COPF termina el 8 xx xxxxx de 2024.

Como consecuencia de las reformas constitucionales en materia energética y la nueva Ley de Hidrocarburos emitida en el año 2014, PEMEX Exploración y Producción ha iniciado oportunamente un proceso con miras a migrar los esquemas de los contratos actuales a nuevos contratos de exploración y extracción, donde se procedería a la explotación del Bloque Misión bajo a un esquema de producción compartida, entre PEMEX Exploración y Producción y SMB en forma asociada, por una parte, y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, por otra parte.

A la fecha del presente Suplemento, en el marco del proceso de migración referido en el párrafo precedente, PEMEX Exploración y Producción y SMB han aceptado los términos fiscales y contractuales notificados por la Secretaría de Energía. Los términos definitivos del contrato de asociación entre PEMEX Exploración y Producción y SMB, así como la terminación anticipada

del COPF, como requisito previo a la firma del nuevo contrato de exploración y extracción se encuentran en la etapa del cierre de negociaciones entre ambas compañías.

Actualmente, debido a restricciones presupuestarias de PEMEX Exploración y Producción desde el año 2016, los trabajos ejecutados en el marco del COPF por parte de SMB contemplan una actividad restringida en el bloque, realizando únicamente actividades de mantenimiento (el programa aprobado por PEMEX Exploración y Producción no incluyó actividades de perforación ni reparaciones mayores).

A continuación se detalla la producción promedio anual al porcentaje de participación de Tecpetrol Internacional en el área Misión:

	Produccion Diaria Promedio Neta
	2017 (9 meses)			2016			2015			2014
Area	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)
Misión	21	924	945	31	1.101	1.132	47	1.362	1.409	59	1.478	1.537
MEXICO	21	924	945	31	1.101	1.132	47	1.362	1.409	59	1.478	1.537

Venezuela

Tecpetrol Internacional, a través de su subsidiaria Suizum Servicios de Consultoría S.L., tiene una participación del 17,5% en la Empresa Mixta Baripetrol, que opera el bloque Xxxxx xx xx xxxxxx xx Xxxxxxxxx, xx xx xxxxx xx Xxxxxxxxx. Dicha inversión se encuentra totalmente desvalorizada al 31 de diciembre de 2016.

A continuación se detalla la producción promedio anual de acuerdo al porcentaje de participación de Tecpetrol Internacional en el bloque Colón:

	Produccion Diaria Promedio Neta
	2017 (9 meses)			2016			2015			2014
Sociedad	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)
Colón	27	12	39	91	14	105	121	14	135	130	17	147
VENEZUELA	27	12	39	91	14	105	121	14	135	130	17	147

Transporte y Distribución

Tecpetrol Internacional es también una compañía inversora y operadora de empresas de transporte y distribución de gas, y asimismo se ha convertido en un exitoso desarrollador de proyectos de infraestructura de gas. Tecpetrol Internacional posee participaciones y opera, conjuntamente con empresas líderes internacionales, compañías energéticas estratégicas en Argentina y México. La Sociedad tiene participaciones en Transportadora de Gas del Norte (“TGN”), Transportadora de Gas del Mercosur (“TGM”) y en Litoral Gas S.A., todas ellas en Argentina, y en Norpower S.A. de C.V. en México (Sistema 3) (“Norpower”).

Transportadora de Gas del Norte

El sistema de transporte de gas natural de TGN está compuesto por dos gasoductos troncales que conforman una red que abastece a 14 provincias argentinas y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, los mismo son: el Gasoducto Norte, que recorre 1.454 km entre Campo Durán (Provincia xx Xxxxx) y la planta compresora San Xxxxxxxx (Provincia de Santa Fe) y el Gasoducto Centro Oeste, que recorre 1.121 xx x xxxxxxx xx xxxxxxxxxx xx Xxxx Xx Xxxx (Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx) con San Xxxxxxxx. Estos reciben gas de las cuencas Noroeste y Neuquina y por extensión, se encuentran entre los gasoductos más largos de América del Sur.

Además, a nivel regional, TGN transporta gas desde y hacia el centro y norte de Chile a través de los gasoductos Gas Andes, xxx Xxxxxxxx y Nor Xxxxxx; a la provincia de Entre Xxxx y al litoral uruguayo, por el Gasoducto Entrerriano; y al sur de Brasil, por medio del Gasoducto a Uruguayana.

Adicionalmente el sistema de transporte de TGN está conectado a un buque regasificador ubicado en la localidad xx Xxxxxxx, Provincia de Buenos Aires y recibe gas de LNG regasificado proveniente de Chile a través de los Gasoductos Nor Xxxxxx y Gas Andes.

Actualmente, TGN opera un sistema de más de 6800 km de gasoductos, 20 plantas compresoras y 375.620 HP de potencia instalada.

Tecpetrol Internacional tiene una participación del 40,86% en Gasinvest S.A., la compañía holding propietaria del 56,4% de TGN.

De acuerdo a lo dispuesto en las leyes que regularon la privatización de Gas del Estado, bajo el Contrato de Asistencia Técnica previsto en el Pliego de la licencia de TGN, Tecpetrol brinda a TGN asistencia técnica en materia de: (i) reemplazo, reparación y renovación de instalaciones y equipos para asegurar que el desempeño del sistema sea acorde a los estándares internacionales de la industria del transporte de gas; (ii) confección de evaluaciones de desempeño, análisis de costos operativos, evaluación de construcciones y asesoramiento relativo al control presupuestario; (iii) seguridad, confiabilidad y eficiencia en la operación del sistema y servicios de la industria del gas;

(iv) cumplimiento de las normas legales aplicables en materia de salud, seguridad, contaminación y protección del medio ambiente; (v) mantenimiento preventivo y de rutina del sistema; (vi) capacitación del personal; (vii) diseño e instrumentación de los procedimientos necesarios para cumplir con los mencionados servicios; y (viii) diseño e instrumentación de un sistema de información de gestión e inspección para todos aquellos aspectos importantes relativos al transporte de gas natural.

En diciembre de 2004, se firmó un nuevo contrato de asistencia técnica y auditoría (“CATA”) con Total Gas y Electricidad Argentina S.A. ("Total"), la Sociedad y Compañía General de Combustibles S.A. (“CGC”), para la prestación de los servicios antedichos por un período de dos años. Asimismo, en el CATA se agregó la asistencia en la ejecución de auditorías en las siguientes áreas: (i) planeamiento y ejecución del mantenimiento de los activos destinados al transporte y compresión; (ii) estudios relacionados con la integridad de los gasoductos; y (iii) cumplimiento de procedimientos de compra y proveedores. El 0x xx xxxxxxx xx 0000 xx xxxxx xxx XXXX se prorrogó hasta el 31 de diciembre de 2017.

En función del Convenio de Accionistas de Gasinvest, Tecpetrol Internacional tienen derecho a designar cuatro directores titulares y sus respectivos suplentes. Además, Tecpetrol Internacional junto con CGC tienen derecho a designar dos síndicos titulares y sus respectivos suplentes.

Finalmente, CGC y Tecpetrol Internacional tienen derecho a designar respectivamente las siguientes funciones ejecutivas en TGN: al Presidente del Directorio y Director Ejecutivo (CEO). El Director de Operaciones (COO) y el Director de Administración y Finanzas (CFO) son designados de común acuerdo entre CGC y Tecpetrol Internacional.

Durante el año 2016, el volumen de gas recibido por TGN alcanzó un valor de 19.272 MMm3, o sea, en promedio, 52,7 MMm3/d de los cuales, 21,0 MMm3/d correspondieron al gasoducto Xxxxxx Xxxxx, 00,0 MMm3/d al gasoducto Norte, y 10,0 MMm3/d recibidos en la Provincia de Buenos Aires. Los valores máximos de inyección en cabeceras fueron de 25,3 MMm3/d en el gasoducto Centro Oeste y 28,9 MMm3/d en el gasoducto Norte.

En el caso del gasoducto Norte, la inyección promedio de productores locales fue de 6,36 MMm3/d, la inyección de gas importado desde el Estado Plurinacional de Bolivia alcanzó en promedio 15,66 MMm3/d con un pico diario de 21,88 MMm3/d y se inyectaron además xxxxx xxxx x xxxxx, 00,0 MMm3 de GNL descargados en la República de Chile y luego transportados a la República Argentina a través del gasoducto Norandino.

En el gasoducto Centro Oeste, además de la producción nacional, se recibieron desde la República de Chile 274,1 MMm3 de GNL transportados a la República Argentina por el gasoducto GasAndes entre los meses xx xxxxx y agosto.

Con respecto a la inyección recibida en la Provincia de Buenos Aires, se registraron valores promedio de 7,1 MMm3/d de GNL en la localidad xx Xxxxxxx, Provincia de Buenos Aires y 3,0 MMm3/d desde Transportadora de Gas del Sur S.A., en la localidad de General Xxxxxxxxx, Provincia de Buenos Aires.

Los contratos de transporte firme de TGN desde cabecera de los gasoductos totalizaron 48,19 MMm3/d en el 2016, correspondiendo 23,23 MMm3/d al gasoducto Norte y 24,96 MMm3/d al Centro Oeste.

El 30 xx xxxxx de 2017, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación y TGN celebraron un acuerdo de adecuación a los fines de establecer las pautas que se aplicarán para ajustar las tarifas (la "RTI"). El ENARGAS aprobó el RTI el 30 xx xxxxx de 2017 de conformidad con la Resolución N°4363/2017 y la Resolución N°74/2016 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación. Sin embargo, la RTI está condicionada a la aprobación del Congreso Argentino y a su posterior ratificación por parte del Poder Ejecutivo. A la fecha del presente, el RTI no ha sido ratificado aún por el Congreso Argentino.

