PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO ... · impositivos y/o de otro tipo relacionados...

PROGRAMADEOBLIGACIONESNEGOCIABLESSIMPLES

(NOCONVERTIBLESENACCIONES)PORHASTAUS$400.000.000(OSUEQUIVALENTEENOTRASMONEDAS)

Elpresenteeselprospecto(el“Prospecto”)correspondientealProgramadeObligacionesNegociablesSimples(NoConvertiblesenAcciones)porhastaUS$400.000.000(osuequivalenteenotrasmonedas) (el “Programa”)dePetroquímicaComodoroRivadaviaS.A. (la“Sociedad”,“PCR”, la“Compañía”o la“Emisora”),enelmarcodelcualéstapodráemitirobligacionesnegociables simples,noconvertiblesenacciones,congarantíacomún, especial y/o flotante, y/u otra garantía (incluyendo, sin limitación, garantía de terceros), subordinadas o no (las “ObligacionesNegociables”). Elmontomáximo de las Obligaciones Negociables en circulación en cualquiermomento bajo el Programa no podrá exceder elmontodeUS$400.000.000,osuequivalenteenotrasmonedas,pudiendoestasestardenominadasendólaresestadounidensesoencualquierotramoneda.

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en distintas clases con términos y condiciones específicos diferentes entre las ObligacionesNegociables de las distintas clases, pero lasObligacionesNegociables de unamisma clase siempre tendrán losmismos términos y condicionesespecíficos. Asimismo, las Obligaciones Negociables de una misma clase podrán ser emitidas en distintas series con los mismos términos ycondiciones específicos que las demásObligacionesNegociables de lamisma clase, y aunquepodrán tener lasObligacionesNegociables de lasdistintasseriesdiferentesfechasdeemisióny/opreciosdeemisión,lasObligacionesNegociablesdeunamismaseriesiempretendránlasmismasfechasdeemisiónypreciosdeemisión.

Elmonto,denominación,moneda,preciodeemisión,fechasdeamortización,vencimientoeintereses,siloshubiera,ygarantías,decorresponder,juntoconlosdemástérminosycondicionesaplicablesacualquierclasey/oseriedelasObligacionesNegociablesseránlosqueseespecifiquenenlos suplementos de precio correspondientes a cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables (los “Suplementos”) los que en cada casocomplementaránlostérminosycondicionesdelasObligacionesNegociablesdescriptosenlasección“DelaOfertaylaNegociación”delpresenteProspecto. Los plazos de amortización siempre estarán dentro de los plazos mínimos y máximos que permitan las normas vigentes. LasObligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija o flotante o de cualquier otra manera, o no devengar intereses, según seespecifique en los Suplementos correspondientes. Los intereses serán pagados en las fechas y en las formas que se especifiquen en losSuplementoscorrespondientes.

LasObligacionesNegociablesqueseemitanbajoelProgramaconstituirán,unavezemitidas,“obligacionesnegociables”bajolaLeyNº23.576ysusmodificaciones (la“LeydeObligacionesNegociables”), sujetoalcumplimientode lasexigenciasprevistasensuartículo36daránderechoa losbeneficiosdispuestosenlamisma,yestaránsujetasalosrequisitosdeprocedimientoallíestablecidos.Sesolicitaráautorizaciónparaellistadoy/olanegociacióndeunaomásclasesy/o seriesdeObligacionesNegociablesque seemitanbajoelProgramaenunaomásbolsasy/omercadosautorizadosdelpaísy/odelexterior,segúnseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.ParalaofertapúblicaenlaRepúblicaArgentina(“Argentina”),secumpliráconlodispuestoenlaLeyNº26.831(consusmodificatoriasyreglamentarias,la“LeydeMercadodeCapitales”)yenlasnormas de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”), según texto ordenado por la Resolución General N° 622/2013 y sus modificatorias ycomplementarias (las “Normas de la CNV”). Asimismo, resultarán aplicables la LeyGeneral de SociedadesNº 19.550 (con susmodificatorias yreglamentarias,la“LeyGeneraldeSociedades”).

LaSociedadhaoptadoporqueelProgramanocuenteconcalificacionesderiesgo.LaEmisorapodráoptarporcalificarcadaunadelas clases o series de Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa, conforme lo determine en cada oportunidad en losrespectivos Suplementos. Las calificaciones de riesgo no constituirán –ni podrán ser consideradas como una recomendación deadquisiciónde lasObligacionesNegociablesporpartede laEmisoraoporpartedecualquieragentecolocadorparticipanteenunacasey/oseriebajoelPrograma.

La Sociedad podrá solicitar el listado y negociación de las Obligaciones Negociables en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (“BYMA”), y en elMercadoAbiertoElectrónicoS.A.(el“MAE”)y/oencualquierotromercadoautorizadodelpaísy/odelexterior,conformesedetermineencadaSuplemento.AmenosquelasObligacionesNegociablesseencuentrenregistradasbajolaU.S.SecuritiesActof1933ysusmodificatorias(la“LeydeValoresNegociablesde losEstadosUnidos”) lasObligacionesNegociablessoloseránofrecidasentransaccionesexceptuadasderegistrobajo laLeydeValoresNegociablesdelosEstadosUnidosy las leyesdevaloresnegociablesdeotrasjurisdicciones.Consecuentemente, laSociedadsoloofreceráyvenderáObligacionesNegociablesregistradasbajolaLeydeValoresNegociablesdelosEstadosUnidosoentransaccionesexceptuadasde registración bajo la Ley de Valores Negociables de los Estados Unidos a inversores institucionales calificados (qualified institutional buyers“QIBs”)(segúnlosdefinelaRule144A(la“Regla144A”)bajolaLeydeValoresNegociablesdelosEstadosUnidosofueradelosEstadosUnidosbajolaRegulaciónSde laLeydeValoresNegociablesde losEstadosUnidos (la“RegulaciónS”).Sinembargo, laEmisoranopuedeasegurarque lassolicitudescorrespondientesseanaceptadas.

AntesdetomardecisionesdeinversiónrespectodelasObligacionesNegociables,elpúblicoinversordeberáconsiderarlosfactoresderiesgoquese

describenen“InformaciónClavesobrelaEmisora-FactoresdeRiesgo”delpresenteyelrestodelainformacióncontenidaenelpresenteProspecto

yenlosSuplementos.

LaSociedad,susbeneficiariosfinales,ylaspersonasfísicasojurídicasquetienencomomínimoel20%desucapitalodelosderechosavoto,oqueporotrosmediosejercenelcontrol final,directoo indirectosobre lamisma,noregistrancondenaspordelitosde lavadodeactivosy/ofinanciamientodelterrorismoy/onofiguranenlaslistasdeterroristasyorganizacionesterroristasemitidasporelConsejodeSeguridaddelasNacionesUnidas.OfertapúblicaautorizadaporResoluciónNºRESFC-2018-19433-APN-DIR#CNVdefecha28demarzode2018delaCNV.Estaautorizaciónsólosignificaquesehacumplidoconlosrequisitosestablecidosenmateriadeinformación.LaCNVnohaemitidojuiciosobrelosdatoscontenidosen el Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en elpresente Prospecto es exclusiva responsabilidad del Directorio y, en lo que les atañe, del Órgano de Fiscalización de la Sociedad y de losAuditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados contables que se acompañan y demás responsables contemplados en losartículos119y120delaLeydeMercadodeCapitales.Eldirectoriomanifiesta,concarácterdedeclaraciónjurada,queelpresenteProspectocontiene,a la fechadesupublicación, informaciónverazysuficientesobretodohechorelevantequepuedaafectar lasituaciónpatrimonial,económicayfinancieradelaSociedadydetodaaquéllaquedebaserdeconocimientodelpúblicoinversorconrelaciónalapresenteemisión,conformelasnormasvigentes.

LafechadeesteProspectoes23deabrilde2018

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CONTENIDO PÁGINA

NOTIFICACIÓNALOSINVERSORES........................................................................................................................3INFORMACIÓNRELEVANTE....................................................................................................................................6PRESENTACIÓNDEINFORMACIÓNCONTABLE......................................................................................................7GLOSARIODETÉRMINOSTÉCNICOS......................................................................................................................9DECLARACIONESSOBREHECHOSFUTUROS........................................................................................................11RESUMENDELOSTÉRMINOSYCONDICIONESDELASOBLIGACIONESNEGOCIABLES......................................13DATOSSOBREDIRECTORESYADMINISTRADORES,GERENTES,ASESORESYMIEMBROSDELÓRGANODEFISCALIZACIÓN......................................................................................................................................................18DATOSESTADÍSTICOSYPROGRAMAPREVISTOPARALAOFERTA.....................................................................26INFORMACIÓNCLAVESOBRELAEMISORA.........................................................................................................27INFORMACIÓNSOBRELAEMISORA....................................................................................................................76RESEÑAYPERSPECTIVAOPERATIVAYFINANCIERA..........................................................................................175DIRECTORES,ADMINISTRADORES,GERENCIAYEMPLEADOS..........................................................................215ACCIONISTASPRINCIPALESYTRANSACCIONESCONPARTESRELACIONADAS................................................223INFORMACIÓNCONTABLE.................................................................................................................................226DELAOFERTAYLANEGOCIACIÓN.....................................................................................................................229INFORMACIÓNADICIONAL................................................................................................................................240ESTADOSFINANCIEROS......................................................................................................................................257

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NOTIFICACIÓNALOSINVERSORESAntes de tomar una decisión de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversordeberá considerar la totalidad de la información contenida en este Prospecto y en los Suplementoscorrespondientes (complementados, en su caso, por los avisos, actualizaciones y demás documentoscorrespondientes).AltomardecisionesdeinversiónrespectodelasObligacionesNegociables,elpúblicoinversordeberábasarseen

su propio análisis de la Sociedad, de los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, y de los

beneficiosy riesgos involucrados.ElcontenidodeesteProspectoy/ode losSuplementoscorrespondientesno

debeser interpretadocomoasesoramiento legal,comercial, financiero, impositivoy/odeotrotipo.Elpúblico

inversordeberáconsultar consuspropiosasesores respectode losaspectos legales, comerciales, financieros,

impositivosy/odeotrotiporelacionadosconsuinversiónenlasObligacionesNegociables.

Nosehaautorizado,aningúnorganizador,agentecolocadory/ocualquierotrapersonaabrindarinformacióny/oefectuardeclaracionesrespectodelaEmisoray/odelasObligacionesNegociablesquenoesténcontenidasen el presente Prospecto y/o en los Suplementos correspondientes, y, si se brindara y/o efectuara, dichainformacióny/odeclaracionesnopodránserconsideradasautorizadasy/oconsentidasporlaEmisoray/oloscorrespondientesorganizadoresoagentescolocadores.Ni este Prospecto ni los Suplementos correspondientes constituiránunaoferta de venta y/o una invitacióna

formularofertasdecompradelasObligacionesNegociablesenaquellasjurisdiccionesenquelarealizaciónde

dichaofertay/oinvitaciónnofuerapermitidaporlasnormasvigentes.Elpúblicoinversordeberácumplircon

todas lasnormasvigentesen cualquier jurisdicciónenque comprara,ofrecieray/ovendiera lasObligaciones

Negociables y/o en la que poseyera y/o distribuyera este Prospecto y/o los Suplementos correspondientes, y

deberáobtenerlosconsentimientos,lasaprobacionesy/olospermisosparalacompra,ofertay/oventadelas

ObligacionesNegociablesrequeridosporlasnormasvigentesencualquierjurisdicciónalaqueseencontraran

sujetos y/o en la que realizaran dichas compras, ofertas y/o ventas. Ni la Emisora ni los correspondientes

agentescolocadorestendránresponsabilidadalgunaporincumplimientosadichasnormasvigentes.

En caso de distribuirse versiones preliminares del Prospecto (con la leyenda correspondiente), conforme loprevisto en el Artículo 8, Sección II, del Capítulo IX, del Título II de las Normas de la CNV, el mismo seráconfeccionadoporlaCompañíaúnicamenteparaserutilizadoenrelaciónconlacolocacióndelasObligacionesNegociablesdescriptasenesedocumento.Larecepcióndedichodocumentopreliminarespersonalparacadadestinatariode laofertaynoconstituyeunaofertaaningunaotrapersonaoalpúblicoengeneralparaquesuscriban o de otro modo adquieran las Obligaciones Negociables. La distribución de dicho documentopreliminaracualquierpersonadistintadeldestinatariodelaofertaydelaspersonas,ensucaso,contratadaspara asesorar a dicho destinatario de la oferta en relación con los títulos no está autorizada, y cualquiermanifestaciónde cualquier parte de su contenido, sin el previo consentimientopor escrito de la Compañía,estáprohibida.Cadadestinatariode laofertapreliminar, al aceptar recibirdichosdocumentospreliminares,acuerdalomanifestadoenestepárrafoyanodistribuirningúndocumentoallímencionado.LainformacióncontenidaenelpresenteProspectocorrespondealasfechasconsignadasenelmismoypodrásufrircambiosenelfuturo.LaentregadeesteProspectonoimplicará,bajoningunacircunstancia,quenosehan producido cambios en la información incluida en el Prospecto o en la situación de la Compañía conposterioridadalafechadelpresente.LainformacióncontenidaenesteProspectoconrespectoalasituaciónpolítica,legalyeconómicadeArgentinaylaRepúblicadelEcuador(“Ecuador”)hasidoobtenidadefuentesgubernamentalesyotrasfuentespúblicasyla Compañía no es responsable de su veracidad.No podrá considerarse que la información contenida en elpresenteProspectoconstituyeunapromesaogarantía,yaseaconrespectoalpasadooalfuturo.ElProspectocontiene resúmenes con respecto a términos de ciertos documentos propios que la Compañía consideraprecisos. Copias de dichos documentos serán puestas a disposición del inversor, si así lo solicitara, paracompletar la información resumida en el presente. Dichos resúmenes se encuentran condicionados en sutotalidadadichasreferencias.

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ENLASOFERTASPÚBLICASINICIALESDELASOBLIGACIONESNEGOCIABLES,LOSAGENTESCOLOCADORESQUEPARTICIPENENSUCOLOCACIÓNYDISTRIBUCIÓNPORCUENTAPROPIAOPORCUENTADELAEMISORAODEUN TITULAR DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES PODRÁN REALIZAR OPERACIONES DESTINADAS AESTABILIZAR EL PRECIO DE MERCADO DE AQUELLAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, CONFORME CON ELARTÍCULO12DELASECCIÓNIVDELCAPÍTULOIVDELTÍTULOVIDELASNORMASDELACNVYDEMÁSNORMASVIGENTES(LASCUALESPODRÁNSERSUSPENDIDASY/OINTERRUMPIDASENCUALQUIERMOMENTO).DICHASOPERACIONESDEBERÁNAJUSTARSEALASSIGUIENTESCONDICIONES:(I)NOPODRÁNEXTENDERSEMÁSALLÁDELOSPRIMEROS30DÍASCORRIDOSDESDEELPRIMERDÍAENELCUALSEHAYAINICIADOLANEGOCIACIÓNDELASCORRESPONDIENTESOBLIGACIONESNEGOCIABLESENELMERCADO;(II)PODRÁNSERREALIZADASPORAGENTES QUE HAYAN PARTICIPADO EN LA ORGANIZACIÓN Y COORDINACIÓN DE LA COLOCACIÓN YDISTRIBUCIÓN DE LA EMISIÓN; (III) PODRÁN REALIZARSE OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN DESTINADAS AEVITAROMODERAR LAS ALTERACIONES BRUSCAS EN EL PRECIOAL CUAL SENEGOCIEN LASOBLIGACIONESNEGOCIABLES COMPRENDIDAS EN LA OFERTA PÚBLICA INICIAL EN CUESTIÓN PORMEDIO DEL SISTEMA DEFORMACIÓNDELIBROOPORSUBASTAOLICITACIÓNPÚBLICA(IV)NINGUNAOPERACIÓNDEESTABILIZACIÓNQUESEREALICEENELPERÍODOAUTORIZADOPODRÁEFECTUARSEAPRECIOSSUPERIORESAAQUELLOSALOSQUESEHAYANEGOCIADOLASOBLIGACIONESNEGOCIABLESENCUESTIÓNENLOSMERCADOSAUTORIZADOS,ENOPERACIONESENTREPARTESNOVINCULADASCONLASACTIVIDADESDEORGANIZACIÓN,DISTRIBUCIÓNYCOLOCACIÓN; Y (V) LOS AGENTES QUE REALICEN OPERACIONES EN LOS TÉRMINOS ANTES INDICADOS,DEBERÁN INFORMARA LOSMERCADOS LA INDIVIDUALIZACIÓNDE LASMISMAS. LOSMERCADOSDEBERÁNHACER PÚBLICAS LAS OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN, YA FUERE EN CADAOPERACIÓN INDIVIDUAL O ALCIERREDIARIODELASOPERACIONES.EncasoquelaSociedadseencontrarasujetaaprocesosjudicialesdequiebra,concursopreventivo,acuerdospreventivos extrajudiciales y/o similares, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables(incluyendo, sin limitación, las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos ycondiciones de las Obligaciones Negociables, estarán sujetos a las disposiciones previstas por las leyes dequiebra, concursos, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares y/o demás normas vigentes que seanaplicables. Para mayor información ver “Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con las ObligacionesNegociables – En caso de concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial los tenedores de las

Obligaciones Negociables emitirán su voto en forma diferente a los demás acreedores quirografarios” en elpresenteProspecto.EnloquerespectaalainformacióncontenidaenelProspecto,laEmisoraylosagentescolocadorestendránlasobligaciones y responsabilidades que a cada uno imponen los artículos 119 y 120 de la Ley deMercado deCapitales. Según lo establece el referido artículo 119 de la Ley de Mercado de Capitales, los emisores devalores, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización, estos últimos enmateriadesucompetencia,yensucasolosoferentesdelosvaloresconrelaciónalainformaciónvinculadaalos mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores con oferta pública, seránresponsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV.Adicionalmente, conforme lo previsto en el artículo 120 de la mencionada ley, las entidades y agentesintermediarios en el mercado que participen como organizadores, o colocadores en una oferta pública deventao compradevaloresdeberán revisardiligentemente la información contenidaen losprospectosde laoferta.Losexpertoso tercerosqueopinensobreciertaspartesdelProspectosóloseránresponsablespor lapartededichainformaciónsobrelaquehanemitidoopinión.Los directores y síndicos de la Emisora son ilimitada y solidariamente responsables por los perjuicios que laviolacióndelasdisposicionesdelaLeydeObligacionesNegociablesproduzcaalosobligacionistas,elloatentolodispuestoenelartículo34delaLeydeObligacionesNegociables.Toda persona que suscriba las Obligaciones Negociables reconoce que se le ha brindado la oportunidad desolicitara laEmisora,ydeexaminar,yharecibidoyexaminado,toda la informaciónadicionalqueconsiderónecesaria para verificar la exactitud de la información contenida en el presente, y/o para complementar talinformación.En casoque lasObligacionesNegociables seanofrecidas fuera de laArgentina, la Compañía podrá prepararversiones en inglés del presente Prospecto y/o de los Suplementos correspondientes a los fines de sudistribuciónfueradelaArgentina.Dichasversioneseningléscontendránsolamenteinformacióncontenidaen

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elpresenteProspectoy/oenlosSuplementoscorrespondientes(complementadosy/omodificados,ensucaso,porlosavisos,actualizacionesy/odemásdocumentoscorrespondientes).

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INFORMACIÓNRELEVANTE

AprobacionesSocietariasLa creación y los términos y condiciones generales del Programa y de las Obligaciones Negociables fueronaprobados en la Asamblea de accionistas de la Sociedad del 10 de noviembre de 2017, y los términos ycondicionesparticularesdel Programayde lasObligacionesNegociables fueronaprobadosen la reunióndeDirectoriodelaSociedaddefecha7defebrerode2018.CiertosTérminosDefinidosEnesteProspecto,lostérminos“PCR”,la“Sociedad”,la“Compañía”,yla“Emisora”significan,amenosqueseindiquelocontrario,PetroquímicaComodoroRivadaviaS.A.ysussubsidiarias.Lostérminos“Ps.”“$”o“Pesos”serefierenalamonedadecursolegalenArgentinaylostérminos“US$”y“Dólares”serefierenalamonedadecursolegalenlosEstadosUnidosdeAmérica.Eltérmino“Argentina”serefierealaRepúblicaArgentina.Eltérmino“GobiernoNacional”o“GobiernoArgentino”serefierealGobiernodelaNaciónArgentina,eltérmino“Ministerio de Hacienda” se refiere al Ministerio de Hacienda de la Argentina, el término “Ministerio deEnergía”o “MEyM” se refiere alMinisteriodeEnergía yMineríade laNación, el término “exSecretaría deEnergía” refiere a la antigua Secretaría de Energía de la Nación Argentina, los términos “Banco Central” y“BCRA” se refieren al Banco Central de la República Argentina, el término “BCBA” se refiere a la Bolsa deComercio de Buenos Aires, el término “BYMA” se refiere a Bolsas y Mercados Argentinos S.A., el término“CNV”serefierealaComisiónNacionaldeValores,eltérmino“AFCP”serefierealaAsociacióndeFabricantesdeCementoPortlanddeArgentina,eltérmino“INDEC”serefierealInstitutoNacionaldeEstadísticasyCensos,el término “ENARGAS” se refiere al EnteNacional Regulador del Gas de la Argentina, el término “IAPG” serefierealInstitutoArgentinodelPetróleoydelGas,eltérmino“BancoNación”serefierealBancodelaNaciónArgentina y el término “Ley General de Sociedades” se refiere a la Ley Nº 19.550 de sociedades y susmodificatorias.LaCompañíatambiénutilizaenesteProspectodiversostérminosyabreviaturasespecíficasdelaindustriadepetróleo,gasycementodeArgentina.Véase“GlosariodeTérminos”.DatosdeMercadoLa Compañía ha extraído la información sobre elmercado, la industria y las posiciones competitivas que seempleanalolargodeesteProspectodesuspropiasestimacioneseinvestigacióninterna,comoasítambiéndefuentes gubernamentales y de publicaciones de la industria, entre ellos información confeccionada por elINDEC,elBCRA,elMinisteriodeHacienda,elBancoNación,elMEyM,laexSecretaríadeEnergía,elENARGAS,la AFCP, el IAPG y el Instituto Argentino deMercado de Capitales. Si bien la Compañía considera que estainformaciónesconfiable,laCompañíanohaverificadoenformaindependientelosdatossobreelmercado,laindustriaolasposicionescompetitivasprovenientesdetercerasfuentes.Adicionalmente,sibienlaCompañíaconsideraque las estimaciones y la investigación comercial interna son confiables y que las definicionesdelmercado utilizadas son adecuadas, ni dichas estimaciones o investigación comercial, ni las definiciones, hansidoverificadasporningunafuenteindependiente.

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PRESENTACIÓNDEINFORMACIÓNCONTABLEEl presente Prospecto contiene información relacionada con los ejercicios anuales finalizados el 31 dediciembre de 2017, 2016 y 2015 proveniente de los Estados Financieros Consolidados auditados de laCompañíaparalosejercicioscerradosal31dediciembrede2017,2016y2015.La información contenida en el presente Prospecto proveniente de los Estados Financieros Consolidadosauditados para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2017, 2016 y 2015, fueron preparados deacuerdoa lasNormas Internacionalesde InformaciónFinanciera (“NIIF”)emitidasporelConsejodeNormasInternacionalesdeContabilidad(“IASB”,porsusiglaeninglés).NotaEspecialsobreMedidasNoPreparadasconformeaNIIF

Este Prospectoexpone ciertasmedidas financierasnopreparadas conformea lasNIIF, entre ellas el EBITDAAjustadoConsolidado,losPréstamosNetosConsolidados,elMargendeEBITDAAjustadoConsolidado,elRatiode PréstamosNetos Consolidados sobre EBITDA Ajustado Consolidado y el Ratio de Cobertura de InteresesAjustadoConsolidado,quesedefinenacontinuación.

EnesteProspecto,laCompañíacalculael“EBITDAAjustadoConsolidado”volviendoasumaralresultadonetoparacadaejercicio: (i)el impuestoa lasganancias; (ii) los interesesnetos; (iii) ladepreciacióndepropiedad,planta y equipos; (iv) la amortización de activos intangibles; (v) las diferencias de cambio netas; (vi) lasactualizaciones financieras; (vii) otros resultados financieros netos; (viii) (ganancias) pérdidas por (reversión)deteriorodepropiedad,plantayequipo;y(ix)pozosexploratoriosimproductivos.

El “Margen de EBITDA Ajustado Consolidado” se calcula obteniendo el ratio de: (i) el EBITDA AjustadoConsolidadoparaelejerciciosobre(ii)lasumade(x)losingresosporventasdebienes,más(y)losingresosporprestacióndeserviciosduranteeseejercicio.

En este Prospecto, “Préstamos Netos Consolidados” se define como el total de préstamos (la suma depréstamos corrientes y no corrientes) neto de efectivo y equivalentes de efectivo. Para una conciliación delEBITDAAjustadoConsolidadosobreel resultadonetoconsolidadoyunaconciliaciónde losPréstamosNetosConsolidados sobre préstamos, véase “Información Clave Sobre La Emisora - Mediciones No PreparadasconformeaNIIF”.

El“RatiodePréstamosNetosConsolidadossobreEBITDAAjustadoConsolidado”secalculaobteniendoelratiode:(i)PréstamosNetosConsolidadosalcierredeejerciciosobre(ii)elEBITDAAjustadoConsolidadoparadichoejercicio.

El “Ratio de Cobertura de Intereses Ajustado Consolidado” se calcula obteniendo el ratio de: (i) el EBITDAAjustadoConsolidadoparaelejerciciosobre(ii)losinteresesgeneradosporpasivosdurantedichoejercicio.

ElDirectoriode laCompañíaconsideraque la informacióndelEBITDAAjustadoConsolidadoyotrasmedidasfinancierasnopreparadasconformeaNIIFpuedebrindarinformacióncomplementariaútilparalosinversoresyanalistasfinancierosensurevisióndelarentabilidad,yporende,lacapacidaddelaCompañíadeatenderalserviciodesudeuda.LasmedidasnopreparadasconformeaNIIF,entreellaselEBITDAAjustadoConsolidado,podrían no ser comparables a otras medidas de designación similar de otras compañías y presentarlimitaciones como herramientas analíticas, por lo cual no deben considerarse en forma aislada o en formasustitutiva del análisis de los resultados operativos de la Compañía informados bajo NIIF. Las medidas nopreparadas conforme a NIIF, entre ellas el EBITDA Ajustado Consolidado, no constituyen mediciones deldesempeñoolaliquidezdelaCompañíabajoNIIF,ynodebenconsiderarsecomomedicionesalternativasdelresultadonetoocualquierotramedidadedesempeñoobtenidasdeacuerdoconNIIFocomoalternativasalosflujosdeefectivoderivadosdelasactividadesoperativas,deinversiónodefinanciación.InformacióndelasReservasEnelpresenteProspecto,laCompañíapresentasusreservasprobadasdepetróleoygas.Paraestimardichasreservas,laCompañíautilizaestándaresinternacionalespromulgadosporlaSocietyofPetroleumEngineers,o

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“SPE” comúnmente denominados “SPE International Standards”. Los SPE International Standards definenreservas probadas como “aquéllas cantidades de petróleo que a partir del análisis de datos de geología eingeniería,puedeestimarseconrazonablecerteza,queseráncomercialmenterecuperablesenelfuturodesdereservorios conocidos bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulacionesgubernamentales”. Existen incertidumbres que son inherentes a las estimaciones realizadas con relación areservasprobadasdepetróleoygas,enlaestimacióndelamarchadelafuturaproduccióny/olaoportunidadde realizar inversiones para desarrollar las áreas. Como resultado, las estimaciones de reservas probadaspueden diferir de las cantidades de petróleo y gas efectivamente extraídas. Para más información, véase“Información Sobre la Emisora – División Petróleo y Gas – Reservas” y “Factores de Riesgo – RiesgosRelacionadosconlasActividadesdePetróleoyGasysuIndustria–Lasestimacionesdereservasdepetróleoy

gassoninciertaseinherentementeimprecisas.”Asimismo presentamos en este Prospecto reservas probadas de piedra caliza y otros materiales crudosutilizadosenlaproduccióndelcementodelaCompañía.Estasestimacionesfueroncalculadasporlospropiosingenieros de la Compañía y se encuentran sujetas a incertidumbres propias de las estimaciones. Véase“Información Sobre la Emisora – División Cemento –Materias Primas y Fuentes de Energía” y “Factores deRiesgo – Riesgos relacionados con lasActividades del Cemento y su Industria – Las incertidumbres sobre las

estimacionesdelvolumenycalidaddelasreservasdemineralesypiedracalizadelaCompañíapodríanafectar

enformaadversalosresultadosdesusoperaciones”.RedondeoLaCompañíahaefectuadoajustesderedondeoaciertosnúmeroscontenidosenelpresenteProspecto.Comoconsecuencia de ello, números presentados como totales podrán no ser siempre sumas aritméticas de suscomponentes,talcualsonpresentadas.

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GLOSARIODETÉRMINOSTÉCNICOS/d............................................................ Pordía

Acre........................................................ Equivalea4.047metroscuadrados

Acresbrutosopozosbrutos................... Latotalidaddeacresopozos,segúncorresponda,enloscualesse

poseaunaparticipacióndeinterés

Acresnetosopozosnetos...................... Los acres o pozos brutos, según corresponda,multiplicados porlasparticipacionesdeinterésposeídas

API.......................................................... InstitutoAmericanodePetróleoo“API”segúnsussiglaseninglés

ÁreaDesarrollada................................... El número de acres destinados o cesibles a producir pozosproductivosopozossusceptiblesdeproducción

BarriloBbl.............................................. Unbarrilequivalentea0,1589825metroscúbicos

BarrilesdePetróleoEquivalenteoBoe.. 160,2167 metros cúbicos, determinados utilizando un factor de5.658piescúbicosdegasnaturalporbarrildepetróleocrudo

Bpd Barrilespordía

Brent....................................................... Preciodereferenciadelbarrildecrudointernacional

CIF........................................................... Costo,SeguroyFlete(costinsuranceandfreight)

FOB......................................................... Francoabordo(FreeonBoard)

Km.......................................................... Kilómetros

Km2........................................................ Kilómetroscuadrados

KuwaitExport........................................ PreciodelpetróleocrudoKuwait

m3 MetroscúbicosMBbl....................................................... UnmilBbls

Mbpd Milesdebarrilespordía

MMBbl.................................................... UnmillóndeBbls

MBoe...................................................... UnmilBoes

MEyM..................................................... MinisteriodeEnergíayMinería

MMBOE.................................................. UnmillóndeBOEs

MMBtu................................................... UnmillóndeBtus

Mpc........................................................ Unmilpiescúbicos

Mtons..................................................... Miltoneladas

MW......................................................... Megavatio

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Participacióndeinterés.......................... El interés operativoque concede a supropietario el derechode

perforar,produciryllevaracaboactividadesoperativasyarecibirunaporcióndelaproducción

PBI.......................................................... ProductoBrutoInterno

Pie........................................................... Equivalea0,3048metros

Pozosdedesarrollo................................ Pozosperforadosdentrodeunáreaprobadadeunreservoriodepetróleo o gas natural, como se indica por interpretaciónrazonable de datos disponibles, para la profundidad de unhorizonteestratigráficoconocidoparalaproducción

Pozoproductivoodeproducción Un pozo que produce petróleo o gas o que es susceptible deproducción, incluyendo pozos de gas esperando tuberías deconexión para comenzar la distribución y pozos petrolerosesperandolaconexiónparalasinstalacionesdeproducción

Pozoseco................................................ Unpozoincapazdeproducirpetróleoogasnaturalencantidadessuficientesparajustificarlaterminacióndelpozo

SEN......................................................... ExSecretaríadeEnergía

Sísmica3D............................................. Datos geofísicos que representan el estrato subterráneo en tresdimensiones que proveen una interpretación más detallada yprecisa del estrato subterráneoque los datos de sísmica en dosdimensiones

UnidadestérmicasbritánicasoBtu........ Lacantidaddecalorrequeridaparaelevarlatemperaturadeunalibra de agua a un grado Fahrenheit, equivalente a 0,00096993metroscúbicos

WTI......................................................... PreciodelpetróleocrudodelWestTexasIntermediate

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DECLARACIONESSOBREHECHOSFUTUROS

Este Prospecto contiene cierta información expresada en declaraciones sobre hechos futuros. Estasdeclaraciones prospectivas están basadas principalmente en actuales expectativas, estimaciones yproyeccionesdelaCompañíasobrehechosfuturosytendenciasfinancierasquepuedenafectarlasactividadese industrias de la Compañía. Al evaluar las declaraciones sobre hechos futuros, deberán considerarse losfactores descriptos en “Factores de Riesgo” y otras declaraciones precautorias incluidas en este Prospecto.Estos“FactoresdeRiesgo”yotrasdeclaracionesdescribencircunstanciasquepodríanhacerquelosresultadosreales difieran significativamente de los expresados en cualquier declaración sobre hechos futuros. Enconsecuencia, se advierte a los inversores que no confíen excesivamente en las declaraciones sobre hechosfuturos como si fueran predicciones de resultados reales. Si bien la Compañía considera que estasdeclaraciones sobre hechos futuros son razonables, éstas son efectuadas en base a información que seencuentra actualmente disponible para la Compañía y se encuentran sujetas a riesgos, incertidumbres ypresunciones,queincluyen,entreotras:

§ laspolíticasyregulacionesdelosgobiernosnacionalesyprovinciales,entreellaslasintervencionesdel

estado, reglamentacionese impuestosqueafectana la industriadel petróleo y el gas e impuestos,arancelesyotrasmedidasqueafectanlaindustriadelcementoyalsectorenergético;

§ las condiciones macroeconómicas y microeconómicas, sociales y políticas de Argentina, Ecuador ydemás países en los que la Sociedad desarrolla sus actividades, entre ellas la inflación, lasfluctuacionesdelamoneda,elaccesoalcréditoylosnivelesdecrecimiento,inversiónyconstrucción;

§ modificaciones en las leyes y regulaciones aplicables a los sectores de energía, petróleo y gas enArgentina, Ecuador y Colombia, incluyendo la oportuna recolección de las cuentas por cobrar conPetroecuador(talcomoseladefinemásadelante)bajolosacuerdosdeservicio;

§ las reglamentaciones ambientales, incluyendo exposición a riesgos debido a la manipulación desustanciaspeligrosas;

§ laintensacompetenciaqueexisteenlasindustriasenlasqueoperalaCompañía;

§ la volatilidadde lospreciosdelpetróleocrudo,el gasnatural yotrosproductosdepetróleoanivelinternacionalylocal;

§ los precios y la disponibilidadde energía ymateria prima, comopiedra caliza, para las operacionescementerasdelaCompañía;

§ losriesgosoperativosrelacionadosconlageneracióndeenergía;

§ losriesgosoperativosrelacionadosconlaexploraciónyproduccióndepetróleoygas;

§ las condiciones de mercado en el sector eléctrico, entre ellas cambios en el suministro y en lademanda;

§ laincertidumbrerespectodelasestimacionesqueefectúelaCompañíasobrereservasylacapacidaddelaCompañíadedescubriroadquirir,desarrollaryexplotarnuevasreservas;

§ lanaturalezacíclicadelaindustriadelcemento;

§ la incertidumbrerelacionadaconlacertezadelasasuncionesdelaCompañíaylasestimacionesconrespectoasusrecuroseólicos,energíaeólicayfactoresdepesoenlosparqueseólicosyproyectosdepárqueseólicos;

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§ lahabilidadde laCompañíapararetenergerentesdeprimera líneayempleadosconconocimientostécnicosesenciales;

§ incertidumbresobrelaexactituddelaspresuncionesyestimacionesdelaSociedadconrespectoalos

recursoseólicos,velocidaddelvientoyfactoresdecargaesperadosdisponiblesenelparqueeólicoylosproyectosdeparqueseólicosdelaSociedad;

§ lacapacidaddelaSociedadparacumplirconsusobligacionesbajolosPPAsquehasuscripto;

§ la capacidad de la Sociedad de renovar o celebrar nuevos PPA para la venta de capacidad degeneraciónyelectricidadentérminosfavorables,oenloabsoluto;

§ la capacidad financiera de Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad

Anónima (“CAMMESA”), en la que el estado argentino posee una participación significativa, decumplir con sus obligaciones de pago bajo los contratos de venta de energía (Power purchaseagreement, “PPA”por sus siglasen inglés)de la Sociedady la capacidadde la SociedaddepercibirpuntualmentelassumasacobrardeCAMMESA;

§ otros aspectos que se detallan en la sección “Información Clave sobre la Emisora – Factores de

Riesgo.”LosresultadosrealesdelaCompañíapodríanserradicalmentediferentesdelosresultadosqueseanalizanenestas declaraciones sobre hechos futuros, debido a que por su naturaleza, estas últimas involucranestimaciones,incertidumbresypresunciones.LasdeclaracionessobrehechosfuturosqueseincluyenenesteProspectoseemitenúnicamentealafechadelpresente,ylaCompañíanosecomprometeaactualizarningunadeclaración sobre hechos futuros u otra información a fin de reflejar hechos o circunstancias ocurridos conposterioridadalafechadeesteProspecto.Alaluzdeestaslimitaciones,lasdeclaracionesreferentesalfuturocontenidasenesteProspectonodeberántomarsecomofundamentoparaunadecisióndeinversión.EnesteProspecto,elusodeexpresionesyfrasestalescomo“considera”,“podrá”,“debería”,“podría”,“apuntaa”, “estima”, “intenta”, “prevé”, “proyecta”, “anticipa”, “planea”, “proyección” “potencial” “futuro” y“perspectiva”tienecomoobjetoidentificardeclaracionessobrehechosfuturos.