Transportadora de Gas del Mercosur

TGM es un gasoducto de exportación que une Xxxxx Xxxxxxxxx xx xx Xxxxxxxxx xx Xxxxx Xxxx con Paso de los Libres en la Provincia de Corrientes, llegando a la localidad de Uruguayana (Brasil), a través del gasoducto de Transportadora Sulbrasilera de Gas, con el objetivo de transportar gas a una planta de ciclo combinado de 600 MW en Uruguayana, en el sur de Brasil. El ducto de TGM

tiene una longitud de 421 km, con una capacidad de transporte aproximada de 99 millones de pies cúbicos por día (2.8 millones de metros cúbicos por día) y su diámetro es de 24”, siendo TGN el operador del ducto. Tecpetrol Internacional posee una participación de 21.8% en TGM.

Litoral Gas

Litoral Gas S.A. (originariamente Distribuidora de Gas del Litoral S.A.) fue constituida el 24 de noviembre de 1992 como consecuencia de la Ley N°24.076, promulgada el 9 xx xxxxx de 1992, que declaró sujeta a privatización total a Gas del Estado Sociedad del Estado. La citada norma dispuso el Marco Regulatorio para las actividades de transporte y distribución del gas natural en la Argentina y creó el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) con amplias facultades para vigilar el cumplimiento de los objetivos de la ley y para dictar normas reglamentarias.

El Decreto N°2.455/92 del Poder Ejecutivo Nacional otorgó a Litoral Gas S.A. la licencia para la prestación del servicio público de distribución de gas por un plazo de 35 años, prorrogable por 10 años, con vigencia a partir del 28 de diciembre de 1992.

De conformidad con la Resolución ENARGAS N°4361/17 del 30 xx xxxxx de 2017, el ENARGAS aprobó los cuadros arancelarios ajustados aplicables a los servicios prestados por Litoral Gas junto con ciertos compromisos de inversión y las pautas establecidas en el mismo para actualizar, si corresponde, las tarifas ajustadas en una base semestral.

Litoral Gas desarrolla la actividad de distribución de gas en el área conformada por la Provincia de Santa Fe y por los siguientes partidos del norte de la Provincia de Buenos Aires: San Xxxxxxx, Ramallo, Pergamino, Colón, Xxxxxxxxx Xxxxx, San Xxxxx y Baradero. En esta zona geográfica atiende más de 719.000 clientes residenciales, comerciales, industriales, usinas, expendedores de gas natural comprimido y subdistribuidores, contando para ello con 1.957 kilómetros de gasoductos y 10.380 kilómetros de redes de distribución. El área geográfica atendida por la Sociedad abarca 136.387 kilómetros cuadrados y tiene una población del orden de los 3,8 millones de habitantes. El gas que entrega Litoral Gas a sus clientes proviene de las cuencas Noroeste, Neuquina y Austral, llegando al área de distribución por medio de los gasoductos Norte, Centro Oeste y General San Xxxxxx. Los dos primeros gasoductos mencionados son operados por TGN, mientras que el último por Transportadora de Gas del Sur.

El accionista controlante de Litoral Gas S.A. es la sociedad TIBSA INVERSORA S.A. (“TIBSA”), propietaria del 91,66 % del paquete accionario. El 8,34% restante corresponde a otros accionistas individuales, entre los cuales se incluyen empleados y ex-empleados de la compañía. Los socios actuales de TIBSA son, a su vez, las siguientes sociedades: International Power S.A., un holding con sede central en Bélgica, totalmente controlado por el Grupo ENGIE, con una participación de 70% en TIBSA, y Tecpetrol Internacional que es propietario del 30 % restante de las acciones de TIBSA. En función de los términos del Convenio de Accionistas de TIBSA, Tecpetrol Internacional participa de manera indirecta de la gestión de Litoral Gas.

Año 2016 (al 100%)

	Tipo de cliente Cantidad de clientes Ventas en Miles de m3
	Residenciales	680.657	743.855
	Comerciales / Industriales	31.615	287.552
	Subdistribuidores	23	132.589
	GNC	175	278.636
	Grandes Clientes	77	2.565.854
	Gas Licuado Petróleo	7.249	10.629
	TOTAL	719.796	4.019.115
Sistema 3

Tecpetrol Internacional, a través de su subsidiaria Norpower S.A. celebró en diciembre de 2009 un contrato de obra pública con PEMEX Exploración y Producción mediante el cual es responsable del servicio de aseguramiento de la integridad y confiabilidad de los ductos que conforman el Sistema 3, ubicado en los estados de Chiapas, Tabasco y Campeche, en el sudeste de México, y que está formado por 87 ductos (1325 kms) con diámetros de entre 4 y 36 pulgadas, 45 Derechos de Vía (618 kms) y 73 puntos de medición, un laboratorio y un cabezal. El contrato contempla el mantenimiento de ductos, derechos de vía y puntos de medición, la provisión de asistencia técnica a PEMEX Exploración y Producción en lo referido a la operación y mantenimiento de ductos y la realización de trabajos específicos de sustitución, modificación, bajado, tapado y desmantelamiento de tramos de tubería, entre otros. El plazo del contrato es de 10 años y puede ampliarse mediante la celebración de un convenio modificatorio entre las partes.

Tecpetrol Internacional tiene una participación del 60% en Norpower.

Generación de Energía Central Eléctrica Pesquería

En enero de 2014, Ternium S.A. (“Ternium”), Tenaris S.A. (“Tenaris”) y Tecpetrol Internacional suscribieron un acuerdo para construir y operar conjuntamente una planta de energía eléctrica de ciclo combinado a gas natural en México, para abastecer de energía a las plantas industriales de Tenaris y Ternium en dicho país. Para llevar a cabo dicho emprendimiento se creó el vehículo Techgen, S.A. de C.V., una sociedad anónima mexicana de capital variable, propiedad, directa o indirectamente, de Ternium en un 48%, Tecpetrol Internacional en un 30% y de Tenaris en un 22%.

La Central Eléctrica Pesquería está ubicada en el área de Pesquería, en el estado de Nuevo León, al noreste de México y tiene una capacidad de 900 megavatios ("MW").

La construcción comenzó en junio de 2014 y las operaciones comenzaron en diciembre de 2016 con una capacidad neta demostrada de 900 MW.

El total de gastos de capital para este proyecto fue de aproximadamente US $ 1.1 mil millones. Los offtakers de la planta son Ternium México (78%) y Tenaris Tamsa (22%).

A continuación se detalla la generación de energía de la planta desde el inicio de la operación comercial de la misma.

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA EMISORA Y DE LA GARANTE

El siguiente análisis debe leerse en forma conjunta con el “Capítulo X—RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA EMISORA” del Prospecto y con los estados financieros de la Sociedad y sus respectivas notas incluidas en otras partes de este Suplemento y el Prospecto.

Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de la Emisora

A continuación se expone el EBITDA Ajustado, considerando los estados financieros bajo Norma Argentina, por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014, lo cual debe ser leído junto con la información incluida en el Prospecto y los estados financieros de la Sociedad.

EBITDA Ajustado por los ejercicios 2016, 2015 y 2014 considerando los estados financieros bajo Norma Argentina

Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2016    2015    2014

(valores expresados en miles de Pesos)

XXXXXX Xxxxxxxx (0) 0.000.000 834.904 816.999

(1) Para conocer el cálculo del EBITDA Ajustado y sobre la conciliación del EBITDA Ajustado con el resultado por cada ejercicio, véase “Conciliación de EBITDA Ajustado considerando los estados financieros bajo Normas Argentinas para su cálculo”.

Conciliación de EBITDA Ajustado considerando los estados financieros bajo Norma Argentina para su cálculo

El cálculo del EBITDA Ajustado realizado por la Sociedad puede no ser comparable con aquellos realizados por otras sociedades. A los efectos del presente documento hemos calculado el EBITDA Ajustado como la suma de: (i) el resultado consolidado del ejercicio (después de impuestos y participación de terceros en sociedades controladas); más (ii) la suma de cada uno de los siguientes conceptos, en la medida en que sea necesario o aplicable deducirlos a efectos de determinar el resultado consolidado para cada ejercicio conforme las Normas Argentinas, (a) el cargo por impuesto a las ganancias consolidado, (b) la participación de terceros en sociedades controladas; (c) los resultados financieros y por tenencia generados por activos y pasivos consolidados, (d) todos los cargos por depreciaciones y desvalorizaciones consolidados, y (e) los cargos por previsiones y otras deudas.

Valores expresados en miles de pesos

Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2016    2015    2014

Resultado del período	(550.457)	(192.561)	108.007
Depreciación y desvalorización de bienes de uso y otros activos	1.010.855	583.664	396.711
Participación de terceros en sociedades controladas	(3.038)	668	361
Impuesto a las ganancias	(223.757)	(239.453)	116.611

Resultados financieros y por tenencia generados por activos y pasivos

738.710 670.497 257.788

Previsiones y otras deudas 108.626 12.089 (62.480)

EBITDA Ajustado 1.080.940 834.904 816.999

Resultados de las Operaciones para los períodos de nueves meses finalizados el 30 de septiembre de 2017 y 2016 bajo NIC 34:

Resumen de Resultados (valores expresados en miles de pesos)

Período de nueves meses finalizado el 30 de septiembre de

	2017	2016	Variación    %
Operaciones continuas Ingresos por ventas netos	3.330.687	2.827.050	503.637 18%
Costos operativos	(3.229.029)	(2.156.457)	(1.072.572)    50%
Margen bruto	101.658	670.593	(568.935)	-85%
Gastos de comercialización	(138.390)	(173.467)	35.077	-20%
Gastos de administración	(605.980)	(483.828)	(122.152)	25%
Costos de exploración	(784)	(35.239)	34.455	-98%
Otros ingresos y egresos, netos	16.292	(12.351)	28.643   -232%
Pérdida operativa	(627.204)	(34.292)	(592.912)	1729%
Resultados financieros, netos	(196.813)	(161.398)	(35.415)	22%
Inversiones a valor patrimonial proporcional	(60)	(2)	(58)   2900%
Pérdida antes del impuesto a las ganancias	(824.077)	(195.692)	(628.385) 321%
Impuesto a las ganancias	68.123	77.963	(9.840)    -13%
Pérdida del período de operaciones continuas	(755.954)	(117.729)	(638.225)	542%
Operaciones discontinuas Pérdida del período de operaciones discontinuas	(164.172)	(188.934)	24.762	-13%
Pérdida del período	(920.126)	(306.663)		(613.463)   200%

Los ingresos por explotación del período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2017 alcanzaron los $3.330,7 millones, aumentando un 18% respecto del mismo período del 2016, como consecuencia principalmente del efecto de la devaluación del peso con respecto al dólar, y por un aumento en las cantidades producidas de gas. No obstante lo anterior el margen bruto disminuyó un 85% respecto de las cifras del 2016, producto de un aumento en los costos operativos en un 50%.