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RESUMENDELOSTÉRMINOSYCONDICIONESDELASOBLIGACIONESNEGOCIABLES

El siguiente es un resumen de los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se

describen en “De la Oferta y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables” del

presente,yestácondicionadoensutotalidadporlainformaciónmásdetalladacontenidaendichasecciónde

esteProspecto.

Emisora PetroquímicaComodoroRivadaviaS.A.

Descripción: Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples, noconvertibles en acciones, con garantía común, especial y/o flotante, y/u otragarantía(incluyendo,sinlimitación,garantíadeterceros),subordinadasono.

MontoMáximo: El monto máximo de las Obligaciones Negociables en circulación en cualquiermomento bajo el Programa no podrá exceder de US$400.000.000 (Dólarescuatrocientosmillones),osuequivalenteenotrasmonedas.

Monedas: LasObligacionesNegociablespodránestardenominadasenDólaresoenPesosoencualquierotramoneda,segúnseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.

PreciodeEmisión: Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a la par, con descuento o conprimasobreelvalorpar,segúnseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.

ClasesySeries: LasObligacionesNegociablespodránseremitidasendistintasclasescontérminosycondiciones específicos diferentes entre las Obligaciones Negociables de lasdistintas clases (cadauna, una “Clase”), pero lasObligacionesNegociablesdeunamisma Clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones específicos.Asimismo,lasObligacionesNegociablesdeunamismaClasepodránseremitidasendistintas series (cada una, una “Serie”) con los mismos términos y condicionesespecíficos que las demás Obligaciones Negociables de lamisma Clase, y aunquepodrán tener lasObligacionesNegociablesde lasdistintas seriesdiferentes fechasdeemisióny/opreciosdeemisión,lasObligacionesNegociablesdeunamismaSeriesiempretendránlasmismasfechasdeemisiónypreciosdeemisión.Lostérminosycondiciones aplicables a cadaClase y/o Serie serán losque seespecifiquenen losSuplementoscorrespondientes.

PlazosyFormasdeAmortización:

Losplazos y las formasde amortizaciónde lasObligacionesNegociables serán losque se especifiquen en los Suplementos correspondientes. Los plazos deamortización siempre estarán dentro de los plazos mínimos y máximos quepermitanlasnormasvigentes.

Intereses: LasObligacionesNegociablespodrándevengar interesesa tasa fijao flotanteodecualquierotramanera,onodevengarintereses(encuyocasoseránemitidossobrelabasedeundescuento sobre suvalornominal),o conteneruna combinacióndeambos sistemas, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Losintereses serán pagados en las fechas y en las formas que se especifiquen en losSuplementoscorrespondientes.

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MontosAdicionales: Si así se estableciera en los Suplementos correspondientes, la Emisora estaráobligada a pagar ciertos montos adicionales en caso que sea necesario efectuarciertas deducciones y/o retenciones respecto de los pagos bajo las ObligacionesNegociables. Ver “De la Oferta y la Negociación – Términos y Condiciones de las

ObligacionesNegociables–MontosAdicionales”delpresenteProspecto.

Forma: LasObligacionesNegociablespodránserescrituralesonominativasnoendosables(cono sin cuponesde interés), representadasporunoomás títulosglobales (queserán depositados con depositarios autorizados por las normas vigentes) y/o portítulosdefinitivos.Porotraparte,encasoqueasílopermitieranlasnormasvigentes(lo cual no ocurre actualmente por encontrarse vigente la Ley Nº 24.587 deNominatividad de los Títulos Valores Privados y el DecretoNº259/1995), tambiénpodránseralportadorsiasíseespecificaenlosSuplementoscorrespondientes.

Denominaciones: Las Obligaciones Negociables tendrán las denominaciones que se especifiquen enlos Suplementos correspondientes de acuerdo a lo establecido por las normasvigentes.

Registro: ElagentederegistrodelasObligacionesNegociablesseráaquelqueseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.

AgentesdePago: El agente de pago de las Obligaciones Negociables nominativas no endosablesrepresentadas por títulos globales y/o por títulos definitivos será aquel que seespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes,todos lospagosdecapital, intereses,montosadicionales, sihubiere,y/ocualquierotro monto adeudado por la Emisora bajo las Obligaciones Negociables seránefectuadosporlaEmisoraatravésdelcorrespondienteagentedepagodeacuerdocon los procedimientos aplicables del agente de pago en cuestión y según seespecifiqueenelSuplementocorrespondiente.

Todos los pagos que la Emisora deba realizar en virtud de las ObligacionesNegociables se efectuarán en la moneda prevista en los Suplementoscorrespondientes. En el supuesto de Obligaciones Negociables pagaderas en unamonedaquenoseaPesos, lospagosseránefectuadosen lamonedadeterminadaencumplimientodelasnormasquepudieranresultaraplicablesalrespecto.

LospagosarealizarseenrelaciónconlasObligacionesNegociablesenconceptodecapital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto deberán serrealizadosenlasfechasqueseestablezcanenlosSuplementoscorrespondientes.

Compromisos: En tanto existan Obligaciones Negociables en circulación, la Sociedad se obliga acumplir los compromisos aplicables a tales Obligaciones Negociables que seestablezcanenlosSuplementoscorrespondientes.

RescateaOpcióndelaEmisora:

En caso que así se especifique en los Suplementos correspondientes, lasObligacionesNegociablespodránserrescatadastotaloparcialmenteaopcióndelaEmisora con anterioridad al vencimiento de las mismas, de conformidad con lostérminos y condiciones que se especifiquen en tales Suplementos. El rescateanticipado parcial se realizará respetando el principio de trato igualitario entreinversores.

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RescateaOpcióndelostenedores:

En caso que así se especifique en los Suplementos correspondientes, lasObligacionesNegociablespodránserrescatadastotaloparcialmenteaopcióndelostenedores de las mismas con anterioridad a su fecha de vencimiento, y lostenedorestendránderechoasolicitara laEmisora laadquisicióndelasmismasdeotramaneraconanterioridadadichafecha.

RescateporRazonesImpositivas:

En caso que así se especifique en los Suplementos correspondientes, lasObligaciones Negociables de cualquier Clase y/o Serie podrán ser rescatadas aopciónde la Emisoraen su totalidad,peronoparcialmente, en casoque tuvieranlugarciertoscambiosimpositivosquegenerenenlaEmisoralaobligacióndepagarciertos montos adicionales bajo las Obligaciones Negociables. En el caso depermitirse realizarse el parcial, deberá respetarse el principio de trato igualitarioentreinversores.Ver“DelaOfertaylaNegociación–TérminosyCondicionesdelas

Obligaciones Negociables - Rescate por Razones Impositivas” del presenteProspecto.

EventosdeIncumplimiento:

Si se produce y subsiste uno o más de los eventos de incumplimiento que seespecificarán en los eventos de incumplimiento aplicables que respecto de cadaClase y/o Serie de Obligaciones Negociables se especifiquen en los Suplementoscorrespondientes, se podrá producir la caducidad de los plazos para el pago decapital, intereses,montosadicionalesy/ocualquierotromontoadeudadobajo lasObligacionesNegociablesdelaClasey/oSerieencuestión.

Rango: SalvoenelcasodeObligacionesNegociablescongarantíaespecialy/oflotante,y/uotragarantía(incluyendo,sinlimitación,garantíadeterceros),y/osubordinadas,lasObligacionesNegociablestendránentodomomentoigualprioridaddepagoentresíy con todas las demás obligaciones no subordinadas y con garantía común de laSociedad,presenteso futuras, salvo lasobligacionesquegozarandeprivilegiosenvirtuddedisposicioneslegalesy/ocontractuales.

Fiduciarios,AgentesFiscalesyOtrosAgentes:

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en el marco de contratos defideicomiso y/o de contratos de agencia fiscal que oportunamente la Emisoracelebreconentidadesqueactúencomofiduciariosy/oagentesfiscales,locualseráespecificado en los Suplementos correspondientes. Tales fiduciarios y/o agentesfiscalesdesempeñaránfuncionessolamenterespectode lasclasesdeObligacionesNegociables que se especifiquen en los respectivos contratos, y tendrán losderechos y obligacionesque se especifiquenen losmismos.Asimismo, la EmisorapodrádesignarotrosagentesenrelaciónconlasObligacionesNegociablesparaquedesempeñen funciones solamente respecto de las clases de ObligacionesNegociablesqueseespecifiquenencadacaso.

ListadoyNegociación:

La Emisora solicitará autorización para el listado y/o la negociación de unaomásclases y/o series deObligacionesNegociables que se emitan bajo el Programa enuna o más bolsas y/o mercados autorizados del país y/o del exterior, según seespecifique en los Suplementos correspondientes. Sin embargo, la Emisora nopuedeasegurarquelassolicitudescorrespondientesseanaceptadas.

AgentesColocadores:

LaEmisorapodrádesignarunoomásagentescolocadoresparalacolocacióndeunaomásclasesy/oseriesdeObligacionesNegociables.Elolosagentescolocadoresde

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lasObligacionesNegociables,ensucaso,seránaquéllosqueseespecifiquenenlosSuplementoscorrespondientes.

OtrasEmisionesdeObligacionesNegociables:

Amenos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, laSociedad, sin el consentimiento de los tenedores de Obligaciones Negociables decualquierclasey/oSerieencirculación,podráencualquiermomentoemitirnuevasObligaciones Negociables que tengan los mismos términos y condiciones que lasObligaciones Negociables de cualquier Clase en circulación y que sean iguales entodosentido,exceptoporsusfechasdeemisióny/opreciosdeemisión,demaneraque tales nuevas Obligaciones Negociables sean consideradas ObligacionesNegociablesdelamismaClasequedichasObligacionesNegociablesencirculaciónyseanfungiblesconlasmismas.TalesnuevasObligacionesNegociablesserándeunaSeriedistintadentrodelaClaseencuestión.

DestinodelosFondos:

EnlosSuplementoscorrespondientesseespecificaráeldestinoquelaSociedaddaráa los fondos netos que reciba en virtud de la colocación de las ObligacionesNegociables, el cual será uno o más de los siguientes destinos previstos en elartículo36de la LeydeObligacionesNegociables: (i) inversionesenactivos físicossituadosenelpaís,(ii)integracióndecapitaldetrabajoenelpaís,(iii)refinanciacióndepasivos, y/o (iv) integraciónde aportes de capital en sociedades controladas ovinculadas a la Sociedad cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinosantesespecificados.

LeyAplicable: LasObligacionesNegociablesseregiránpor,yserán interpretadasdeconformidadcon,lasleyesdeArgentinay/odecualquierotrajurisdicciónqueseespecifiqueenlos Suplementos correspondientes (incluyendo, sin limitación, las leyes del Estadode Nueva York, Estados Unidos); estableciéndose, sin embargo, que todas lascuestiones relativas a la autorización, firma, otorgamiento y entrega de lasObligacionesNegociablesporlaEmisora,ciertosaspectosrelativosalavalidezdelaasambleadetenedoresdeObligacionesNegociables,incluyendoquórum,mayoríasy requisitos para su convocatoria, así como todas las cuestiones relativas a losrequisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables sean“obligaciones negociables” bajo las leyes de Argentina, se regirán por la Ley deObligacionesNegociables, laLeyGeneraldeSociedadesy todas lasdemásnormasvigentesargentinas.

Jurisdicción: AmenosqueseespecifiquelocontrarioenlosSuplementoscorrespondientes,todacontroversia que se suscite entre la Emisora y los tenedores de ObligacionesNegociables en relación con las Obligaciones Negociables se resolverádefinitivamenteporelTribunaldeArbitrajeGeneraldelaBCBA,deacuerdoconlareglamentaciónvigenteparaelarbitrajedederecho,yenvirtuddeladelegacióndefacultadesotorgadasporBYMAalaBCBAenmateriadeconstitucióndetribunalesarbitrales,deconformidadcon lodispuestoen laResoluciónN°18.629de laCNV.Noobstanteloanterior,deconformidadconelArtículo46delaLeydeMercadodeCapitales, los inversores tendrán el derecho de optar por acudir a los tribunalesjudiciales competentes. Asimismo, en los casos en que las normas vigentesestablezcan la acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante unsolotribunal,laacumulaciónseefectuaráanteeltribunaljudicialcompetente.

DuracióndelPrograma:

ElplazodeduracióndelPrograma,dentrodelcualpodránemitirselasObligacionesNegociables,seráde5añoscontadosdesde lafechadeautorizaciónporpartedelDirectoriodelaCNVdelacreacióndelPrograma.Dichoplazopodráserprorrogado

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a opción de la Emisora y con la obtención de las correspondientes autorizacionesregulatorias.

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DATOSSOBREDIRECTORESYADMINISTRADORES,GERENTES,ASESORESYMIEMBROSDELÓRGANODEFISCALIZACIÓN

Directores,yAdministradorestitularesysuplentes,yGerentes

A continuación se incluyen las nóminas de directores titulares y suplentes, del comité de auditoría y de lagerencia de primera línea de la Compañía. Para mayor información, véase la sección “Directores,Administradores,GerenciayEmpleados”.

Directorestitularesysuplentes

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*IndependienteconformealasNormasdelaCNV.** VínculofamiliarexistenteentrelosmiembrosdelDirectorio:(i)MartínFernandoBrandi,GustavoJoséBrandi,yMarceloAníbalBrandi,sonhermanos,(ii)ErnestoJoséCavallo,JuanCarlosCavallo,EduardoCésarCavalloyHoracioLuisCavallo,sonhermanos,(iii)Gustavo JoséBrandiyVerónicaBrandi sonpadreehija, respectivamente, (iv)MartínFernandoBrandiyMartínFedericoBrandi sonpadreehijo, respectivamente, y (v)Ernesto JoséCavalloyFranciscoCavallotambiénsonpadreehijo,respectivamente.NoexistenmásvínculosfamiliaresentrelosmiembrosdelDirectorio.

Nombre Cargo FechadeNacimiento D.N.I. C.U.I.T./

C.U.I.L. DomicilioEspecial FechadeDesignación

FechadeVencimiento

Antigüedaddelcargo Independeinte

MartínFernandoBrandi

Presidente 14/10/1957 13.212.127 20-13212127-4 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

9/04/2018 31/12/2020 1997 No

ErnestoJoséCavallo

Vicepresidente1° 01/04/1952 10.431.282 23-10431282-9 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

9/04/2018 31/12/2020 1987 No

GustavoJoséBrandi

Vicepresidente2° 28/02/1952 10.155.367 20-10155367-2 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

9/04/2018 31/12/2020 1997 No

EduardoCesarCavallo

DirectorTitular 11/04/1955 11.299.956 20-11299956-7 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

9/04/2018 31/12/2020 1987 No

MarceloAníbalBrandi


9/04/2018 31/12/2020 1992 No

HoracioLuisCavallo

Directortitular 01/06/1961 14.621.514 23-14621514-9 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

9/04/2018 31/12/2020 1996 No

RenéE.A.Vaca

Guzmán


9/4/2018 31/12/2020 2006 No

VictorJoséDíazBobillo


9/4/2018 31/12/2020 2012 Si

MiguelÁngelTorilo


9/4/2018 31/12/2020 2014 No

CésarAugusto

Deymonnáz


9/4/2018 31/12/2020 2007 No

MartínFedericoBrandi

DirectorSuplente 01/05/1982 29.502.521 20-29502521-3 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

9/4/2018 31/12/2020 2012 No

VerónicaBrandi


9/04/2018 31/12/2020 2018 No

JuanCarlosAlejandroCavallo


9/4/2018 31/12/2020 2006 No

FranciscoCavallo


9/4/2018 31/12/2020 2012 No

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AcontinuaciónseincluyenreseñasbiográficasdelosmiembrosdelDirectoriodelaCompañía:Martín FernandoBrandinacióel14deoctubrede1957.EselPresidentedelDirectorioyDirectorEjecutivo(CEO) de la Compañía. Es ingeniero civil, graduado en la Universidad Católica Argentina (1980). Posee unposgradoenIngenieríaenPetróleoenlaUniversidaddeBuenosAires(1981).EsVocaldelConsejoDirectivodela AFCP y del Instituto del Cemento Portland Argentino. Actualmente se desempeña como Presidente delDirectoriodetodaslassociedadesdelGrupoEconómicodePCR(definidoenlaSección“InformaciónsobrelaEmisora-EstructurayOrganizacióndelaEmisoraysuGrupoEconómico”),entrelasqueseincluyenaPetromixS.A.(“Petromix”),SurpatS.A.(“Surpat”),TradingPatagoniaS.A.,Petroriva,CemenrivaS.A.,PCRLogísticaS.A.,Dutmy S.A. (“Dutmy”), Parque Eólico del Bicentenario S.A., CleanergyArgentina S.A., así como las restantessociedades incluidas en el organigrama de la Sociedad, véase “Información sobre la Emisora- Estructura yOrganizacióndelaEmisoraysuGrupoEconómico”;asimismo,esPresidentedeBahíaSolanoS.A.,PochS.A.eInminagro S.A., y Vicepresidente deMarportres S.A. y Campo Chajarí S.A. El Sr.Martín F. Brandi posee uncontratodetrabajoconlaSociedadmedianteelcualsedesempeñacomoGerenteGeneral(CEO).ErnestoJoséCavallonacióel1deabrilde1952.SedesempeñacomoVicepresidentePrimerodelaCompañía.Esabogado,graduadoenlaUniversidaddeBuenosAires(1976).EsasimismoLicenciadoenAdministracióndeEmpresas, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE, 1976). Actualmente se desempeñacomo Vicepresidente del directorio de Dutmy así como de todas las sociedades de Argentina del GrupoEconómico de PCR (definido en la Sección “Información sobre la Emisora- Estructura y Organización de laEmisoraysuGrupoEconómico”),conexcepcióndePetromixydeSurpat.Asimismo,esPresidentedeAlicuráS.A. yDirector SuplentedeVirapitá S.A. Por otra parte, el Sr. Ernesto JoséCavallo es tesorerode laAFCP ySecretariodelInstitutodelCementoPortlandArgentino.GustavoJoséBrandinacióel28defebrerode1952.ElSr.BrandisedesempeñacomoVicepresidenteSegundoy Director de Tesorería de la Compañía. Es licenciado en administración de empresas, graduado en laUniversidad Católica Argentina (1977). Es Director Titular de todas las sociedades de Argentina del GrupoEconómico de PCR (definido en la Sección “Información sobre la Emisora- Estructura y Organización de laEmisora y su Grupo Económico”), con excepción de Petromix y Surpat. en donde se desempeña comoVicepresidente. A su vez, es Vicepresidente de Bahía Solano S.A. y de Inminagro S.A. y Director titular deMarportresS.A.ydeCampoChajaríS.A.TambiénocupaelcargodePresidentedeFrutosdelConlaraS.A.ElSr.GustavoJ.BrandiposeeuncontratodetrabajoconlaSociedaddondeejerceelcargodeDirectordeTesorería.

EduardoCésarCavallonacióel11deabrilde1955.ElSr.CavalloesDirectorTitulardelaCompañíaymiembrotitulardelComitédeAuditoría.Esingenierocivil,graduadoenlaUniversidaddeBuenosAires(1984),finalizóelPDD (“Programa de Desarrollo Productivo”) en el IAE de la Universidad Austral (1996). Actualmente esPresidentedeVirapitáS.A.,ySocioGerenteenNuevaPlazaAdministraciónFiduciariaS.R.L.AdemásesDirectorTitulardeBahíaSolanoS.A.Marcelo Aníbal Brandi nació el 18 de junio de 1960. El Sr. Brandi es Director Titular de la Compañía. Escontadorpúbliconacional,graduadoenlaUniversidadCatólicaArgentina(1986).Asimismo,esPresidentedeMarportresS.A.,CampoChajaríS.A.ydePatagoniaRentalS.A.ElSr.MarceloBranditambiénesDirectorTitulardeInminagroS.A.yDirectorSuplentedeBahíaSolanoS.A.

HoracioLuisCavallonacióel1dejuniode1961.ElSr.CavalloesDirectorTitulardelaCompañía.EsasimismoVicepresidentedeVirapitáS.A.yDirectorTitulardeBahíaSolanoS.A.

RenéErnestoAlbertoVaca-Guzmánnacióel4dediciembrede1948.ElSr.Vaca-GuzmánesDirectorTitulardelaCompañíadesdeelaño2006ytambiénsedesempeñacomoDirectordeAdministraciónyFinanzasdesdeel2003. Es licenciado en administración pública graduado en la Universidad del Salvador (1971). Posee unposgrado en Finanzas de la "George Washington University" (Washington DC, Estados Unidos de América,1973-1975).EspecialistaenAdministracióndeProyectosdeCooperaciónTécnicaenlaOrganizacióndeEstadosAmericanos(WashingtonDC,EstadosUnidosdeAmérica,1972/1976)yConsultordelProgramadeInversionesparaAméricaLatina,BID-INTAL(1976/1981).AnteriormenteasuingresoenPCRcomoGerentedeControldeGestión en 1991, el Lic. Vaca-Guzmán se desempeñó como Gerente de Finanzas de Decavial S.A.I.C.A.C.(1981/1991).

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VíctorJoséDíazBobillonacióel22deabrilde1960.ElSr.DíazBobilloesDirectorTitularindependientedelaCompañíaymiembrodelComitédeAuditoría.ObtuvosutítulodeabogadodelaUniversidaddeBuenosAiresen1983.EssociodelEstudioDíazBobillo,Richard&Sigwald.EnlaactualidadesVicepresidenteenProvinvestS.A.,DosPalmasS.A.yPellizaBuildingS.A.yDirectorTitulardeGasinvestS.A.ydeTransportadoradeGasdelMercosur S.A. Asimismo, es Síndico Suplente de AES Argentina Generación S.A., AES Operadora S.A., AESAlicuráHoldingsS.C.A., InversoraSanNicolásS.A.,EnergenS.A.,TermoandesS.A., InterandesS.A.andGenerArgentinaS.A.FuemiembrodeloscomitésdeauditoríadeTelefónicaHoldingArgentinaS.A.yTransportadoradeGasdelSurS.A.(“TGS”).ActuócomoVice-PresidentedeCentralPuertoS.A.ycomoDirectordeGassurS.A.,TransportadoradeGasdelNorteS.A.(“TGN”)yCentralNeuquénS.A.

CésarAugustoDeymonnaznacióel27defebrerode1952.ElSr.DeymonnazesDirectordelaCompañía.PoseeuntítuloenadministracióndeempresasdelaUniversidadCatólicaArgentina(1975).Hacompletadocursosdeposgrado enmanagement avanzadoen laUniversidad Inseadde Francia (1997), en laUniversidadde SantaClaradeCalifornia EstadosUnidosdeAmérica y poseeel títulodeMagister en Sociologíade laUniversidadCatólica Argentina (2010). Antes de unirse a la Compañía como Director Titular fue Presidente de La LuzFinanzas Corporativas S.A., Vicepresidente de FARF S.A. y socio de LW Securities; además fuemiembro delseniormanagementdeCitibank,N.A.SucursalBuenosAires,deStantonChaseArgentina,ActivaAnticiparAFJP,ABNAmro Bank,Manufacturers Hanover Bank, Acindar y ChaseManhattan Bank. También fue Director delFondo de Estabilización Bancaria (2000), Subsecretario del Ministerio de Economía de Argentina yVicepresidentedelaAsociacióndeBancosdelaArgentina(ABRA).

MiguelÁngelTorilonacióel17demarzode1952.EsingenieromecánicograduadoenlaUniversidadNacionaldeLaPlata(1976)eingenieroenpetróleograduadoenlaUniversidadNacionaldeBuenosAires(1976).Finalizóel PDD (Programa de Desarrollo Directivo) en el IAE de la Universidad Austral (1998). Anteriormente sedesempeñócomoingenierodereservoriosdeYPFS.A.(“YPF”)(1976-1983),ingenierodereservorios,ingenierodeproducción,GerentedelÁreaComodoroRivadavia,yGerentedeIngenieríadePCR(1983-1999).ProfesordeFísicayAnálisismatemático (1977-1992)en laUNSJBdeComodoroRivadavia.GerenteGeneraldePetroriva(1999-2002) y (2004-2013). Gerente de petróleo y Gas de PCR (2004- actualidad) y ha sido Gerente deOperacionesdelConsorcioPetrosud–Petroriva(Ecuador)(1999-2002).ActualmenteesDirectortitulardePCRydePetromixdesdeelaño2014.ElIng.MiguelToriloposeeuncontratodetrabajoconlaSociedadmedianteelcualsedesempeñacomoGerentedePetróleoyGasdePCR.Martín Federico Brandinació el 1 demayode 1982. El señor Brandi es Ingeniero industrial graduado en laUniversidaddeBuenosAires (año 2007). En el 2015, participó en el “Executive Stanford Program”. Previo aunirsea laCompañía, trabajócomoCoordinadordePlaneamientoCorporativoenelGrupoTechint.El señorBrandiesDirectorSuplentedelDirectoriodelaCompañíadesde2012,tambiénessociogerentedeTimexS.A.,yesDirectorSuplentedePochS.A.ElseñorBranditieneuncontratodetrabajoconlaSociedaddesempeñandoelcargodeGerentedelaDivisióndeCementoyEnergíasRenovables.

Juan Carlos Alejandro Cavallo nació el 9 de febrero de 1949. Es licenciado en administración de empresas,graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (1976). Actualmente se desempeña como DirectorSuplentedelaCompañía.EsasimismoDirectorTitulardeDutmyyVirapitáS.A.FranciscoCavallonacióel18demarzode1979.EsLicenciadoenAdministracióndeEmpresasgraduadodelaUniversidaddeBuenosAires(año2003).ElSr.FranciscoCavalloesDirectorSuplentedelaCompañíadesdeelEjercicio 2012 y actualmente tiene un contrato de trabajo con la Sociedadmediante el cual se desempeñacomoTesorero.Verónica Brandi nació el 26 de junio de 1984. La señora Brandi es licenciada en Relaciones Públicas en laUniversidaddeCienciasEmpresarialesySociales(UCES)(año2009).SedesempeñacomoDirectoraSuplentedePCRdesde2018asícomosociagerentedeQuattrumS.R.L.

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GerentesdePrimeraLíneaSeguidamente, se expone el organigramaGerencial de la Emisora, vigente a partir del 11 de septiembre de2017:

ElsiguientecuadrocontieneinformaciónsobrelosgerentesdelaSociedad:Nombre D.N.I. C.U.I.T/C.U.I.L. Domicilioespecial Cargo Antigüedadenel

cargo

MartínFernandoBrandi

13.212.127 20-13212127-4 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

DirectorEjecutivo(CEO)

1997

GustavoJoséBrandi 10.155.367 20-10155367-2 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

DirectordeTesorería

1997

JuanGiglio 21.980.436 23-21980436-9 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

DirectordeAdministraciónyFinanzas(CFO)

2017

MiguelÁngelTorilo 10.077.005 23-10077005-9 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

GerentedePetróleoyGas

2004

MartínFedericoBrandi 29.592.521 20-29592521-3 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

GerentedeDivisiónCementoyEnergíasRenovables

2014

GustavoFernandoVescio


GerentedeCompras

2015

MarianoJuárezGoñi 23.222.562 23-23222562-9 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

GerentedeLegales 2007

Acontinuación,seindica,conrespectoalosgerentesdeprimeralíneacuyosantecedentesnosedetallanbajoeltítulo“DirectoresTitularesySuplentes”de lapresentesección,susprincipalesantecedentesprofesionales,losórganosdeadministracióny/odefiscalizacióndeotrassociedadesaloscualespertenecen,ensucaso,ysitienencontratosdetrabajoconPCR:JuanGiglionacióel24deenerode1971.Desdeel11deseptiembrede2017,sedesempeñacomoDirectordeAdministraciónyFinanzas(CFO)delaCompañía.EsLicenciadoenAdministracióndeEmpresasgraduadoenlaUniversidadCatólicaArgentina(1996)yposeeunMasterenFinanzasCorporativasenlaUniversidaddelCEMA(1998). Previo a su ingreso a PCR, el Sr. JuanGiglio trabajó en la Empresa Distribuidora y ComercializadoraNorteS.A. (Edenor)porcincoaños (1995-2000)yuntotaldediecisieteañosenelGrupoClarín (2000-2017),ocupando en los últimos años el puesto de Director de Finanzas y Operaciones de Arte Gráfico EditorialArgentinoS.A.(editoradeldiarioClarín).Gustavo Fernando Vescio nació el 26 de febrero de 1973. Actualmente se desempeña como Gerente deCompras,sectorenelquehatrabajadodesdeelaño2002.EsestudianteavanzadodelacarreradeIngenieríaquesedictaenlaUniversidaddeBuenosAires,yseencuentrapróximoarecibirsedeIngenieroQuímico.

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MarianoJuárezGoñinacióel27defebrerode1973.ActualmentesedesempeñacomoGerentedeLegales.EsabogadoegresadodelaUniversidadCatólicaArgentina(1996)yrealizólaMaestríaenDerechoTributarioenlaUniversidadAustral (2013).Previoa su ingresoa laCompañía,en losestudios jurídicosCarregal&FunesdeRioja(1996-1997),FernándezQuiroga&Onetto(1997-1998),Simpson,Thatcher&BartlettLLP(2001-2002)yBruchou, FernándezMadero& Lombardi (1998-2007). El Sr. JuárezGoñi seunió a la Sociedadenelmesdeagostode2007.

Contratoscelebradoscondirectoresygerentes

NoexistenacuerdosentrelaCompañíaysusdirectoresygerentesdistintosdeloscontratosdetrabajosujetosa la legislación aplicable. Sin perjuicio de ello, PCR celebró contratos con Rental Patagonia S.A. y APMBServiciosyTransportesS.A.,sociedadescontroladasporMarceloAníbalBrandi.Paramayorinformaciónvéase“Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas-Transacciones con Partes Relacionadas”,apartados“RentalPatagoniaS.A.”y“APMBServiciosyTransportesS.AÓrganodefiscalizaciónAcontinuaciónseincluyenlanóminadelosmiembrosdelaComisiónFiscalizadoradelaCompañía.Paramayorinformación,véase“Directores,Administradores,GerenciayEmpleados–ÓrganodeFiscalización”.

Nombre

D.N.I. C.U.I.T/C.U.I.L. Domicilioespecial

Cargo Fechadedesignación

Fechadevencimiento

Carácter FechadeNacimiento

AlbertoVergara 10.515.551 20-10515551-5 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

SíndicoTitular

9/04/18 31/12/20 Independiente* 02/05/53

EricR.Kunath 5.872.702 20-05872702-5 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

SíndicoTitular

9/04/18 31/12/20 Independiente* 21/11/41

JorgeLuisDiez 7.691.039 20-07691039-2 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A.