El resultado neto del período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2017 arrojó una pérdida de $920,1 millones, cuyo aumento es 200% mayor respecto al período anterior ($306,7 millones de pérdida) y fue generado principalmente por un aumento en los costos operativos y gastos de administración, como consecuencia del aumento de los costos laborales, del incremento de los costos por operaciones de mantenimiento y servicios xx xxxxx y del aumento en las depreciaciones de propiedades, planta y equipos.

El resultado neto de los períodos de nueve meses finalizados en septiembre 2017 y 2016 incluye el resultado de operaciones discontinuas de pérdidas por $164,2 millones y $188,9 millones, respectivamente, generado principalmente por las operaciones que la Sociedad tenía en Bolivia hasta mayo de 2017, las cuales fueron transferidas al Garante.

Niveles de Producción y Precios Promedio de Venta de Gas y Petróleo en Argentina

La tabla siguiente muestra la producción total de gas y petróleo de la Sociedad en Argentina para los períodos indicados:

Al 30 de septiembre de

  2017      2016  Variación    %

Volumen de producción Producción total en unidades equivalentes (*)	914	841	73	9%
Producción destinada a: Mercado interno	854	684	170	25%
Mercado externo	60	157	(97)	-62%
Producción de petróleo	295	396	(101)	-26%
Producción de gas	619	445	174	39%
Precios promedio venta
Crudo xxxxxxxxx (U$S / bbl)	49	46	3	6%
Crudo medanito (U$S / bbl)	55	66	(11)	-16%
Gas (U$S/Mscf)	5	4	0,5	11%

(*) Equivalencia calórica (1.000 m3 de gas = 1 m3 de petróleo)

Al 30 de septiembre de 2017 la producción operada por la Emisora ascendió a 1.994 m3/día de petróleo y a 4.084 Mm3/día de gas. En cuanto a entregas propias al 30 de septiembre de 2017, la Emisora entregó 1.131 m3/día de petróleo y 2.174 Mm3/día de gas. En términos de producción operada en Argentina durante el último año móvil (sept 16/sept 17), la producción operada por la Emisora fue del 2.8% en la producción total de petróleo en Argentina y del 3,3% en la producción total de gas natural de Argentina, resultando la quinta operadora de petróleo más grande del país luego de YPF, Pan American Energy, Pluspetrol y Sinopec; y la sexta operadora de gas natural en dicho sector de la industria.

Ingresos

La tabla siguiente muestra un detalle de los ingresos al 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 x 0000 (xx xxxxx xx xxxxx):

Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

2017		2016	Variación     %
Gas	1.890.789	929.776	961.013	103%
Petróleo	1.676.712	1.922.491	-245.779	-13%
Otros servicios	10.000	802	9198    1147%
De operaciones continuas	3.577.501	2.853.069	724.432    25%
De operaciones discontinuas	(246.814)	(26.019)	(220.795)    849%
	3.330.687	2.827.050	503.637    18%

Los ingresos por ventas netos del período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2017 alcanzaron los $3.330,7 millones, aumentando un 18% respecto del mismo período del año anterior, principalmente debido a un aumento en los ingresos por venta de gas y al efecto de la devaluación del peso argentino con respecto al dólar estadounidense, lo cual fue parcialmente compensado por una disminución en los ingresos por venta de crudo xxxxxxxxx.

El aumento en los ingresos por venta de gas se debe principalmente al significativo incremento en la producción, en su mayor parte proveniente del área Xxxxxx xx Xxxxxx en la cuenca neuquina, la cual responde al desarrollo de reservas no convencionales en el área y, a un aumento en los precios

de venta promedio del 11% comparado con el mismo período del 2016. La producción de gas del período fue destinada en su totalidad al mercado interno.

Durante los primeros nueve meses del año 2017 los volúmenes de producción de crudo ascendieron a 295 mil m3 (correspondiendo un 62% x xxxxx xxxxxxxxx y el 38% restante a crudo medanito) lo que representa una disminución del 26% respecto de la producción de crudo del período 2016. En el periodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2017, un 20% de la producción de crudo fue destinado a exportaciones, en comparación con el 40% en el mismo período de 2016.

La disminución en los ingresos por la venta de crudo xxxxxxxxx se debe principalmente a una disminución en la producción en la xxxxxx xx Xxxxx San Xxxxx, mientras que los precios de venta promedio de crudo Xxxxxxxxx se mantuvieron en línea con los precios promedios del mismo período del 2016.

Respecto del crudo medanito, el aumento de la producción compensa el efecto de la disminución en los precios de venta en el mercado local, pasando de un promedio de US$66 por barril en el período de nueve meses finalizado en septiembre de 2016 a US$55 por barril en el mismo período de 2017. Esta tendencia en los precios de venta se observa desde el segundo semestre de 2016, como consecuencia de un aumento en las existencias y sobre oferta de crudo que presionó para que los precios de venta en el mercado local desciendan.

Costos operativos

La tabla siguiente muestra los principales componentes del costo de ventas de la Sociedad para los períodos indicados (en miles de pesos):

Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

  2017      2016  Variación   %

Costos laborales	285.036	172.319	112.717	65%
Honorarios y servicios	115.668	81.081	34.587	43%
Operaciones de mantenimiento y servicios xx xxxxx	917.009	666.072	250.937	38%
Depreciación de propiedades, planta y equipos	1.263.981	779.363	484.618	62%
Desvalorización de propiedades, planta y equipos	106.941	-	106.941	100%
Acondicionamiento, almacenaje y embarque	90.251	79.099	11.152	14%
Regalías y otros impuestos	491.654	399.629	92.025	23%
Otros	136.210     31.745		104.465 329%
Operaciones continuas	3.406.750    2.209.308		1.197.442 54%
De operaciones discontinuas	(177.721)    (52.851)		(124.870) 236%
Costos de explotación	3.229.029    2.156.457		1.072.572 50%

Los costos operativos para el período de nueve meses finalizados en septiembre de 2017 ascendieron a $3.229,0 millones, comparado con los $2.156,5 millones para el mismo período del 2016, lo que equivale a un aumento de $ 1.072,6 millones (o del 50%), como consecuencia principalmente de los siguientes efectos:

(i) $484,6 millones por un incremento en la depreciación de propiedades, planta y equipos, lo que representó un aumento del 62% respecto al mismo período en el 2016. Esta variación se explica principalmente por las mayores inversiones durante el período principalmente relacionadas con el desarrollo del área de Xxxxxx xx Xxxxxx lo que aumentó nuestro costo de amortización durante el período;

(ii) $106,9 millones por un cargo por desvalorización reconocido en los activos y equipos de producción y desarrollo en el área El Tordillo en el Golfo San Xxxxx ocasionado principalmente por el descenso en los precios internacionales de crudo;

(iii) $250,9 millones por operaciones de mantenimiento y servicios xx xxxx, principalmente en las áreas Agua Salada, Xxxxxx xx Xxxxxx y El Tordillo; y

(iv) $112,7 millones por incremento sueldos y cargas sociales, producto de la actualización de los mismos y de una adecuación de la estructura.

Gastos de Comercialización

La tabla siguiente muestra los gastos de comercialización para los períodos indicados (en miles de pesos):

Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

2017		2016	Variación     %
Impuestos	89.339	62.258	27.081	43%
Almacenaje y embarque	51.241	32.126	19.115	60%
Previsión para créditos incobrables	1.752	78.522	(76.770)	-98%
Otros	1.469	561	908    162%
	143.801	173.467	(29.666)    -17%
De operaciones discontinuas	(5.411)	-	(5.411)    -100%
	138.390	173.467	(35.077)    -20%

Los gastos de comercialización para el período de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2017 ascendieron a $138,4 millones, en comparación con $173,5 millones del mismo período del 2016, lo que representó una disminución del 20%, básicamente por menores cargos de previsión incobrables respecto a los reconocidos en el 2016, como resultado de créditos incobrables a un cliente que experimentaba dificultades financieras.

Gastos de Administración

La tabla siguiente muestra los principales componentes de los gastos de administración de la Sociedad para los períodos indicados (en miles de pesos):

Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

  2017      2016  Variación   %

Costos laborales	479.263	401.618	77.645	19%
Honorarios y servicios	123.966	89.963	34.003	38%
Depreciación de propiedades, planta y equipos	22.450	10.553	11.897	113%
Impuestos	96.019	87.125	8.894	10%
Gastos de oficina	84.941	100.004	(15.063)	-15%
Reembolsos de gastos	(193.850)    (192.838)		(1.012)   1%
	612.789     496.425		116.364 23%
De operaciones discontinuas	(6.809)     (12.597)		5.788 -46%
	605.980     483.828		122.152 25%

Los gastos de administración ascendieron a $606,0 millones en el período de nueve meses finalizado el 30 septiembre de 2017 comparado con un total de $483,8 millones para el mismo período del 2016, lo que equivale a un aumento de $122,2 millones (o del 25%). Dicho incremento se debe principalmente a un aumento en los costos laborales como consecuencia de un incremento en los sueldos y cargas sociales, en línea con la inflación.

Los recuperos de gastos incluyen los cargos facturados por la Sociedad por asistencia técnica y

overhead principalmente en las áreas de Argentina y no son pasibles de asociación o prorrateo

respecto de cada concepto antes detallado, sino con el conjunto de tareas que constituyen la función del operador.

Costos de exploración

Los costos de exploración y evaluación de un área y los costos de perforación xx xxxxx exploratorios se activan inicialmente, hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. En el caso de áreas exclusivamente exploratorias, estos costos incluyen estudios geológicos y demás costos directamente atribuibles a la actividad. Posteriormente, si se determina que los resultados no son exitosos, los mencionados costos se imputan al estado de resultados.

Los costos de exploración ascendieron a $0,8 millones en el período de nueve meses finalizado el 30 septiembre de 2017, lo que representa una disminución de $34,5 (o del 98%) millones respecto del mismo período de nueve meses terminados el 30 de septiembre del 2016, como consecuencia de los costos reconocidos en 2016 asociados al desarrollo de Xxxxxx xx Xxxxxx y a inversiones en el área Rio Atuel que no se repitieron en el mismo período del 2017.

Otros ingresos y egresos operativos, netos

Los otros ingresos y egresos, netos totalizan $16,3 millones (ganancia) en el período de nueve meses finalizado el 30 septiembre de 2017, en comparación con los $12,4 millones (pérdida) del mismo período anterior, lo que representó un incremento de $28,6 millones (ganancia), principalmente generado por un recupero en la previsión de juicios.

Resultados financieros y por tenencia, netos

La tabla siguiente muestra los principales componentes de los resultados financieros de Sociedad para los períodos indicados (en miles de pesos):

Período de 9 meses finalizado el 30 de septiembre de

  2017      2016   Variación   %

Dividendos ganados	641	3.242	(2.601)	-80%
Intereses ganados	14.754     30.977		(16.223) -52%
Ingresos financieros	15.395     34.219		(18.824) -55%
Intereses perdidos	(266.260)    (339.006)		72.746 -21%
Costos financieros	(266.260)    (339.006)		72.746 -21%
Resultado neto por diferencia de cambio - (Pérdida)/Ganancia	(51.167)	203	(51.370) -25305%
Otros resultados financieros netos - (Pérdida)	(2.859)     (8.058)		5.199 -65%
Otros resultados financieros netos - (Xxxxxxx)	(54.026)     (7.855)		(46.171) 588%
	(304.891)    (312.642)		7.751   -2%
De operaciones discontinuas - (Pérdida)	108.078    151.244		(43.166) -29%
Resultados financieros, netos	(196.813)    (161.398)		(35.415) 22%

Los resultados financieros netos para el período de nueve meses finalizado el 00 xx xxxxxxxxxx 0000 totalizaron una pérdida neta de $196,8 millones, comparado con una pérdida neta de $161,4 millones del mismo período del 2016. La variación de los resultados financieros se debe principalmente a las diferencias de cambio (pérdida) generadas por la devaluación del peso respecto xxx xxxxx estadounidense, lo cual fue parcialmente compensado por un menor cargo de intereses perdidos, producto de la disminución de los préstamos.

Flujo de Efectivo (valores expresados en miles de pesos)

Período de nueves meses finalizado el 30 de septiembre de

	2017	2016
Efectivo y equivalentes de efectivo/(adelantos en cuenta corriente) al inicio	216.288	(210.270)
Desconsolidación de subsidiarias	(20.531)	-
Diferencias de conversión	20.405	31.438
Efectivo y equivalentes de efectivo/(adelantos en cuenta corriente) al cierre	244.960	156.971
Aumento del efectivo y equivalentes de efectivo	28.798	335.803
Efectivo generado por las actividades operativas	1.237.761	590.999
Efectivo aplicado a las actividades de inversión	(4.535.402)	(1.185.881)
Efectivo generado por las actividades de financiación	3.326.439	930.685
Aumento del efectivo y equivalentes de efectivo	28.798	335.803

Durante los períodos de nueves meses finalizados al 30 de septiembre de 2017 y 2016 la Sociedad ha contado con flujos de fondos provenientes de financiamiento bancario. El financiamiento bancario se obtuvo a tasas de interés similares a otras empresas xxx xxxxxxx argentino, considerando características comparables de solvencia, solidez, generación de fondos y riesgo.

Asimismo, Tecpetrol S.A. ha contado con aportes de capital de sus accionistas para de fortalecer su situación patrimonial y dotar a la Sociedad de una mejor estructura financiera que le permita el desenvolvimiento de las operaciones.

Las inversiones en Propiedad, planta y equipos en los períodos de nueve meses finalizados al 30 de septiembre de 2017 y 2016 ascendieron a $4.575,5 y $1.190,9 millones, respectivamente.

Factores que afectan nuestras operaciones.

Los resultados de las operaciones de la Garante se ven afectadas principalmente por las condiciones económicas en los países en los que opera, cambios en los precios y demanda de petróleo y gas y sus productos derivados, desarrollo de las reservas de hidrocarburos y retrasos en los pagos de los clientes:

El precio del petróleo y el impacto de las condiciones y regulaciones locales

Los resultados operativos y flujos de fondos de los negocios del Garante derivan principalmente de la venta de su producción de petróleo y gas natural, y en consecuencia, están sujetos a riesgos vinculados con la volatilidad de los precios internacionales del petróleo. Los precios que el Garante puede obtener por sus productos hidrocarburíferos también se ven afectados por las regulaciones locales, que pueden tener impacto negativo sobre la capacidad del Garante de realizar inversiones en nueva exploración y explotación. El Garante presupuesta gastos de capital relacionados con las actividades de exploración, explotación y operación, tomando en cuenta, entre otras cosas, los precios xx xxxxxxx de los productos hidrocarburíferos. Si los precios locales de ciertos productos experimentaran una reducción mayor y se mantuvieran o se impusieran restricciones a la exportación en los distintos países en los que el Garante opera, la capacidad del Garante de mejorar sus tasas de recuperación de hidrocarburos, descubrir nuevas reservas y llevar adelante ciertos otros planes de gastos de capital podría verse negativamente afectada.

Programa de exploración y explotación

El monto, la oportunidad y la asignación de gastos de capital son altamente discrecionales y están bajo el control del Garante. Si los precios del petróleo y gas natural bajan o si se produce un importante aumento en los costos, el Garante podría posponer para más adelante gran parte de su presupuesto o gastos de capital proyectados a fin de priorizar aquellos proyectos de capital que a su

criterio posean mayores retornos proyectados. El Garante supervisa regularmente y ajusta sus gastos de capital en función de las variaciones de precios, la disponibilidad de financiación, los costos de perforación y adquisición, las condiciones de la industria, las fechas de sanción de aprobaciones regulatorias, la disponibilidad xx xxxxxx de perforación, el éxito o fracaso de las actividades de perforación, sus obligaciones contractuales, los flujos de fondos generados internamente y otros factores, tanto dentro como fuera del control del Garante.

Retrasos en los pagos de clientes

El Garante presta servicios a entidades controladas por el estado en Ecuador y México. Esta circunstancia expone al Garante a retrasos en los pagos por parte de dichos terceros de las respectivas cuentas por cobrar, lo que a su vez podría generar la necesidad de registrar deterioros en el valor de dichas cuentas por cobrar en los Estados Financieros del Garante. Tales deterioros podrían causar fluctuaciones en el estado de resultados del Garante.

Estimaciones y criterios contables críticos

La Garante realiza estimaciones y asume premisas respecto al futuro en la preparación de los estados financieros consolidados. Las estimaciones y criterios se evalúan periódicamente y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluyendo expectativas de hechos futuros que se considera son razonables en las circunstancias. Los resultados futuros reales pueden diferir de dichas estimaciones. A continuación se detallan las estimaciones y premisas más significativas:

(a) Reservas de hidrocarburos

Por reservas se entiende a los volúmenes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde la Garante opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre los cuales se poseen derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aquellos contratos de servicios en los cuales la Garante no tiene propiedad sobre las reservas ni sobre los hidrocarburos extraídos y las que se estiman serán producidas para el contratante bajo los contratos de obras.

Existen numerosos factores que generan incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas y con respecto a la estimación de perfiles de producción futura, costes de desarrollo y precios, incluyendo diversos factores que escapan al control del productor. El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. La estimación de reservas se realiza en función a la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación.

Las reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) de hidrocarburos estimadas al 31 de diciembre de 2016 ascienden a:

• Petróleo: 21 millones de metros cúbicos

• Gas: 38 miles de millones de metros cúbicos

Las reservas expuestas precedentemente están constituidas por reservas probadas, susceptibles de ser extraídas, a las cuales no se les han deducido las regalías correspondientes. Las estimaciones de reservas fueron preparadas por personal técnico de la Garante y pueden diferir de las estimadas por terceros para otros fines específicos.

Estas estimaciones de reservas se basan en las condiciones tecnológicas y económicas vigentes al 30 xx xxxxx de 2016, considerando la evaluación económica dentro del período de vigencia de los respectivos contratos o concesiones, a efectos de determinar el término de su recuperabilidad. Las estimaciones de reservas son ajustadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año.

(b) Provisión para abandono xx xxxxx

Las obligaciones relacionadas con el abandono xx xxxxx una vez finalizadas las operaciones implican que la gerencia realice estimaciones respecto de los costes de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el abandono. La tecnología, los costos y las consideraciones de política, ambiente y seguridad cambian continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costes futuros reales y las estimaciones.

(c) Contingencias

La Garante está sujeta a diversas demandas, juicios y otros procedimientos legales que surgen en el curso habitual de sus negocios. Los pasivos relacionados con dichas demandas, juicios y otros procedimientos legales no pueden estimarse con certeza.

La Garante analiza el estado de cada caso y evalúa la potencial exposición financiera. Si la pérdida potencial derivada se considera probable y el monto puede ser estimado en forma razonable, se registra una provisión. La gerencia estima el monto de dicha provisión en base a la información disponible y a las premisas y métodos considerados apropiados. Dichas estimaciones se elaboran principalmente con la asistencia de los asesores legales. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamente, a medida que la Garante obtiene información adicional.