SíndicoTitular

9/04/18 31/12/20 Independiente* 07/07/49

CinthiaAndreaVergara


SíndicoSuplente

9/04/18 31/12/20 Independiente* 14/04/81

LorenaBibianaBarrios


SíndicoSuplente

9/04/18 31/12/20 Independiente* 14/10/1976

MartínNicolásDeCicco


SíndicoSuplente

9/04/18 31/12/20 Independiente* 4/03/1983

* ConformealasNormasdelaCNVSeguidamente se indican los principales antecedentes profesionales de los miembros de la ComisiónFiscalizadoradelaCompañía:AlbertoVergaranacióel5de febrerode1953.Es contadorpúbliconacionalgraduadoen laUniversidaddeBuenosAires (1977). Asimismo es licenciado en administración de empresas graduado de laUniversidad deBuenosAires(1982),profesoradjuntodeTeoríayTécnicaImpositivadelaFacultaddeCienciasEconómicasdelaUniversidaddeBuenosAires,miembrodelaComisiónTécnicadeImpuestosdelaCámaradeExploraciónyProduccióndeHidrocarburosydelaAFCP.EsmiembrodelaComisióndeEstudiosdeProcedimientoTributariodelCPCECABA.Asimismo,elSr.Vergaraobtuvoeltítulodeabogadoenelaño2012graduadoenlaUniversidadNacional de Lomas de Zamora. A su vez, es miembro de la Comisión Fiscalizadora y síndico de todas lassociedadesdeArgentinadelGrupoEconómicodePCR(definidoenlaSección“Informaciónsobre laEmisora-

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Estructura y Organización de la Emisora y su Grupo Económico”) con excepción de Timex S.R.L., y síndicosuplentedeBahíaSolanoS.A.EricRodolfoKunathnacióel21denoviembrede1941.AbogadograduadoenlaUniversidaddeBuenosAires(1965). Se desempeñó comoGerente Comercial (1971/1978) yDirector Titular (1978-1992) deDecavial S.A.Fue,asimismo,VicepresidentedeEcomineraS.A.(1974-1992)yDirectordePetromix(1988-1991),LomaPoráS.A. (1995-2001), Inversora del Dique S.A. (1999-2001) y Director Ejecutivo de Ferrovías S.A. (1993/1996).ActualmenteesmiembrotitulardelaComisiónFiscalizadoradePCR,síndicotitulardetodaslassociedadesdeArgentina del Grupo Económico de PCR (definido en la Sección “Información sobre la Emisora- Estructura yOrganizaciónde laEmisoraysuGrupoEconómico”),conexcepcióndeTimexS.R.L.ElSrKunathesasimismosíndicosuplentedeMarportesS.A.ydeInminagroS.A.Porotraparte,elSr.KunathesPresidentedeElmswoodLatinaS.A.Jorge Luis Diez nació el 7 de julio de 1949. El Sr. Diez es abogado egresado de la Universidad de Belgrano(1974). Previamente se desempeñó como abogado interno de Philips Argentina S.A. (1974-1978), y comoabogado de Schering Plough S.A. (1978-1984), Grupo Ingeniera Tauro – Pluspetrol (1984-1985) y RenaultArgentinaS.A.(1985-1987).En1987,seunióalaCompañíadondeejerciócomoabogadodelamismahastaelaño1992.Enelaño2002fuenombradocomoGerenteLegaldelaCompañía,cargoqueocupóhastaagostode2007.AnteriormentesedesempeñócomomiembrodelaComisiónFiscalizadoradelaCompañía(1992-2002)cargoqueactualmenteocupa.ActualmenteesmiembrodelaComisiónFiscalizadoradePCRysíndicotitulardetodaslassociedadesdeArgentinadelGrupoEconómicodePCR(definidoenlaSección“InformaciónsobrelaEmisora-EstructurayOrganizacióndelaEmisoraysuGrupoEconómico”)conexcepcióndeTimexS.R.L.ydeBahíaSolanoS.A.,MarportresS.A.ydeInminagroS.A.Cinthia Andrea Vergaranació el 14 de abril de 1981. La Sra. Cinthia Vergara es contadora pública nacionalgraduada de la Universidad de Buenos Aires (2005). Además de ser miembro suplente de la ComisiónFiscalizadoradePCR,lacontadoraCinthiaVergaratieneelcargodesíndicasuplentedetodaslassociedadesdeArgentina del Grupo Económico de PCR (definido en la Sección “Información sobre la Emisora- Estructura yOrganizacióndelaEmisoraysuGrupoEconómico”)conexcepcióndeTimexS.R.L.Lorena Bibiana Barrios nació el 14 de octubre de 1976. La señora Barrios es contadora público nacionalgraduadaenlaUniversidaddeLaMatanza(año2002).SedesempeñacomomiembrosuplentedelaComisiónFiscalizadoradetodaslassociedadesdeArgentinadelGrupoEconómicodePCR,conexcepcióndeTimexS.R.L.MartínNicolásDeCicconacióel4demarzode1983.ElseñorDeCiccoescontadorpúbliconacionalgraduadoen la Universidad de Lomas de Zamora (año 2009). Se desempeña comomiembro suplente de la ComisiónFiscalizadoradetodaslassociedadesdeArgentinadelGrupoEconómicodePCR,conexcepcióndeTimexS.R.L.ComitédeAuditoríaLosmiembrosdelcomitédeauditoríadelaCompañíadesignadosenlaAsambleaOrdinariayExtraordinariadeAccionistascelebradael9deabrilde2018son:

Nombre Cargo D.N.I. C.U.I.T/C.U.I.L. Domicilioespecial Carácter Fechade

designaciónFechade

vencimientoVíctorJoséDíazBobillo

Titular 13.881.796 20-13881796-3

AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A

Independiente 9/04/18 31/12/20

CésarAugustoDeymonnaz

Titular 10.201.938 20-10201938-6 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A

NoIndependiente 9/04/18 31/12/20

EduardoCésarCavallo

Titular 11.299.956 20-11299956-7

AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A


MarceloAníbalBrandi

Suplente 13.214.748 20-13214748-6 AliciaMoreaudeJusto2050,piso3,of.304,C.A.B.A


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AsesoresEl principal asesor legal con el cual la Sociedadmantiene una relación continua es el Estudio Beccar Varela(CUIT30-52900365-6),condomicilioenTucumán1,Piso3º,CiudadAutónomadeBuenosAires(C1049AAA).Elestudio Salaverri, Burgio&WetzlerMalbrán (CUIT30-71253871-2), condomicilio enAv. del Libertador 602,Piso 3°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires (C1001ABT), asesora legalmente a PCR en todos los aspectosrelativosalacreación,modificaciónyactualizacióndelPrograma.AuditoresLosEstadosFinancierosporelejercicio finalizadoel31dediciembrede2017,2016y2015 incluidosenesteProspectohansidoauditadosporDeloitte.ConformealaAsambleaGeneralOridnariaN°115yExtraordinariaN°108, se resolvióqueDiegoO.DeVivoyGuillermoDanielCohen,del estudio contabledeDeloitte, seaelcontadorcertificantetitularycontadorcertificantesuplente,respectivamente.

Deloitteserefiereaunaomásde las firmasmiembrosdeDeloitteToucheTohmatsuLimited,unacompañíaprivadadelReinoUnidolimitadaporgarantía,ysureddefirmasmiembros,cadaunacomounaentidadúnicae independientey legalmente separada.Unadescripcióndetalladade laestructura legaldeDeloitteToucheTohmatsuLimitedysusfirmasmiembrospuedeverseenelsitiowebwww.deloitte.com/about.

LosauditorestitularesdelosúltimostresejerciciosanualesdelaCompañíafueronlossiguientes:Balanceal: Firmado

por:D.N.I. C.U.I.T/C.U.I.L. Estudiocontable: Domicilio: Matriculadoen:

31/12/2017 DiegoO.DeVivo

21.552.635 20-21552635-7 Deloitte&CoS.A. Florida234,5°piso–CiudadAutónomadeBs.As.

C.P.C.E.C.A.B.A.Tomo223,Folio190

31/12/16 DiegoO.DeVivo



31/12/15 RicardoC.Ruiz



LosauditoressuplentesdelosúltimostresejerciciosanualesdelaCompañíafueronlossiguientes:Balanceal: Firmadopor: D.N.I. C.U.I.T/C.U.I.L. Estudiocontable: Domicilio: Matriculadoen:

31/12/17 GuillermoDanielCohen

20.200.181 20.20200181.6 Deloitte&CoS.A. Florida234,5°piso–CiudadAutónomadeBs.As.


31/12/16 MarceloAlbertoBastante



31/12/15 MarceloAlbertoBastante



La firma Deloitte & Co. S.A. actualmente presta servicios de auditoría externa a la Compañía. Ésta fuedesignada para los ejercicios económicos finalizados al 31 de diciembre de 2015, 2016 y 2017, ymedianteAsambleaGeneral Ordinaria N° 115 Y ExtraordinariaN° 108 del 9 de abril de 2018, se resolvió, entre otrascosas,designarnuevamenteaDeloitte&Co.S.A.comoauditorexternodelaSociedad,alosfinesdequeestafirmapuedadesempeñarsecomoauditorexternodelaCompañíaparadictaminarsobrelosestadoscontablescorrespondientesalejercicioencurso.

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DATOSESTADÍSTICOSYPROGRAMAPREVISTOPARALAOFERTADatosEstadísticos

CantidaddeValoresNegociablesaOfrecerElmontomáximode lasObligacionesNegociablesencirculaciónencualquiermomentobajoelProgramanopodráexcederdeUS$400.000.000,osuequivalenteenotrasmonedas.

PreciodeSuscripciónoMétodoparaDeterminarelPreciodeSuscripciónElpreciodesuscripciónométodoparadeterminarelpreciodesuscripcióndelasObligacionesNegociables,olamaneraenqueserádeterminadoy/oinformado,seespecificaráenlosSuplementoscorrespondientes.

MontoEsperadodelaEmisiónEl monto de las Obligaciones Negociables que se emitan en el marco del Programa se especificará en losSuplementoscorrespondientes.MétodoyProgramaPrevistoparalaOferta

PeríododeSuscripciónoCompra

ElperíododesuscripciónocompradelasObligacionesNegociables,olamaneraenqueserádeterminadoy/oinformado,seespecificaráenlosSuplementoscorrespondientes.

AgentesColocadoresLaEmisorapodrádesignarunoomásagentes colocadores. Elo losagentes colocadoresde lasObligacionesNegociables,ensucaso,seránaquéllosqueseespecifiquenenlosSuplementoscorrespondientes.

LugaresdondeserecibiránlasSolicitudesdeCompraoSuscripciónLoslugaresdondeserecibiránlassolicitudesdecompraosuscripcióndeObligacionesNegociables,olamaneraenquelosmismosserándeterminadosy/oinformados,seespecificaránenlosSuplementoscorrespondientes.

MétodoyFechaLímiteparaIntegraryEntregarlasObligacionesNegociablesParamayorinformaciónacercadelmétodoyfechalímiteparaintegraryentregarlasObligacionesNegociablesver“De laOfertay laNegociación–PlandeDistribución”delpresenteProspectoen formaconjuntacon losSuplementoscorrespondientes.

ResultadodelaColocaciónEl resultadode la colocaciónde lasObligacionesNegociables que se emitan en elmarcodel Programa seráinformadoconformeconlosrequerimientosdelasnormasvigentesydeconformidadconloqueseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.

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INFORMACIÓNCLAVESOBRELAEMISORAInformaciónContableyFinancieraInformaciónContable,FinancierayOperativaporlosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede2017,2016y2015.Elsiguientecuadropresenta la informacióncontableconsolidadaseleccionadadePCRyotra informaciónaypara cada uno de los períodos y ejercicios indicados. La información está condicionada en su totalidad porreferencia a, y debe leerse junto con, los estados financieros consolidados (los “Estados FinancierosConsolidados”) de PCR y las notas a losmismos, de los que se ha extraído dicha información. La presenteinformacióncontableyfinancieratambiéndeberáleersejuntoconlasección“ReseñayPerspectivaOperativayFinanciera”.LosEstadosFinancierosConsolidadospara losejercicios finalizadosel31dediciembrede2017,2016y2015fueronpreparadossobrelabasedelasNormasInternacionalesdeInformaciónFinanciera.LaadopcióndelasNIIF,talcomofueronemitidasporelIASB,fueresueltaporlaResoluciónTécnicaN°26(textoordenado)delaFACPCEypor lasNormasde laCNV.LasNIIFsondeaplicaciónobligatoriapara laCompañíasegún lanormacontable profesional y las normas regulatorias antes citadas, a partir del ejercicio iniciado el 1 de enero de2012.

Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2017 2016 2015 (enmillonesdePesos)Ingresosporventasdebienes 4.548,7 4.204,2 3.203,7Ingresosporprestacióndeservicios 1.178,9 809,3 745,8Costodeventasyservicios (4.007,1) (3.345,5) (2.516,9)Gananciabruta 1.720,5 1.668,0 1.432,6Gastosdecomercialización.....................................................(267,7) (313,0) (223,5)Gastosdeexploración.............................................................(409,9) (14,0) (16,5)Gastosdeadministración.......................................................(250,0) (168,4) (122,9)Ganancia(pérdida)pordesafectación(deterioro)depropiedad,plantayequipo..................................................... - 100,6 (129,3)Otrosingresos(egresos),netos...............................................106,2 28,9 122,4Otrosegresos–capacidadociosa(1)........................................(0,8) (1,2) (1,6)Gananciaoperativa Total........................................................................................898,2 1.301,0 1.061,2Resultadosfinancierosyportenencia,netos.........................(431,3) (116,0) (157,1)Impuestoalasganancias........................................................(188,0) (420,1) (354,3)

Resultadoneto.......................................................................279,1 764,8 549,8(1) Capacidadociosaincluyelaamortizacióndemoliendadecementoparalosejerciciosfinalizadosel31dediciembredelosaños

2015y2016.

2017 2016 2015

ACTIVO

ACTIVOCORRIENTE

Cajaybancos 441,9 807,0 353,5Inversiones 171,2 456,9 184,8Cuentasporcobrarcomerciales 1.294,3 817,1 659,1Otrascuentasporcobrar 455,3 390,4 150,3Inventarios 780,0 632,4 348,2TotaldelActivocorriente 3.142,7 3.103,8 1.695,9

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ACTIVONOCORRIENTE Cuentasporcobrarcomerciales - - -Inversiones 99,6 122,0 105,3Otrascuentasporcobrar 891,5 103,6 33,2Impuestodiferido 319,7 228,2 154,6Inventarios 6,3 5,4 4,4Propiedad,plantayequipo 4.566,3 2.386,9 2.080,1Activosintangibles 175,3 40,4 23,8TotaldelActivonocorriente 6.058,7 2.886,6 2.401,4TOTALDELACTIVO 9.201,4 5.990,3 4.097,2

2017 2016 2015

PASIVO

PASIVOCORRIENTE

Deudascomerciales 897,5 566,9 254,3Préstamos 763 242,7 326,7Remuneracionesycargassociales 283 126,7 119,2Cargasfiscales 205,7 241,4 241,6Otrospasivos 244,7 164,2 87,0Previsiones 2,0 17,4 9,0TotaldelPasivocorriente 2.395,9 1.359,3 1.037,8

PASIVONOCORRIENTE Deudascomerciales 22,9 19,5 16,0Préstamos 2.010,2 698,8 182,2Remuneracionesycargassociales 72,5 58,7 26,4Cargasfiscales 0,0 0,0 0,0Impuestodiferido 0,4 17,3 11,4Otrospasivos 65,3 40,0 -Previsiones 1.295,8 706,9 554,8TotaldelPasivonocorriente 3.467,0 1.541,2 790,7

TOTALDELPASIVO 5.862,9 2.900,5 1.828,5

PATRIMONIONETO

Aportesdelosaccionistas 117,4 117,4 117,4

Resultadosacumulados 3.218,0 2.970,3 2.149,5Patrimonionetoatribuiblealospropietariosdelacontroladora 3.335,4 3.087,7 2.266,9Participacionesnocontroladoras 3,1 2,1 1,9

TotaldelPatrimonioneto 3.338,5 3.089,8 2.268,7 TOTALDELPASIVOYPATRIMONIONETO 9.201,4 5.990,3 4.097,2

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InformaciónsobreFlujodeEfectivoConsolidado

Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2017 2016 2015Flujodeefectivogeneradopor(utilizadoen): Actividadesoperativas 1.043,4 899,0 1.252,6Actividadesdeinversión (3.159) (507,7) (636,9)Actividadesdefinanciación 1.328,1 239,0 (381,7)

OtraInformaciónOperativayFinanciera

Alyparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2017 2016 2015

PetróleoyGasArgentinayEcuador(1) Reservasprobadasbrutas: Petróleo(MBbls)................................ 39.915 25.682 31.125Gasnatural(MBoe)............................ 17.167 14.221 19.722Combinadas(MBoe)....................... 57.082 39.903 50.847

VolumendeProducciónBruto: Petróleo(MBbls)................................ 4.943 4.992 4.902Gasnatural(MBoe)............................ 2.002 1.901 2.009Combinado(MBoe)........................ 6.945 6.893 6.911

PreciodeVentaPromedio(2) Petróleo(US$porBbl)........................ 44,45 47,77 51,50Gasnatural(US$porBoe).................. 23,22 20,50 18,70Combinado(US$porBoe).............. 67,67 68,27 70,2

Cemento VolumendeProducción: Cemento(toneladas).......................... 523.151 539.790 634.692Bloquesdecemento(m3)................... 19.954 21.099 25.087Morterossecos(toneladas)................ 4.234 3.424 3.551 CapacidadInstalada: Capacidad de molienda efectiva (toneladas poraño)

750.000 750.000 750.000

Capacidad de producción de clínker efectiva(toneladasporaño)

600.000 600.000 600.000

(1) IncluyeregalíasyparticipacionesasociadasalaproducciónenArgentina.ParaelcálculodelpagoderegalíasenArgentina,véase“La IndustriadelPetróleoyelGasenArgentina–MarcoRegulatoriode la IndustriadelPetróleoyGasenArgentina–Regalías,otroscánonesytasas”y“InformaciónsobrelaEmisora—DescripciónyÁreasdeOperación:”

(2) Representaventasdepetróleoygasdivididoporelvolumendeventas.

MedicionesNoPreparadasconformeaNIIF El siguientecuadromuestraelEBITDAAjustadoConsolidado,elMargendeEBITDAAjustadoConsolidado,elRatio de Préstamos Netos Consolidados sobre EBITDA Ajustado Consolidado y el Ratio de Cobertura deInteresesAjustadoConsolidadoparalosperíodosindicados.

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Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2017 2016 2015EBITDAAjustadoConsolidado(1)....................................... 1.863,8 1.739,7 1.690,7MargendeEBITDAAjustadoConsolidado(2) 32,5% 34,7% 42,8%RatiodePréstamosNetosConsolidadossobreEBITDAAjustadoConsolidado(3)...................................... 1,2 (0,2) (0,0)RatiodeCoberturadeInteresesAjustadoConsolidado(4).................................................................. 17,6 14,2 11,6

(1) El EBITDA Ajustado Consolidado se calcula volviendo a sumar al resultado neto para cada ejercicio: (i) el impuesto a lasganancias;(ii)losinteresesnetos;(iii)ladepreciacióndepropiedad,plantayequipos;(iv)laamortizacióndeactivosintangibles;(v) lasdiferenciasdecambionetas;(vi) lasactualizacionesfinancieras;(vii)otrosresultadosfinancierosnetos;(viii) (ganancia)pérdidade(reversión)deteriorodepropiedad,plantayequipo;y(ix)pozosexploratoriosimproductivos.

(2) ElMargendeEBITDAAjustadoConsolidadosecalculaobteniendoelratiode:(i)elEBITDAAjustadoConsolidadoparaelejerciciosobrelasumade(x)losingresosporventadebienes,más(y)losingresosporprestacióndeserviciosduranteeseejercicio.

(3) ElRatiodePréstamosNetosConsolidadossobreEBITDAAjustadoConsolidadosecalculaobteniendoelratiode:(i)PréstamosNetosConsolidadosalcierredeejerciciosobre(ii)elEBITDAAjustadoConsolidadoparadichoejercicio.

(4) ElRatiodeCoberturadeInteresesAjustadoConsolidadosecalculaobteniendoelratiode:(i)elEBITDAAjustadoConsolidadoparaelejerciciosobre(ii)losinteresesgeneradorporpasivosdurantedichoejercicio.

IndicadoresElsiguientecuadroreflejalosindicadorescomparativosdelaSociedadal31dediciembrede2017,2016,y2015:

Alyporelejerciciofinalizadoel: 31.12.17 31.12.16 31.12.15 RATIOSFINANCIEROSSELECCIONADOS

Liquidez(Activocorriente/Pasivocorriente) 1,31 2,28 1,63Solvencia(PN/Totalpasivo) 0,57 1,07 1,24Inmovilizacióndelcapital(Activonocorriente/Totalactivo) 0,66 0,48 0,59Rentabilidad(Resultadoneto/PNpromedio) 0,09 0,29 0,29Utilidadoperativa/Ingresosporventasyservicios 0,16 0,26 0,27

CapitalizaciónyEndeudamientoElsiguientecuadrorefleja lacapitalizaciónyendeudamientofinancierode laSociedadal31dediciembrede2017,2016y2015: Alejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017 2017 2016 2015 Préstamos:.................................................................

Préstamoscorrientes(1).......................................763 179,9 103,9Préstamosnocorrientes(1)..................................2.010,2 698,8 120,6ObligacionesNegociables................................... - 62,8 284,4Préstamostotales...............................................2.773,2 941,5 508,9Totalpatrimonioneto.........................................3.338,5 3.089,8 2.268,7

Capitalizacióntotal(3)................................................6.111,7 4.031,3 2.777,6

(1) Incluyendocapitalpendienteseinteresesacumuladosal31dediciembrede2017.(3) Lacapitalizacióntotalrepresentalospréstamostotalesmáselpatrimonioneto.

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MedidasNoPreparadasconformeaNIIF El siguiente cuadromuestra una conciliación del EBITDA Ajustado Consolidado y el resultado neto para losperíodosindicados: 2017 2016 2015

(enmillonesdePesos)

Ganancianeta..................................... 279,1 764,8 549,9Impuestoalasganancias................... 188,0 420,1 354,3Intereses,neto................................... 36,0 41,6 98,6Depreciacióndepropiedad,plantayequipo................................................ 593,4 531,7 486,7Amortizacióndeactivosintangibles... 3,3 2,6 5,5Diferenciasdecambio,neto.............. 326,2 57,5 22,1Actualizacionesfinancieras................ 43,7 10,3 21,9Otrosresultadosfinancieros,netos... 25,4 6,6 14,4(Ganancia)pérdidapor(reversión)deteriorodepropiedad,plantayequipo - (100,6) 129,3Pozosexploratoriosimproductivos...................................368,9 4,9 8,0

EBITDAAjustadoConsolidado(1).............................................Ps.1.863,8 Ps.1.739,7 Ps.1.690,7(1) ElEBITDAAjustadoConsolidadosecalculavolviendoasumaralresultadonetoparacadaejercicio:(i)elimpuestoalasganancias;(ii)

losinteresesnetos;(iii)ladepreciacióndepropiedad,plantayequipos;(iv)laamortizacióndeactivosintangibles;(v)lasdiferenciasdecambionetas; (vi) lasactualizacionesfinancieras; (vii)otrosresultadosfinancierosnetos; (viii) (ganancia)pérdidade(reversión)deteriorodepropiedad,plantayequipo;y(ix)pozosexploratoriosimproductivos.

ElsiguientecuadromuestraunaconciliacióndelosPréstamosNetosConsolidadosconelrubro“préstamos”alasfechasindicadas: 2017 2016 2015 (enmillonesdePesos)Préstamos 2.773,2 941,5 508,9Préstamoscorrientes................... 763,0 242,7 326,7Préstamosnocorrientes.............. 2.010,2 698,8 182,2

Efectivoyequivalentesdeefectivo 613,1 1.263,9 538,3Cajaybancos............................... 441,9 807,0 353,5Inversionescorrientes................. 171,2 456,9 184,8

PréstamosNetosConsolidados...... 2.160,1 (322,3) (29,4)El siguientecuadromuestraelEBITDAAjustadoConsolidado,elMargendeEBITDAAjustadoConsolidado,elRatio de Préstamos Netos Consolidados sobre EBITDA Ajustado Consolidado y el Ratio de Cobertura deInteresesAjustadoConsolidadoparalosperíodosindicados.

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2017 2016 2015EBITDAAjustadoConsolidado(1)

................................................ 1.863,8 1.739,7 1.690,7MargendeEBITDAAjustadoConsolidado(2) 32,5% 34,7% 42,8%RatiodePréstamosNetosConsolidadossobreEBITDAAjustadoConsolidado(3)......... 1,2 (0,2) (0,0)RatiodeCoberturadeInteresesAjustadoConsolidado(4)......... 17,6 14,2 11,6

(1) El EBITDA Ajustado Consolidado se calcula volviendo a sumar al resultado neto para cada ejercicio: (i) el impuesto a lasganancias;(ii)losinteresesnetos;(iii)ladepreciacióndepropiedad,plantayequipos;(iv)laamortizacióndeactivosintangibles;(v) lasdiferenciasdecambionetas;(vi) lasactualizacionesfinancieras;(vii)otrosresultadosfinancierosnetos;(viii) (ganancia)pérdidade(reversión)deteriorodepropiedad,plantayequipo;y(ix)pozosexploratoriosimproductivos.

(2) ElMargendeEBITDAAjustadoConsolidadosecalculaobteniendoelratiode:(i)elEBITDAAjustadoConsolidadoparaelejerciciosobrelasumade(x)losingresosporventadebienes,más(y)losingresosporprestacióndeserviciosduranteeseejercicio.

(3) ElRatiodePréstamosNetosConsolidadossobreEBITDAAjustadoConsolidadosecalculaobteniendoelratiode:(i)PréstamosNetosConsolidadosalcierredeejerciciosobre(ii)elEBITDAAjustadoConsolidadoparadichoejercicio.

(4) ElRatiodeCoberturadeInteresesAjustadoConsolidadosecalculaobteniendoelratiode:(i)elEBITDAAjustadoConsolidadoparaelejerciciosobre(ii)losinteresesgeneradosporpasivosdurantedichoejercicio.

RazonesparalaOfertayDestinodelosFondosEn losSuplementoscorrespondientes seespecificaráeldestinoque laSociedaddaráa los fondosnetosquereciba en virtud de la colocación de las Obligaciones Negociables, el cual será uno omás de los siguientesdestinos previstos en el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables: (i) inversiones en activos físicossituadosenArgentina,(ii)integracióndecapitaldetrabajoenArgentina,(iii)refinanciacióndepasivos,y/o(iv)integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a la Sociedad cuyo producido seapliqueexclusivamentealosdestinosantesespecificados.FactoresdeRiesgoLosinversoresdebenconsiderarcuidadosamentelosriesgosdescriptosacontinuación,asícomotambiéntodalademás información incluidaenesteProspectoantesdedecidiradquirir lasObligacionesNegociables.EstosriesgosnosonlosúnicosquepuedenimpactarenlosnegociosdelaCompañía.LosnegociosylasoperacionesdelaCompañíatambiénpodríanverseafectadosporriesgoseincertidumbresadicionalesqueactualmentelaCompañíanoconoceonoconsiderasignificativos.Losnegocios,losresultadosdelasoperaciones,lasituaciónpatrimonialy lasperspectivasde laCompañíapodríanverseafectadosenformasustancialmenteadversa,encaso de producirse cualquiera de dichos riesgos. En ese caso, el precio de mercado de las ObligacionesNegociablespodríadisminuirylosinversorespodríanperderlatotalidadopartedesusinversiones.RiesgosrelacionadosconArgentinaImplicariesgosinvertirenunaeconomíaemergentecomolaArgentinaLaCompañíaesunasociedadanónimaconstituidabajolasleyesdelaRepúblicaArgentina,lamayorpartedesusingresossegeneranenArgentina,ymuchasdesusoperaciones,instalacionesyclientesestánubicadosenArgentina. En consecuencia, su situación patrimonial y los resultados de las operaciones dependen, en granmedida,delasituaciónmacroeconómica,regulatoria,políticayfinancieraimperanteenArgentina,incluyendoelcrecimiento,losíndicesdeinflación,lostiposdecambio,lastasasdeinterésyotroshechosycondicionesdecarácterlocal,regionaleinternacionalquepuedanafectaralaArgentinadecualquierforma.LasmedidasdelGobierno Argentino en relación con la economía, incluyendo las decisiones relativas a la inflación, tasas deinterés,controldeprecios,tarifasyotroscargosporserviciospúblicos,controlescambiarioseimpuestos,hantenido y podrían tener en el futuro un efecto adverso significativo sobre las entidades del sector privado,incluyendo a PCR. En particular, las actividades de producción, exploración y desarrollo de petróleo y gasnatural están sujetas a incertidumbres políticas y económicas, cambios en la legislación, expropiación debienes, cancelaciónomodificacióndederechoscontractuales, revocacióndeconsentimientosopermisos, la

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obtencióndediversospermisosporpartedeautoridades regulatorias, restriccionescambiarias, controlesdeprecio,fluctuacionescambiariasyaumentosderegalías.No es posible asegurar que el Gobierno Argentino no adoptará otras políticas que puedan afectarnegativamente a la economía argentina o los negocios, la situación patrimonial o los resultados de lasoperacionesde laCompañía.Asimismo,noesposibleasegurarque los futurosacontecimientoseconómicos,regulatorios, sociales y políticos de Argentina no afectarán los negocios, la situación patrimonial o losresultadosdelasoperacionesdelaEmisora.ElGobiernoArgentinoactualha implementadocambios significativosen laeconómicaydemáspolíticasyanunció medidas adicionales. La falta de implementación o el éxito de dichos cambios y/o medidasadicionalespodríantenerunimpactoenlaeconomíaargentinayenelmercadodecapitales.El 25 de octubre de 2015 se llevaron a cabo las elecciones presidenciales, provinciales y legislativas en laArgentina y el 22 de noviembre de 2015 tuvo lugar un balotaje entre los dos primeros candidatos a laPresidenciadelaNación,enelquelafórmulaintegradaporMauricioMacri(delacoaliciónCambiemos)resultóelegida.ElGobiernoNacionalactualasumióel10dediciembrede2015.El 22 de octubre de 2017, se celebraron las elecciones legislativas de medio término a nivel nacional yprovincial.LaalianzaCambiemosdeMacriobtuvolamayoríadelosvotosenlaCiudadAutónomadeBuenosAires, así como tambiénen lasprovinciasdeBuenosAires,Chaco,Córdoba,Corrientes, EntreRíos, Jujuy, LaRioja,Mendoza,Neuquén,Salta,SantaCruzySantaFe.Enconsecuencia,apartirdel10dediciembrede2017,Cambiemos aumentó su representación en el Congreso Nacional en nueve senadores (con un total de 24bancassobre72totalesenelSenado)yenveintiúndiputados(conuntotalde107bancassobre257totalesenlaCámaraBaja).Desde su asunción, el Gobierno Argentino actual ha anunciado y ejecutado varias reformas económicas ypolíticas,entrelasqueseenumeranlassiguientes:

Reformasenel INDEC.El8deenerode2016,enbasealadeterminación queelINDEChabíadejadode producir información estadística confiable, en particular respecto del índice de precios alconsumidor (“IPC”), el PBI y los datos sobre pobreza y comercio exterior, el Gobierno Argentinodeclaróelestadodeemergenciaadministrativadelsistemaestadísticonacionalydel INDEChastael31dediciembrede2016.AlafechadeesteProspecto,elINDEChapublicadociertosdatosrevisados,incluyendoelIPC,asícomoestadísticasdelcomercioexteriorydelabalanzadepagos.El29dejuniode2016,elINDECpublicóuninformequeincluíadatosrevisadosdelPBIparalosaños2004a2015(el“InformeRevisadodel INDECpara2016”), reanudandoel22deseptiembrede2016, lapublicacióndelcálculodelacanastadebienesyserviciosbásicos.El9denoviembrede2016,elConsejoEjecutivodelFondoMonetarioInternacional(“FMI”)levantólamocióndecensurasobrelaArgentina,indicandoque este país había reanudado la publicación de datos demanera consistente con sus obligacionesconformeal ConvenioConstitutivodel FMI. Enmarzode2017, el INDECpublicódatospreliminaresestimativosdelPBIpara2016,quemuestranunareduccióndel2,3%encomparacióncon2015.El21de septiembre de 2017, el PBI correspondiente al primer trimestre de 2017 aumentó un 1,1% encomparación con el último trimestre de 2016 y un 0,3% con respecto al mismo período en 2016,mientrasque,conformealamismafuente,elPBIparaelsegundotrimestrede2017aumentóun0,7%encomparaciónconelprimertrimestrede2017,yun2,7%conrespectoalmismoperíodoen2016.ElPBIparaeltercertrimestredel2017aumentoun0,9%encomparaciónconelsegundotrimestredel2017, y 4,2% en comparación al mismo período en 2016. El PBI para el cuarto trimestre del 2017aumento un 1,0% en comparación al tercer trimestre del 2017, y 3,9% en comparación al mismoperíodo en 2016. Véase “Factores deRiesgo—Riesgos relacionados con laArgentina—En el pasado,algunos agentes económicos nacionales e internacionales han expresado su preocupación sobre laexactituddelIPCinformadoporelINDEC,asícomotambiénsobreotrosdatoseconómicospublicadosporelINDEC”.

• Reformasenelmercadodecambios.ElGobiernoNacionalactualeliminóprácticamentetodas

las limitacionesdelmercadodecambios, incluidosciertoscontrolescambiarios.Seesperaqueestas reformas brinden mayor flexibilidad y un acceso más fácil al mercado único libre de

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cambios(“MULC”).El 19 de mayo de 2017, el Banco Central eliminó la mayoría de las restricciones cambiariasvigentesmediante laComunicación“A”6244,conefectosapartirdel1de juliode2017.Asuvez,el1denoviembrede2017,elPresidenteMacrisancionóelDecretoNº893/17querevocóparcialmentelosDecretosNº2581/64,Nº1555/86,yNº1638/01yeliminólaobligacióndelosresidentesargentinosdetransferiralaArgentinayvenderenelMULClosfondosprovenientesde sus exportaciones de bienes. El 10 de noviembre de 2017, el Banco Central emitió laComunicación “A”6363,queeliminó todas las restriccionesaplicables a residentesargentinosrelacionadas con la transferencia y la venta de fondos en el MULC, provenientes de laexportacióndebienes.Además,el28dediciembrede2017,envirtudde lasComunicaciones“A”6401y“A”6410,elBancoCentralreemplazólosregímenesdeinformaciónestablecidosporlasComunicaciones“A”3602y“A”4237conunnuevorégimenunificadoparalainformaciónal31 dediciembrede 2017. El régimende informaciónunificado incluyeunadeclaración anual,cuya presentación será obligatoria para toda persona cuyo flujo total de fondos o saldo deactivosypasivosasciendaaUS$1millónomásduranteelañocalendarioanterior.El6deenerode2018, laLeyN°25.561(la“LeydeEmergenciaPública”),dejódeestarenefecto.LaLeydeEmergenciaPúblicafueaprobadaporelCongresoinmediatamentedespuésdelacrisispolítica,económicay socialdeArgentinade2001, yestablecióunestadodeemergenciaenel ámbitosocial, económico, administrativo, financiero y cambiario. La Ley de Emergencia Pública fueprorrogada posteriormente hasta el 6 de enero de 2018 que se declaró su vencimiento final,finalizando formalmenteEstadodeemergenciageneraldeArgentina.El11deenerode2018,con el objeto de proporcionar más flexibilidad para al sistema cambiario y promover lacompetenciaypermitir laentradadenuevosjugadoresalsistema,secreóelmercadolibredecambioextranjeroatravésdelDecretoN°27/2018.

• Reformasenlasoperacionesdecomercioexterior.LosgobiernosdeKirchnerydeFernándezdeKirchner impusieron retenciones a las exportaciones y otras restricciones a diversos sectores,particularmentealsectoragrícola.ElGobiernoArgentinoactualprocedióalaeliminacióndelasretencionesalasexportacionesdetrigo,maíz,carne,minería,petróleoyproductosregionalesyredujo lasde lasexportacionesdesojaun5%,deun35%aun30%yeliminó la retencióna laexportacióndel5%sobrelamayoríadelasexportacionesindustriales.Conrespectoalospagosdeimportacionesdebienesyserviciosasersuministradosenelexterior,elGobiernoArgentinoeliminólasrestriccionesdeaccesoalMULCyseofrecióalosimportadorestítulosdedeudadecorto plazo emitidos por la Argentina para ser utilizados para cancelar deudas comercialespendientes por la importación de bienes. Asimismo, el sistema de importaciones se viomodificadoporel reemplazodel sistemadeDeclaraciones JuradasAnticipadasde Importaciónpor un nuevo procedimiento de importación que exige ciertas presentaciones y licencias deimportación para ciertos bienes (incluyendo textiles, calzado, juguetes, electrodomésticos yautopartes),elcual,adiferenciadelsistemaanterior,nocontemplaaprobacionesdiscrecionalesporpartedelGobiernoNacionaldelospagosporlaimportacióndeproductosatravésdelMULC.MedianteelDecretoNº893/2017,publicadoenelBoletínOficialel2denoviembrede2017,elGobiernoArgentinorevocóelartículo1delDecretoNº2581/1964,elartículo10delDecretoNº1555/1986yelDecretoNº1638/2001,medidaqueeliminólaobligacióndelosexportadoresdeArgentina de repatriar y liquidar en Pesos en el MULC los fondos en moneda extranjeraprovenientes de la exportación de bienes. El 2 de enero de 2017, el Gobierno Argentinoestablecióunanuevareducciónenlastasasderetencióndelasexportacionesparalasojaysusderivados,porlaquedesdeenero2018yhastadiciembre2019,laretenciónsedisminuyeen0,5puntoporcentualpormes.Asuvez,elGobiernoArgentinoofrecióalosimportadorestítulosdedeuda a corto plazo emitidos por el mismo gobierno para pagar la deuda comercial por laimportacióndebienes.