(d) Valores recuperables de activos no financieros

A los efectos de evaluar la recuperabilidad de los activos no financieros, los activos se agrupan en los menores niveles para los cuales existen flujos de fondos identificables individualmente (unidades generadores de efectivo).

A tal efecto, las estimaciones y supuestos críticos utilizados por la Garante para evaluar la recuperabilidad de los activos no financieros se detallan en la Nota 16, a los estados financieros de la Garante por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2016.

(e) Valores razonables de los activos financieros disponibles para la venta

Las estimaciones utilizadas por la Garante para evaluar la recuperabilidad de los activos financieros disponibles para la venta se detallan en la Nota 17, a los estados financieros de la Garante por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2016.

Descripción de la Deuda Bancaria y Financiera de la Emisora

La siguiente tabla resume los principales términos y condiciones de la deuda bancaria y financiera de la Sociedad pendientes al 30 de septiembre de 2017:

Prestamista Capital pendiente de pago al 30 de septiembre de 2017

(en millones de US$/Ps.)

Tasa de Interés Fecha Vencimiento

Préstamo I Banco de la Provincia de Buenos Aires Ps.4.2 BADLAR plus 2%

17 de diciembre de 2014

17 de diciembre de 2017

Préstamo II Banco de la Provincia de Buenos Aires Ps.105.6 BADLAR plus 2% 00 xx xxxx

xx 0000

00 xx

00 xx xxxxxxxxx

de 2020

Préstamo Citibank N.A., Sucursal Argentina Ps.0.6 26,50%

diciembre de 2014

18 de diciembre de 2017

Préstamo HSBC Bank Argentina S.A. U.S.$15.0 3.5% 20 de julio de 2017

0 xx xxxxx xx

00 xx xxxxx xx 0000

Xxxxxxxx I Banco Santander Río S.A. U.S.$30.0 3.5%

2017 0 xx xxxxx xx 0000

Xxxxxxxxxxx Xxxxxxx pendiente de pago al 30 de septiembre de 2017

(en millones de US$/Ps.)

Tasa de Interés Fecha Vencimiento

Préstamo II Banco Santander Río S.A. U.S.$5.0 3.5% 20 de julio de 2017

13 de

0 xx xxxxx xx 0000

00 xx xxxxxxxxx xx

Xxxxxxxx Tecpetrol Libertador B.V. U.S.$3.1 5,92%

diciembre de 2016

2019

Préstamo Tecpetrol Internacional S.L.U. U.S.$120.1 Libor 12 M + 1,13% 8 xx xxxxxx de 2017

9 xx xxxxxx de 2020

Préstamo I Banco de la Provincia de Buenos Aires

El 17 de diciembre de 2014 celebramos un contrato xx xxxxxxxx con el Banco de la Provincia de Buenos Aires por un monto de $50 millones. El capital y los intereses se pagan mensualmente y la fecha de vencimiento es el 17 de diciembre de 2017. El préstamo genera intereses a una tasa de BADLAR más 2% anual.

Préstamo II Banco de la Provincia de Buenos Aires

El 15 xx xxxx de 2015 celebramos un contrato xx xxxxxxxx con el Banco de la Provincia de Buenos Aires por un monto de $ 150 millones. El capital y los intereses se pagan mensualmente (con un período xx xxxxxx de un año para el pago del capital) y la fecha de vencimiento es el 15 de noviembre de 2020. El préstamo devenga intereses a una tasa de BADLAR más 2% anual.

Préstamo Citibank N.A., Sucursal Argentina

El 16 de diciembre de 2014 celebramos un contrato xx xxxxxxxx con Citibank, N.A., Sucursal Argentina por un monto de $5 millones. El capital y los intereses se pagan trimestralmente (con un periodo xx xxxxxx de nueve meses para el pago del capital) y la fecha de vencimiento es el 18 de diciembre de 2017. El préstamo devenga intereses a una tasa del 26,5% anual. El contrato xx xxxxxxxx contempla ciertos compromisos financieros habituales para este tipo de financiación. A la fecha de este Suplemento cumplimos totalmente con los términos de los mismos.

Préstamo HSBC Bank Argentina S.A.

El 20 de julio de 2017 celebramos un contrato xx xxxxxxxx con HSBC Bank Argentina S.A. por un monto de US$15 millones. Los intereses se pagan semestralmente y el préstamo tiene un interés del 3,5% anual. El capital de este préstamo se paga el 20 de julio de 2020.

Préstamo I Banco Santander Rio S.A.

El 3 de julio de 2017, celebramos un contrato xx xxxxxxxx con Banco Santander Rio S.A. por un monto de US$30 millones. El interés se paga trimestralmente y el préstamo genera intereses a una tasa de 3.5% por año. El capital se paga en dos cuotas iguales el 3 de enero y el 3 de julio de 2020, respectivamente.

Préstamo II Banco Santander Rio S.A.

El 20 de julio de 2017 celebramos un contrato xx xxxxxxxx con Banco Santander Rio S.A. por un monto de US$5 millones. El interés se paga trimestralmente y el préstamo genera intereses a una tasa de 3.5% por año. El capital se paga en dos cuotas iguales el 3 de enero y el 3 de julio de 2020.

Préstamo Tecpetrol Libertador B.V.

El 13 de diciembre de 2016 la Sociedad solicitó a Tecpetrol Libertador B.V. un préstamo por un monto de US$3.105.370,29 con vencimiento el 31 de diciembre de 2019. El capital xxx xxxxxxxx devenga intereses a una tasa de 5,92% por año y se paga anualmente el 31 de diciembre de cada año. El capital xxx xxxxxxxx se paga en una cuota al vencimiento.

Préstamo Tecpetrol Internacional S.L.U.

El 8 xx xxxxxx de 2017 la Sociedad solicitó a Tecpetrol Internacional S.L.U. una línea de crédito por hasta un monto de US$325 millones a desembolsarse en múltiples desembolsos a solicitud de la Sociedad. La línea devenga intereses mensualmente a una tasa de LIBOR de 12 meses más un margen aplicable de 113 bps por año, tiene un plazo de 3 años y su fecha de vencimiento opera el 09 xx xxxxxx de 2020. Tanto el capital como el interés se pagarán en una cuota al vencimiento. Al 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000, xx xxx xxxxxxxxx xxxxxxxxxxx xx xxxxxxx por US$120.100.000.

Préstamo con Banco de Crédito del Perú S.A., BBVA Banco Continental, Citibank N.A. y J.P. Xxxxxx Xxxxx Bank, N.A. (Club Financing).

Con fecha 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 Xxxxxxxxx, xx xxxxx xxxxxxxx xxx Xxxxxxxxx xxx Xxxx S.A.C. y Tecpetrol Bloque 56 SAC, acordaron un préstamo por hasta la suma total de US$200 millones con un conjunto de bancos integrado por el Banco de Crédito del Perú S.A., BBVA Banco Continental, Citibank, N.A. y J.P. Xxxxxx Xxxxx Bank, N.A. con las siguientes condiciones: el desembolso de la suma solicitada podrá ser efectuado en distintos pago, el capital devengará intereses compensatorios en forma trimestral a una tasa LIBOR más un margen aplicable de 150 bps por año, la amortización de capital será a partir del mes 24 desde la fecha de la solicitud y se cancelará en 13 cuotas trimestrales y consecutivas. Los restantes términos y condiciones son los habituales para financiamientos de estas características. A la fecha del presente Suplemento no se han realizado desembolsos de capital sobre dicho préstamo.

Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de la Garante

El siguiente análisis debe leerse junto con los estados financieros de Tecpetrol Internacional y sus respectivas notas incluidas en otras partes de este Suplemento.

A continuación se expone el EBITDA Consolidado de la Garante considerando los estados financieros bajo NIIF UE por los periodos de nueve meses finalizados el 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 x 0000, x xxx xxx xxxxxxxxxx finalizados el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014:

(Valores expresados en miles de euros)

Por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de

  2017       2016  

EBITDA Consolidado 235.142 206.681

Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de

2016 2015 2014

EBITDA Consolidado 263.085 268.854 352.883

Conciliación de EBITDA Consolidado considerando los estados financieros bajo NIIF UE para su cálculo

El cálculo del EBITDA Consolidado realizado por la Garante puede no ser comparable con aquellos realizados por otras sociedades.

(Valores expresados en miles de euros)

Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

	2017	2016
Resultado del período	60.393	8.625
Depreciación del inmovilizado material, de activos intangibles y deterioro de valor del	127.794	106.246
inmovilizado material
Impuesto sobre los beneficios	21.636	9.361
Resultados financieros, netos	15.184	24.810
Previsiones	10.135	57.639

EBITDA Consolidado 235.142 206.681

Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de

	2016	2015	2014
Resultado del ejercicio	50.510	(7.732)	113.430
Depreciación del inmovilizado material, de activos intangibles y deterioro de valor del	144.619	219.787	137.121
inmovilizado material
Impuesto a las ganancias	33.550	28.761	71.424
Resultados financieros, netos	33.007	10.925	28.074
Previsiones	1.399	17.113	2.834

EBITDA Consolidado 263.085 268.854 352.883

Resultados de las Operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014

Resumen de Resultados Consolidados (valores expresados en euros)

Variación		%
16/15	15/14	16/15	15/14

Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 2015 2014

Actividades continuadas Ingresos por ventas netos	599.544.392 663.196.663 758.223.492		(63.652.271)	(95.026.829) -10%	-13%
Costes operativos	(426.627.572) (519.079.749) (433.229.209)	92.452.177 (85.850.540) -18% 20%
Resultado bruto	172.916.820 144.116.914 324.994.283	28.799.906 (180.877.369) 20% -56%
Gastos de comercialización	(9.667.655) (31.074.401) (48.367.912)	21.406.746		17.293.511 -69%	-36%
Gastos de administración	(47.814.797) (58.486.592) (61.910.669)	10.671.795		3.424.077 -18%	-6%
Costes de exploración	(2.836.809) (11.469.957) (2.490.020)	8.633.148		(8.979.937) -75%	361%
Otros ingresos / (egresos) operativos, netos	(7.708.937) (3.808.742) (5.947.970)	(3.900.195) 2.139.228 102% -36%
Resultado operativo	104.888.622 39.277.222 206.277.712	65.611.400 (167.000.490) 167% -81%
Resultados financieros, netos Resultado de inversiones en compañías contabilizadas al	(33.006.627) (4.078.054) (22.873.378)	(28.928.573)		18.795.324 709%	-82%
método de la participación	12.178.607 32.758.134 56.515.797		(20.579.527) (23.757.663) -63% -42%
Resultado antes de impuesto sobre beneficios	84.060.602 67.957.302 239.920.131		16.103.300 (171.962.829) 24% -72%
Impuesto sobre beneficios	(33.550.321) (28.761.100) (71.424.062)		(4.789.221) 42.662.962 17% -60%
Resultado de actividades continuadas	50.510.281 39.196.202 168.496.069		11.314.079 (129.299.867) 29% -77%
Actividades interrumpidas
Resultado de actividades interrumpidas	- (46.928.504) (55.066.265)		46.928.504 8.137.761 -100% -15%
Resultado del ejercicio	50.510.281 (7.732.302) 113.429.804		58.242.583 (121.162.106) -753% -107%

2016/2015

Los ingresos por ventas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 alcanzaron los EUR 599,5 millones, disminuyendo un 10% respecto del ejercicio anterior, como consecuencia principalmente de la disminución en el precio internacional del crudo del 11% en promedio respecto del 2015.