• Políticafiscal.ElGobiernoArgentinotomómedidasparaanclarlascuentaspúblicasdemododereducireldéficit fiscalprimarioyasí logróundéficit fiscalprimariodel4,6%delPBIen2016através de la eliminación de subsidios, la reorganización de ciertos gastos y la generación demayores ingresos a través del sinceramiento fiscal. El proyecto de la ley de presupuesto 2018proyectaundéficitfiscalrepresentativodel3,2%delPBIen2017.

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• Corrección de desequilibrios monetarios. El Gobierno Argentino anunció la adopción de un

régimendemetasdelainflaciónenparaleloalrégimendetipodecambioflotanteyfijódichasmetas para los próximos cuatro años. El Banco Central ha aumentado sus esfuerzos deesterilización para reducir los desequilibrios monetarios e incrementó las tasas de interés enPesosparacompensarlapresióninflacionaria.Desdeenerode2017,elBancoCentralcomenzóautilizarlatasadereferenciaparapasespasivosyactivosasietedíascomoelpilardesurégimendemetasde inflación. Los títulosacortoplazoemitidosporelBancoCentral (“LEBAC”) seríanutilizados paramanejar la liquidez. El 28 de diciembre de 2017, el Banco Central anunció susmetas de inflación para 2018, 2019 y 2020, la que para 2018 es del 15%, lo que refleja unaumentodelametafijadaanteriormenteporelBancoCentralqueoscilabaentreel8%yel12%para el mismo año. Las metas de inflación para 2019 y 2020 son del 10% y el 5%,respectivamente.

• Estado de emergencia en materia de electricidad nacional y reformas. Luego de años deinversiónmuylimitadaenelsectordelaenergíaydelcongelamientocontinuodelastarifasdeelectricidad y gas natural desde la crisis económica 2001-2002, la Argentina comenzó a sufrircortesdeenergíaen2011.Enrespuestaa lacrecientecrisisenergética,elGobiernoArgentinodeclaróelestadodeemergenciaenergéticanacional,elquesemantuvovigentehastael31dediciembrede 2017. El estadode emergencia permitió alGobiernoArgentino adoptarmedidasdestinadasaasegurarelsuministrodeelectricidadatodoelpaís,talescomoinstruiralMEyMaque diseñe e implemente, con la cooperación de todas las entidades públicas nacionales, unprogramacoordinadoquegaranticelacalidadylaseguridaddelsistemaeléctrico.ConformealaResoluciónN° 6/2016 delMEyMy la ResoluciónN° 1/2016 del EnteNacional Regulador de laElectricidad ("ENRE”), el Gobierno Argentino anunció la eliminación de una porción de lossubsidios y un aumento significativo en las tarifas de electricidad. En consecuencia, el preciopromedio de la electricidad aumentó y podría seguir aumentando. Al corregir las tarifas,modificarelmarcoregulatorioyreducirelroldelGobiernoNacionalcomounparticipanteactivodel mercado, el Gobierno Argentino buscó corregir las distorsiones en el sector energético yestimular las inversiones. No obstante, algunas iniciativas del Gobierno Argentino fueronobjetadasporlostribunalesargentinosyresultaronenmedidascautelaresofallosquelimitaronsusiniciativas.Durante2016,medidascautelaresde tribunales inferiores suspendieronenciertasprovinciasyciudades los aumentos de las tarifas de electricidad con efectos al 1 de febrero de 2016,ordenandoalMEyMyalENRErealizaraudienciaspúblicasnovinculantesantesdelaaprobaciónde dichos aumentos. El 28 de octubre de 2016, el MEyM y el ENRE realizaron una audienciapúblicanovinculanteparadaraconocerlaspropuestastarifariaspresentadasporlasempresasdistribuidoras que cubren el área del Gran Buenos Aires (aproximadamente 15 millones dehabitantes)paraelperíodo2017-2021enelmarcodelaRevisiónTarifariaIntegral(talcomoseladefinemásabajo). El 14dediciembrede2016, elMEyMyel ENRE realizaronochoaudienciaspúblicasnovinculantes(enBuenosAires,Mendoza,Neuquén,MardelPlata,Formosa,Santiagodel Estero y Puerto Madryn) para presentar la propuesta tarifaria para la transmisión deelectricidad a nivel nacional y regional y los precios de referencia estacionales de capacidad yenergía en elmercadomayorista eléctrico, así como una propuesta para reducir los subsidiosparaelperíodo2017-2021.El1defebrerode2017,elENREdictóciertasresolucionespormediode lascuales,entreotroscambios,seredujeron lossubsidiosde lastarifasdeelectricidad,yseaumentaronlastarifasdeelectricidadparalosusuariosresidenciales.

• Aumentode tarifas.Conelobjetivodealentara lasempresasa invertirymejorar losserviciosqueofrecenypermitiralGobiernoArgentinoasistiralosmásnecesitados,elGobiernoNacionalactualhacomenzadoaactualizarlastarifasdeserviciosdeelectricidad,transporte,gasyagua(la“Revisión Tarifaria Integral”). Cadaunode los aumentos tarifarios anunciados incluye la tarifasocial, destinada a asistir a los sectores más vulnerables, incluyendo los beneficiarios deprogramas sociales, jubilados y pensionados que cobran hasta dos jubilaciones mínimas,trabajadores que cobran hasta dos salarios mínimos, personas con discapacidad, personasinscriptas en el programa Monotributo Social, personal doméstico y personas que están

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percibiendo el seguro de desempleo. Posteriormente, se introdujeron modificaciones a estosaumentos tarifarios, incluyendoundescuentodel20%sobreelpreciodedistribuciónregulara400 empresas con alto consumo de energía que compran electricidad directamente a losdistribuidores.

El18deagostode2016,laCorteSupremadeJusticiadelaNación(“CSJN”)confirmó,enlacausa“CentrodeEstudiosparalaPromocióndelaIgualdadylaSolidaridadc/MinisteriodeEnergíayMinería”,lasmedidascautelaresdictadasporeltribunalinferiorsuspendiendolosaumentosenlastarifasdegasnaturalfijadosal1deabrilde2016einstruyóalMEyMyalENARGASallevaracabo una audiencia pública no vinculante antes de establecer dichos aumentos. El 16 deseptiembre de 2016, se realizó o dicha audiencia pública no vinculante para presentar (i) lastarifasdetransiciónparaeltransporteyladistribucióndegasnaturalanivelnacionalenelmarcodelaRevisiónTarifariaIntegralparaelperíodo2017-2021,(ii)losnuevospreciosdelgasnaturalen el Punto de Ingreso al Sistemade Transporte (“PIST”) y (iii) una propuesta para reducir lossubsidiosparaelperíodo2016-2022.Entreel2deoctubreyel7deoctubrede2016,tambiénserealizaron audiencias públicas a nivel nacional en relación con la propuesta tarifaria para eltransporteyladistribucióndegasalolargodelpaísparaelperíodo2017-2021enelmarcodelaRevisiónTarifariaIntegral.El6deoctubreyel7deoctubrede2016,luegoderealizaraudienciaspúblicasnovinculantes,elMEyMyelENARGASpublicaronunnuevocuadrotarifarioparausuariosfinalesdegas.Elcuadrotarifarioestablecedostarifasparausuariosresidenciales,estableciendotarifasmásbajasparalasunidadesqueredujeronelconsumoencomparaciónconelmismoperíododelañoanteriorenalmenosun15%.El11deoctubrede2016,elMEyM(a)amplióelalcancedebeneficiariosdelatarifasocialalosjubilados y pensionados que reciben una jubilación igual a dos salarios mínimos, ciertosveteranos de guerra y clientes con una enfermedad cuyo tratamiento impliqueelectrodependencia y (b) determinó que las instituciones que realizan actividades de interéspúblicotendríanderechoatarifasresidenciales.Enjuniode2017,untribunaladministrativodelaciudaddeLaPlatadictóunamedidacautelarque suspendió los aumentos en las tarifas de electricidad para usuarios ubicados dentro de laProvincia de Buenos Aires en virtud de una petición presentada por el Defensor del PuebloBonaerense, Guido Lorenzino. A la fecha del presente Prospecto, se apeló lamedia cautelar ytodavíasiguependientederesolución.El aumento de año a año en el precio de la energía en el mercado mayorista eléctrico parausuarios finales, que excluye los costos de transporte y distribución y representaaproximadamenteel45%delatarifaalosusuariosfinalesenlaCiudaddeBuenosAires,ascendióal233%(dePs.96/MWhaPs.320/MWhenpromedio),mientrasqueelaumentoenelpreciodelgasnaturalparausuariosfinalesfuedel68%(dePs.37/MMBtuaPs.62/MMBtuenpromedio).Enelmesdefebrerode2018sellevaronacaboaudienciaspúblicasconvocadasporelENARGASparadeterminarlaactualizacióndelastarifasdelasempresastransportadorasydistribuidorasdegasapartirdelmesdeabrildelcorrienteaño.

• Aumentoenlastarifasdetransporte.Enenerode2018,elgobiernodeMacrianuncióaumentosenlastarifasdetransportepúblicoenlaCiudaddeBuenosAiresyeláreadelGranBuenosAires,loscualesseimplementaronapartirdel1defebrerode2018.

• LeydeResponsabilidadPenalEmpresaria.El5dejuliode2017,laCámaradeDiputadosaprobó

unproyectode leyqueestablece laresponsabilidadpenaldeentidadessocietariaspordelitospenales contra la administración pública y cohecho transnacional cometidos por, entre otros,susaccionistas,apoderados,directores,gerentes,empleadoso representantes. Lascompañíasqueseanconsideradasresponsablesenvirtuddeesteproyectodeleypuedenquedarsujetasadiversas sanciones, incluyendo, entre otras, multas que oscilan entre el 1% y el 20% de susingresosbrutosanualesylasuspensiónparcialototaldesusactividadesporhastaunplazode

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diezaños.Asuvez,elproyectodeleyproponeextenderlaresponsabilidadpenalenvirtuddelCódigoPenaldelaNaciónaloscasosdecohechocometidosfueradeArgentinaporciudadanosargentinosocompañíasdomiciliadasenelpaís.El27deseptiembrede2017,elSenadoaprobóelproyectode leyconmodificacionesdestinadasareducir,enparte,el impactode la ley,porejemplo,mediantelaeliminacióndelainaplicabilidaddelplazodeprescripciónaciertosdelosdelitos penales propuesta originalmente en el proyecto (actualmente, se fijó el plazo deprescripción en seis años). Además, el proyecto de ley, según fuemodificado por el Senado,reduceelmontodelasmultaspropuestoenunprimermomentoparadelitospenalesquenoseencuentransujetosaprescripción.El8denoviembrede2017,elCongresosancionóelproyectodeleycondichasmodificacionesincluidas,laqueentróenvigenciaenmarzode2018.

• Aumentodelmínimonoimponible.Endiciembrede2016,elCongresoaprobóunaumentodelmínimonoimponibledelimpuestoalasgananciasdeaproximadamenteel23%,dePs.25.000aPs.30.670paratrabajadorescasadosconalmenosdoshijosydePs.18.880aPs.23.185paratrabajadores solteros. En lo sucesivo, el mínimo no imponible para la determinación delImpuestoalasGananciasquedarásujetoaajustesautomáticos,enfuncióndelincrementodelsalario promedio pagado a empleados del sector público. El Congreso también aprobómodificaciones en las escalas del dicho impuesto, a fin de tener en cuenta el impacto de lainflaciónenlosúltimosaños.

• ProyectodeleyparaeldesarrollodelmercadodecapitalesdeArgentina.El13denoviembrede 2017, el Poder EjecutivoNacionalpresentó al Congreso un proyecto de ley que tiene porobjeto desarrollar unmercado de capitales interno en Argentina. El proyecto de ley prevé lamodificaciónyactualizacióndelaLeydeMercadodeCapitalesdeArgentina, laLeydeFondosComunesdeInversiónylaLeydeObligacionesNegociables,entreotras.Asimismo,elproyectode ley dispone la modificación de ciertas disposiciones tributarias, reglamentacionesrelacionadas con instrumentos derivados y el programa para la promoción de la inclusiónfinanciera.A la fechadeesteProspecto,elproyectode ley seencuentra siendo tratadoenelCongreso.Inicialmente,elproyectodeleyfueaprobadoporlaCámaradeDiputadosyluegoporelSenado,conalgunasenmiendas.Recientemente,laCámaradeDiputadosemitióundictamendemayoríaporloquedebeseraprobadonuevamenteporlaCámaradeDiputadosparaqueseasancionadocomoley.

• Proyecto de Reforma del Sistema Laboral. El Gobierno Argentino publicó un proyecto paramodificar el sistema laboral. El objetivo principal consiste en mejorar la eficiencia y laproductividad de diversos sectores productivos, aumentar el empleo, atraer inversiones yreducir loscostos laborales.Seprevéqueelproyectoserá tratadoporelCongresoduranteelaño2018.

• LeydeReformaPrevisional.El28dediciembrede2017,elCongresosancionólaLeydeReformaPrevisional que tiene por objeto mejorar la sostenibilidad y la previsibilidad del sistemaprevisionaldeArgentina,protegiendoalavezalaspersonasmásvulnerables.Atalfin,laLeydeReforma Previsional modificó la fórmula básica para el ajuste periódico de jubilaciones,pensiones y la Asignación Universal por Hijo. Conforme al régimen anterior, los ajustesperiódicos tenían lugar dos veces al año, en marzo y septiembre, y estaban basados en lavariación de ciertos ingresos tributarios de la Administración Nacional de la Seguridad Social(“ANSES”) (con una ponderación del 50%) y la variación en el salario promedio, en base a laRemuneraciónImponiblePromediodelosTrabajadoresEstables(“RIPTE”),uníndicepublicadoporelMinisteriodeTrabajoquemidelosaumentossalarialesdelosempleadosestatales,oenlosdatospublicadosporelINDEC(conunaponderacióndel50%),elqueresultemayor.Apartirdemarzode2018, los ajustes serán trimestrales sobre labasedeun sistemaque combina lavariacióndelainflación(conunaponderacióndel70%)yelíndiceRIPTE(conunaponderacióndel 30%). La ley también garantiza un pago complementario único a los beneficiarios de laPrestaciónBásicaUniversal,quehanprestado30añosomásdeservicioconaportesefectivos,demodotalque lapensióndelbeneficiarioseaequivalentealochentaydosporciento(82%)delsalariomínimo,vitalymóvil.

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LaLeydeReformaPrevisionaltambiénmodificóelartículo252delaLeydeContratodeTrabajo,a efectos de disponer que los empleadores podrán solicitar a los empleados que hubieranalcanzado la edadde70años a iniciar los trámitesde jubilaciónpertinentes (en comparaciónconlaedadde65añosprevistaenelrégimenanterior).Elempleadordebemantenerlarelaciónlaboral hasta (i) el plazo de un año o (ii) hasta que el empleado obtenga el beneficio, lo queocurraprimero.Sinperjuiciodeloantedicho,losempleadosdelsexomasculinopodránejercersuderechoasolicitarbeneficiosjubilatoriosalos65añosdeedad,mientrasquelasempleadasdel sexo femeninopodránhacerlo a partir de los 60 años de edad. Los empleados del sectorpúblicoestánexentosdelasdisposicionesantedichas.Con el objeto demitigar el impacto adverso producto de la transición del régimen de ajusteprevio a la nueva fórmula aprobada por el Congreso sobre ciertos beneficiarios, el 20 dediciembre de 2017, el Presidente Macri otorgó un subsidio único especial de Ps.750 a losjubiladosquerecibenmenosdePs.10.000mensualesycumplenconciertosrequisitosdeedady años de servicio conforme a la ley. Los beneficiarios de pensiones no contributivas paraadultosmayores y discapacitadosque recibenmenosdePs.10.000mensuales y aquellos quecumplen los requisitos de la Pensión Universal para el Adulto Mayor también recibieron unsubsidio único de Ps.375. Por último, la medida presidencial dispuso un subsidio único dePs.400paralosbeneficiariosdelaAsignaciónUniversalporHijoy/olaAsignaciónUniversalporEmbarazo.

• ImpuestoalCheque.El27dediciembrede2017,elCongresoNacionalprorrogóelimpuestoalasoperaciones financierashasta2022 ydecidióque losmontos recaudadosen virtuddeeseimpuestoserándestinadosalSistemaIntegradodeJubilacionesyPensionesdeArgentina.

• ReformaTributaria.El27dediciembrede2017,elCongresoNacionaltambiénaprobóunaseriede reformas destinadas a eliminar algunas de las complejidades e ineficiencias del régimentributarioargentino,disminuirlaevasión,incrementarlacoberturadelImpuestoalasGananciasque grava a las personas físicas e incentivar la inversión respaldando al mismo tiempo susesfuerzosenelmedianoylargoplazoporrestaurarelequilibriofiscal.Lasreformasentraránenvigenciaenformagradualalolargodelospróximoscincoaños.Seestimaqueelcostofiscaldelareformaserádel0,3%delPBI.Lasreformassonpartedeunprogramamásamplioanunciadopor el PresidenteMacri y aspiran a incrementar la competitividad de la economía argentina(incluyendo lareduccióndeldéficit fiscal)asícomoelempleoydisminuir lapobrezaenformasustentable.Losprincipalesaspectosdeestareformasonlossiguiente:(1) Losinteresesylasgananciasdecapitalderivadosdelaventaoladisposicióndetítulos

de deuda emitidos por el Gobierno Nacional, las provincias y lasmunicipalidades deArgentina y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires obtenidos por residentes enArgentina para fines impositivos (personas físicas y sucesiones indivisas ubicadas enArgentina)estaránsujetosalImpuestoalasGananciasaunaalícuotaimpositivadel(a)5%,enel casode títulosvaloresdenominadosenPesos sincláusulade revalúo,y (b)15%, en el caso de títulos valores denominados en Pesos con cláusula de revalúo otítulos valores denominados enmoneda extranjera; la renta obtenida por residentesargentinos para fines impositivos (personas físicas y sucesiones indivisas ubicadas enArgentina)provenientede laventadeaccionesefectuadasen labolsaseguiráexentaentantoyencuantosedécumplimientoaciertosrequisitos.

(2) LostenedoresdetítulosdedeudaemitidosporelGobiernoNacional, lasprovinciasylasmunicipalidadesdeArgentinaylaCiudadAutónomadeBuenosAiresobtenidosporresidentesenArgentinaparafinesimpositivosestaránexentosdelpagodeimpuestossobre intereses y ganancias de capital, en la medida en que dichos beneficiarios noresidan en, ni canalicen sus fondos a través de, jurisdicciones que no cooperan. EllistadodejurisdiccionesquenocooperanseráconfeccionadoypublicadoporelPoderEjecutivo Nacional. Las LEBAC se encuentran fuera del alcance de estas exencionesaplicablesaquienesnosonresidentesargentinos.

(3) Lasmodificacionesantedichasentraronenvigenciaapartirdel1deenerode2018.(4) Elimpuestoalasgananciasdelassociedadesexperimentaráunareducciónal30%por

losperíodos fiscalesquecomienzanapartirdel1deenerode2018,yal25%por los

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períodosfiscalesquecomienzanconposterioridadal1deenerode2020,inclusive.Seaplicará una retención impositiva adicional sobre los dividendos o las gananciasdistribuidasparacompletarlacargaimpositivatotaldel35%.

La reformatributariacontemplaotrasmodificacionesenrelacióncon lossiguientesaspectos:aportes a la seguridad social, ley de procedimiento administrativo tributario, ley penaltributaria,impuestoaloscombustibleslíquidoseimpuestosinternos.

• Decretodedesburocratizacióny simplificación.El10deenerode2018,elgobiernodeMacri

dictó el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 27/2018 con el objeto de simplificar, agilizar ypromoverlaeficienciadelostrámitesdentrodelasentidadesylosorganismosadministrativos,evitandoasíburocraciaygastosinnecesarios.

• ConsensoFiscal.El22dediciembrede2017,laCámaradeDiputadossancionólaleysobrePactoFiscal,tambiénconocidacomoelConsensoFiscal.Estaleysebasóenunacuerdocelebradoel16 de noviembre de 2017 entre el Gobierno Nacional y los representantes de 23 de las 24provinciasdeArgentina (incluyendo laCiudadAutónomadeBuenosAires), conelobjetivodeimplementarmedidasquefavorecieranelcrecimientososteniblede laactividadeconómica, laproductividadyelempleo.ElConsensoFiscalincluyeuncompromisoparareducirlosimpuestosdistorsivos en un 1,5% del PBI a lo largo de los próximos cinco años, el desistimiento de losreclamoscontraelGobiernoNacionalyunpagodePs.20.000millonesafavordelaProvinciadeBuenos Aires (el cual se incrementará a lo largo de los próximos cinco años) como soluciónparcial y progresiva al conflicto relacionado con el Fondo del Conurbano Bonaerense. ElConsenso Fiscal también sentó las bases para otras reformas políticas que fueronimplementadas por el gobierno de Macri en diciembre de 2017, tales como la reformatributaria,lareformaprevisionalylaLeydeResponsabilidadFiscal.Sinperjuiciodeloanterior,alafechadeesteProspectoydeacuerdoalainformaciónquefuerapublicadaenlosmedios,laprovinciadeLaPampanoadheriríaalConsensofiscal.

A la fechadeesteProspecto,nopuedepredecirseel impactoqueestasmedidasadoptadasporelGobiernoArgentino tendrán sobre la economía en su conjunto. No puede predecirse cómo el Gobierno Argentinoabordaráciertascuestionespolíticasyeconómicasquefueroncentralesdurante lacampañapara laelecciónpresidencial,comoelfinanciamientodelgastopúblicoylossubsidiosalosserviciospúblicos,oelimpactoquecualquier medida relativa a estas cuestiones tendrá sobre la economía argentina en su conjunto. LaincapacidaddelGobiernoArgentinode implementarmedidascomoresultadode la faltadeconsensopuedeafectaradversamentelaeconomíaylasituaciónfinancieradelaArgentinay,enconsecuencia,losnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.LaeconomíaargentinatodavíaesvulnerableycualquiercaídasignificativapodríaafectaradversamentelasituaciónpatrimonialdelaCompañía.Laeconomíaargentinahaexperimentadounaconsiderablevolatilidadenlasúltimasdécadas,conperíodosdecrecimiento bajo o nulo, altos niveles de inflación y devaluación de la moneda. El crecimiento económicosostenido en Argentina depende de varios factores, incluida la demanda internacional de exportacionesargentinas, la estabilidad y la competitividad del Peso frente a lasmonedas extranjeras, la confianza de losconsumidores e inversores locales y extranjeros, un índice de inflación estable, el nivel de empleo y lascircunstanciaspolíticasdelossocioscomercialesregionalesdeArgentina.Laeconomíaargentinatodavíaesvulnerable,talcomolodemuestranlossiguientesaspectoseconómicos:

• lainflacióncontinúasiendoaltaypuedemantenerseennivelessimilaresenelfuturo;

• según la revisión de datos del PBI de 2004 publicado por el INDEC, que forma la base para elcálculodel PBI en términos realesde cadaejerciciodespuésde2004, el PBI aumentóun2,8%en2017 y disminuyóun2,2%en el año2016, aumentóun2,4%en2015 y se redujo enun2,6%en2014. El anterior desempeño del PBI ha dependido, en ciertamedida, de los altos precios de lascommoditiesque,apesardelatendenciafavorableenellargoplazo,soninestablesenelcortoplazoyescapanalcontroldelGobiernoNacionalydelsectorprivado;

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• el aumento discrecional en el gasto público ha provocado y podría continuar provocando un

déficitfiscalsignificativo;

• la inversión como porcentaje del PBI continúa siendo muy baja para sostener la tasa decrecimientodelaúltimadécada;

• pueden llevarse a cabo manifestaciones y huelgas, como sucedió en el pasado, que podríanafectaradversamentelosdistintossectoresdelaeconomíaargentina;

• el suministro de energía o gas natural podría no ser suficiente para abastecer la actividadindustrial(limitandoasíeldesarrolloindustrial)yelconsumo;

• eldesempleoyelempleoinformalcontinúansiendoelevados;y

• en el clima creado por las condiciones mencionadas anteriormente, la demanda de divisas podríacrecer,generandounefectodefugadecapitales.

Como en el pasado reciente, la economía argentina puede resultar adversamente afectada si las presionessociales ypolíticas impiden la implementaciónporpartedelGobiernoArgentinodepolíticasdiseñadasparacontrolar la inflación, generar crecimiento ymejorar la confianza de los inversores y consumidores, o si laspolíticas implementadas por el Gobierno Argentino diseñadas para alcanzar esos objetivos no son exitosas.Estos sucesos podrían afectar en forma sustancialmente adversa el negocio, la situación patrimonial y losresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Noesposiblegarantizarqueunacaídadelcrecimientoeconómico,unamayorinestabilidadeconómicaounaexpansióndelasmedidasypolíticaseconómicastomadasporelGobiernoArgentinoparacontrolarlainflaciónoabordarotros sucesosmacroeconómicosqueafectena lasentidadesdel sectorprivado, como los sucesosque exceden el control de la Compañía, no tendría un efecto adverso sobre los negocios, la situaciónpatrimonialolosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.LosnivelesdeinflaciónactualesperjudicanlacapacidaddeArgentinadealcanzaruncrecimientoeconómicosostenible.Históricamente, la inflaciónhadebilitadosustancialmente laeconomíaargentinay lacapacidaddelGobiernoArgentinodegenerarcondicionesquepermitanelcrecimiento.En losúltimosaños, laArgentinahaenfrentadounapresión inflacionaria significativa, impulsadaporpreciosdelcombustible,laenergíaylosalimentossignificativamentemayores,entreotrosfactores.DeacuerdoconelINDEC,elIPCaumentóun10,9%en2010,9,5%en2011,10,8%en2012y10,9%en2013.En2014,despuésdelaimplementacióndecambiosenlametodologíaparasusinformes,el INDECpublicóaumentosenelIPCdel23,9%para2014.Véase “FactoresdeRiesgo—Riesgos relacionados con laArgentina—Enel pasado,algunosagentes económicos nacionales e internacionales han expresado su preocupación sobre la exactitud del IPCinformado por el INDEC, así como también sobre otros datos económicos publicados por el INDEC”, acontinuación.Deacuerdoconel IPCde laCiudadAutónomadeBuenosAires, la inflaciónfuedel26,6%en2013,38,0%en2014,26,9%en2015y41,0%en2016.Deacuerdoconel IPCde laProvinciadeSanLuis, la inflaciónfuedel31,9%en2013,39,0%en2014,31,6%en2015y31,4%en2016.Enjuniode2016,elINDECpublicóporprimeravezdesdeladeclaracióndelaemergenciaadministrativaenelsistemaestadísticonacionalelIPC,segúnelquela inflación fue del 16,9% para el período entre mayo y diciembre de 2016. La inflación para el períodocomprendidoentreeneroyjuniode2017fuedel11,8%,deacuerdoconelINDEC.El11de juliode2017,el INDECcomenzóapublicarel IPCnacional (el“IPCNacional”).El índicede inflaciónpara junio, julio, agosto, septiembre, octubre, noviembre y diciembre de 2017 y enero y febrero de 2018publicadoporelINDECempleandolametodologíadelIPCNacionalfuedel1,2%,1,7%,1,4%,1,9%,1,5%,1,4%,3,1%1,8%y2,4%respectivamente.Paraelperíodocomprendidoentreeneroynoviembrede2017,lainflación

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acumulada a partir del uso del IPC Nacional fue del 21%. En el pasado, el Gobierno Argentino implementóprogramas para controlar la inflación y controlar los precios de bienes y servicios esenciales, incluido losintentosde congelamientodepreciosde ciertosproductosde supermercadoyacuerdosdepreciosentreelGobierno Argentino y empresas del sector privado de diversas industrias y mercados, que no trataron lascausasestructuralesdelainflaciónyfracasaronenlosintentosporreducirla.LosajustesimplementadosporelGobiernoArgentino a las tarifas de electricidad y gas, así comoel aumentodel precio de la nafta, han sidotrasladadosalosprecios,creandopresionesinflacionariasadicionales.LosaltosíndicesdeinflaciónafectanlacompetitividaddelaArgentinaenelexterior,asícomoincrementanladesigualdadsocialyeconómica, loque impactaenformanegativasobreelempleo,elconsumoyelniveldeactividadeconómicaydebilita la confianzaenel sistemabancarionacional, loquepodríaa suvez limitar ladisponibilidadyelaccesodeempresaslocalesacréditosnacionaleseinternacionalesylaestabilidadpolítica.LainflacióncontinúasiendoundesafíoparalaArgentina,dadalanaturalezaconstantedelosúltimosaños.ElGobiernoArgentinoactualhaanunciadosuintencióndereducireldéficitfiscalprimariocomounporcentajedelPBIenel tiempoy reducir también ladependenciadelGobiernoArgentinodel financiamientodelBancoCentral. Si, a pesar de las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino, no se trata el desequilibrioinflacionarioestructuraldelaArgentina,esposiblequelosnivelesactualesdeinflacióncontinúenytenganunefecto adverso sobre la economía y la situación financiera de Argentina, que podrían también generar unaumentodeladeudaargentina.La inflaciónenlaArgentinahacontribuidoaunaumentosignificativodeloscostosoperativosdelaCompañía,enparticularloscostoslaborales,yhaimpactadoenformanegativaenlosresultadosdesusoperaciones,susituaciónpatrimonialysusnegocios.Elíndicedeinflaciónpodríaescalarenelfuturo,yexisteincertidumbrerespectodelosefectosquelasmedidasadoptadasporelGobiernoArgentino,oquepudieraadoptarenelfuturo,paracontrolarlainflaciónpudierantener. Una mayor inflación podría afectar adversamente la economía argentina y a su turno, afectaradversamentelosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.En el pasado, algunos agentes económicos nacionales e internacionales han expresado su preocupaciónsobre la exactitud del IPC informado por el INDEC, así como también sobre otros datos económicospublicadosporelINDEC.Conposterioridada laseleccionespresidencialesde2015,elgobiernodeMacridesignóalSr. JorgeTodesca,antiguo director de una consultora privada, como director del INDEC. El INDEC ha implementado, desde el2016, ciertas reformasmetodológicas y ha ajustado ciertas estadísticasmacroeconómicas. El 8 de enero de2016, elGobiernoArgentino emitió elDecretoNº 55/16,mediante el cual declaró el estadode emergenciaadministrativaenelsistemaestadísticonacionalyenelorganismooficialacargodedichosistema,elINDEC,hasta el 31dediciembrede2016.Como consecuenciadeello, el INDEC suspendió la publicaciónde ciertosdatos estadísticos mientras se encontrara pendiente el reordenamiento de la estructura técnica yadministrativa a fin de recuperar su capacidad de producir información estadística confiable. Comoconsecuencia de esta emergencia nacional en el sistema estadístico nacional, el INDEC interrumpió lapublicacióndel IPCbasadoen lametodologíautilizada conanterioridadal2016y,durante losprimeros seismeses de este período de reordenamiento, el INDEC publicó como referencia las cifras oficiales del IPCproducidasporlaProvinciadeSanLuisylaCiudadAutónomadeBuenosAires.El15dejuniode2016,elINDECreanudóladifusióndelíndicedeinflaciónenbaseaunaencuestallevadaacaboenelÁreaMetropolitanadelGranBuenosAires(el“IPC2016”).Desdeeseentonces,elINDEChapublicadoelIPCparacadamesapartirdemayode2016hastajuniode2017.El11dejuliode2017,elINDECcomenzóapublicarelIPCNacional,quesebasaenunaencuestallevadaacaboporelINDECydiversosorganismosestadísticosprovincialesen39áreasurbanasqueabarcancadaunadelasprovinciasdeArgentina.Losresultadosnosoninformadosporcadaprovincia,sinoanivelnacionalyparaseisregionesestadísticas:elÁreaMetropolitanadelGranBuenosAires(queconsisteenelIPCcuyapublicaciónsereanudóenjuniode2016), laregióndeCuyo, laregiónNoreste, laregiónNoroeste, laregiónPampeanaylaregióndelaPatagonia.El IPCNacional seconfeccionadeacuerdocon losestándares internacionalesvigentesyclasificaelconsumoindividual por propósito, desglosando información en base a 12 factores, en vez de los nueve factores

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empleadosanteriormentepara lapreparacióndel antiguo IPC. Laadopcióndel IPCNacionalpermitióque lapráctica estadística de Argentina se adecue a los parámetros establecidos por la Organización para laCooperación y el Desarrollo Económicos así como también a la metodología que siguen las divisiones deestadísticasdediversosorganismosinternacionales,incluidaslasNacionesUnidas,elBancoMundial,elFMI,laComisiónEconómicaparaAméricaLatinayElCaribe,yelBancoInteramericanodeDesarrollo.El29de juniode2016,el INDECpublicóel InformeRevisadodel INDECpara2016.Entreotrosajustes,paracalcular el PBI correspondiente a 2004, el INDEC introdujo algunos cambios en la composición del PBI queocasionaronunajustealabajadeaproximadamenteel12%paraeseaño.ParacalcularelPBIrealparaañosposterioressobrelabasedelPBIajustadode2004,elINDECutilizódeflactoresdeconformidadconsunuevametodología de cálculo de inflación. Al subestimar la inflación en años anteriores, el INDEC sobreestimó elcrecimiento en términos reales. Luego, como consecuencia de los ajustes efectuados por el INDEC, sedeterminó que el crecimiento del PBI real para el período 2004-2015 fue del 48,6%, frente a una tasa decrecimientodel62,9%entérminosrealesparaelmismoperíodo,productodelainformaciónutilizadaantesdel29dejuniode2016.LasreformasqueelGobiernoArgentinointrodujoenelINDECbuscangenerardatosoficialesquecumplanconlosestándares internacionales. Sinembargo,paraqueesas reformas seaneficaces requieren laadopcióndeciertospasosdeimplementaciónylaadecuadarecoleccióndedatos,queelGobiernoArgentinonocontrola.Siestasreformasnoresultanexitosas,laeconomíaargentinapodríaverseafectadaadversamente,enparticulardebilitandolasexpectativasdequeseencuentredisponibleinformaciónconfiablerelativaasudesempeño.Losdatos pasados o futuros del INDEC podrán ser objeto de una revisión sustancial y revelar una situaciónfinanciera o económica diferente en la Argentina. Además, la incertidumbre con respecto al éxito de lasmedidasadoptadasparaimplementarloscambiosesperadospodríaafectarlasmedidastomadasporelBancoCentralparareducirlainflaciónloque,asuvez,podríatenerunimpactonegativosobrelaeconomíaargentinay, en consecuencia, podría tener un efecto adverso sobre la capacidad de la Compañía de acceder a losmercados de capitales internacionales para financiar sus operaciones y crecimiento, lo que podría afectaradversamentelosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Las fluctuaciones en el valor del Peso podrían afectar adversamente la economía argentina y, enconsecuencia,losresultadosdelasoperaciones.LasfluctuacionesenelvalordelPesotambiénpuedenafectardemaneraadversa laeconomíaargentina, losnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.MientraslamayorpartedeladeudadelaCompañíayunapartedesusgastosycostosoperativosestándenominadasenDólares,susingresossegeneranprincipalmenteenPesos.Porlotanto,laCompañíaestáexpuestaariesgosasociadosconlasfluctuacionesdelPesorespectodelDólar,debiendotenersepresentequedesdeenerode2002,elvalordelPeso ha fluctuado significativamente. La devaluación del Peso puede tener un impacto negativo sobre lacapacidad de determinadas empresas argentinas de pagar sus deudas en moneda extranjera, y generarinflación, reducir sustancialmente los salarios en términos reales y poner en peligro la estabilidad de losnegocios, como los de la Compañía, cuyo éxito depende de la demanda del mercado interno y afectaradversamentelacapacidaddelGobiernoNacionaldepagarsusobligacionesdedeudaexterna.Luegodevariosañosdemoderadasvariacioneseneltipodecambionominal,elPesosedepreciócasiun14,2%respectodelDólaren2012.EstofueseguidodeunadevaluacióndelPesorespectoalDólarquesuperóel32,5%en2013yel31,3%en2014,incluyendounapérdidadeaproximadamenteel23%enenerode2014.En2015,elPesosedeprecióaproximadamenteun52%conrespectoalDólar, incluyendounadevaluacióndel10%desdeel1deenerode2015hastael30deseptiembrede2015,unadevaluacióndel37,3%duranteelúltimotrimestrede2015,principalmenteconcentradaconposterioridadal16dediciembrede2015,yunadevaluacióndel22%duranteel2016.En2017,elPesosufrióunadevaluacióndel18,4%conrespectoalDólar.El3deabrilde2018,el tipodecambioeradePs.20,16porcadaUS$1,00,conformefuerepublicadoporelBancoNaciónpara latransferenciadedivisas.La persistencia de la alta inflación en 2013, 2014 y 2015, junto con los controles de cambio formales y “defacto”generaronuntipodecambiooficialcadavezmássobrevaluado.Sumadoalosefectosdeloscontrolesde cambio y las restricciones sobre el comercio exterior, estos precios relativos altamente distorsionadosgeneraronunapérdidadecompetitividadde laproducciónargentina, impidieron las inversionesygeneraronestancamientoeconómico.UnaapreciaciónsignificativadelPesorespectodelDólartambiénpresentariesgos

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paralaeconomíaargentina,incluidalaposibilidaddeunareduccióndelasexportaciones(comoconsecuenciade la pérdida de competitividad externa). Tal apreciación también podría tener un efecto negativo sobre elcrecimientodelaeconomíayelempleoyreducirlarecaudaciónfiscalentérminosreales.Periódicamente,elBancoCentralpuedeintervenirenelmercadodecambiosafindesostenerlamoneda.Lavolatilidadadicional, la apreciaciónodepreciacióndelPesoo la reducciónde las reservasdelBancoCentralcomoresultadodeunaintervencióndelamoneda,podríanafectaradversamentelaeconomíaargentinay lacapacidaddelaCompañíadecumplirconsusobligacionesdedeuda.SielPesosedevalúaaúnmás,losefectosnegativossobrelaeconomíaargentinapodríantenerconsecuenciasadversasparalosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.La intervención del Gobierno Argentino puede afectar adversamente la economía argentina y, comoresultadodeello,losnegociosylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañíapuedenverseafectados.Los dos mandatos de Fernández de Kirchner, que gobernó desde 2007 hasta el 9 de diciembre de 2015,incrementaron la intervención del estado en la economía argentina, inclusive a través de medidas deexpropiaciónyestatización,controlesdepreciosycontrolesdecambio.En 2008, el gobierno de Fernández de Kirchner absorbió y reemplazó el anterior sistema de fondos dejubilacionesypensionesprivadasporunsistemade jubilacionesypensionesdereparto.Comoconsecuenciade ello, todos los recursos administrados por el sistema privado de jubilaciones y pensiones, incluidas lasparticipacionessignificativasenunaampliagamadesociedadesquecotizansusacciones,fuerontransferidosalFondodeGarantíadeSustentabilidad(“FGS”)paraqueseanadministradospor laANSES.Ladisolucióndelsistema privado de jubilaciones y pensiones y la transferencia de sus activos financieros al FGS tuvieronimportantes repercusiones en el financiamiento de empresas del sector privado. Los títulos de deuda yacciones que antes podían colocarse con las administradoras de jubilaciones y pensiones pasaron a estartotalmente sujetos a la discreción del ANSES. Desde que adquirió participaciones en sociedades privadas, atravésdelprocesode reemplazodel sistemade jubilacionesypensiones, laANSES tienederechoadesignarrepresentantes del Gobierno Argentino en el directorio de empresas privadas sujetas al régimen de ofertapública, sea mediante el voto acumulativo o acuerdos con los accionistas controlantes. De acuerdo con elDecretoN°1278/12,emitidoporelPoderEjecutivoNacionalel25de juliode2012, losrepresentantesde laANSES dependen directamente del Ministerio de Finanzas y están sujetos a un sistema de intercambioobligatoriodeinformaciónconformealcual,entreotrasobligaciones,losrepresentantesdeberáninformardeinmediato al Ministerio de Finanzas el orden del día de cada reunión de directorio y proporcionar ladocumentacióncorrespondiente.Enabrilde2012,elgobiernodeFernándezdeKirchnerdecretólaremocióndelosdirectoresyaltagerenciadeYPF, lacompañíagasíferaypetroleramásgrandedelpaís,queeracontroladaporelgrupoespañolRepsol,ypresentóunproyectodeleyalCongresoparaexpropiarlasaccionesenmanosdeRepsolquerepresentabanun51%delasaccionesdeYPF.ElCongresoaprobóelproyectoenmayode2012atravésdelasancióndelaLeyN° 26.741 de Soberanía Hidrocarburífera (la “Ley de Soberanía Hidrocarburífera”), que declaró que laproducción,laindustrialización,eltransporteylacomercializacióndehidrocarburoseranactividadesdeinteréspúblicoyobjetivosprioritariosdelaRepúblicaArgentinayfacultóalGobiernoArgentinoatomarlasmedidasque fuerannecesarias para lograr el autoabastecimientodehidrocarburos. En febrerode2014, elGobiernoNacional y Repsol anunciaron que habían llegado a un acuerdo sobre las condiciones respecto de laindemnizaciónpagaderaaRepsolporlaexpropiacióndelasaccionesdeYPF.DichopagoascendíaalasumadeUS$5.000millones,pagaderosmediantelaentregadebonospúblicosargentinoscondiferentesvencimientos.Elacuerdo,quefueratificadoporlaLeyN°26.932,dioporterminadoelreclamopresentadoporRepsolanteelCentroInternacionaldeArreglodeDiferenciasRelativasaInversiones(“CIADI”).El28deseptiembrede2014entróenvigencialaLeyN°26.991(la“LeydeAbastecimiento”)quecomprendetodos losprocesoseconómicosrelativosa losbienes,prestacionesyserviciosquesatisfagan,directamenteoindirectamente, necesidades básicas de la población (“Bienes Necesarios o Esenciales”) y delega ampliasfacultadesasuautoridaddeaplicación,para involucrarseendichosprocesos.Tambiénfacultaa laautoridaddeaplicaciónparadisponerlacomercialización,producción,distribucióny/oprestacióndeBienesNecesariosoEsencialesentodoelterritoriodelaNaciónfrenteaunasituacióndeescasez.

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Enfebrerode2015,elgobiernodeFernándezdeKirchnerpresentóanteelCongresodelaNaciónunproyectodeleypararevocardeterminadasconcesionesdeferrocarriles,devolverelsistemanacionaldeferrocarrilesalcontrol del estado y conceder facultades para revisar todas las concesiones actualmente vigentes. Esteproyectofueaprobadoel20demayode2015,atravésdelaLeyN°27.132.El23deseptiembrede2015,seaprobó laLeyN°27.181quedeclarade interéspúblico laprotecciónde lasparticipaciones accionarias del Estado Nacional que integran la cartera de inversiones del FGS y de lasparticipaciones accionarias o de capital en poder del Estado Nacional o del Ministerio de Hacienda y elMinisterio de Finanzas Públicas como accionistas minoritarios. Conforme a esta ley, salvo que medieautorización escrita de los dos tercios de los miembros del Congreso, está prohibida la transferencia y/ocualquier otro acto o acción que pudiera limitar, modificar, eliminar o cambiar el uso, la titularidad, o lanaturalezadeesasacciones,eltítuloosusfrutosoeldestinodeestosúltimos.LasaccionesqueelGobiernoNacionaltieneenYPFquedan,sinembargo,exceptuadasdelalcancedelaLeyN°27.181.Asimismo,laLeyN°27.181creólaAgenciaNacionaldeParticipacionesEstatalesenEmpresas,comoorganismodescentralizadoenel ámbito del Poder Ejecutivo Nacional, a cargo de la implementación de cualquier política y acciónconcernientesalejerciciodelosderechosemergentesdesustenenciasaccionarias.Loseconomistasprivadoscoincidenampliamenteendeclararquelasexpropiaciones,loscontrolesdeprecios,loscontrolescambiariosyotrasmedidasdeintervencióndirectadelgobiernodeFernándezdeKirchnerenlaeconomía tuvieron un impacto adverso sobre el nivel de inversión en la Argentina, el acceso de sociedadesargentinas a los mercados de capitales internacionales y las relaciones comerciales y diplomáticas de laArgentinaconotrospaíses.LosdemásactosrealizadosporelGobiernoArgentinoenrelaciónconlaeconomía,incluidas las decisiones relativas a tasas de interés, impuestos, controles de precios, aumentos de salarios,prestación de beneficios adicionales para empleados, controles de cambio y potenciales cambios en elmercado de cambios, podrían continuar teniendo un efecto adverso significativo sobre el crecimiento deeconómicoargentinoy,enconsecuencia,podríanafectaradversamentelosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Asimismo,cualquierpolíticaadicionaldelGobiernoNacionalestablecida para prevenir conflictos sociales, o en respuesta a conflictos sociales, podría afectar adversa ysustancialmente la economía y, por lo tanto, los negocios, la situación financiera y los resultados de lasoperacionesdelaCompañía.MedidasadoptadasporelGobiernoArgentino,asícomopresionesdesectoressindicales,podríanrequerirdeaumentos salariales o beneficios adicionales, todo lo cual podría incrementar los costos operativos de lasempresas.En el pasado, el Gobierno Nacional sancionó leyes y reglamentaciones obligando a las empresas del sectorprivadoamantenerciertosnivelessalarialesybrindarbeneficiosadicionalesasusempleados.Asimismo,tantolosempleadorespúblicoscomoprivadoshansidoobjetodeunafuertepresióndepartedesufuerzalaboralyde los sindicatos para otorgar aumentos salariales y ciertos beneficios. Véase “Factores de Riesgo—RiesgosrelativosalnegociodelaCompañía—GranpartedelpersonaldelaCompañíaestáafiliadoasindicatos,porloquelaCompañíapodríaserobjetodemedidassindicales.”LasrelacioneslaboralesenlaArgentinaestánreguladasporlegislaciónespecífica,comolaLeydeContratodeTrabajoN°20.744y laLeydeConvenioColectivodeTrabajoN°14.250que,entreotrascosas,establecendequé manera se llevarán a cabo las negociaciones sobre salarios y de otro tipo. Toda actividad industrial ocomercial se encuentra regulada por convenios colectivos de trabajo específicos que agrupan a empresassegún el sector de la industria y por sindicatos. Si bien el proceso de negociación está estandarizado, cadacámara de actividad comercial o industrial negocia los aumentos de salarios y los beneficios laborales porseparadoconelsindicatocorrespondiente.Los empleadores argentinos, tanto del sector público como del sector privado, se han visto sometidos aintensaspresionesporpartedesufuerzalaboralydelossindicatosquelosrepresentan,endemandadesubassalariales y beneficios adicionales para los trabajadores. Debido a los elevados índices de inflación, lostrabajadores y sindicatos demandaron aumentos salariales significativos. En agosto de 2012, el GobiernoNacionalestablecióun incrementodel25%enelsalariomínimomensualdePs.2.875apartirdefebrerode2013yaumentóelsalariomínimoaPs.3.300enagostode2013,aPs.3.600enenerode2014,aPs.4.400en

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septiembre de 2014, y a Ps. 5.588 en agosto de 2015. Asimismo, declaró un aumento del salario máximoaplicable en enero de 2016 a Ps. 6.060. En 2015, el INDEC comenzó a publicar el Coeficiente de VariaciónSalarial (“CVS”), un índice que refleja la evolución de los salarios. La última publicación del CVS reflejó unaumentodel1,8%enoctubrede2017encomparaciónconel1,5%respectodelmismoperíodoen2016.En el futuro, el Gobierno Argentino podría adoptar nuevas medidas que determinen subas salariales obeneficios adicionales para los trabajadores y, los trabajadores y sus sindicatos, podrían ejercer presión endemanda de dichasmedidas. Toda suba salarial o beneficio adicional podría derivar en un aumento de loscostos y una disminución de los resultados de las operaciones de las empresas argentinas, incluida laCompañía. Esos costos adicionales podrían afectar adversamente los negocios, la situaciónpatrimonial y losresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.

Los controles de cambio y restricciones al ingreso y salida de capitales impuestos por el Banco Centralpodrían limitar la disponibilidad del crédito internacional y la liquidez del mercado para los títulos deemisoresargentinos.En2001y2002,luegodeunacorridaenelsistemafinancierodisparadaporlafaltadeconfianzadelpúblicoenlacontinuidaddel régimendeconvertibilidadquetrajoaparejadounmasivoretirodecapitales,elGobiernoArgentinointrodujocontrolesdecambioyrestriccionesalatransferenciadedivisasenunintentoporimpedirlafugadecapitalesyunamayordepreciacióndelPeso.Dichoscontrolesdecambiolimitaronsustancialmentela posibilidad de que emisores de títulos de duda, entre otros, pudieran acumular o mantener monedaextrajera en la Argentina o realizar pagos al exterior. Si bien varios de dichos controles de cambios yrestriccionesalatransferenciafueronsuspendidosoderogados,enjuniode2005,elGobiernoNacionaldictóundecretoestableciendonuevoscontrolesalosflujosdecapital,quetrajeronaparejadaunadisminuciónenladisponibilidaddecréditointernacionalparaempresasargentinasyparalasProvincias.Asimismo, desde 2011 hasta la asunción del Gobierno Argentino actual en diciembre de 2015, el GobiernoNacionalincrementóloscontrolessobrelaventademonedaextranjeraylaadquisicióndeactivosextranjerospor residentes locales, limitando la posibilidad de transferir fondos al exterior. Juntamente con las normasdictadasen2012quesujetarondeterminadasoperacionescambiariasa laaprobaciónpreviade laautoridadfiscal de Argentina o del Banco Central, las medidas adoptadas por el gobierno anterior restringieronsignificativamenteelaccesodelaspersonasfísicasylasentidadesdelsectorprivadoalMULC.Enrespuesta,segeneró un mercado paralelo para la negociación del Dólar, en el cual el tipo de cambio Peso/Dólar difiriósignificativamentedeltipodecambiooficial.El gobierno de Macri eliminó prácticamente todas las restricciones cambiarias que se habían establecidoduranteelgobiernoanterior.SinperjuiciodelasmedidasadoptadasporelGobiernoNacionalactual,sienelfuturoelBancoCentraloelGobiernoArgentinoreintrodujerancontrolescambiarioseimpusieranrestriccionesalastransferenciasdecapital,dichasmedidaspodránafectarnegativamentelacompetitividaddelaArgentinaa nivel internacional, desalentando las inversiones extranjeras y los préstamos de inversores extranjeros oaumentandolasalidadecapitalextranjero,loquetendríaunefectoadversosobrelaactividadeconómicaenlaArgentina,que,asuvez,podríaafectaradversamentelosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.

La economía argentina podría verse adversamente afectada por acontecimientos económicos en otrosmercados, inclusive aquellos precipitados por la inminente salida del Reino Unido de la Unión Europea.Dichoscrisisexternasylosefectos“contagio”podríantenerunefectoadversosignificativoenelcrecimientoeconómicodelaArgentinaysucapacidaddecumplirconsusobligacionesdedeudapública.Elcrecimientoeconómicodébil,chatoonegativodealgunodelosprincipalessocioscomercialesdeArgentina,comoBrasil,podríaafectaradversamente labalanzadepagosde laArgentinay,por lotanto,sucrecimientoeconómico.Laeconomíaargentinaesinfluenciada,endiversosgrados,porlascondicioneseconómicasdeotrosmercados.LaArgentinaseveparticularmenteafectadaporlosacontecimientosenlaseconomíasdesusprincipalessocioscomerciales,comoBrasil,opaísescomolosEstadosUnidos,quetieneninfluenciasobreloscicloseconómicosinternacionales. Por ejemplo, si las tasas de interés se incrementan significativamente en las economías

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desarrolladas, incluida ladeEstadosUnidosyEuropa(enespecial,comoconsecuenciadelresultadodelvotoenelReinoUnidoafavordelasalidadelaUniónEuropeael23dejuniode2016(el“Brexit’’)),podríasermásdificultosoycostosopara laArgentinayotraseconomíasemergentesobtenercréditoyrefinanciarsudeudaexistente, lo que podría afectar adversamente el crecimiento económico de esos países. El 29 demarzo de2017, se invocóel artículo50del Tratadode Lisboa, el cualprevéunmecanismoparael retiro voluntario yunilateraldeunestadomiembrodelaUniónEuropea.Elartículo50iniciaunprocesodenegociacióndedosañosparaqueelReinoUnidopuedaabandonarlaUniónEuropea,períodoquepuedeprorrogarseúnicamentepordecisiónunánimedelConsejoEuropeo,conlaconformidaddelReinoUnido.Esteprocesodenegociacióndeterminará los futuros términosde la relacióndel ReinoUnido con laUnión Europea.Dependiendode lostérminosdelBrexit,ensucaso,elReinoUnidopodríaperderaccesoalmercadoúnicodelaUniónEuropeayalas operaciones comerciales globales negociadas con la Unión Europea en nombre de sus miembros. Losefectos del voto a favor del Brexit y las percepciones respecto del impacto del retiro del ReinoUnidode laUniónEuropeapuedenafectaradversamentelaactividadcomercialyeconómicaylascondicionesdemercadodelReinoUnido,laEurozonayglobalmente,ypodríancontribuiralainestabilidadenlosmercadosfinancierosycambiariosglobales.Además,elBrexitpodríallevarainestabilidadpolítica,legalyeconómicaadicionalenlaUniónEuropea.LaeconomíadeBrasil,elmercadoexportadormás importantey laprincipal fuentede importacionespara laArgentina,estápasandoporunaenormepresiónnegativadebidoa las incertidumbresderivadasde la crisispolítica actual, incluyendo el juicio político a la presidenta deBrasil, que trajo aparejada la remociónpor elSenadodelaSra.DilmaRousseffdelcargoporelrestodesumandato.Laeconomíabrasileñasecontrajoun3,6%en2016,principalmentedebidoaunacaídadel4,2%enelconsumodeloshogaresyunadisminucióndel10,2%enlaformaciónbrutadelcapitalfijo.Asimismo,lamonedabrasileñasedevalúoenrelaciónconelDólarun50,5%desdeenerode2015afebrerode2016,ladevaluaciónmáspronunciadaenmásdeunadécada,ensuintentoporaumentar lasexportaciones.Sibienlamonedabrasileña,elreal,seaprecióaproximadamenteun17%entreel1demarzode2016yel1dejuniode2017,unmayordeteriorodelascondicioneseconómicasenBrasilpuedereducirlademandadeexportacionesargentinasyaumentarlademandadelasimportacionesbrasileñas.SibienelimpactodelacaídabrasileñasobrelaArgentinaolasoperacionesdelaCompañíanosepuedepredecir,nosepuedeignorarlaposibilidaddequelacrisiseconómicaypolíticabrasileñapudieratenerulteriorimpactosobrelaeconomíaargentina,afectando,deestemodo,losnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.La economía argentina puede resultar afectada por el efecto “contagio”. La reacción de los inversoresinternacionalesantehechosque tienen lugarenunpaísendesarrolloamenudopareciera seguirunpatrón“contagio”, en el cual una región entera o una clase de inversión se ve desfavorecida por los inversoresinternacionales. En el pasado, la economía argentina ha resultado afectada adversamente por esos efectoscontagioendiversasoportunidades,incluidalacrisisfinancieradeMéxicode1994,lacrisisfinancieradeAsiade1997,lacrisisfinancieradeRusiade1998,ladevaluacióndelrealbrasileñoen1999,elcolapsodelrégimendetipodecambiofijodeTurquíaen2001ylacrisisfinancierainternacionalquecomenzóen2008.LareduccióndelcrecimientodelossocioscomercialesdeArgentinapodríatenerunefectoadversosustancialsobrelosmercadosdeexportacionesdeestepaísy,asuvez,afectaradversamenteelcrecimientoeconómico.Cualquiera de estos potenciales riesgos de la economía argentina podría tener un efecto adverso sustancialsobrelosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Una caída en los precios internacionales de los principales productos primarios de exportación de laArgentina podría tener un efecto adverso significativo sobre la economía y las finanzas públicas de laArgentina.Históricamente,elmercadodelascommoditiessehacaracterizadoporsualtavolatilidad.Pesealavolatilidadde los precios de lamayoría de las exportaciones de productos primarios de la Argentina, han contribuidosignificativamentealosingresosdelGobiernoNacionaldurantelosúltimosaños.Enconsecuencia,laeconomíaargentina ha permanecido relativamente dependiente del precio de sus principales exportaciones agrícolas,fundamentalmente, la soja. Esta dependencia, a su vez, ha causado que la economía argentina sea másvulnerable a las fluctuaciones de los precios de los productos primarios. Por ejemplo, los preciosinternacionalesdeproductosprimariosaumentarondurante2016pero sufrieronundeterioroparcial en losprimerosseismesesde2017.Unacaídaenlospreciosdelosproductosprimariospuedeafectaradversamente

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laeconomíaargentina,ylosingresosfiscalesdelGobiernoArgentino,afectandodeestemodolosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía. Elaltogastopúblicopodríatraeraparejadasconsecuenciasdelargoefectoenlaeconomíaargentina.Durantelosúltimosaños,previoalaadministraciónactual,elgobiernodeKirchneraumentósustancialmenteelgastopúblico.En2015,seaumentóun38,4%comparadoconel2014yelGobiernoArgentino informóundéficitfiscalprimariodePs.226,3millones,equivalenteal3,8%delPBI,sobrelabasedelainformacióndelexMinisterio de Economía y Finanzas Públicas. En 2016, el gasto del sector público aumentó un 34,1% encomparación con 2015 y el Gobierno Argentino reportó un déficit fiscal primario de Ps.343,5 mil millones,equivalente al 4,2%del PBI, de acuerdo a la información delMinisterio de Economía. En 2017, el gasto delsectorpúblicoaumentóun21,8%encomparacióncon2016yelGobiernoArgentinoreportóundéficit fiscalprimariodePs.404,1milmillones,equivalentea3,8%delPBI,segúninformacióndelMinisteriodeEconomía. Envistadelasapretadasfinanzaspúblicas,elgobiernodeKirchneradoptóciertasmedidasparafinanciarsusgastos públicos, recurrió al Banco Central, a la ANSES para fondear sus necesidades financieras y a losmercados de capitales locales para obtener nuevo financiamiento e implementar una política monetariaexpansionista. Estas políticas llevaron a una alta inflación y, por lo tanto, afectaron adversamente, y en elfuturopodríaafectar,elpoderdecompradelosconsumidoresylaactividadeconómica.ElGobiernoArgentinoactualha tomado importantesdecisionespara reducireldéficit fiscala travésdeunaseriedemedidasfiscalesydeotrotipo,conelobjetodeaumentaringresos,reducirlossubsidiosalaenergía,gasytransporteycontrolarelgastopúblico.Sinembargo,ciertosprogramasrecientementeanunciadosporelGobiernoNacionalactualtambiénpodríanaumentarelgastopúblico,incluyendolaLeydeReformaPrevisional(Programa de Reparación Histórica para Jubilados y Pensionados) sancionado el 29 de junio de 2016, querequeriría la compensación retroactivadeunmonto totaldemásdePs. 47.000millones yuna inversióndehastaPs.75.000millonesparacubriratodoslospotencialesbeneficiarios.SeestimaquelafinanciaciónsurgiráenpartedelosingresosobtenidosenvirtuddelaLeydeSinceramientoFiscal.A la fecha de este Prospecto, y pese al hecho de que el Gobierno Argentino actual ha tomado medidasespecíficas para reducir el déficit fiscal y garantizar una financiación adecuada, tales como una reducciónimportante del crecimiento anual de la base monetaria y la reducción de los subsidios a la energía y altransporte público, existe incertidumbre acerca de qué efectos podrían tener estas y otras políticas futurassobrelaeconomíadelaArgentinaylosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.ElGobiernoArgentinohacomenzadoaimplementarmedidassignificativaspararesolverlaactualcrisisdelsectorenergético,perosedesconocecuálseráeleventualresultadodedichasmedidas.Laspolíticaseconómicasdesdelacrisisde2001-2002tuvieronunefectoadversosobreelsectorenergéticodela Argentina. La omisión de revertir el congelamiento de las tarifas de electricidad y gas natural impuestodurantelacrisiseconómicade2001-2002creóundesincentivoparalasinversionesenelsectorenergético.Enlugardeello,elGobiernoArgentinotratódeincentivarlasinversionessubsidiandoelconsumodeenergía.Estapolítica demostró ser ineficaz y operó como un desincentivo adicional para las inversiones en el sectorenergéticoytrajoaparejadoelestancamientodelaproduccióndepetróleoygasylageneración,transmisiónydistribucióndeelectricidadmientraselconsumocontinuabacreciendo.Paraabordarlaescasezdeenergíaquecomenzóen2011,elGobiernoNacionalaumentólasimportacionesdeenergía,conimplicanciasadversasenlabalanzacomercialylasreservasinternacionalesdelBancoCentral.Enrespuestaalacrecientecrisisenergética,elGobiernoArgentinoactualdeclaróelestadodeemergenciaconrespectoalsistemaeléctriconacional,quepermanecióvigentehastael31dediciembrede2017.Elestadodeemergencia le permitía al Gobierno Nacional adoptar medidas diseñadas para estabilizar el suministro deelectricidad en el país, tales como impartir instrucciones al MEyM para diseñar e implementar, con lacooperación de todas las entidades públicas nacionales, un plan coordinado para garantizar la calidad y laseguridad del sistema eléctrico. Asimismo, el Gobierno Argentino actual ha eliminado ciertos subsidios a laenergíae implementó importantesajustesa las tarifasdeelectricidadparareflejar loscostosdegeneración.Paramásinformaciónvéase“LaIndustriayelMarcoRegulatorio”.

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Como consecuencia de ello, los precios promedio de la electricidad han aumentado y podrían seguiraumentando.Alcorregirlastarifas,modificarelmarcoregulatorioyreducirelroldelGobiernoArgentinocomoparticipante activodelmercado, elGobiernoNacional actual tienepor objeto corregir las distorsiones en elsectorenergéticoyestimular las inversiones.Noobstante,algunas iniciativasdelGobiernoArgentino fueronobjetadasporlostribunalesargentinosyresultaronenmedidascautelaresofallosquelimitaronsusiniciativas.Durante2016,enalgunasprovinciasmediantemedidascautelaresdetribunalesinferioresesuspendieronenlosaumentosdetarifasdeelectricidadimplementadosal1defebrerode2016,ordenandoalMEyMyalENREarealizaraudienciaspúblicasnovinculantesantesdelaaprobacióndedichosaumentos.El28deoctubrede2016, el MEyM y el ENRE realizaron una audiencia pública no vinculante para presentar las propuestastarifarias presentadas por las empresas distribuidoras que cubren el área del Gran Buenos Aires(aproximadamente15millonesdehabitantes)paraelperíodo2017-2021enelmarcodelaRevisiónTarifariaIntegral.El14dediciembrede2016,elMEyMyelENRErealizaronochoaudienciaspúblicasnovinculantes(enBuenos Aires, Mendoza, Neuquén, Mar del Plata, Formosa, Santiago del Estero y Puerto Madryn) parapresentarlapropuestatarifariaparalatransmisióndeelectricidadanivelnacionalyregionalylospreciosdereferenciaestacionalesdecapacidadyenergíaenelmercadomayoristaeléctrico,asícomounapropuestaparareducir los subsidios para el período 2017-2021. Para más información véase “La Industria y el MarcoRegulatorio”.No encarar los efectos negativos en la generación, transporte y distribución de energía en la Argentinaderivadosenpartedelaspolíticasdepreciosdelgobiernoanterior,podríadebilitarlaconfianzaen,yafectaradversamente, la economía y la situación financierade laArgentina y afectar adversamente losnegocios, lasituaciónfinancieraylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Nopuedegarantizarsequelasmedidasadoptadas por el Gobierno Argentino actual para enfrentar la crisis energética no serán impugnadas en lostribunaleslocalesy/oqueresultaránsuficientespararestaurarlaproduccióndeenergíaenlaArgentinaenelcortoomedianoplazo.La falta del adecuado abordaje de los riesgos reales y percibidos de deterioro institucional y corrupciónpuedeafectaradversamentelaeconomíaylasituaciónfinancieradelaArgentina.La falta de un marco institucional sólido, así como también la corrupción han sido identificados como unproblemasignificativoparalaArgentina.EnelÍndicedePercepcionesdeCorrupciónde2016deTransparencyInternational,queincluyeunestudiode167países,laArgentinaseubicóenlospuestos85y95enlosestudiosde 2017 y 2015, respectivamente. En el Informe deNegocios (Doing Business) de 2018, en la “Facilidad dehacer rankingdenegocios” (EaseofdoingBusinessRanking) delBancoMundial, laArgentina seubicóenelpuesto117deuntotalde190países,descendiendode116enel2017yascendió121en2016.ElGobiernoArgentino,reconociendoqueestascuestionespodríanaumentarinestabilidadpolítica,distorsionarel proceso de toma de decisiones y afectar adversamente la reputación internacional de la Argentina y sucapacidad para atraer inversiones extranjeras, ha anunciado varias medidas dirigidas a fortalecer lasinstituciones de la Argentina y reducir la corrupción. Estasmedidas incluyen la reducción de las sentenciaspenalesacambiodecooperaciónconelGobiernoNacionaleninvestigacionesdecorrupción,unmayoraccesodel público a la información, el desapoderamiento de activos de funcionarios corruptos, el aumento defacultadesdelaOficinaAnticorrupciónylasancióndeunanuevaleydeéticapública,entreotras.Lacapacidaddel Gobierno Argentino de implementar estas iniciativas es incierta dado que requeriría la intervención delpoder judicial, que es un poder independiente, así como también el apoyo legislativo de los partidos de laoposición.Nopuedeasegurarsequela implementacióndedichasmedidasresultaráexitosa.La imposibilidaddeabordarenformacorrectaestosriesgosrealesypercibidosrelativosaldeterioroinstitucionalycorrupciónpuedenafectarenformaadversa laeconomíay lasituaciónfinancieradeArgentina, locual,asuvez,puedeafectar en forma adversa los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones de laCompañía.AccionistasextranjerosdeempresasqueoperanenlaArgentinahaniniciadoprocedimientosdearbitrajedeinversiones contra la Argentina que han resultado y podrían resultar en laudos arbitrales y/o medidascautelaresencontradelaArgentinaysusactivosy,asuvez,limitarsusrecursosfinancieros.

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En respuesta a las medidas de emergencia implementadas por el Gobierno Argentino durante la crisiseconómicade2001-2002, sepresentaronvarios reclamosanteelCIADIcontra laArgentina.Los reclamantesalegan que las medidas de emergencia eran inconsistentes con las normas de tratamiento equitativoestablecidasendiversostratadosbilateralesdeinversióndelosquelaArgentinaeraparteenesemomento.Los reclamantes también han iniciado reclamos ante tribunales de arbitraje de la Comisión de las NacionesUnidas para el Derecho Mercantil Internacional (“CNUDMI”) y conforme a las normas de la Cámara deComercioInternacional(“CCI”).LaSociedadnoespartedeningunodeestoscasosy,porende,nopuedegarantizarquelaArgentinalograráquealgunosotodosestoscasosseandesestimadoso,encasodeemitirselaudosafavordelosreclamantes,que podrá obtener la anulación de dichos laudos. Cualquier laudo que se emita contra la Argentina podríatenerunefectoadversosignificativosobrelaeconomíaargentinay,enconsecuencia,afectarenformaadversalosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.RiesgosrelacionadosconEcuadorLainestabilidadpolíticayeconómicadeEcuadorpuedeafectarnegativamentelasoperacionesdelConsorcio.

Ecuador ha atravesado períodos de inestabilidad política en los últimos años. Han habido ocho presidentesdiferentesenEcuadordesde1996,tresdeloscualesfueronderrocados.Enenerode2007,elSr.RafaelCorreaasumió lapresidenciadeEcuadorporunperíodode cuatro años, de forma tal queelmandatopresidencialdebería haber finalizado el 15 de enero de 2011 y en octubre de 2010 debería haber habido eleccionespresidencialesparalospróximoscuatroaños.Sinembargo,conlaentradaenvigenciadelanuevaConstitucióndeEcuador (tal comosedetallamásadelante), laAsambleaNacionalConstituyente interrumpióelmandatopresidencial y convocó a una nueva elección presidencial para el 26 de abril de 2009. En esa elección eleconomista Correa fue reelecto Presidente de Ecuador por un período de cuatro años contados a partir deagostode2009yhastamayode2013.Enlaseleccionespresidencialesdefebrerode2013,elPresidenteRafaelCorreafueelectoporunnuevoperíododecuatroaños,esdecirdesdeagostode2013hastamayode2017.DebidoalporcentajedevotosobtenidoporCorrea(57,17%),nofuenecesariorealizarunballotageosegundaronda.ElPresidenteCorreahaestadoenelpoderporunlapsototalde10años.BajoelmandodelPresidenteCorrea, el gobierno aumentó su intervención en la economía. En el sector energético, el gobierno delPresidenteCorreahaanunciadolarenegociacióndeconcesionesenáreasprimarias(áreasdegrandesreservasy producción) a fin de incrementar los ingresos estatales derivados de la producción de petróleo. Enseptiembre de 2007, se realizó una elección para formar una asamblea constituyente, que contaba confacultades ilimitadas para reformar la constitución ecuatoriana y reestructurar la organización del estado.MovimientoPaís,elpartidooficialista,obtuvoel70%delosvotos,ydespuésde8mesesdedeliberaciones,laasambleaconstituyenteaprobóenjuliode2008eltextodelproyectodeConstitución.Estetextofueaprobadopor lapoblacióndeEcuadorenel referéndumrealizadoel28deseptiembrede2008.Asimismo,Ecuadorhaexperimentadoperíodosdegranvolatilidadeconómica,másrecientementedurantelosnoventa,cuandounaseriedecrisiseconómicasagravósucapacidaddecumplirsusobligacionesbajosudeudaexterna.Desde2000,Ecuadorharealizadograndesavancesparafortaleceryestabilizarsueconomía,adoptandoalDólarcomosumoneda local, lo que se conoce como “dolarización”. Sin embargo, no puede garantizarse que la economíaecuatorianacreceráenelfuturooquenovolveráahaberinestabilidadeconómica.Elcrecimientoeconómicodepende de una serie de factores, entre ellos la demanda internacional de exportaciones ecuatorianas, lospreciosinternacionalesdelpetróleo,laconfianzaentrelosconsumidoresecuatorianosylosinversoreslocalesyextranjerosy las tasasde inversiónencadapaís, lavoluntadyhabilidadde lasempresaspara iniciarnuevasinversionesdecapitalylatasadeinflación.