El resultado bruto y el resultado operativo aumentaron 20% y 167% en el ejercicio 2016, respectivamente, en comparación con las cifras del 2015, producto principalmente de la disminución en los costos operativos, administrativos y comerciales. Cabe destacar que ante la baja del precio internacional del crudo iniciada a fines del 2014, Tecpetrol Internacional realizó sus mayores esfuerzos para sostener la producción y el empleo, sin perder de vista el compromiso a largo plazo y buscando defender la viabilidad de los proyectos a través de la reducción y/o postergación de inversiones, optimización de los costos, renegociación de contratos con proveedores y con los diferentes gobiernos de países en los que opera, y haciendo foco en la eficiencia y en el aumento de la productividad en los procesos operativos, administrativos y comerciales.

El resultado neto del ejercicio 2016 arrojó una ganancia de EUR 50,5 millones.

2015/2014

Los ingresos por ventas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 alcanzaron los EUR 663,2 millones, disminuyendo un 13% respecto del ejercicio 2014, como consecuencia principalmente de la significativa baja del precio internacional del crudo que inició a fines del 2014, en promedio 48%, afectando las operaciones del sector hidrocarburífero.

El resultado bruto disminuyó un 56%, respecto las cifras del 2014, producto del menor valor en los ingresos por ventas y el aumento en los costos.

El resultado neto del ejercicio 2015 arrojó una pérdida de EUR 7,7 millones, el cual incluye resultados provenientes de actividades interrumpidas de EUR 46,9 millones (pérdida).

Resultados de las operaciones para los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2017 y 2016

Resumen de Resultados Consolidados (valores expresados en euros)

	Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de		Variación
	2017	2016	EUR	%
Actividades continuadas
Ingresos por ventas netos	483.796.842	438.372.863	45.423.979	10%
Costes operativos  (372.735.069)   (311.016.627) (61.718.442)   20% Resultado bruto  111.061.773   127.356.236 (16.294.463) -13%
Gastos de comercialización	(20.686.082)	(64.024.208)	43.338.126	-68%
Gastos de administración	(44.363.233)	(38.869.878)	(5.493.355)	14%
Costes de exploración	(7.413.200)	(2.150.743)	(5.262.457)	245%
Otros ingresos (egresos) operativos, netos	4.575.815	(1.133.782)	5.709.597	-504%
Resultado operativo	43.175.073	21.177.625	21.997.448	104%
Resultados financieros netos	(15.183.585)	(24.810.272)	9.626.687	-39%
Resultado de inversiones en compañías contabilizadas al método de la participación	54.037.745	21.618.590	32.419.155	150%
Resultado antes del impuesto sobre los beneficios	82.029.233	17.985.943	64.043.290	356%
Impuesto sobre los beneficios	(21.636.031)	(9.361.394)	(12.274.637)	131%
Resultado del período	60.393.202	8.624.549	51.768.653	600%

Los ingresos por ventas del período finalizado el 30 de septiembre de 2017 alcanzaron los EUR 483,8 millones, aumentando un 10% respecto del período anterior, como consecuencia principalmente de una mejora parcial de las condiciones xxx xxxxxxx petrolero internacional. No obstante el margen bruto disminuyó en el mismo período un 13% debido a un aumento en los costos operativos respecto a 2016, en un contexto de aplicación de programas de ajuste en las operaciones más expuestas a la crisis xx xxxxxxx y al cambio del marco contractual en algunos de los proyectos de Tecpetrol Internacional.

El resultado operativo aumentó un 104% respecto al período finalizado en septiembre de 2016, producto principalmente a la disminución en los gastos de comercialización, generada por la variación en los cargos a la previsión de incobrables, los que disminuyeron en EUR 46,9 millones como consecuencia del cobro de créditos atrasados. Por otra parte los costos de exploración aumentaron en EUR 5,3 millones y los otros ingresos netos aumentaron en EUR 5,7 millones.

El resultado neto del período finalizado el 30 de septiembre de 2017 arrojó una ganancia de EUR 60,4 millones, comparado con EUR 8,6 millones correspondientes al mismo período de 2016.

Ingresos por ventas para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014

La tabla siguiente muestra los ingresos por ventas de los principales países donde participa Tecpetrol Internacional (en euros):

Variación		%
16/15	15/14	16/15	15/14

Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

  2016      2015      2014  

Argentina	236.347.129	280.118.633	316.415.741	(43.771.504)	(36.297.107)	-16%	-11%
Perú	181.303.764	199.294.351	263.387.324	(17.990.587)	(64.092.973)	-9%	-24%
Ecuador	120.186.754	135.385.011	117.681.615	(15.198.256)	17.703.396	-11%	15%
México	54.986.742	48.396.056	60.711.428	6.590.686	(12.315.372)	14%	-20%
Bolivia	6.410.949	-	-	6.410.949	-

Otros  309.053      2.613     27.385 306.440 (24.772) 11728% -90%

Ingresos por ventas netos  599.544.392   663.196.663   758.223.492  (63.652.271) (95.026.829) -10% -13%

Argentina

En Argentina, los ingresos por venta se componen de la venta de crudo Xxxxxxxxx proveniente principalmente de los yacimientos en el Golfo San Xxxxx, crudo Medanito proveniente de la Cuenca Neuquina, y de gas proveniente principalmente de los yacimientos en las cuencas Noroeste y Neuquina.

Con el fin de evitar una reducción en la actividad de exploración y producción de petróleo y gas el gobierno argentino, a través de incentivos destinados a los exportadores de petróleo y acuerdos entre productores de hidrocarburos y refinadores, promovió que los precios de venta de combustibles y petróleo crudo en el mercado interno se mantengan superiores a los valores internacionales durante los ejercicios 2015 y 2016.

Los ingresos por la venta de crudo Xxxxxxxxx están sujetos a la variación de los precios internacionales, debido a que la demanda interna no es suficiente, y por lo tanto parte de la producción se exporta a otros mercados.

Por su parte, el crudo Medanito es comercializado en el mercado interno a precios pactados con los clientes.

Asimismo, los ingresos por ventas de las operaciones en Argentina en los períodos informados incluyen beneficios otorgados por el gobierno argentino a través de distintos programas.

Perú

En Perú, Tecpetrol del Perú S.A.C. y Tecpetrol Bloque 56 S.A.C., mantienen una participación del 10% (como no operadores) en los contratos de licencia para la exploración y explotación de hidrocarburos de los bloques 88 y 56, respectivamente.

Los ingresos por venta se componen de la venta de los hidrocarburos extraídos, principalmente líquidos de gas y gas natural, destinados al mercado interno y a la exportación.

Ecuador

En Ecuador, Tecpetrol Internacional participa a través de los siguientes contratos:

• La subsidiaria Tecpecuador, es adjudicataria del contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo crudo) en el Bloque Xxxxxxx. Tecpecuador tiene el derecho al cobro de una tarifa para los campos en producción por cada barril neto, producido y entregado en el centro de fiscalización. Esta tarifa considera un estimado de la amortización de las inversiones, los costos y gastos y una utilidad que toma en consideración el riesgo incurrido.

• La subsidiaria Pardaliservices, a través de un contrato firmado con la empresa estatal de petróleos del Ecuador, actualmente PAM, presta servicios específicos integrados con financiamiento de Tecpetrol Internacional en los campos petroleros Libertador-Atacapi. Pardaliservices percibe por sus servicios una tarifa por barril de petróleo incremental entregado resultante de las inversiones, medido como una diferencia entre las entregas del campo y una curva base declinante establecida en el contrato. El operador del campo es PAM, que mantiene su personal y es responsable por los costos operativos del campo.

• La subsidiaria Tecpeservices presta diversos servicios técnicos especializados en materia petrolera de ingeniería, construcciones y consultoría en general a Pardaliservices, Shushufindi y Kamana.

México

La subsidiaria Norpower brinda a Pemex Exploración y Producción el servicio de aseguramiento de la integridad y confiabilidad de los ductos que conforman el Sistema 3, el cual se trata de una red de más de 600 km de ductos y diversas instalaciones ubicadas en los estados de Chiapas, Tabasco y Campeche. El contrato contempla el mantenimiento de ductos, derechos de vía y puntos de medición, la provisión de asistencia técnica a Pemex Exploración y Producción en lo referido a operación y mantenimiento de ductos y la realización de trabajos específicos de sustitución, modificación, bajado, tapado y desmantelamiento de tramos de tubería, entre otros.