El2deabrilde2017,LeninMorenoganóporunescasomargenlaelecciónpresidencialdeEcuador,conunadiferenciaa favordel3%de losvotosemitidos,entreampliasacusacionesde irregularidadesen lavotación.AunqueLeninMorenoesdelmismopartidopolíticoqueCorrea,tanprontoseasumióelcargo,LeninMorenocomenzóadiferenciarsedesupredecesoryconvocóaunreferéndumporelqueaprobóeldespidodequienesintegrabanelentoncesConsejodeParticipaciónCiudadanaycreóunnuevoconsejotemporarioparaevaluarafuncionarios y autoridades designados por la administración anterior. El 13 de abril de 2017, el ConsejoNacionalElectoralaprobóelrecuentodeaproximadamenteel11,2%deltotaldevotosemitidosenlaelecciónde segunda vuelta en respuesta a un reclamo de presuntas incongruencias interpuesto por la oposición. El

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recuentoratificóaLeninMorenocomoganadorenlaeleccióndesegundavueltaconel51,16%delosvotos.El3 de agosto de 2017, el Presidente moreno removió del cargo al Vicepresidente Jorge Glas debido a susupuestaconexiónconelLavaJato.LaCompañíanocontrolaynopuedepredecirlosefectosquepuedantenerel gobiernoo las políticas de LeninMoreno. Estos acontecimientos, así como las posibles crisis y formas deinestabilidadpolíticaderivadasdeellasocualquierotrosucesonoprevistoenlaactualidad,podríanafectarlosnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.

Noesposibleasegurarque losfuturosacontecimientospolíticos,socialesyeconómicosdeEcuador,quesonajenosalaCompañía,noafectaránsusnegocios,susituaciónpatrimonialylosresultadosdesusoperaciones,loquepodríaafectarlacapacidaddelaCompañíadepagarlasObligacionesNegociables.

Unaseriedefactoresharepercutidoypodríacontinuarrepercutiendoeneldesempeñode laeconomíadeEcuadoryenlosnegociosdelaCompañía.

LaeconomíaecuatorianayelpresupuestodeEcuadordependenengranmedidadelosingresosderivadosdelpetróleo.En2016,17,8%delosingresosdelsectorpúbliconofinancierodeEcuadorproveníandelpetróleoyde impuestos y regalías asociados almismo. A su vez, en noviembre de 2017, el 17,5% de los ingresos delsectorpúbliconofinancieroderivarondelpetróleoyelpetróleorelacionadoconlosimpuestosylasregalíasdeEcuador.Porejemplo,enrespuestaalareduccióndelosingresosenvirtuddelacaídadelpreciodelpetróleoen2016,EcuadorredujosupresupuestodeUS$34.100millonesen2015aUS$29.800millonesen2016.SielpreciodelpetróleodisminuyeradesusnivelesactualesquealcanzabanaproximadamenteUS$42,9porbarrilal31dejuliode2017,losingresosdeEcuadorprovenientesdelpetróleopodríandisminuirsignificativamente.NopuedeasegurarsequelosingresosdeEcuadorderivadosdelasexportacionesdepetróleonoexperimentaránfluctuaciones significativas como resultado de los cambios que puedan producirse en elmercado petrolerointernacional. Cuestiones asociadas a la actual recesión global, la debilidad de la economía mundial, elterrorismo, la volatilidadde losmercadosy ciertosacontecimientosgeopolíticos, tales como la inestabilidadpolíticadeMedioOrienteyVenezuela,podríantenerunefectopotencialmenteadversosobreelmercadodelpetróleoengeneral.

Asimismo,en2017,86%delasexportacionesdepetróleodeEcuadortuvocomodestinoatrespaíses:EstadosUnidos (55,1%),Chile (15,5%)yPerú (15,4%).Elempeoramientode la situacióneconómicadecualquieradeestos países podría tener un gran impacto sobre los ingresos de Ecuador derivados del petróleo y sobre suactividadeconómicaengeneral.

Por otra parte, debido a las dificultades operativas en ciertos yacimientos de petróleo, los menorespresupuestosdeproduccióny lassalidasdeplantaytareasdemantenimientode larefineríamásgrandedeEcuador, laRefineríaEsmeraldas, laproduccióndepetróleocrudoyderivadosdelpetróleohasidodesparejadurante los últimos años. Si bien Ecuador prevé aumentar la producciónmediante el desarrollo de nuevosyacimientos,enparticular losyacimientosIshpingo-Tambococha-Tiputini(“ITT”)quecomenzaronaoperarenseptiembre de 2016, y ha completado las tareas demantenimiento de la Refinería Esmeraldas, en caso deoposición política o si se produjeran ajustes de presupuesto que afecten las inversiones en exploraciónpetrolera,catástrofesnaturales talescomoterremotososalidasdeplantaadicionales, laproduccióngeneralpodría disminuir. En consecuencia, todo período sostenido de caída de la capacidad, en caso de verseexacerbadoporunacaídaenlaproduccióndepetróleo,podríaafectarnegativamentelascuentasfiscalesylasreservasinternacionalesdeEcuador.

Históricamente,losmiembrosdelaOrganizacióndePaísesExportadoresdePetróleo(“OPEP”)hancelebradoacuerdosparareducirsuproduccióndepetróleocrudo,enocasiones,pormediodedichosacuerdosselogróaumentar lospreciosdepetróleocrudoglobalesaldisminuirelsuministromundialdepetróleocrudo.Desde1998,lascuotasdeproduccióndelaOPEPhancontribuidoaqueseregistraranimportantesaumentosenlospreciosinternacionalesdepetróleocrudo.Apartirdela160°ReunióndelaConferenciadelaOPEP,celebradael 14 de diciembre de 2011 en Viena, Austria, y hasta el presente, la OPEP decidió mantener un nivel deproducciónde30,0mbpd,incluyendolaproduccióndeLibia,ytambiénacordóquelospaísesmiembrosdelaOPEP adoptarían, de ser necesario,medidas (entre ellas ajustes voluntarios de reducción de la producción)paragarantizarelequilibrodelmercadoynivelesdepreciosrazonables.Enla171°ReunióndelaConferenciadelaOPEPcelebradaenViena,Austria,el30denoviembrede2016,haciendohincapiéensucompromisoenpos de estabilizar los mercados, atender a los intereses mutuos de las naciones productoras y lograr unsuministroeficiente,económicoymásseguroparalosconsumidores,asícomounretornorazonablesobreel

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capital invertido, se acordó reducir la producción en aproximadamente 1,2mbpd con el objeto de llevar suproducciónmáximaa32,5mbpd,conefectosapartirdel1deenerode2017.

EnrelaciónconelacuerdodelaOPEPdel30denoviembrede2016(el“AcuerdodelaOPEP”)parareducirlaproduccióntotalenaproximadamente1,2mbpd,Ecuadoracordóreducirsucuotadeproduccióndiariaporunperíododeseismesesapartirdel1deenerode2017.Enconsecuencia,paraenero, febrero,marzo,abril ymayode2017,Ecuadorredujosucuotadeproduccióndiariaen18.000bpd,19.000bpd,23.000bpd,20.506bpd y 20.004 bpd, respectivamente. El 25 de mayo de 2017, Ecuador acordó prorrogar sus ajustes deproducciónporunplazoadicionaldenuevemesesapartirdel1dejuliode2017.Parajuniode2017,Ecuadorproyectó que su cuota de producción diaria se redujera en 20.000 bpd. En junio de 2017, Ecuador produjo423.505bpdencomparaciónconsumeta inicialde445.283bpd.En juliode2017,Ecuadorprodujo422.595bpdencomparaciónconsumetainicialde460.690bpd.Enagostode2017,Ecuadorprodujo419.147bpdencomparación con sumeta inicial de 458.210 bpd. En septiembre de 2017, Ecuador produjo 413.689 bpd encomparación con su meta inicial de 461.389 bpd. En octubre de 2017, Ecuador produjo 408.734 bpd encomparación con su meta inicial de 467.414 bpd. En noviembre, Ecuador produjo 402.272 bpd barriles depetróleoencomparaciónconsumetainicialde473.921bpd.Endiciembre,Ecuadorprodujo401.250bpdencomparaciónconsumetainicialde478.921bpd.

TodareducciónenlaproduccióndepetróleocrudodeEcuadoroensusactividadesdeexportaciónquepuedenocurrir como resultado de los cambios antedichos en las cuotas de producción de la OPEP o la baja de losprecios del petróleo crudo y productos refinados del petróleo durante un período extenso, podrían afectarnegativamentelosingresosdeEcuadoryeldesempeñodesueconomía.

Ademásdelosefectosresultantesdelavolatilidaddelmercadopetrolero,laAsambleaNacionaldeEcuador(la“AsambleaNacional”)hasancionadodiversas leyesquehanalteradoelpresupuestodeEcuadory laagendapresupuestaria establecida y generado déficitsmayores. En el proceso presupuestario y en el PlanNacionalparaelBuenVivir(el“PlanNacionaldeDesarrollo”)seestablecenciertaspresuncionesrespectodelosnivelesdelosfuturospreciosdelpetróleo.Losingresosprevistoscontenidosenelpresupuestopodríansermenoressilaspresuncionessobrelospreciosdelpetróleonosonexactas.Enenerode2015,enrespuestaalacaídadelosprecios del petróleo registrada en el último trimestre de 2014, Ecuador redujo su presupuesto de 2015 enUS$1.400 millones y nuevamente en US$800 millones en agosto de 2015, dando lugar a un presupuestomodificadodeUS$34.100millonespara2015. El 3demarzode2016, elMinistrode Finanzas (deesepaís)anuncióqueelpresupuestode2016 se reduciríaenUS$800millones.El31deagostode2017, luegode lapresentaciónporpartedel PresidenteMorenodel proyectodepresupuestode2017para su aprobación, elmismofueaprobadoporlaAsambleaNacional.El1denoviembrede2017,elpresidenteMorenolepresentóalaAsambleaNacionalde2018elpresupuestoproformaquefueaprobadoel29denoviembrede2017.Luego,el presidenteMorenoanunció su intenciónde tomar ciertasmedidaspara reducir el déficit fiscal, pudiendoafectardeestaforma,elpresupuestodel2018.Despuésdelaelección,elPresidenteMorenodeclaró,alaluzdelclimaeconómicoimperanteenEcuador,quelaprioridaddeEcuadoresalcanzareldesarrolloeconómicoysocial mediante la generación de empleo, la igualdad y la justicia social, erradicando la pobreza extrema yreduciendolainequidadalavezquesemantieneladolarización.EsposiblequeEcuadordebareconsiderarsusmetassocialesydeempleodadassusrestriccionespresupuestarias.

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LacapacidaddeEcuadordeenfrentarshocksexternosmediantepolíticaseconómicaseslimitada.

Ecuadorintrodujoel“programadedolarización”en2000,reemplazandoalSucreecuatorianoporelDólar(el“ProgramadeDolarización”).Debidoalasactualescondicionesdelmercado,EcuadorpodríaestarenriesgosinopudieraexportarbienessuficientespararecibirDólaresadicionales,dadoquenopuedeemitirmoneda.Porotraparte,debidoalProgramadeDolarización,lacapacidaddeEcuadory/odelBancoCentraldeEcuadordeajustar la política monetaria y las tasas de interés para influir en las tendencias macroeconómicas de laeconomíaeslimitada.ElresultadototalporexportacionesyremesasdeEcuadordebesermayoralcostototalde sus importaciones. Las alteraciones que losmercados financieros están experimentando en la actualidadhan dado lugar a una menor liquidez y mayores primas por riesgo crediticio para ciertos participantes delmercado,generandounareducciónenlafinanciacióndisponible.Asimismo,porley,losingresospetrolerosdeEcuadorsólopuedendestinarseafinanciarproyectosdeinfraestructura,ylacapacidaddeusarestosrecursospara otros sectores o la política fiscal en general es limitada. En consecuencia, la capacidad de Ecuador deemplear las herramientas de políticamonetaria para corregir shocks externos en la economía podría verselimitada.LaeconomíadeEcuadorpermanecevulnerableLaeconomíadeEcuadorpermanecevulnerablea shocksexternos, incluyendoconsecuenciasnegativasde laeconomíamundialqueresultarondelarecesióneconómicaglobalquetuvolugaren2008y2009,elimpactoeconómicodeladisminuciónenlospreciosinternacionalesdelpetróleoacaecidoentreelcuartotrimestrede2014yel2016.Asimismo,lasconsecuenciasnegativasquepuedenpresentarsecomoresultadodedificultadeseconómicas futuras significativast de los grandes socios comerciales regionales o por efectos de “contagio”generales,quepuedenhabertenidoefectosmaterialesadversosenelcrecimientodelaeconomíadeEcuadory en su capacidad para saldar su deuda pública. En adición, eventos políticos tales como el cambio de laadministraciónenEstadosUnidosocambiosen laspolíticasde laUniónEuropeaode lossocioscomercialesregionalesdeEcuadorpodríanimpactarenlaEconomíadeEcuador.Lasinversionesenelmercadoemergentegeneralmentetienenunmayorgradoderiesgoencomparaciónconlasinversionesenmercadosdepaísesdesarrolladosdebidoaquelaeconomíaenlospaísessubdesarrolladosessusceptiblededesestabilizarsecomoresultadodedesarrollosdomésticoseinternacionales.Generalmente,lasinversionesenmercadosemergentesseajustanainversoressofisticadosqueaprecianelriesgosignificativoinvolucrado,yestánfamiliarizadosconlasinversionesenestosmercados.Una baja significativa en el crecimiento económico de cualquiera de los principales socios comerciales deEcuadorpodríaafectaradversamenteel crecimientoeconómicodeEcuador.Asimismo, las reaccionesde losinversiones a eventos que ocurren en un país conmercado emergente pueden tener un efecto “contagio”,donde una región o clase de inversión es desfavorecida por inversores internacionales. Ecuador podría serafectada adversamente por una economía negativa o desarrollos financieros en otros países conmercadosemergentes o en América Latina en general. Sumado a ello, las políticas de Ecuador en relación a tratadosbilaterales de inversión podrían tener un impacto en las inversiones extranjeras directas en Ecuador y lasrelacionescomercialesdeEcuador.No puede garantizarse que cualquier crisis, tales como las descriptas anteriormente o eventos similares, noafectarán negativamente la confianza de los inversores en mercados emergentes o economías de losprincipalespaísesenAméricaLatina,incluyendoEcuador.Asimismo,nopuedegarantizarsequeestoseventosnoafectaránadversamentelaeconomíadeEcuador,losnegociosylosresultadosoperativosdelaCompañía.Una suba importante en las tasas de interés de losmercados financieros internacionales podría tener unefectosignificativoadversoenlaseconomíasdelossocioscomercialesdeEcuadoryafectarnegativamentelosnegociosdelaCompañíayelcrecimientoeconómicodeEcuador,asícomolacapacidaddelaCompañíade realizar pagos bajo las Obligaciones Negociables y la capacidad de Ecuador de realizar pagos bajo sudeudapúblicapendiente.SiseregistraunasubaimportantedelastasasdeinterésfueradeEcuador,podríaresultarmásdifícilyonerosopara los socios comerciales de Ecuador, en particular, captar fondos y refinanciar su deuda existente. Estosmayorescostospodríanasuvezafectarnegativamenteelcrecimientoeconómicodeesospaíses.Unmenor

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crecimiento de los socios comerciales de Ecuador podría tener un efecto adverso significativo sobre laproduccióndepetróleodelaCompañíay losmercadospara lasexportacionesdeEcuador,yasuvezafectarnegativamente y la economía ecuatoriana y la situación económica y la solvencia de la Secretaría deHidrocarburosdelEcuador(“SHEc”),lacontraparteecuatorianadeacuerdoalcontratodeservicios.Lasubadelas tasas de interés también incrementaría las obligaciones de deuda de Ecuador que devengan intereses atasasvariables.Enconsecuencia,lacapacidadtantodeEcuadorcomodelaCompañíadeatenderalserviciodesu deuda pública pendiente de pago, entre ella las Obligaciones Negociables, podría verse negativamenteafectada.Lospreciosdeloscommoditiessonvolátiles,yunacaídaimportanteenlospreciosdeloscommoditiespodríaafectarnegativamentelaeconomíadeEcuadorysucapacidaddecumplirsusobligaciones.

LaeconomíadeEcuadorestáexpuestaalavolatilidaddepreciosdeotrascommodities,especialmentebananasy langostinos, que representaron aproximadamente cada uno de ellos el 15,87% y 15,89% del total deexportacionesdeEcuadoradiciembre2017.UnaumentoenlasimportacionespodríallevaraEcuadoratenerunabalanzacomercialcercanaa losnivelesnegativos.DadoqueEcuadortieneunaeconomíadolarizada, losDólares que salen como consecuencia de las importaciones pueden afectar los niveles de liquidez de laeconomíaecuatoriana.SiEcuadornoaumentalasexportacionesalolargoplazoonolimitaelaumentodelasimportaciones con medidas que complementan los aranceles aplicados a los productos importados, laestabilidadmonetariapuedeverseafectadaporlanecesidaddesalirdeunaeconomíadetipodecambiofijo.Apartirdediciembre2017,labalanzacomercialecuatorianacerróaUS$89,2millones,encomparaciónconUS$1.247millonesendiciembrede2016.

Ecuador ha incumplido en el pagode sus obligaciones de deuda soberana en el pasado, en particular susobligacionesbajolosBonos2012y2030.

En2009,EcuadornocumplióconlospagosdeinterésdesusBonos2012(los“Bonos2012”)y2030(los“Bonos2030”) por una suma total de aproximadamente US$157 millones, ni con los pagos de capital deaproximadamenteUS$3.200millones.LosBonos2012yBonos2030seemitieronoriginalmenteencanjedeofertasdedeudaanterioresdeEcuadorparaprorrogarlosvencimientosdedichasobligacionesprevias.Estosincumplimientos fueron posteriores a la publicación de un informe en 2008 por parte de la Comisión deAuditoría Integral del Crédito Público (“CAIC”), un comité integrado por representantes del gobierno deEcuadoryorganizacionesdelsectorprivadoymiembrosdelasociedadcivil,porelqueseexaminaránexaminólasobligacionesdedeudadeEcuadordesde1976hasta2006,yensuinformesedetallóunaseriedehallazgosrespectodelalegitimidaddelasobligacionesdedeudadeEcuador(incluyendolosBonos2012yBonos2030)en especial en lo atinente a inquietudes acerca de la asunción pública de deuda privada, las autorizacionesdebidas, inmunidad soberana y los términos económicos de las obligaciones de deuda incurridas. Luegodelincumplimientodepago,quetuvolugarduranteelprimermandatodelexPresidenteCorrea,EcuadorofreciórecomprarlosBonos2012yBonos2030aundescuentosobresuvalornominal.LostenedoresrespondieronaestaofertapresentandosustancialmentetodoslosBonos2012yBonos2030.Ecuadorsehamantenidoaldíaenelpagode susotras seriesdebonos soberanos, comoasí también respectode susotrasobligacionesdedeuda. Se han iniciado acciones contra Ecuador en pocos casos. Véase “Factores de Riesgo—Riesgosrelacionados con Ecuador—Ecuador es parte de una serie de acciones judiciales y controversias que podríanderivarenpérdidasparaEcuadoryaunamenorinversiónextranjera”.ExisteriesgodequeEcuadornopuedaobtener índices de financiamiento internacional razonable y que otros tenedores de estos bonos endefaultpuedan iniciar acciones judiciales contra Ecuador e intentar ejecutar las sentencias obtenidas solicitandounembargosobrelosactivosdeEcuador.TodaaccióninterpuestaporlostenedoresdeBonos2012yBonos2030,o cualquier incumplimiento posterior de las obligaciones de deuda soberana de Ecuador, podría afectar enformasignificativayadversaelvalordemercadodelasObligacionesNegociablesylacapacidaddeEcuadorderealizarpagosdecapitaleinteréssinelriesgodequesetrabenembargosensucontra.Todaacciónporpartede los tenedoresdeBonos2012yBonos2030conargumentosparipassusimilaresa losesgrimidospor lostenedoresdelcasoNMLCapital,Ltd.v.laRepúblicaArgentinaocualquierincumplimientoadicionalenelpagode lasobligacionesdedeudasoberanadeEcuadorpodríaafectarenformasignificativayadversaelvalordemercadode lasObligacionesNegociablesy lacapacidadde laCompañíay/odeEcuadorderealizarpagosdecapitale interés sinel riesgodeque se trabenembargosen sucontra.Al7demarzode2018,el riegopaísalcanzólos536puntosdespuésdeuncontinuoincrementodesdelatercerasemanadefebrerode2018.Luegodel anuncio demedidas de ajuste y su intensidad, el riesgo país podría descender. Cualquier aumento del

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riesgopaísdelÍndicedeBonosdeMercadosEmergentes("EMBI")podríaresultarenunaumentoenlatasadeinterésqueEcuadorpagaporlanuevadeuda.

Ecuadorenfrentadesafíosasucapacidaddeaccederafinanciaciónexterna.

Ecuador podría tener que recurrir en parte a financiación adicional de los mercados de capitales locales einternacionales para hacer frente a sus futuros gastos. Dadas las fluctuaciones en el nivel de reservasinternacionales de Ecuador en los últimos años, al 30 de noviembre de 2017 las reservas internacionalescubríanel42%delospagosdecuentacorriente.LacapacidaddeEcuadordeobtenerfuentesdiversificadasdefinanciacióninternacionalsehatornadocadavezmásimportante.DebidoaqueelDólareslamonedadecursolegaldeEcuador,elniveldereservasinternacionalespodríanoserunindicadordesucapacidaddecumplirconsuspagosdecuentacorriente,comoseríaelcasoenunaeconomíaen laqueelDólarnosea lamonedadecursolegal.

En2008,elCAICemitióuninformeconunaseriedeconclusionessobrelalegitimidaddelasobligacionesdeladeuda de Ecuador (incluidos los Bonos 2012 y Bonos 2030), en particular en relación con inquietudesrelacionadasconlaasunciónpúblicadedeudaprivada,autorizacionesapropiadas, inmunidadsoberana,y lostérminos económicos relevantes de las obligaciones de deuda incurridas. Tras el informe de 2008, Ecuadorincumplió sus pagos de los Bonos 2012 y Bonos 2030 por el monto total, hasta febrero de 2009, deaproximadamenteUS$157milloneseninteresesyUS$3,200millonesencapital.Ecuadorinvitóalostitularesde los Bonos 2012 y 2030 a participar en dos ofertas públicas en abril de 2009 y noviembre de 2009 queresultaronenlalicitacióndel93.22%,delosBonos2012yBonos2030.

Si bien ciertos tenedores continúan conservando los Bonos 2012 y Bonos 2030 en default, Ecuador harecomprado exitosamente Bonos 2012 y Bonos 2030 adicionales de los tenedores restantes desde 2009 enadelante.Al31dediciembrede2017,elmonto totaldel capitalpendientedepagodeBonos2012yBonos2030eradeUS$389,1,querepresentael12,12%delmontototaloriginaldelosBonos2012yBonos2030.

DadolosantecedentesdeEcuadorenmateriade incumplimiento,ymásrecientemente, los incumplimientosrespectodelosBonos2012yBonos2030comoresultadodeladeterminaciónporpartedelaCAICdequelosbonosfueronemitidosilegalmente,Ecuadorpodríaverseimposibilitadodeaccederafinanciaciónexternaentérminosfavorables.

ElgobiernodeEcuadorhamodificadounilateralmentetérminoscontractualesenelpasado

Enelpasado,elgobiernodeEcuadorhamodificadocontratoscausandoun impactoen lastarifasapesardeacuerdosválidos con laCompañía. LaCompañíanopuedegarantizarqueel gobiernodeEcuadornoadoptemedidassimilaresenel futuroquepodríanafectarnegativamente losnegocios, lasituaciónpatrimonialy losresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.

LaregiónamazónicadelEcuador,dondelosConsorciosrealizansusoperaciones,hasidoescenadetensiónsocial.

Lospueblosoriginariosconstituyenaproximadamenteel7%delapoblacióndeEcuadorynosehanintegradototalmente a la estructura de la sociedad ecuatoriana. La población originaria de Ecuador ocasionalmenteexpresasuapoyouoposiciónaciertasaccionespolíticasatravésdemanifestacionespúblicas.Lasactividadesde exploración y producción de los Consorcios (tal como se definemás adelante), en las que la Compañíaparticipa,estáncentradasendosáreaspetrolerassituadasenlaregiónamazónicadelEcuador.Laexplotaciónpetrolera se ha visto interrumpida como resultado de la tensión social, levantamientos, huelgas ymanifestacionesenlascallesenelAmazonas,ylascompañíaspetrolerashanacordadorealizarconcesionesalas comunidades originarias que viven en el área circundante. Actualmente, se debe consultar a lascomunidades originarias a través de plebiscitos locales antes de otorgar concesiones para nuevas áreaspetroleras, sibien los resultadosde losplebiscitos localesnosonvinculantesparaelgobiernoecuatorianoypuedeotorgarselaconcesiónapesardesuoposición.

Si bien la Compañía no se ha visto obligada a interrumpir sus operaciones en la última década debido aconflictos con las comunidades originarias, no es posible garantizar que las operaciones del Consorcio nosufrirán interrupciones, no se verán obligados a realizar concesiones adicionales en el futuro, o que susrelaciones con las comunidades originarias no afectaránnegativamente su eventual participación en futuras

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licitaciones para nuevas áreas petroleras en Ecuador, lo que a su vez podría afectar negativamente losnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.

Ecuador espartedeuna seriedeacciones judiciales y controversiasquepodríanderivar enpérdidasparaEcuadoryaunamenorinversiónextranjera.

Ecuador es actualmente parte de diversas acciones judiciales, principalmente relacionadas con contratosdentro de los sectores del petróleo y la electricidad. Si las sociedades extranjeras resultaran victoriosas, losfallospodríanimpactarnegativamenteenlasfinanzasdeEcuador,afectandoasíalaeconomíaecuatorianayalos negocios y los resultados de las operaciones de la Compañía. La Compañía no es parte de estosprocedimientos,ynopuedegarantizarsidichosprocedimientosseránresueltosonoafavordeEcuador.

EsprobablequelasreservasdepetróleoygasenEcuadordisminuyan.

CiertosyacimientosdepetróleoygasenEcuadorsonmadurosysinunainversiónsignificativaenactividadesde desarrollo y exploración, es probable que las reservas se agoten. Sin embargo, tales inversiones nogarantizaneléxitodelasactividadespetroleras.Elaccesoalasreservasdepetróleocrudoesesencialparalaproducciónsostenidaylageneracióndeingresosdeunaempresapetrolera.SilasactividadespetrolerasdelaCompañíanotienenéxitoy lasreservasdepetróleode laCompañíaenEcuadorcomienzanadisminuir,estopodría tener un efecto adverso en el negocio de PCR, su condición financiera y el resultados de susoperaciones.

RiesgosrelacionadosconlosmercadosdepaísesemergentesCiertosriesgoseconómicossoninherentesainversonesrealizadasenmercadosdepaísesemergentes,talescomoenlosqueoperalaCompañíaInvertirenmercadosdepaísesemergentes tales comoen losqueopera laCompañía (incluyendoEcuadoryColombia) conlleva riesgos económicos. Estos riesgos incluyen distintos factores que pueden afectar losresultadoseconómicosdelospaísesenlosqueoperalaCompañía,incluyendolossiguientes:

• tasasdeinterésenEstadosUnidosymercadosfinancieros;

• cambiosenlaspolíticaseconómicasoimpositivas;

• laimposicióndebarrerascomercialesporsocioscomerciales;

• condicioneseconómicas,políticasydelnegociogenerales,principalessocioscomercialesyeconomíaglobal;

• la capacidad de efectuar reformas claves en la economía, incluyendo estrategias económicas parabalancearlaeconomíaalaumentarelporcentajedePBIrepresentadoporeconomíasnopetroleras;

• tensionespolíticasysociales;

• lospreciosdecommodities,incluyendoelpetróleo;elimpactodehostilidadesoproblemaspolíticosenotros países podría afectar el comercio internacional, el precio de las commodities y la economíaglobal;y

• lasdecisionesdelasinstitucionesfinancierasinternacionalesresectodelostérminosdesuasistenciafinanciera.

Cualquiera de estos factores, así como la volatilidad de losmercados para los títulos valores similares a lasObligaciones Negociables, podrían afectar adversamente la liquidez y los mercados comerciales de lasObligacionesNegociables.ParamásinformaciónVéase“Declaracionessobrehechosfuturos”.

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RiesgosrelacionadosconelsectordelpetróleoygasLaindustriaargentinadelgasypetróleohaestadoycontinuaráestandosujetaasignificativaintervencióndelGobiernoNacionalydelasprovinciasdeArgentina.LamayoríadelosingresosdelaCompañíaderivandelaventadepetróleocrudoygasnatural.Históricamente,laindustriadelgasypetróleoenArgentinahasidosignificativamentecontroladaporelGobiernoArgentinoatravés de la propiedad y dirección de compañías estatales involucradas en la exploración y producción depetróleoygas.A partir de diciembre de 2011, el Gobierno Argentino ha adoptado una serie de medidas relativas a larepatriacióndefondosobtenidoscomoresultadodelasexportacionesdepetróleoygasycargosaplicablesalaproducción de gas licuado que han repercutido en las actividades de los productores de petróleo y gas. Talcomofueramencionadopreviamente,en2012,elGobiernoNacionalresolviólaintervenciónestataldeYPFydeclaródeutilidadpúblicaysujetoaexpropiaciónel51%delcapitaldeYPFyRepsolYPFGASS.A.ElGobiernoArgentinohaintroducidociertoscambiosenlasregulacionesylaspolíticasquerigenelsectorconelobjetivodeotorgarleabsolutaprioridadalademandainternaapreciosbajosyestablesafindesostenerlarecuperación económica. Como resultado de estos cambios, por ejemplo, en los días en los cuales existeescasezdegas,lasexportacionesdegasnaturalyelabastecimientodegasalasindustrias,plantasgeneradorasde electricidad y estaciones de servicio que venden gas natural comprimido se ven interrumpidas por laprioridadbrindadaalosclientesresidencialesapreciosmenores.Nopuedegarantizarsequeloscambiosenlasleyes y reglamentaciones aplicables, o las interpretaciones judiciales o administrativas de dichas leyes yreglamentacionesnoafectarándemaneraadversalascondicionesfinancierasdelnegocioylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Enenerode2007,fuepromulgadalaLeyNº26.197(“LeydeFederalizacióndelosHidrocarburos”otambiéndenominada“LeyCorta”),que,deacuerdoconelartículo124delaConstituciónNacional,establecióquelasprovincias argentinas serán las propietarias de los reservorios de hidrocarburos ubicados dentro de susterritorios.Conformeaderecho,elCongresodelaNacióntieneeldeberdesancionarleyesyregulacionesquetengan por finalidad el desarrollo de recursos minerales dentro de Argentina, mientras que los gobiernosprovincialessonresponsablesdehacercumplirestasleyesyadministrarlosyacimientosdehidrocarburosquese encuentran dentro de los territorios de sus respectivas provincias. Sin embargo, ciertos gobiernosprovincialeshan interpretado lasdisposicionesde laLeydeFederalizacióndeLosHidrocarburosyelartículo124 de la Constitución Nacional como un otorgamiento a las provincias de facultades para sancionar suspropias regulaciones relativas a la exploración y producción de petróleo y gas dentro de sus territorios. Nopuedegarantizarsequelasregulacionesolosimpuestos(incluyendoregalías)sancionadosoadministradosporlas provincias no entrarán en conflicto con las leyes nacionales, ni que dichos impuestos o regulaciones noafectaránenformaadversalosnegocios, lascondicionesfinancierasylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Con la promulgación de la Ley de Soberanía Hidrocarburífera el 4 de mayo de 2012, se estableció elautoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte ycomercializacióndehidrocarburos,afindegarantizareldesarrolloeconómicoconequidadsocial, lacreacióndeempleo,elincrementodelacompetitividaddelosdiversossectoreseconómicosyelcrecimientoequitativoy sustentable de las provincias y regiones. A través del Decreto N° 1277/2012, el Gobierno Argentinoreglamentó dicha ley y creó el “Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas”, por el cual impuso loslineamientosbásicosquelasempresasdedicadasalaexploraciónyexplotación,refinación,comercializaciónytransporte de hidrocarburos, deben seguir indispensablemente para el desarrollo de sus actividades enterritorioargentino.ElDecretoN°1277/2012creóelComitéque fue luegodisueltomediante la sancióndelDecretoN°272/2015,quedelególasfacultadesdelComitéanteriorenelMEyM.Véase“MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleoydelGasenArgentina–CaracterísticasGenerales”.No puede garantizarse que estas intervenciones por parte del Gobierno Argentino no afectará de modoadverso los negocios, la situación patrimonial o el resultado de las operaciones de la Compañía. Delmismomodo,nopuedeasegurarsequeelactualmarcoregulatorioolasfuturaspolíticasgubernamentalesorientadas

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asostenerelcrecimientodelaeconomíaoadarrespuestaa lasnecesidadesinternasnoafectarándemodoadversolaindustriadelpetróleoygas.Las empresas de petróleo y gas se han visto afectadas por ciertas medidas adoptadas por el GobiernoNacional,ypodríanserafectadasaúnmásporcambiosadicionalesensumarcoregulatorio.Desdediciembrede2011,elGobiernoArgentinohaadoptadounaseriedemedidasrelativasalarepatriacióndefondosobtenidoscomoresultadodeexportacionesdepetróleoygasycargosaplicablesalaproduccióndegas licuadoqueafectaron lasactividadesde los fabricantesyproductoresdel sectordelpetróleoygas.Másrecientemente, apartirdeabril de2012,elGobiernoNacionaldeclaró lanacionalizacióndeYPFe introdujocambiostrascendentalesenelsistemabajoelcualoperanlasempresaspetroleras,principalmentemediantelasanción de la Ley de Soberanía Hidrocarburífera, el Decreto N°1277/2012 y la Ley N°27.007 (con susmodificatoriasyregulatorias,enconjuntolas“LeyesdeSoberaníaHidrocarburífera”).Loscambiosfuturosquepuedanrealizarseenestanormativapuedenaumentarelefectoadversodedichasmedidasen losnegocios,ingresosyoperacionesdelasempresasqueoperanenelsectordelpetróleoygas,entreellaslassociedadesenlas que la Compañía posee o pueda poseer participaciones accionarias, que a su turno podría afectaradversamentelosnegocios,lasituaciónfinancieraylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.La Compañía podría incurrir en costos y pasivos significativos relacionados con cuestiones ambientales,sanitariasydeseguridad.LasoperacionesdePCR,comolasdemáscompañíasqueoperanenlaindustriadepetróleoygasenArgentinaestánsujetasaunamplioespectrode leyesyreglamentacionesambientales,sanitariasydeseguridad.Estasleyes y reglamentaciones tienen un efecto significativo sobre las operaciones de la Compañía y podrían darlugar a efectos adversos significativos sobre sus negocios, su situación patrimonial y los resultados de lasoperaciones.La reglamentación ambiental, sanitaria y de seguridad y la jurisprudencia en Argentina se desarrollan a unritmo acelerado y no pueden brindarse garantías de que dicha evolución no incrementará los costos de lasactividadescomercialesypasivosde laCompañía.Asimismo,acausade lapreocupaciónsobreel riesgoqueimplica el cambio climático, una serie de países han adoptado o consideran adoptar nuevos requisitosregulatorios para reducir las emisiones de gas de efecto invernadero, tales como impuestos al carbono,mayoresestándaresdeeficiencia,olaadopcióndelímitesmáximosyregímenesdecomercio.SiseadoptaranenArgentina,estosrequisitospodríantornarmáscostososlosproductosdelaCompañíayredirigirlademandadehidrocarburoshaciafuentesrelativamentemásbajasencarbonocomosonlasenergíasrenovables.Lasconcesionesdeproduccióndepetróleoygas, lospermisosdeexploracióndeArgentinay loscontratosestánsujetosaciertascondicionesypodríannoserrenovados,serrevocadosocancelados.LaLeyNº17.319consusmodificatorias(la“LeydeHidrocarburos”)establecequelasconcesionesdepetróleoygastienenunavigenciade25,30o35años,dependiendodelaconcesión,desdelafechadesuadjudicación,yasimismodisponequeelplazodeconcesiónpuedeserprorrogadoporperíodosdediez(10)añosadicionales,sujeto a los términos y condiciones aprobados por el concedente al momento de la prórroga. La Ley deHidrocarburos establece que la duración de los permisos de exploración será determinada por el entereguladorencadacasoenformaindividual,perobajoningunacircunstanciapodrásuperar(i)dos(2)períodosdehastatres(3)añoscadauno,y(ii)unaprórrogaopcionaldehastacinco(5)años.Elgobiernodelaprovinciaenlaqueestáubicadaeláreaencuestión(yelGobiernoNacionalrespectodeáreasmarítimasaunadistanciamayora12millasnáuticas)tieneautoridadparaprorrogarlosplazosdelospermisos,concesionesycontratoscorrientesynuevos.Paraaccederalaprórroga,elconcesionarioytitulardelpermisodebe(i)habercumplidosus obligaciones bajo la Ley deHidrocarburos y los términos de la concesióno permiso específico, (ii) estarproduciendohidrocarburosenlaconcesiónrespectiva,y(iii)presentarunplandeinversiónparaeldesarrollode las áreas a solicitud de las autoridades respectivas al menos un (1) año antes del vencimiento de laconcesiónoriginal.Las concesionarias que solicitan prórrogas bajo la Ley N°27.007 deben pagar regalías adicionales que vandesdeel3%yhastaunmáximodel18%.BajolaLeydeHidrocarburos,elincumplimientodeestasobligaciones

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ynormaspuederesultarenlaimposicióndemultasyenelcasodeincumplimientosgraves,luegodevencidoslosplazosdesubsanaciónaplicables,enlarevocacióndelaconcesiónopermiso.Sin perjuicio de que todas las prórrogas de la Compañía han sido renovadas u otorgadas recientemente ytienen al menos diez (10) años más de plazo antes de su vencimiento, no es posible asegurar que lasconcesiones de la Compañía serán prorrogadas en el futuro como consecuencia de la revisión por lasautoridadespertinentesdelosplanesdeinversiónpresentadosatalesfines,oquenoseimpondránrequisitosadicionales para obtener dichas concesiones o permisos. En 2012, el Gobierno Nacional, así como algunosgobiernos provinciales, revocaron algunas concesiones de YPF (previo a la nacionalización y de PetrobrasArgentina.Larescisiónorevocaciónolanoobtencióndeunaconcesiónopermiso,odeunaprórrogadeéstos,bajo estos proyectos podrían tener un efecto adverso significativo sobre los negocios, situación financiera yresultadosdelasoperaciones.Enabrilde2012,elCongresosancionólaLeydeSoberaníaHidrocarburífera,porlacualseexpropióel51%delasaccionesdeYPFenpoderdelacompañíadeenergíaespañolaRepsolYPF.Asimismo,estaleyestablecequelasactividadeshidrocarburíferas(entreellaslaexplotación,industrialización,transporteycomercialización)enel territoriodeArgentinasondeclaradas“de interéspúbliconacional”. LaLeydeSoberaníaHidrocarburíferaestablecequeelobjetivoprimarioes lograrelautoabastecimientodepetróleoygas.Noesposibleasegurarque éstas u otras medidas a ser adoptadas por el Gobierno Argentino no tendrán un efecto adversosignificativosobrelaeconomíaargentina,afectando,enconsecuencia, lasituaciónpatrimonial, losresultadosdelasoperacionesdelaCompañíayelvalordelasObligacionesNegociablesylacapacidaddelaCompañíadepagarsusdeudasasuvencimiento.LasconcesionesyloscontratosdeexplotacióndelaCompañíaestánsujetosarevocaciónoterminaciónLas concesiones de El Sosneado (Mendoza), Colhué Huapi (Chubut), Gobernador Ayala V, 25 de Mayo-Medanito SE y Jagüel de losMachos (La Pampa) y el contratode explotaciónen ElMedanito (La Pampa), atravésde los cuales laCompañía conduce losnegociosdeexploraciónyproducciónenArgentina, requierenobligaciones específicas de la Compañía impuestas por la Ley de Hidrocarburos Argentina, tales como elcumplimientodelosrequerimientossobrelatecnología,elequipamiento,lamanodeobra,ylarealizacióndelas inversiones de explotación requeridas en las áreas, el pago de impuestos, regalías, tasas anuales yparticipacionesaprovinciasrelevantes,asícomotambiénservidumbresalospropietariosdetierrasrelevantes,el cumplimientode requisitosde información respectodeautoridades federalesyprovinciales, como fuerenaplicables,laadopcióndemedidasdeseguridadyambientalesrequeridasparaprevenireldañoylapérdidadehidrocarburos,elcumplimientoderegulacionesfederalesyprovinciales,yelmantenimientodelosestándaresmínimosdecalidadyservicio.Asimismo,deacuerdoalDecretoN°1.277/2012,que regula la LeyN°26.741,elGobiernoArgentinocreo laComisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la"Comisión”)encargadaderealizarenunabaseanual,el“ProgramaNacionaldeInversióndeHidrocarburos”,auditandoregularmentelascompañíasencargadasdelaexploraciónyexplotación,marketingytransportedehidrocarburos para el cumplimiento de los criterios y objetivos establecidos en dicho plan, y aplicandopenalidades (incluyéndola posibilidad de declarar la invalidez o terminación de las concesiones o licenciasotorgadas)encasodeincumplimientodelasprovisionesdedicharegulación.El29dediciembrede2015,sedictó el Decreto N° 272/2015 que modificó el Decreto N° 1.277/20012 (derogando algunos artículos), y laComisiónsedisolvió, siendoelMEyMelqueasumió lospoderesydeberes.Véase“MarcoRegulatoriode laIndustriayelGasenArgentina”.Los contratos de prestación de servicios bajo los cuales los Consorcios operan sus respectivos negocios deexploraciónyproducciónenlosyacimientosPindoyPalandaYucaSurenEcuador,requierenqueelConsorcioaplicablecumplaconobligacionesespecíficasimpuestasporlaLeydeHidrocarburosdeEcuador,talescomoelpago de impuestos, regalías, tasas anuales y participaciones, el cumplimiento de requerimientos deinformación, el deber de permitir la realización de controles e inspecciones por las autoridades, elmantenimientoo lasuspensiónde lasactividadesdeexplotaciónconforme loautorizadopor lasautoridadescompetentes,lareinversióndegananciasylarealizacióndeactividadeseinversionesestimadasdeexploracióny/oexplotaciónporsucuentayriesgo,aportandolatecnología,loscapitales,losequipos,bienesymaquinariasnecesarios,en lasáreasde loscontratosydurantetodoelplazodevigenciade loscontratosmodificatorios.

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Véase“MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleoydelGasenEcuador-TérminosycondicionescomunesaloscontratosModificatoriosdePrestacióndeServiciosdeExplotaciónyExploraciónPetrolera(antescontratosdecamposmarginales)”.El contrato de cesión parcial (farmout agreement) celebrado por nuestra subsidiaria Dutmy con PetróleosSudamericanosenrelaciónconelConveniodeExplotacióndeHidrocarburos–ÁreadeOperaciónDirecta“ElDifícil” ubicado en la República de Colombia obliga a la Compañía a cumplir ciertas obligaciones específicasemergentesdelmismoydelmarcolegalaplicable.Estasobligacionesincluyenelpagodeimpuestosyregalías,el cumplimiento de requisitos de información, la realización de actividades de exploración y explotación, larealización de ciertas inversiones estimadas, y permitir que las autoridades puedan efectuar controles einspecciones,entreotrosdeberes.Laindustriahidrocarburíferaestásujetaariesgosoperativosyeconómicosespecíficos.Las operaciones de la Compañía están sujetas a los riesgos inherentes a la exploración y producción depetróleo y gas, entre ellos los riesgos de producción (fluctuaciones en la producción debido a riesgosoperativos, catástrofes naturales o meteorología, accidentes, etc.), riesgos de equipos (relacionados con laadecuaciónyestadodelasinstalacionesyequipos)yriesgosdetransporte(relativosalestadoyvulnerabilidadde oleoductos y otrosmedios de transporte) así como a riesgos políticos y regulatorios. Las actividades deperforación tambiénconllevannumerosos riesgose incertidumbresypuedendar lugarenúltima instanciaaesfuerzosnorentables,nosoloenlaformadepozossecos,sinotambiénpozosproductivosquenoproduceningresossuficientesparacubrirsuscostosoperativos.Laterminacióndeunpozonoaseguraunretornosobrelainversiónnilarecuperacióndecostos.Porotraparte,lasoperacionesdecaptación,compresiónyplantadetratamientodegasdelaCompañía,asícomoeltransporte,almacenamientoycargadepetróleo,estánsujetosatodoslosriesgosinherentesadichasoperaciones.Sisematerializaracualquieradeestosriesgos,ellopodríaafectar negativamente los negocios, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de laCompañía.Labajasignificativaoextendidaylavolatilidaddelospreciosglobalesdelpetróleocrudo,losproductosdepetróleoygasnaturalpuedentenerunefectoadversosobrelosresultadosdelasoperacionesylasituaciónpatrimonialdelaCompañía.

GranpartedelosingresosdelaCompañíaprovienendeventasdepetróleocrudo,productosdepetróleoygasnatural.Algunosdelosfactoresqueafectanlospreciosinternacionalesdelpetróleocrudoylosproductosdepetróleo relacionadosson:acontecimientospolíticosen regionesproductorasdepetróleocrudo,enespecialMedio Oriente; la capacidad de la OPEP y otras naciones productoras de petróleo crudo de establecer ymantenerlospreciosynivelesdeproduccióndepetróleocrudo;elsuministroydemandaglobalyregionaldepetróleocrudo,gasyproductosrelacionados; lacompetenciadeotras fuentesdeenergía; reglamentacionesdegobiernoslocalesyextranjeros;condicionesclimáticas;yconflictosglobalesylocalesoactosdeterrorismo.LaCompañíanotienecontrolsobreestosfactores.Loscambiosenlospreciosdelpetróleocrudogeneralmentegeneran cambios en los precios de los productos relacionados. Los precios internacionales del petróleo hanexperimentadograndesfluctuacionesenlosúltimosaños.

Unabaja importante o extendida de los precios internacionales del petróleo crudo y productos depetróleorelacionadospodríatenerunefectoadversosignificativosobrelosnegocios,losresultadosdelasoperacionesyla situación patrimonial de la Compañía y sobre el valor de sus reservas probadas. Asimismo, una caídasignificativa en los precios del petróleo crudo y productos de petróleo relacionados podría hacer que laCompañíadebaincurrirencargospordeterioroenelfuturooreduciroalterarsucronogramadeinversionesdecapital,loqueasuvezpodríaafectarseriamentesusproyeccionesdeproducciónenelmedianoplazoysusestimacionesdereservasenelfuturo,queasuturnopuedeafectarsusnegocios,susituaciónfinancieraylosresultadosdesusoperaciones.

ElincumplimientodeloscompromisosdelaCompañíaderealizarciertasinversionesenelmarcodesusjointventurespodríaafectarnegativamentelosresultadosdesusoperaciones.LaCompañíasehacomprometidoarealizarciertasinversionesbajosusacuerdosdejointventureysucontratodecesiónparcial(farmoutagreement).Paraelaño2018,laCompañíasehacomprometidoainvertiruntotal

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deaproximadamenteUS$62,7millones.El incumplimientodedichoscompromisosenformaoportunapodríaimportar la violacióndel contrato respectivo, laejecucióndegarantías y/o lapérdidade todos losderechossobreeláreasubyacente,loquepodríatenerunefectonegativosobrelosnegocios,situaciónfinancieraylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Las limitaciones a los precios locales de Argentina pueden afectar negativamente los resultados de lasoperacionesdelaCompañía.Enlosúltimosaños,debidoafactoresregulatorios,económicosydepolíticagubernamental,losprecioslocalesdelpetróleocrudoygasnaturalhansidosustancialmentediferentesdelospreciosdedichosproductosenlosmercadosinternacionalesyregionales,ylacapacidaddelaCompañíadeaumentaromantenerlospreciosparaajustarlos a las variaciones de los precios internacionales o los costos locales ha sido limitada. Los preciosinternacionalesdelpetróleocrudohancaídosignificativamentedesdeelsegundosemestrede2014.El31dediciembrede2015,elpreciodelpetróleocrudoBrentcayópordebajodeUS$38porbarril,representandounadisminución de aproximadamente 28% en comparación con el precio promedio de 2015 de US$52,30 porbarril.Los precios locales del petróleo crudo disminuyeron US$7 por barril en el primer trimestre de 2015 encomparaciónconelpreciovigenteal31dediciembrede2014,yenun10%adicionalen2016,encomparaciónconelpreciovigenteal31dediciembrede2015.Al29dediciembrede2017, lospreciosdelpetróleocrudoBrentestuvieronenelrangodeUS$64,37porbarrilyelpromediodelosprecioslocalesestuvieronenelrangodeUS$60,49.NoesposibleasegurarquelaCompañíapodrámanteneroaumentarlosprecioslocalesdesusproductosylaslimitacionesasucapacidaddehacerloafectaríanadversamentesusituaciónpatrimonialylosresultadosdesusoperaciones. Del mismo modo, no es posible asegurar que los precios de los hidrocarburos en Argentinaacompañaránlosaumentosodisminucionesdelospreciosdehidrocarburosenlosmercadosinternacionalesoregionales. Las discrepancias entre los precios locales e internacionales pueden afectar adversamente losnegocios,lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.LospreciosdelpetróleoygaspodríanafectarelniveldegastosdecapitaldelaCompañía.

Los precios que la Compañía puede obtener por los productos hidrocarburíferos afectan la viabilidad deinversionesennuevasactividadesdeexploraciónydesarrollo,yporende,enel cronogramaymontode losgastosdecapitalproyectadosporlaCompañíaparatalesfines.LaCompañíapresupuestalosgastosdecapitalpara estas actividades tomando en cuenta, entre otros factores, los precios de mercado de sus productoshidrocarburíferos. Si losprecios locales corrientes caen, la capacidadde la Sociedaddemejorar las tasasderecuperación de hidrocarburos, de identificar nuevas reservas y realizar ciertos otros planes de gastos decapitalpodríaverseafectada, loqueasuvezpodríatenerunefectoadversosobre losnegocios, lasituaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.

La actividad hidrocarburífera depende cada vez más de las tecnologías digitales para conducir lasoperaciones, incluyendo ciertas actividades de exploración, desarrollo y producción, sumado a que laCompañíaseencuentraexpuestaaataquescibernéticosyfallasdelsistema.

Las tecnologías, sistemas y redes de la Compañía y las de sus socios comerciales pueden ser objeto deciberataquesoviolacionesalaseguridadinformáticaquepodríandarlugarala liberaciónnoautorizada,usoindebido o pérdida de información confidencial, o a otra alteración de las operaciones comerciales de laCompañía. Asimismo, ciertos incidentes informáticos, tales como las actividades de vigilancia, puedenpermanecersinserdetectadosduranteunperíodoextendido.LaCompañíadependede latecnologíadigital,incluyendosistemasinformáticosparaprocesardatosfinancierosyoperativos,analizar informaciónsísmicaydeperforación, y las estimaciones de reservas depetróleo y gas. Si bien la Compañía noha experimentadoninguna pérdida significativa asociada a ciberataques, no puede garantizarse que no será objeto deciberataquesenel futuroquepuedanafectaradversamentesusnegocios,situaciónpatrimonialoresultadosde sus operaciones. Dado que las amenazas informáticas evolucionan día a día, la Compañía podría verseobligada a incurrir en gastos adicionales para mejorar sus medidas de protección o remediar cualquiervulnerabilidadenlaseguridadinformática.

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PodríaproducirseunacaídaenlasreservasdepetróleoygasdeArgentina.Muchos de los yacimientos de petróleo y gas de Argentina son antiguos, y sin inversiones importantes enactividadesdedesarrolloyexploración,esprobablequelasreservasseagoten.Noobstante,dichasinversionesno garantizanel éxitode las actividadesdepetróleo y gas. El acceso a las reservasdepetróleo crudo y gasnatural es esencial para la producción y generación sostenida de ingresos por parte de una empresahidrocarburífera. Si las actividades hidrocarburíferas de la Compañía no fueran exitosas y sus reservas depetróleoygascomienzanacaer,podríatenerunefectoadversosobresusnegocios,situaciónpatrimonialylosresultadosdelasoperaciones.

A menos que la Compañía reemplace sus reservas de petróleo y gas, las reservas y producciónprobablementesereduzcanconeltiempo.La producción de los yacimientos de petróleo y gas disminuye a medida que se agotan las reservas,dependiendoelporcentajededisminuciónde las característicasdel reservorio. Eneste sentido, las reservascomprobadas disminuyen a medida que se producen. El nivel de reservas y producción de petróleo y gasnaturalafuturodelaCompañía,yporlotantosusflujosdeefectivoygananciasdependenengranmedidadesuéxitoeneldesarrolloeficientedesusreservasactuales,celebrandonuevosacuerdosdeinversiónyhallandooadquiriendoenformaeconómicareservasadicionalesrecuperables.SibienlaCompañíahatenidoéxitoenidentificarydesarrollaryacimientoscomercialmenteexplotablesy sitiosdeperforaciónenelpasado,podríaverse imposibilitada de replicar su éxito en el futuro. La Compañía podría no identificar otros yacimientoscomercialmenteexplotablesorealizarperforacionesexitosas,terminaroproducirmásreservasdepetróleoogas,ylospozosquehaperforadoyprevéperforarenlaactualidadpodríannoresultareneldescubrimientooproduccióndepetróleoogasnaturalenelfuturo.SilaCompañíanopudierareemplazarsuproducciónactualyfutura, se reduciráelvalordesus reservas, loquea su turnopodríaafectarnegativamentesusnegocios, susituaciónpatrimonialylosresultadosdesusoperaciones.Eldesarrollode lasreservasprobadasnodesarrolladasde laCompañíapodríarequeriruntiempomayorydemandarnivelesdegastosdecapitalmásaltosquelosprevistosenlaactualidad.Al31dediciembrede2017,aproximadamenteel59,4%delasreservasprobadasnetasdelaCompañíaerandesarrolladas.Eldesarrollodesusreservasnodesarrolladaspodríarequerirmástiempoydemandarmayoresnivelesdegastosdecapitalquelosprevistosactualmente.LasdemoraseneldesarrollodelasreservasdelaCompañíaolosaumentosenloscostosdeperforaciónydesarrollodedichasreservaspodríanreducirelvalordemediciónestandarizadodesusestimacionesdereservasprobadasnodesarrolladaseingresosnetosfuturosestimadosparadichasreservas,loquepodríahacerquealgunosproyectossetornaranantieconómicos;estoasuvezpodríadarlugaraquelascantidadesasociadasaestosproyectosantieconómicosfueranexcluidasdelacategoría de reservas. La viabilidad económica de un bloque en particular también depende del tiemporemanentebajoelplazodeconcesiónyde si las inversionesdecapital futuras soneconómicamenteviablesdentrodeesteplazo.NopuedeasegurarsequelaCompañíanosufrirádemorasoaumentosenloscostosdeperforaciónydesarrollodesusreservasenelfuturo,loquepodríadarlugaralareclasificacióndesusreservas,yasuturnoafectarsusnegocios,situaciónfinancieraylosresultadosdesusoperaciones.Lasestimacionesdereservasdepetróleoygassebasansobresuposicionesquepodríannoserprecisas.LasreservasprobadasdepetróleocrudoygasnaturaldelaCompañíaincluidasenelpresenteProspectoson“aquellas cantidades de petróleo que, por análisis de los datos geológicos y de ingeniería, pueden serestimadas con razonable certeza comocomercialmenteextraíblesenuna fecha futuradada,de yacimientosreconocidos y bajo actuales condiciones económicas, operativas y de regulaciones gubernamentales”, deacuerdoalosSPEInternationalStandards.Laprecisiónde lasestimacionesde reservasprobadasdependedeunacantidadde factores, suposiciones,yvariables,entreloscuales,losmásimportantessonlossiguientes:

§ los resultadosde laperforación, prueba yproduccióndespuésde las fechasde las estimaciones, locualpodríarequerirsustancialesrevisiones;

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§ lacalidaddedatosgeológicos,técnicosyeconómicosdisponiblesy la interpretaciónyevaluaciónde

dichosdatos;

§ laevolucióndelaproduccióndelosreservorios;

§ acontecimientostalescomoadquisicionesyenajenaciones,nuevosdescubrimientosyextensionesdeyacimientosexistentes,yaplicacióndetécnicasmejoradasderecuperación;

§ cambiosenlospreciosdelpetróleoydelgasnatural,quepodríantenerunefectosobrelamagnitudde las reservas probadas debido a que las estimaciones de las reservas son calculadas bajo lascondicioneseconómicasexistentes,cuandodichasestimacionessonrealizadas(unadisminuciónenelpreciodelpetróleoogaspodríahacerquelasreservasyanoresulteneconómicamenteviablesparasuexplotaciónyporlotantoquenoclasifiquencomoprobadas);y

§ si las normas fiscales imperantes, otras regulaciones gubernamentales y condiciones contractualespermanecerán vigentes respecto a las existentes a la fecha de realización de las estimaciones (lasmodificaciones en las normas fiscales y otras regulaciones gubernamentales podrían hacer que lasreservasyanoresulteneconómicamenteviablesparasuexplotación).

Asuvez,tambiénsedebetenerpresentequeamenosquesereemplacenlasreservasdepetróleoygas,lasmismas se pueden reducir con el tiempo, lo que llevaría consecuentemente a una disminución de laproducción.Normalmentemuchosde los factores, suposiciones y variables involucradosen lasestimacionesde reservasprobadasescapanalcontroldelaCompañíayseencuentransujetosacambiosconeltranscursodeltiempo.Por consiguiente, existe incertidumbre inherente a las estimaciones realizadas respecto de las reservasprobadasdepetróleocrudoygas,yenlasproyeccionessobrelosritmosdeproducciónfuturaylaoportunidady el costo de las inversiones para desarrollo de dichas reservas. Consecuentemente, las estimaciones dereservasprobadaspodríanserdiferentesalascantidadesdepetróleoygasqueefectivamenteseextraigany,en la medida en que resulten sustancialmente inferiores a las estimadas, ello podría tener un impactosignificativosobrelosresultadosdelasoperacionesdelaCompañíaysusituaciónpatrimonial.Lasreservasdepetróleoygasserevisanalmenosunavezalaño.TodarevisióndelasestimacionesdelaCompañía,inclusivedebidoafactoresajenosalaCompañía,talescomopreciosycondicioneseconómicas,podríarepercutirensupatrimonioneto,enlosnegociosdelaCompañía,susituaciónfinancieraylosresultadosdesusoperaciones.El uso por parte de la Compañía de datos sísmicos está sujeto a interpretación y podría no identificar lapresenciadepetróleoygasnaturalconexactitud.Los datos sísmicos y las técnicas de visualización aun cuando se usen e interpreten en forma adecuada,constituyen herramientas que se utilizan únicamente para asistir a los geólogos a identificar estructurassubterráneas e indicadores dehidrocarburos eventuales, y nopermiten al intérprete saber si efectivamenteexistenhidrocarburosentalesestructuras.Asimismo,elusodesísmicayotrastecnologíasavanzadasrequieremayoresgastospreviosalaperforaciónquelasestrategiasdeperforacióntradicionales,ylaCompañíapodríaincurrirenpérdidascomoresultadodetalesgastos.Debidoalasincertidumbresasociadasalusoporpartedela Compañía de datos sísmicos, algunas de sus actividades de perforación podrían no ser exitosas oeconómicamenteviables,yelíndicegeneraldeéxitodesusactividadesdeperforaciónoelíndicedeéxitodesus actividades de perforación en un área en particular podría caer, lo cual podría tener un efecto adversosignificativosobrelosnegocios,lasituaciónfinancieraylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.LaimposibilidaddelaCompañíadeaccederalequipamientoeinfraestructuranecesariosenformaoportunapodría restringir su acceso a los mercados de petróleo y gas natural y generar importantes costosincrementalesodemorasensuproduccióndepetróleoygasnatural.LacapacidaddelaCompañíadecomercializarlaproduccióndepetróleoygasnaturaldependeengranmedidadeladisponibilidadycapacidaddelasplantasdeprocesamiento,buquespetroleros,facilidadesdetransporte(tales como oleoductos, estaciones de descarga de crudo y camiones) y otra infraestructura necesaria, que

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puedeserdepropiedaddeyoperadaportercerosobiennoexistir.Laimposibilidaddeobtenertalesrecursosentérminosaceptables(inclusiveloscostosparaconstruirlos)odehacerloenformaoportunapodríaafectarsensiblementelosnegociosdelaCompañía.Siselimitaraonoestuvieradisponibleelaccesoafacilidadesdetransporteoprocesamientocuandoellofueranecesario,laCompañíapodríaverseobligadaatenerquecerrarpozosdepetróleoygas.LaincapacidaddelaCompañíadeobteneringresosapartirdepozosduranteunplazoprolongado podría tener un efecto adverso significativo sobre sus negocios, su situación patrimonial y losresultados de sus operaciones. Asimismo, el cierre de pozos podría generar problemas mecánicos, lo quederivaríaenunamenorproducciónymayorescostosderemediaciónasícomotambiénpodríaperjudicar losnegocios,lasituaciónfinancieraylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.La Compañía enfrenta gran competencia en la adquisición de superficie exploratoria y reservashidrocarburíferas.LaindustriadepetróleoygasdeArgentinaesmuycompetitiva.Alparticiparenunalicitacióndederechosdeexploración o explotación de un bloque, la Compañía enfrenta gran competencia, no solo de empresasprivadas, sino también de las compañías estatales de energía. Por ejemplo, las provincias de La Pampa,Neuquén y Chubut han creado sociedades para realizar actividades hidrocarburíferas en nombre de susrespectivosgobiernosprovinciales.Lascompañíasestatalesdeenergía,entreellaslassociedadesprivadasenlasqueelestadoposeeunaparticipacióncontrolante,tambiénsonimportantesactoresdentrodelmercadodepetróleoygasdeArgentina.Porende,nopuedeasegurarsequelaCompañíapodráadquirirnuevasuperficieexploratoria o reservas de petróleo y gas en el futuro, lo que podría afectar negativamente su situaciónpatrimonialy los resultadosdesusoperaciones.Nopuedegarantizarseque laparticipaciónde lasempresasestatalesoprovincialesenlosprocesoslicitatoriosdenuevasconcesionesdepetróleoygasnoinfluiránenlasfuerzas del mercado de forma tal que afecten negativamente los negocios, la situación patrimonial y losresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Laimposicióndederechosdeexportaciónyotrosimpuestoshaafectado,ypodríacontinuarafectando, losresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Laimposicióndederechosdeexportaciónyotrosimpuestos,ysuconsecuenteefectoenlosprecioslocalesdeloshidrocarburos,haafectado,ypodríacontinuarafectando,losresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.En el pasado, la imposición de tales derechos de exportación y otros impuestos ha generado y, en algunoscasos, continúa generando, unadistorsióndel preciodel petróleo crudoenArgentina respectode supreciointernacional. Por ejemplo, desde 2002 el Gobierno Argentino implementó, y progresivamente incrementó,gravámenesalasexportacionesdepetróleocrudo,gaslicuadoyotrosproductosrelacionadosconelpetróleo.En esa línea, la Resolución394/2007del exMinisterio de Economía y Producción,modificó los derechosdeexportación de petróleo crudo y otros productos derivados del petróleo establecidos en años anteriores. Elrégimendisponíaque: (i)sielprecio internacionaldelpetróleocrudosuperao igualaunvalordereferencia,fijadoenlosUS$60,9/Bbl,elderechodeexportacióndelpetróleosecalcularáenbaseaunafórmulaespecíficaque relaciona a dicho precio internacional con un valor de corte (fijado en US$42/Bbl); (ii) si el preciointernacionaldelpetróleocrudofuerainferioralvalordereferencia,perosuperioraUS$45/Bbl,seaplicaráunaalícuota de 45%; y (iii) si el precio internacional del petróleo crudo fuese inferior a US$45/Bbl, el GobiernoArgentinodeterminarálosporcentajesaaplicar,enunplazode90díashábiles(valoresquefueronelevadosaprincipiosde2013,mediantelaResoluciónN°1/2013delexMinisteriodeEconomíayFinanzasPúblicas).Debetenersepresentequeenelaño2002seestablecieronretencionesalasexportacionesdehidrocarburosinicialmenteporunplazodecinco (5)años,ampliadoen2006por la LeyN°26.217yen2011por la LeyN°26.732,prorrogandoporcinco(5)añosmás.Estemarcoimpidióalasempresasdelaindustriabeneficiarsedesignificativos aumentos en los precios internacionales de petróleo, productos derivados del petróleo y gasnatural, dificultó la compensación de los aumentos sostenidos de costos relacionados con la industriaenergética,yafectósignificativamentelacompetitividadylosresultadosdelasoperacionesdelascompañías.LaprórrogadecincoañosestablecidapormediodelaLeyN°26.732perdióvigenciaeldía7deenerode2017.Con fecha 29 de diciembre de 2014, mediante la Resolución 1077/2014, el ex Ministerio de Economía yFinanzasPúblicasderogólaResolución394/2007ysusmodificatorias;afindeestablecernuevasalícuotasdeexportaciónenfuncióndelpreciointernacionaldelpetróleocrudo;elcualsedeterminóapartirdelvalorBrent

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dereferenciadelmesquecorrespondaalaexportación,menosochoDólaresporbarril(8,0US$/Bbl).Elnuevorégimen establecía como valor de corte el de US$71/Bbl. En tal sentido, cuando el precio internacional decrudonosuperaralosUS$71,elproductordebíapagarderechosalaexportaciónporel1%deesevalor.Porencima de los US$80 (que arrojaba un precio internacional de US$72/Bbl) se debían liquidar retencionesvariables.Con relación al gas natural, la Resolución N° 127/08 del ex Ministerio de Economía y Producción dispusoincrementosen losderechosdeexportacióndegasnatural, elevando laalícuotadel45%al100%, tomandocomobasedecálculoelpreciomásaltoestablecidoenloscontratosdeimportacióndegasnaturalporpartede cualquier importador del país (salvo con respecto a determinadasmercaderías sobre las cuales se debeaplicarlafórmulaestablecidaendicharesoluciónylosvaloresquesefijaronporlaResolución60/2015).Sibienestasdisposicionesnoseencuentranvigentes,laSociedadnopuedegarantizarqueenunfuturonoseimpongannuevos impuestosoderechosdeexportación y queéstosno afectarán susnegocios, su situaciónfinancieraylosresultadosdesusoperaciones.El incumplimientodeciertasobligacionesporpartede laCompañíapodríaderivaren lasuspensiónobajaantelosregistrosargentinosaplicables.Lasempresasquerealicenactividadesdeexploraciónyexplotación,refinación,comercializaciónytransportede hidrocarburos deben inscribirse en diversos registros (entre ellos, a título ilustrativo, el registro creadomediante la Resolución N° 419/97 de la ex Secretaría de Energía, con sus modificaciones, y el Registro deEmpresas Petroleras creado a través de la ResoluciónN° 407/2007, con susmodificaciones) como requisitoindispensableparaeldesarrollodedichaactividadentodalaArgentina.EncasodeincumplimientodeciertasobligacionesacargodelaCompañía,lasautoridadesdeaplicaciónpodríanresolverlasuspensiónobajadelaCompañíadedichosregistros, locualsupondría la incapacidadtemporalopermanente,delaCompañíaparacontinuar realizando actividades hidrocarburíferas. Tales suspensiones o bajas tendrían un efecto sustancialadverso sobre los negocios, la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de laCompañía, así como también sobre su capacidad de realizar los pagos debidos bajo las ObligacionesNegociables.La Compañía podría verse obligada a pagar regalías más altas en Argentina en virtud de nuevasregulaciones.En enero de 2008, la Subsecretaría de Combustibles Argentina emitió la Disposición N° 1/2008, la cualestablecíaque, a losefectosdel cálculopara la liquidaciónde regalíashidrocarburíferas, debería tomarseelpreciobasedeUS$42/BblprevistoenlaResolucióndelexMinisteriodeEconomíayProducciónN°394/2007(actualmentederogadaporlaResolución1077/2014),alcualdeberíaadicionarseunajusteaserdeterminadoporcadaprovinciaenbasealacalidaddelpetróleoproducido.DichametodologíadecálculodiferíadeaquellaprevistabajolasLeyesdeSoberaníaHidrocarburíferaydemásregulacionesaplicables.El16deabrilde2008,elPoderEjecutivodelaprovinciadeMendozaenvióunacartaalosproductoresdepetróleodedichaprovinciacomunicandoaéstosqueelprecioajustadoporcalidadparaelpetróleoproducidoenelterritorioprovincialseráUS$44/BblyUS$49,50/Bblparaelcrudoproducidoenlasconcesionesubicadasenlascuencascuyanayneuquina, respectivamente, dependiendodel área de la cual el petróleo es extraído. La Compañía presentóformalmente,tantoenformapreviacomoconposterioridadalarecepcióndedichanotificación,sendasnotasde queja frente a la provincia deMendoza. Asimismo, con fecha 28 de octubre de 2008 la Subdirección deRegalías dependiente delMinisterio deHacienda de la provincia deMendoza ha enviado a la Compañía unreclamo formal por las diferencias en las liquidaciones de regalías de ciertos periodos entre los montosefectivamenteabonadospor laCompañíay loquelaprovinciadeMendozaentiendedebierahaberabonadoPCR aplicando laDisposiciónN° 1/2008. La Compañía presentó un recurso de revocatoria contra dicho actoadministrativo.Confecha20deabrilde2009elmencionadoMinisteriodeHaciendaremitióalaCompañíaunreclamo formal por las liquidacionesde regalías de tres períodosdel año2009 recordando la vigencia de laDisposición N° 1/2008, requiriendo la reliquidación de dichos tres periodos reclamados. La Compañíanuevamente presentó un recurso de revocatoria contra dicho acto administrativo. Las notas y recursospresentadosporlaCompañíacontienenunadescripcióndevariosargumentosquerespaldanlanulidaddelareferidaDisposiciónN°1/2008,asícomolapropuestadelaCompañíadeabonartalesregalíasenespecieodepagarlasenefectivoenbasealprecioenbocadepozo.Enelmesdenoviembrede2008laCompañíapresentó