Bolivia

En Bolivia, Tecpetrol Internacional posee una participación del 20% en los bloques Ipati y Aquío, a través de la subsidiara Tecpetrol de Bolivia S.A, en los que mantiene un rol de no operador.

Los contratos de operación de ambos bloques firmados con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (“YPFB”), establecen que los socios privados están a cargo de la ejecución de las operaciones petroleras (exploración, evaluación, desarrollo, explotación y abandono) a su exclusiva cuenta y riesgo, a cambio de recibir de YPFB una retribución en función de la producción obtenida y entregada a YPFB, no asumiendo ésta riesgo ni responsabilidad alguna con respecto a las operaciones o sus resultados. En este contexto, Tecpetrol de Bolivia S.A. no posee derecho de propiedad sobre los yacimientos de hidrocarburos ni sobre los hidrocarburos producidos, que permanecen bajo propiedad de YPFB.

Durante el ejercicio 2016 se inició la producción comercial en ambos bloques, alcanzándose un caudal de producción de 6,5 MMm3/d.

2016/2015

En el ejercicio 2016 los ingresos por ventas ascendieron a EUR 599,5 millones, disminuyendo un 10% respecto del ejercicio 2015, como consecuencia principalmente de la disminución en el precio internacional del crudo del 11% en promedio.

En Argentina, el 52% de la producción de crudo fue vendida a refinerías xxx xxxxxxx local y el 48% restante se exportó principalmente a Bahamas, China y Estados Unidos ante la baja temporal en el refinamiento en el mercado local.

En el caso de crudo Xxxxxxxxx, se observó una disminución en el precio promedio de venta (pasando de un promedio de US$52 por barril en 2015 a US$46 por barril en 2016) y una disminución en la producción de 26%.

Respecto de crudo Medanito, la producción se mantuvo en línea al ejercicio 2015, sin embargo los precios xxx xxxxxxx interno disminuyeron en promedio un 17% respecto del 2015. Como consecuencia de la baja temporal en la demanda de combustibles y la posibilidad de importar subproductos y petróleo crudo de alta calidad a precios inferiores a los xxx xxxxxxx doméstico, las refinerías argentinas redujeron el nivel de procesamiento de crudo de origen nacional. Esto provocó un aumento en las existencias y sobre oferta de crudo que presionó para que los precios de venta en el mercado local desciendan en el segundo semestre de 2016.

Respecto del gas, la producción se redujo un 6%, principalmente en el área Los Xxxxxx (Cuenca Neuquina), mientras en los precios promedios se observó un aumento del 20%. Durante el 2016, los ingresos correspondieron en un 89% a usuarios industriales, 2% a licenciatarias del servicio de distribución y un 9% a generadoras de energía eléctrica.

En Perú, la disminución en los ingresos por ventas en el ejercicio 2016 de EUR 18,0 se debió principalmente a la baja en los precios internacionales, mientras que los niveles de producción se mantuvieron en niveles similares al ejercicio 2015.

La disminución en los ingresos por ventas de Ecuador en el ejercicio 2016 respecto del 2015 se explica básicamente por una disminución en los volúmenes producidos en las subsidiaras Pardaliservices y Tecpecuador.

2015/2014

Los ingresos por ventas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 alcanzaron los EUR 663,2 millones, disminuyendo un 13% respecto del ejercicio 2014, como consecuencia principalmente de la significativa baja del precio internacional del crudo iniciada a fines del 2014 (en promedio 48%). Este efecto fue parcialmente compensado por la variación del tipo de cambio del euro con respecto al dólar estadounidense.

En Argentina, el 55% de la producción de crudo fue vendida a refinerías xxx xxxxxxx local y el 45% restante se exportó principalmente a Brasil, China y Estados Unidos ante la baja temporal en la capacidad de refinamiento en el mercado local.

La producción de crudo Xxxxxxxxx en el ejercicio 2015 se mantuvo en los niveles del ejercicio 2014, siendo los precios de venta directamente afectados por la disminución de los precios internacionales del crudo.

La producción de crudo Medanito disminuyó un 15% en el ejercicio 2015 con respecto al 2014, mientras que los precios xxx xxxxxxx interno disminuyeron en promedio un 5%, debido a que el gobierno argentino promovió, ante la baja en el precio internacional del crudo en 2014, una reducción del 5% en promedio sobre el precio de los combustibles en el surtidor, implicando una reducción en los valores de venta de los productores.

Respecto del gas, la producción se mantuvo en los niveles del ejercicio 2014, y en los precios promedios se observó un aumento del 12%. Los ingresos correspondieron en un 89% a usuarios industriales, 7% a licenciatarias del servicio de distribución y un 4% a generadoras de energía eléctrica.

En Perú, la disminución en los ingresos por ventas en el ejercicio 2015 de EUR 64,1 millones se debe principalmente a una disminución en la producción y a la significativa baja en los precios internacionales.

Ingresos por ventas por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2017 y 2016

La siguiente tabla muestra los ingresos por ventas de los principales países donde participa Tecpetrol Internacional (en euros):

Variación
EUR	%

Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

   2017        2016  

Argentina	192.620.918	180.497.758	12.123.160	7%
Perú	148.570.391	122.418.195	26.152.196	21%
Ecuador	78.945.906	90.732.926	(11.787.019)	-13%
Bolivia	27.845.813	1.539.973	26.305.840	1708%
México	25.395.580	42.877.713	(17.482.133)	-41%
Colombia	10.403.964	-	10.403.964	100%
Otros	14.269      306.299		(292.029) -95%
Ingresos por ventas netos	483.796.842    438.372.863		45.423.979   10%

Al 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 xxx xxxxxxxx por ventas ascendieron a EUR 483,8 millones, aumentando un 10% respecto del mismo período a 2016.

En Argentina, los ingresos por ventas aumentaron un 7% con respecto al mismo período del año anterior, principalmente debido a un aumento en los ingresos por venta de gas, lo cual fue parcialmente compensado por una disminución en los ingresos por venta de crudo xxxxxxxxx.

El aumento en los ingresos por venta de gas se debe principalmente al significativo incremento en la producción, en su mayor parte proveniente del área Xxxxxx xx Xxxxxx en la cuenca neuquina, la cual responde al desarrollo del área y, a un aumento en los precios de venta promedio del 11% comparado con el mismo período del 2016. La producción de gas del período fue destinada en su totalidad al mercado interno.

Durante los primeros nueve meses del año 2017 los volúmenes de producción de crudo ascendieron a 295 mil m3 (correspondiendo un 62% x xxxxx xxxxxxxxx y el 38% restante a crudo medanito) lo que representa una disminución del 26% respecto de la producción de crudo del período 2016. En el periodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2017, un 20% de la producción de crudo fue destinado a exportaciones, en comparación con el 40% en el mismo período de 2016.

Los ingresos por la venta de crudo xxxxxxxxx disminuyeron aproximadamente un 20% debido a una disminución en la producción en la xxxxxx xx Xxxxx San Xxxxx, mientras que los precios de venta promedio de crudo Xxxxxxxxx se mantuvieron en línea con los precios promedios del mismo período del 2016.

Respecto del crudo medanito, el aumento de la producción compensa el efecto de la disminución en los precios de venta en el mercado local, pasando de un promedio de US$66 por barril en el período de nueve meses finalizado en septiembre de 2016 a US$55 por barril en el mismo período de 2017. Esta tendencia en los precios de venta se observa desde el segundo semestre de 2016, como consecuencia de un aumento en las existencias y sobre oferta de crudo que presionó para que los precios de venta en el mercado local desciendan.

En Perú, el aumento en los ingresos por ventas en el ejercicio 2017 de EUR 26,2 se debió principalmente a un aumento promedio en los precios de petróleo y gas, mientras que los niveles de producción se mantuvieron en niveles similares al período 2016.

En Bolivia se registró un aumento en los ingresos por ventas de EUR 26,3 millones respecto al período anterior, debido a durante el tercer trimestre de 2016 se inició la producción comercial en

los bloques Ipati y Aquio. A septiembre de 2017 se alcanzó un caudal de producción de 8,1 MMm3/d de gas y 1.160 m3/d de petróleo (5,2 MMm3/d de gas y 708 m3/d de petróleo a septiembre de 2016)

La disminución en los ingresos por ventas En Ecuador en el período finalizado el 30 de septiembre de 2017 respecto del mismo período de 2016 se debe principalmente a menores volúmenes producidos en las subsidiarias Pardaliservices y Tecpecuador.

Asimismo, en México disminuyó la actividad de la subsidiaria Norpower debido principalmente a restricciones presupuestarias del cliente como consecuencia del contexto del sector hidrocarburífero.

El incremento de los ingresos por venta en Colombia, se debe a que en mayo de 2017 Tecpetrol International S.A. (Socio único) aportó a Tecpetrol Internacional la participación accionaria del 100% en Tecpetrol Colombia S.A.S., incorporándose en consecuencia, a partir de dicha las operaciones en los Bloques CPO-13 y CPO-7.

Costos operativos para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014

La tabla siguiente muestra los principales componentes de los costos operativos para los ejercicios indicados (en euros):

	Por el ejercicio finalizado el 31 de		diciembre de		Variación		%
	2016	2015	2014		16/15	15/14	16/15	15/14
Honorarios y servicios	8.501.224	10.731.326	8.382.046		-2.230.102	2.349.280	-21%	28%
Costes laborales	37.611.513	47.718.909	38.487.516		-10.107.396	9.231.393	-21%	24%
Depreciaciones y deterioros	143.546.984	180.907.939	99.946.336		-37.360.955	80.961.603	-21%	81%
Servicios de operación	61.449.975	59.159.884	62.972.923		2.290.091	-3.813.039	4%	-6%
Gastos de mantenimiento	56.776.570	83.506.483	64.026.996		-26.729.913	19.479.487	-32%	30%
Acondicionamiento, almacenaje y embarque	27.705.921	29.258.712	25.300.913		-1.552.791	3.957.799	-5%	16%
Regalías y otros impuestos	83.876.300	97.733.604	126.441.313		-13.857.304	-28.707.709	-14%	-23%
Otros	7.159.085 10.062.892   7.671.166			-2.903.807 2.391.726 -29%   31%
	426.627.572 519.079.749 433.229.209			(92.452.177) 85.850.540 -18% 20%

2016/2015

Los costos operativos para el ejercicio 2016 ascendieron a EUR 426,6 millones, comparado con los EUR 519,1 millones para el ejercicio 2015, lo que equivale a una disminución de EUR 92,5 millones (18%), como consecuencia principalmente de la optimización de los costos y demás medidas adoptadas por Tecpetrol Internacional ante la baja de los precios internacionales, haciendo foco en la eficiencia y en el aumento de la productividad en los procesos operativos y al efecto de la devaluación del peso argentino respecto al dólar estadounidense en las operaciones de Argentina.

2015/2014

Los costos operativos del ejercicio 2015 aumentaron un 20% respecto del 2014, observándose los siguientes efectos:

• EUR 81,0 millones por un incremento en la depreciaciones y desvalorizaciones como consecuencia de la puesta en marcha de inversiones y del reconocimiento en el ejercicio 2015 de un cargo por un deterioro de EUR 26,2 millones en las operaciones de Argentina, originado por contexto del sector hidrocarburífero, el cual fue afectado por el descenso de los precios internacionales de crudo.

• EUR 19,5 millones por incremento en los costos de mantenimiento de la operación, principalmente por la readecuación de las operaciones al nuevo contexto del sector hidrocarburífero en Argentina.

• EUR 28,7 millones por una disminución en regalías y otros impuestos respecto del ejercicio 2014. La misma se explica por una disminución en las operaciones de Argentina y Perú como consecuencia principalmente de la baja del precio del crudo.

Costos operativos por los períodos de nueve meses finalizados el 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 x 0000

Xx xxxxx siguiente muestra los principales componentes de los costos operativos para los ejercicios indicados (en euros):

Variación
EUR	%

Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

   2017      2016  

Honorarios y servicios	8.226.123	6.329.696	1.896.427	30%
Costes laborales	33.564.533	28.153.553	5.410.980	19%
Depreciaciones y deterioros	126.347.419	105.556.707	20.790.712	20%
Servicios de operación	51.919.846	44.654.531	7.265.315	16%
Gastos de mantenimiento	49.925.212	41.692.926	8.232.286	20%
Acondicionamiento, almacenaje y embarque	20.893.424	20.686.084	207.340	1%
Regalías y otros impuestos	74.043.900	59.329.458	14.714.442	25%
Otros	7.814.612   4.613.672		3.200.940   69%
	372.735.069 311.016.627		61.718.442   20%

Los costos operativos para el período finalizado al 30 de septiembre de 2017 ascendieron a EUR 372,7 millones, comparado con EUR 311,0 millones para el período 2016, lo que equivale a un aumento de EUR 61,7 millones (20%), como consecuencia principalmente de: (i) un aumento en las depreciaciones y deterioros, que incluyen a septiembre de 2017 un cargo por deterioro de EUR 6,2 millones reconocido por la subsidiaria argentina Tecpetrol S.A. en los activos y equipos de producción y desarrollo en el área El Tordillo, ocasionado principalmente por el nivel de precio internacional de crudo, que torna inviables algunas actividades al tratarse de un yacimiento maduro;

(ii) un aumento en las regalías y otros impuestos de EUR 14,7 millones, consecuencia principalmente del incremento en los ingresos de Argentina, Perú y Colombia; y (iii) un aumento los costos laborales, gastos de mantenimiento y servicios de operación principalmente debido al aumento de las operaciones en Argentina, Bolivia y Colombia.

Gastos de Comercialización para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014

La tabla siguiente muestra los gastos de comercialización para los períodos indicados (en euros):

	Por el ejercicio fina	lizado el 31 de diciembre de			Variación %
	2016	2015	2014		16/15	15/14	16/15	15/14
Acondicionamiento, almacenaje y embarque	2.637.475	2.661.170	2.423.550		-23.695 237.620		-1%	10%
Provisión para créditos incobrables	1.465.293	21.316.497	3.338.679		-19.851.204 17.977.818		-93%	538%
Impuestos	5.564.887 7.096.734 42.605.683			-1.531.847 -35.508.949 -22% -83%
	9.667.655 31.074.401 48.367.912			-21.406.746 -17.293.511 -69% -36%

2016/2015

Los gastos de comercialización para el ejercicio 2016 ascendieron a EUR 9,7 millones, en comparación con los EUR 31,1 millones del ejercicio 2015, lo que representó una disminución del 69%, básicamente generado por la variación en el cargo de provisión para créditos incobrables.

2015/2014

Los gastos de comercialización para el ejercicio 2015 disminuyeron un 36% respecto del ejercicio 2014, principalmente debido una disminución en los derechos a la exportación generado por las

operaciones Argentina, efecto parcialmente compensado por un aumento de la provisión para créditos incobrables, principalmente en las operaciones de Perú y México.

Gastos de Comercialización por los períodos de nueve meses finalizados el 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 x 0000

Xx xxxxx siguiente muestra los gastos de comercialización para los períodos indicados (en euros):

Variación
EUR	%

Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

   2017      2016  

Almacenaje y embarque	3.986.604	2.092.325	1.894.279	91%
Provisión para créditos incobrables	10.853.541	57.741.318	(46.887.777)	-81%
Impuestos	5.760.104	4.157.218	1.602.886	39%

Otros  85.833     33.347    52.486   157%

   20.686.082   64.024.208  (43.338.126)   -68%

Los gastos de comercialización por el período 2017 ascendieron a EUR 20,7 millones, en comparación con los EUR 64,0 millones del período 2016, lo que representó una disminución del 68%, básicamente generado por la variación en la previsión para créditos incobrables. Dicha disminución corresponde principalmente a un menor cargo por las operaciones de Ecuador, luego de registrar un importante cobro de saldos vencidos a principios de 2017.

Gastos de Administración para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014

La tabla siguiente muestra los principales componentes de los gastos de administración para los períodos indicados (en euros):

	Por el ejercicio fina	lizado el 31 de	diciembre de		Variación		%
	2016	2015	2014		16/15	15/14	16/15	15/14
Honorarios y servicios	11.371.461	17.037.777	14.387.999		-5.666.316	2.649.778	-33%	18%
Costes laborales	36.081.485	42.942.321	40.985.426		-6.860.836	1.956.895	-16%	5%
Depreciaciones	1.071.909	743.707	754.464		328.202	-10.757	44%	-1%
Impuestos	2.298.093	720.510	1.152.095		1.577.583	-431.585	219%	-37%
Otros gastos de administración	9.329.766	11.764.299	13.394.846		-2.434.533	-1.630.547	-21%	-12%

Reembolsos de gastos  (12.337.917) (14.722.022)   (8.764.161)   2.384.105 -5.957.861   -16%   68%

  47.814.797   58.486.592   61.910.669  -10.671.795 -3.424.077   -18%   -6%

2016/2015

Los gastos de administración para el ejercicio 2016 disminuyeron un 18% con respecto al ejercicio 2015, debido principalmente a la reducción y optimización de gastos ante la disminución en los precios internacionales de venta del crudo, haciendo foco en la eficiencia y en el aumento de la productividad en los procesos administrativos.

2015/2014

Los gastos de administración para el ejercicio 2015 ascendieron a EUR 58,5 millones comparado con los EUR 61,9 millones para el ejercicio 2014, lo que equivale a una disminución de EUR 3,4 millones (6%); dicha disminución se debe principalmente a un aumento de los reembolsos de gastos en el ejercicio 2015, efecto levemente compensado por aumentos en los honorarios y servicios y costos laborales.

Los reembolsos de gastos incluyen los cargos facturados por asistencia técnica y overhead y no son pasibles de asociación o prorrateo respecto de cada concepto antes detallado, sino con el conjunto de tareas que constituyen la función del operador.

Gastos de Administración por los períodos de nueve meses finalizados el 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 x 0000

Xx xxxxx siguiente muestra los principales componentes de los gastos de administración para los períodos indicados (en euros):

Variación
EUR	%

Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de

   2017      2016  

Honorarios y servicios	9.748.528	8.454.463	1.294.065	15%
Costes laborales	28.592.817	26.651.058	1.941.759	7%
Depreciaciones	1.446.114	689.326	756.788	110%
Impuestos	6.505.880	5.992.591	513.289	9%
Otros gastos de administración	6.235.458	6.957.537	(722.079)	-10%
Reembolsos de gastos	(8.165.564) (9.875.097)		1.709.533 -17%
	44.363.233   38.869.878		5.493.355   14%

2017/2016

Los gastos de administración para el período 2017 aumentaron en promedio un 14% con respecto al período 2016, principalmente en las operaciones en Argentina, generado por un aumento de la actividad en general respecto al período anterior.

Costos de Exploración para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014

Los costos de exploración y evaluación de un área y los costos de perforación xx xxxxx exploratorios se activan inicialmente, hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. En el caso de áreas exclusivamente exploratorias, estos costos incluyen estudios geológicos y demás costos directamente atribuibles a la actividad. Posteriormente, si se determina que los resultados no son exitosos, los mencionados costos se imputan al estado de resultados.

Los costos de exploración ascendieron a EUR 2,8 millones en el ejercicio 2016, EUR 11,5 millones en el ejercicio 2015 y EUR 2,5 millones en el ejercicio 2014. El incremento en los costos de exploración en el ejercicio 2015, se debe principalmente a mayores costos en las operaciones de Perú.

Costos de Exploración por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2017 y 2016

Los costos de exploración ascendieron a EUR 7,4 millones en el periodo de nueve meses al 30 de septiembre de 2017 y a EUR 2,2 millones en el periodo 2016. El incremento en los costos de exploración en 2017, se genera principalmente por los costos de exploración en las operaciones de Colombia.

Otros ingresos / (egresos) operativos netos para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014

La tabla siguiente muestra los principales componentes de los otros ingresos / egresos operativos