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ante laSubsecretariadeCombustiblesdependientede laexSecretaríadeEnergíaunreclamoadministrativorequiriendosedeclarelanulidaddelaDisposiciónN°1/2008.Posteriormente,confecha3deenerode2013,elentoncesMinisteriodeEconomíayFinanzasPúblicasemitiólaResoluciónN°1/2013por lacualsemodificóelvalordecorte fijadoen laResolucióndelexMinisteriodeEconomíayProducciónN°394/2007deUS$42/BblaUS$70/Bbl.Confecha6deoctubrede2015, laCSJNdeclarólainconstitucionalidadeinaplicabilidaddelaDisposiciónNº1/2008enuncasoiniciadoporlafiliallocaldelachilenaEnapSipetrolArgentinaS.R.L.contralaprovinciadeChubut,ensucarácterdetitularde lasconcesionesdeexplotacióndeáreasdeproduccióndehidrocarburosubicadasendichaprovincia.Sibien ladeclaraciónde inconstitucionalidadaplicaúnicamenteparaelcasoenconcreto,resultaimportantedestacarquelaCSJNresolvióconlosmismosargumentosparaloscasosChevronArgentina S.R.L. contra las provincias de Río Negro y Santa Cruz y Pluspetrol S.A. contra la provincia de LaPampa.Se debe tener presente que lamencionadaDisposición 1/2008 fue derogada, junto a la resolución a la quemodificaba-ResoluciónNº394/2007-porlaResolución1077/2014.Sinperjuiciodeello,noesposibleasegurarquenoseestableceránfórmulassimilaresparaelcálculodelasregalíashidrocarburíferasenelfuturo.RiesgosrelacionadosconlasActividadesdelCementoysuIndustriaLa industriadelcementoestáestrechamentevinculadacon la industriade laconstrucción,por locualunareducción en las actividades de la industria de la construcción podría afectar de modo adverso lasoperacionesdelaCompañíaElcementoesunaindustriaestrechamenterelacionadaconlaindustriadelaconstrucción.Lademandadelosproductosdecementode laCompañíadepende,engranparte,delmercadode laconstrucciónresidencialycomercial,ydelmercadodelaconstruccióndeinfraestructura,enparticularelrelacionadoconlaactividaddeexploración y explotación de petróleo y gas, y también del turismo. Dichosmercados se ven afectados pormuchosfactoresajenosalcontroldelaCompañía,talescomolastasasdeinterés,inflación,ydecrecimientodelproductobruto internoy laconfianzade los inversores, loscualesescapanalcontrolde laCompañía.Enparticular, el nivel de actividad en los mercados de construcción residencial depende de los nuevosemprendimientos residenciales y proyectos de remodelación de viviendas. Asimismo, el nivel de obras deinfraestructuraseencuentracondicionadoengranmedidapor laspolíticasydemásmedidas implementadaspor el Gobierno Argentino y los gobiernos provinciales y municipales. La sensibilidad del mercado de laconstrucción residencial, comercial y de infraestructura a los factores mencionados precedentemente, asícomo a los cambios cíclicos o desfavorables en la economía, podría tener un impacto adverso sobre lasoperaciones y rentabilidad de la Compañía y a su turno afectar sus negocios, situación financiera y losresultadosdesusoperaciones.Históricamente, el mercado del cemento ha experimentado períodos alternados de oferta limitada, lo queocasionóunincrementoenlospreciosymárgenesdeganancias,seguidosporlaampliacióndelacapacidaddeproducción, que resultó en una sobreoferta y una consecuente disminución de los precios y márgenes deganancias. Tal carácter cíclico podría reducir el margen de ganancias de las actividades cementeras de laCompañía. Las caídasen laactividadde la construcción, yde losnegociosengeneral,enArgentinaoen losotrospaísesaloscualeslaCompañíaexporta,puedeocasionarquelademandaporlosproductosdecementode la Compañía decline; y si la demanda de cemento cae, la Compañía podría verse obligada a reducir suspreciosdebidoa lapresiónde la competencia. Si decideampliar susplantasde cemento,podríahacerloenfuncióndeunaestimacióndeunafuturademandaquepodríanoconcretarseenelfuturo,obienserinferioralaprevista.La Compañía podría experimentar efectos adversos sobre sus operaciones a raíz de la competencia deproductossustitutosdelcemento.Existelaposibilidaddequeelusodematerialesdeconstrucciónalternativos,talescomoelplástico,aluminio,cerámica,vidrio,maderayacero,puedaprovocarunadisminuciónenlademandadecemento.Asimismo,lasinvestigaciones tendientes al desarrollo de nuevosmateriales y técnicas de construcciónmás económicas y

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másrápidaspodríanderivarenlaintroduccióndenuevosproductosenelmercadoyporlotantoreducirmásaún lademandade cemento. El incrementodelusodeestosmaterialesde construcciónalternativospodríatenerunefectosustancialadversosobreelnegocio,lasituaciónfinancieraylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.LaspolíticasyreglamentacionesdelGobiernoArgentinoqueafectanalsectordelcementopodríanafectardemodoadversolasoperacionesdelaCompañía.Laindustriadelcementoseencuentrasujetaapolíticasyreglamentacionesgubernamentalesrelacionadasconimpuestos, tarifas,derechos,subsidiosyrestriccionesa la importaciónyexportacióndelcementoymateriasprimasempleadasparaproducirlo. Estaspolíticas y reglamentacionespueden influir en la rentabilidadde laindustriadelcementoyenelvolumenytiposdeimportacionesyexportacionesautorizadas.EnArgentina,lospreciosdel cementohanestadohistóricamente sujetos a controles impuestosporelGobiernoArgentino. Sibienactualmenteelcementonoestásujetoacontroldeprecios,nopuedegarantizarsequenoseimpondránreglamentaciones en materia de control de precios en el futuro. Las políticas y reglamentacionesgubernamentales de Argentina y otros países podrían afectar de modo significativo la oferta, demanda ypreciosdelcemento,restringirlacapacidaddelaCompañíaparadesarrollarsusnegociosenlosmercadosalosqueactualmenteapunta,ypodríaafectaradversamentesusnegocios,susituaciónfinancierayelresultadodesusoperaciones.LaCompañíaestásujetaanormasambientalesypodríaestarexpuestaaresponsabilidadcomoresultadodeltratamientodematerialespeligrososycostospotencialestendientesadarcumplimientoadichasnormas.LaCompañíaseencuentrasujetaaleyesyreglamentacionesnacionales,provincialesymunicipalesaplicablesenmateriadeproteccióndelmedioambiente,higieneyseguridadquerigen,entreotrasactividades:

• lageneración,elalmacenaje,manejo,usoytransportedematerialespeligrosos;

• laemisiónydescargadematerialespeligrososalsuelo,laatmósferaoelagua;y

• lasaludyseguridaddesusempleados.Asimismo, la Compañía está obligada a obtener permisos de autoridades gubernamentales en relación condeterminadosaspectosdesusoperacionesdelcemento.LaCompañíanopuedeasegurarquehayaestadooqueestaráentodomomentoencumplimientoplenodetalesleyes,reglamentacionesypermisos.Envirtuddeestas leyes, reglamentaciones y permisos la Compañía puede estar obligada frecuentemente a comprar einstalarcostososequiposdecontroldelacontaminaciónoarealizarcambiosoperativostendientesalimitarelimpactoefectivoopotencialsobreelmedioambienteylasaluddesusempleados,ylaviolacióndeestasleyesy reglamentaciones o de las condiciones de los permisos podría dar lugar a importantesmultas, sancionespenales, revocacionesdepermisosdeexplotacióny/o laclausurade las instalacionesde laCompañía.Existeuna tendencia hacia una aplicación más estricta de las normas ambientales, lo cual podría obligar a laCompañíaaincurrirenmayorescostostendientesaobtenerelcumplimientodelasmismas.En virtud de ciertas normas de naturaleza ambiental, la Compañía podría ser declarada responsable de latotalidadodesustancialmentelatotalidaddelosdañosocasionadosconrelaciónacualquiercontaminaciónensus instalacionesactualesoanterioreso lasde suspredecesoresyen losemplazamientosdedisposiciónderesiduosdeterceros.Tambiénpodríaserconsideradaresponsabledetodaslasconsecuenciasemergentesdelaexposiciónhumanaasustanciaspeligrosasuotrosdañosambientales.Cualquier modificación en las leyes y reglamentaciones vigentes en materia ambiental podría producir uncambiosustancialenlosmontosytiemposdelasinversionesymedidasaseradoptadasporlaCompañíaafindedarcumplimientoadichasnormas.Nopuedegarantizarsequeelcostoqueimpliqueelcumplimientodelasleyesactualesyfuturasenmateriademedioambiente,higieneyseguridad,asícomolaresponsabilidaddelaCompañíaporlaliberacióndesustanciaspeligrosasolaexposiciónalasmismas,tantoenelpasadocomoenelfuturo,noafectarádemodoadversosusactividades,sunegocio,susituaciónfinancieraolosresultadosdesusoperaciones.

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UnamodificacióndelanormativavigenterelacionadaconlasoperacionesdemineríadelaCompañíapodríaafectardemodoadversosusoperaciones.LaCompañíadesarrollaoperacionesdemineríaenelmarcodesusprocesosdeproduccióndecemento.Estasactividades se encuentran sujetas a leyes, reglamentaciones, y autorizaciones específicas de autoridadesgubernamentales argentinas o agencias regulatorias. Sin perjuicio de que la Compañía considera que susoperaciones seencuentranen situaciónde cumplimiento sustancialde lanormativaaplicableenmateriademinería, no puede anticipar qué leyes o reglamentaciones se sancionarán en el futuro, ni los potencialesefectosquedichasmedidastendránsobresunegocio,susituaciónfinancieraoelresultadodesusoperaciones.Las incertidumbres sobre las estimaciones del volumen y la calidad de las reservas deminerales y piedracalizadelaCompañíapodríanafectarenformaadversalosresultadosdesusoperaciones.LaCompañíaestimalasreservasdemineralesdesuactividadcementera,incluidaslasreservasdepiedracaliza,utilizando datos geológicos y de ingeniería para medir con razonable certeza las cantidades estimadas deminerales y piedra caliza que bajo las condiciones actuales y previstas tienen el potencial de sereconómicamenteexplotadasyprocesadasmediantelaextraccióndesucontenidomineral.EstasestimacionesdereservasnosonmedicionesconformealaGuíadelaIndustriaNº7delaComisióndeValoresdelosEE.UU.(“SEC”) y no han sido verificadas por ningún tercero independiente. Si bien la Compañía considera que laestimación realizada de sus reservas deminerales es razonable, existen numerosas incertidumbres que soninherentes a la estimación de la cantidad de reservas y la proyección de las posibles tasas futuras deproduccióndeminerales, incluyendovariosfactoresqueescapanalcontrolde laCompañía.LaCompañíanopuedegarantizarquesusestimacionesdereservasnodiferiránsustancialmentedelascantidadesdemineralesque definitivamente se recuperen y las fluctuaciones en el precio demercado y los cambios en los costosoperativosydecapitalpodríanhacerquealgunasreservasdepiedracalizaodepósitosdemineralesnoseaneconómicamente susceptibles de explotación. Si ello ocurriera, la Compañía podría verse incapacitada deobtenermateriaprimaapreciosque lepermitan seguir siendocompetitiva, loquepodría tenerun impactoadversoenelnegocio,lasituaciónfinancieraylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.LaCompañíaenfrentaintensacompetenciaenlaactividaddecemento.Existencuatrocementeras importantesenArgentina, siendo laCompañíaunadeellas,queenconjunto sonresponsablesporlatotalidaddelaproduccióndelpaís.Cadaunadeestasempresastieneregionesespecíficasdondeposeenunaposicióndemercadosólida,motivadaprincipalmentepor laubicacióndesusplantasy laconcentracióndeladistribución.Unadeestasempresas,noobstante,poseetambiénplantasenelnoroestedelaPatagoniaargentina,yhacapturadounaimportanteparticipacióndelmercadodeventasdecementoenlaregión. Asimismo, dos de estas compañías también tienen la capacidad de producir cemento petrolero concertificación de la API. Por otra parte, las exportaciones de la Compañía compiten con los productores decemento locales e internacionales del país importador. Entre los factores que afectan la competencia seincluyenlacapacidaddeproduccióny laeficienciay ladisponibilidad,calidadycostodelasmateriasprimas,mano de obra y energía. Todos los competidores de la Compañía en Argentina están controlados porsociedadesextranjerasytienenmayorescala,unamayorcapacidadfinancieraymásrecursosquelaCompañía,loquepuedecolocarlosenunamejorposiciónparatomarventajadelasoportunidadescomercialesfuturas.SilaCompañíanologramantenersuposicióncompetitiva,suparticipacióndemercadopodríaverseafectadademaneranegativaloqueasuturnopodríaperjudicarsunegocio,susituaciónfinancieraylosresultadosdesusoperaciones.Unaumentosignificativoenelpreciodelaenergíapodría incrementarelcostodeproduccióndelcementoproducidoporlaCompañía.Los precios de los productos de cemento de la Compañía están directamente relacionados con su costo deproducción.Elgasnaturaly,enmenormedida, laelectricidad,sonactualmenteelementosesencialesparalaproducción de cemento de la Compañía. Los precios del gas natural adquirido por PCR se incrementaronconsiderablementedesdelaasuncióndelgobiernodeMacricuandoseactualizaronloscuadrostarifariosdelserviciodegasnaturalpormediodelaResoluciónN°212E/2016delMEyM,asuvezytalcomosemencionó,seha incrementaron loscostosdel consumodeelectricidad.Engeneral, laCompañíaha intentado trasladar

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dichoaumentodecostosasusclientes.EnlamedidaenqueelaumentodelospreciosimplementadoporlaCompañíanoseasuficienteparacubrirelincrementodesuscostosdeproducción,sumargendegananciasseveráadversamenteafectado.Asimismo,losincrementosdepreciospodríanresultarenmenoresventasyunareducción de la participación de mercado de la Compañía. En ambos casos se podría ver perjudicado elnegocio,lasituaciónfinancieraylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.LaCompañíavendeaproximadamenteel86%desusproductosdecementoenlaPatagoniaargentina.LasplantasdeproduccióndecementodelaCompañíaestánubicadasenlaPatagoniaargentina,yen2017laCompañíavendióaproximadamente86%desusproductosdecementoenlaregión.DebidoalaconcentracióngeográficadelasoperacionesyventadecementodelaCompañía,lasituacióneconómicaypolíticaadversadela Patagonia podría tener un efecto adverso significativo sobre su negocio, su situación financiera y losresultadosdesusoperaciones.LosresultadosdelasoperacionesdelaCompañíapodríanverseafectadosnegativamenteporlasituacióndeotrospaísesenlosquevendesuproduccióndecemento.En2017,laCompañíaexportóaproximadamenteel14%desusproductosdecementoapaísesdeSudamérica,ensumayoríaaChile.Asimismo,partedesuestrategiaconsisteenaumentarlasventasaChileydemáspaísesdondeparticipa,expectantedenuevasoportunidadesdeingresarenotrospaíses.LacapacidaddelaCompañíadeexportarsusproductosdecementodependedelascondicionesdeArgentina,talescomoelvalordelPesoylas reglamentaciones e impuestos a la exportación, así comode las condicionesde los países importadores.Entre los factores de los países importadores que pueden afectar las exportaciones de la Compañía seencuentranlasituacióneconómicalocal,yenparticularladelsectordelaconstrucción,asícomolastarifasyrestricciones a las importaciones, todos los cuales se encuentran fuera del control de la Compañía. Enconsecuencia,nopuedeasegurarsequelaCompañíaserácapazdeimplementarsuestrategiaodemantenersuactualniveldeexportaciones, loqueasuturnopodríaperjudicarsunegocio,susituaciónfinancieray losresultadosdesusoperaciones.RiesgosrelacionadosconlaindustriaylasactividadesdeenergíarenovableElGobiernoArgentinohaintervenidoenelsectoreléctricoenelpasado,ypodríacontinuarhaciéndoloenelfuturo.Históricamente, el Gobierno Argentino ha ejercido gran influencia en la economía, incluido el sectorenergético,ylasempresasqueoperanendichosector,talescomolaCompañía,lohanhechoenuncontextoaltamentereguladoqueapuntaprincipalmenteagarantizarelabastecimientodelademandainterna.Para enfrentar la crisis económica de 2001 y 2002, el Gobierno Argentino sancionó la Ley de EmergenciaPública(queestuvoenvigenciahastadiciembrede2017)ydemásresolucionesposterioresqueintrodujerondiversos cambios sustanciales en elmarco regulatorio aplicable al sector eléctrico. Estos cambios afectaronseriamente a las empresas de generación, transmisión y distribución de electricidad e incluyeron elcongelamiento de los márgenes nominales de distribución, la revocación de los mecanismos de ajuste eindexaciónporinflacióndelastarifas,lalimitaciónalacapacidaddelasempresasdistribuidorasdeelectricidaddetrasladaralconsumidor losaumentosen loscostosporcargosregulatoriosy la introduccióndeunnuevomecanismoparaelestablecimientodepreciosenelMercadoEléctricoMayorista(”MEM”),quehaderivadoendesequilibriosdepreciossignificativosenestemercado.ElGobiernoArgentinohacontinuadointerviniendoen este sector, mediante, entre otros, el otorgamiento de incrementos de margen temporarios a lasdistribuidoras,lapropuestadeunnuevorégimendetarifassocialesparalosresidentesenáreasazotadasporla pobreza, la remoción de los subsidios discrecionales, el establecimiento de cargos específicos a sertransferidos a fondos fiduciarios manejados por el Gobierno Nacional para financiar inversiones eninfraestructura de generación y distribución y la imposición de la obligación de efectuar inversiones para laconstrucción de nuevas plantas de generación y la ampliación de las redes de transmisión y distribuciónexistentes.El17dediciembrede2015,elGobiernoArgentinodictóelDecretoN°134/15declarando laemergenciadelsector eléctrico nacional hasta el 31 de diciembre de 2017, e instruyendo al MEyM que adopte todas las

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medidasqueconsiderenecesariasenlossegmentosdegeneración,transmisiónydistribuciónparaadecuarlacalidaddelaelectricidadygarantizarsusuministro.El25deenerode2016,elMEyMdictólaResoluciónN°6/2016aprobandolospreciosestacionalesdelMEMpara cada categoría de usuarios para el período comprendido entre febrero de 2016 y abril de 2016.Dicharesoluciónreajustólospreciosestacionalesestablecidosenelmarcoregulatorio.LospreciosdelaenergíaenelmercadospoteranfijadosporCAMMESA,quedeterminabaelprecioporhoracobradoporlasgeneradorasporlaenergíavendidaenelmercadospotdelmercadoeléctricomayorista.LospreciosdelMEMdieronlugaralaeliminacióndeciertossubsidiosalaenergíaysegeneróunsignificativoaumentoenlastarifasdeelectricidaddelaspersonasfísicas.LaResoluciónN°6/2016introdujopreciosdiferentessegúnlascategoríasdeclientes.ElMEyMdictólaResoluciónN°7/2016,envirtuddelacualinstruyóalENRE,entreotrascosas,(i)implementarunrégimendetarifassocialesylareduccióndelospreciosdelMEMparaciertosconsumidores;y(iii)realizarunarevisióntarifaria integralquedebíaser implementadaantesdel31dediciembrede2016.Entreeneroyfebrerode2017,elENREaprobólastarifasparaeltransportedelaenergíayladistribucióndeenergíaeléctricaparaelperíodode2017-2021.NoesposiblegarantizarqueéstasuotrasmedidasaseradoptadasporelGobiernoArgentinonotendránunefectoadversosignificativosobre losnegociosy los resultadosde lasoperacionesde laCompañía,oque lasmedidasadoptadasporelGobiernoArgentinoatravésdelMEyMenelmarcodelaemergenciadeclaradaporelDecretoN° 134/15, u otras reglamentaciones similares que puedan ser sancionadas en el futuro, puedanaumentar aún más las obligaciones regulatorias a las que la Compañía está sujeta, entre ellas mayoresimpuestos, alteraciones desfavorables en las estructuras tarifarias y otras obligaciones regulatorias cuyocumplimiento podría aumentar los costos de la Compañía y tener un impacto negativo directo sobre losresultados de las operaciones de la Compañía y su capacidad de pagar sus deudas a los vencimientoscorrespondientes.LacapacidaddelaCompañíadeoperarparqueseólicosenformarentabledepende,engranmedida,delaexistenciadecondicioneseólicasyclimáticasasociadasadecuadas.La cantidadde energía generadapor los parques eólicos y su rentabilidaddependenen granmedidade lascondicionesclimáticas,enparticular,lascondicioneseólicasquepuedenvariarmaterialmentedependiendodelospuntosgeográficos,lasestacionesylosaños.Lasvariacionesenlascondicioneseólicasenlossitiosdondese ubican los parques eólicos son resultado de las fluctuaciones diarias, mensuales y estacionales en lascorrientes de viento y, en el largoplazo, como consecuencia de cambios y virajes climáticosmás generales.Dado que las turbinas sólo funcionan cuando las velocidades de los vientos caen dentro de ciertos rangosespecíficosquevaríansegúneltipoyelfabricantedelasturbinas,silasvelocidadesdelosvientoscaenfueradedichosrangososeubicanenlosextremosinferioresdelosmismos,laproduccióndeenergíaenlosparqueseólicosdelaCompañíasufriríaunadisminución.Durante la etapa de desarrollo y antes de la construcción de un parque eólico, se realiza un estudio paraevaluar el posible recurso eólico del sitio, por lo general durante un periodo de varios años. Estos estudioseólicos fueron realizados por el equipo de la Compañía y firmas respetadas en el ámbito internacional. LoshallazgosdeesosestudiossonlabasedelasprincipalespresuncionesydecisionesdeinversióndelaCompañía.Noesposiblegarantizarque lascondicionesclimáticasobservadasenunsitiodeproyectoseajustarána laspresuncionesrealizadasdurante laetapadedesarrollodelproyectosobre labasedeestosestudios,ypor lotantonosepuedegarantizarque losproyectosdeparqueseólicosde laCompañíaalcanzarán losnivelesdeproducción anticipados. Es posible que los futuros patrones eólicos y la producción de electricidad en losparqueseólicosde laCompañíanoreflejen lospatroneseólicoshistóricosen losrespectivossitios,oque lasproyeccionesypatroneseólicosencadasitiovaríenconeltiempo.Si en el futuro el recurso eólicode las áreas en las que seubican los parques eólicosde la Compañía fuerainferioralosesperados,laproduccióndeelectricidadenesosparqueseólicosseríainferioraloesperadoyenconsecuencialosnegocios, lasituaciónfinancieray losresultadosdelasoperacionesdelaCompañíapodríansufrirunefectoadverso.

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LosnuevosproyectosdegeneracióndelaCompañíaestánsujetosalasrestriccionesdelasinstalacionesdetransmisiónydistribucióndeArgentina.LaestrategiadelaCompañíaparadesarrollarnuevosproyectosdegeneracióndependedeladisponibilidaddeinfraestructura adecuadade transmisión y distribución en las áreas endonde se encuentran esos proyectosparaconectar lasplantasdegeneracióndeenergíaeléctricaalSistemaArgentinode Interconexión (“SADI”).Debido a las restrictivas normas de fijación de precios de transmisión y distribución, las empresas detransmisiónydistribuciónnohantenidoincentivosuficienteparainvertirenexpandirsuinfraestructura.Enlosúltimos años, el aumento de la demanda de electricidad fue mayor que el aumento estructural de lascapacidadesdegeneración,transmisiónydistribución,loqueprovocócorteseinterrupcionesenelserviciodeenergíaeléctrica.Noesposiblepredecirsilasinstalacionesdetransmisiónydistribuciónseexpandiránenelpaísengeneral,oen los mercados específicos en los que opera o busca operar la Compañía, para contar con un accesocompetitivo a esosmercados. Si la demanda de energía sigue aumentando en el futuro, es posible que losniveles actuales de transmisión y distribución de energía eléctrica no sean suficientes para satisfacer lademanda y esto podría provocar interrupciones. Un aumento sostenido en las interrupciones del sistemaeléctricopodríaprovocarfuturoscortesyevitarquelaCompañíapuedaentregarlaelectricidadqueproduceyvende,oafectarlacapacidaddelaCompañíadeejecutarsuestrategiadeexpandirsucapacidaddegeneración,loque,asuvez,podríaafectarenformasignificativamenteadversaelnegocio, lasituaciónpatrimonialy losresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.Lademandadeenergíaeléctricaesestacional,mayormente,acausadefactoresclimáticosLa demanda de energía eléctrica fluctúa según la estación del año, pudiendo verse afectada significativa yadversamente por factores climáticos. En verano (de diciembre a marzo), la demanda de energía eléctricapuede incrementar sustancialmentedebidoalusodeequiposdeaireacondicionado.En invierno (de junioaagosto), la demanda de energía eléctrica puede fluctuar, en razón de las necesidades de iluminación ycalefacción. Por consiguiente, los cambios estacionales pueden tener un efecto adverso significativo en lademandadeenergíay,porende,enlosnegocios,lasituaciónfinancierayelresultadodelasoperacionesdelaCompañía.LaCompañíaoperaenunsectoraltamentereguladoqueimponesignificativoscostosasusnegociosypodríaser objeto demultas y penalidades, que a su vez podrían tener un efecto adverso significativo sobre losresultadosdesusoperaciones.LaCompañíaestásujetaamuydiversoscontrolesynormasnacionales,provincialesymunicipales,entreellaslasleyesyreglamentacionestarifarias,laborales,previsionales,desaludpública,deprotecciónalconsumidor,ambientalesydedefensadelacompetencia.Asimismo,Argentinaposee23provinciasyunaciudadautónoma(la Ciudad Autónoma de Buenos Aires), y cada una de ellas está facultada por la Constitución Nacional asancionar su propia legislación sobre impuestos, temas ambientales y el uso del espacio público. Dentro decada provincia, los gobiernos municipales también tienen facultades para regular estos temas. Si bien lageneracióndeenergíaeléctricaesconsideradaunaactividaddeinterésgeneralsujetaalalegislaciónnacional,debido a que la Compañía cuenta con plantas situadas en distintas provincias, también está sujeta a laslegislaciones provinciales ymunicipales correspondientes. No es posible garantizar que los acontecimientosfuturosenlasprovinciasymunicipalidadesconrelaciónaimpuestos(entreellos,impuestosalasventas,tasasdehigieneyseguridadeimpuestosalosserviciosengeneral),asuntosambientales,elusodelespaciopúblicouotrascuestionesnoafectaránlosnegociosdelaCompañía.ElcumplimientodelasleyesyreglamentacionesactualesofuturaspodríaobligaralaCompañíaarealizargastossignificativosytenerquedesviarfondosdelasinversionesprogramadas,conelconsecuenteefectoadversosignificativosobresusnegocios,losresultadosdesusoperacionesysusituaciónfinanciera.Asimismo, la falta de cumplimiento de las leyes y normas existentes por parte de la Compañía, o lareinterpretación de las normas actualmente vigentes, así como las nuevas leyes o reglamentaciones quepuedansancionarse,talescomolasrelativasalasinstalacionesdealmacenamientodecombustiblesydeotrotipo,sustanciasvolátiles,seguridadinformática,emisionesalaireocalidaddelaire,eltransporteydisposiciónderesiduossólidosypeligrososyotrascuestionesambientales,podríanhacerpasiblealaCompañíademultas

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ypenalidades,causandounefectoadversosignificativosobresusnegocios,situaciónfinancierayresultadosdesusoperaciones.RiesgosrelativosalnegociodelaCompañíaLosderechosde laCompañíacorrespondientesa losyacimientospetrolíferosJagüelde losMachosy25deMayo-MedanitoSEpodríansercuestionadosLa Provincia de La Pampa otorgó a Pampetrol S.A.P.E.M., una sociedad provincial (“Pampetrol”), lasconcesiones para explotar y desarrollar los yacimientos petrolíferos “Jagüel de losMachos” y “25 deMayo-Medanito SE” conforme a las leyes locales. Luego Pampetrol convocó a una oferta pública para cederparcialmentesusderechosdeconcesión,asícomoelrolde“operador,”ambosotorgadosalaCompañía.Losderechos de la Compañía conforme a estas concesiones podrían ser cuestionados debido a que dichasconcesiones fueron otorgadas conforme a normas provinciales que se encontraban fuera del alcance de lasfacultades de la Provincia y son contrarias al régimen federal, lo que podría dar lugar a una declaración denulidadde las concesiones, y así provocarunefectoadverso sobreelnegocio, la situaciónpatrimonial y losresultadosdelasoperacionesdelaCompañía.La cobertura parcial de seguros podría afectar significativamente la capacidad de la Compañía de cubrirposiblespérdidasLasoperacionesde laCompañíaestán sujetasa varios riesgos ypeligros, incluyendoaccidentes industriales,tensiónlaboral,condicionesgeológicas inesperadas,derrumbesdeminas,cambiosenlaregulaciónaplicable,desastres ambientales y climáticos y otros fenómenos. La Compañía cuenta con cobertura de seguros paracubrir ciertas pérdidas potenciales resultantes de la ocurrencia de algunos de los riegos mencionadosanteriormente. Éstopuede resultar enque la coberturade segurosde laCompañía, anteuneventodeunapérdidasustancial,noseasuficienteonohayasidoconstituidaparapagarelvalortotalactualenelmercadooelcostodereposiciónactualdelaspropiedadesdelaCompañía.Porello,siocurrieraalgunodeesosriesgos,laCompañía podría verse obligada a solventar significativos costos imprevistos vinculados con riesgos nocubiertos,loscualespodríantenerunefectoadversosignificativoenlosnegocios,ensusituaciónfinancierayenlosresultadosdesusoperaciones.Es posible que la Compañía sufra demoras, mayores costos o pérdidas debido a dificultades con lospropietariosdelastierrasylascomunidadeslocalesendondeseencuentransusreservas.ElaccesoalossitiosenlosqueoperalaCompañíarequierelacelebracióndecontratos(comoporejemploderelevamientos,servidumbresyautorizacionesdeacceso)conlospropietariosdelastierras,ocupantesilegalesylascomunidadeslocales.SilaCompañíanopudieranegociarcontratosconlospropietariosdelastierras,y/osus ocupantes ilegales, es posible que deba iniciar acciones legales para obtener acceso a los sitios de susoperaciones,loquepodríaafectarlaproduccióndepetróleoygasdelaCompañía,asícomolademoraenelavancedesusoperacionesenesossitiosloqueresultaráencostosopérdidasadicionales.Noesposiblegarantizarque lascontroversiascon lospropietariosde las tierras, losocupantes ilegalesy lascomunidades localesnoafectarán susproduccionesodemorarán lasoperacionesde laCompañíanique loscontratos que celebre con esos propietarios, los ocupantes ilegales y comunidades locales en el futurorequeriránquelaCompañíaincurraencostosadicionales,loquetendríaunefectoadversosobrelosnegocios,la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Compañía. Es posible también que lascomunidadeslocalesprotestenotomenmedidasquerestrinjanogenerenquesugobiernoelectorestrinjaelaccesodelaCompañíaalossitiosdesusoperaciones,loquepodríatenerunefectoadversosignificativosobrelosnegocios,lasituaciónfinancieraylosresultadosdelasoperacionesdelaCompañíaenesossitios.GranpartedelpersonaldelaCompañíaestáafiliadoasindicatos,porloquelaCompañíapodríaserobjetodemedidassindicales.Al31dediciembrede2017,aproximadamenteel60%delosempleadosdelaCompañíaeranmiembrosdeunsindicatocompuestoexclusivamentedepersonaldelaCompañíaomiembrosdesindicatosdeempleadosqueprestanserviciosparalaindustriadelpetróleo.Sibienlasrelacionesactualesconelsindicatosonestables,la

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Compañíanopuedeasegurarque,noseráobjetodetrastornosoparos laboralesenelfuturo, locualpodríatener un efecto negativo adverso sobre sus negocios, su situación financiera y los resultados de susoperaciones.Asimismo,laSociedadtercerizaalgunosserviciosrelacionadosconsusactividadesdeproduccióndepetróleoygas con compañías cuyopersonal se encuentra afiliado a sindicatos, y algunas de estas compañías han sidoafectadasporhuelgas.LosconflictosolashuelgasdelpersonaldelosprestadoresdeserviciosdelaCompañía,queseencuentranfueradesucontrol,podríanafectar lasoperacionesenelsegmentodelpetróleoygasdePCRyasuturnoperjudicarsusnegocios,susituaciónfinancieraylosresultadosdesusoperaciones.LaCompañíallevaacabounapartedesusoperacionesatravésdejointventures,yencasodenocontinuarcondichos joint ventures o deno resolver undesacuerdo significativo con sus socios, ello podría tener unefectoadversosignificativosobreeléxitodeestasoperaciones.La Compañía lleva a cabo una parte de sus operaciones a través de joint ventures y como resultado, lacontinuidaddedichosjointventuresresultavitalparalacontinuidaddesuéxito.EncasodequecualquieradesussociosdecidieraponerfinasurelaciónconlaCompañíaencualquieradedichosjointventuresovendersuparticipación en dichos joint ventures, es posible que la Compañía no pueda reemplazarlo u obtener lafinanciación necesaria para comprar la participación de su socio. Véase “Información sobre la Compañía—Historia y desarrollo de la Compañía”. Como resultado de ello, la discontinuidad de algunos de sus jointventuresolafaltaderesolucióndedesacuerdosconsussociospodríaafectarenformaadversalacapacidaddela Compañía deoperar el negocio objetodedicho joint venture, lo que tendría a su vez un efectonegativosobre los negocios, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones, su capacidad de pagar lasdeudasasusvencimientosyelvalordemercadodelasObligacionesNegociables.ElrendimientodelaCompañíadependeampliamentedelacontrataciónyretencióndepersonalclave.ElrendimientoactualyfuturodelaCompañíadependenengranmedidadelosaportescontinuosdesualtagerenciayotropersonalclave, incluidosudirectorejecutivo.Nopuedegarantizarseque laCompañíatendráéxitoenreteneryatraerpersonalclavecalificadobajotérminosaceptables.LaCompañíapodríaverseexpuestaariesgosrelacionadosconprocedimientoslegales.La Compañía podría verse expuesta a riesgos relacionados con procedimientos legales. Si bien la Sociedadestimaquehaevaluadoadecuadamenteesos riesgos sobre labasede laopinión y el asesoramientode susasesoreslegalesexternosyconformealasnormascontablesaplicables,nosepuedegarantizarquenoestaráexpuesta a procedimientos legales en el futuro, en particular con relación al medio ambiente. Si comoresultado de tales procedimientos legales se emitiera una decisión total o parcialmente adversa para laCompañía, PCR podría incurrir en pérdidas que superan sus previsiones por tales contingencias lo que a suturnopodríaperjudicarsusnegocios,susituaciónfinancieraylosresultadosdesusoperaciones.PuedehaberfactoresajenosalcontroldelaCompañíaqueimpidanodemoreneliniciodeoperacionesdesusproyectosdeampliación.LaCompañíacuentaconcuatroproyectosdeenergíarenovableconunacapacidaddegeneracióntotalde325MW:(i)100MWdelParqueEólicodelBicentenarioI,(ii)25MWdelParqueEólicodelBicentenarioII,(iii)100MWdel Parque EólicoMataco, y (iv) 100MWdel Parque Eólico San Jorge (ambosdefinidosmás adelante).Estosproyectosseencuentranenconstrucciónoestaránenconstrucciónpróximamente.Unavezfinalizados,dichos proyectos, aumentarán significativamente nuestra capacidad instalada. Asimismo, la Compañía haparticipadoyseguiráparticipandoen licitacionesdelGobiernoArgentinoy licitacionesprivadasparaenergíarenovable. Sin embargo, no es posible garantizar a los inversores que las ofertas de la Compañía resultaránsatisfactoriosoqueserácapazdecelebrarnuevoscontratosdecompradeenergíaenelfuturo.LasdemorasenlaconstrucciónoeneliniciodelasoperacionesdelosproyectosdeampliaciónenconstruccióndelaCompañíapodríanacarrearunincrementodelanecesidaddefinanciamientodelaCompañíaytambiénprovocarquesusretornosfinancierossobrelasnuevasinversionesseanmenoresalosprevistos,locualpodríaafectar sustancialmente y demanera adversa su situación patrimonial. Entre los factores que pueden tener

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incidenciaenlacapacidaddelaCompañíadeconstruirodecomenzaraoperarensusplantasactualesoenlasnuevascabemencionar lossiguientes: (i) imposibilidadde loscontratistasdeconcluiroponerenmarcha lasinstalaciones o instalaciones auxiliares en la fecha convenida o dentro del presupuesto; (ii) demorasimprevistas para proporcionar o acordar la proyección de hitos en la construcción o el desarrollo de lainfraestructuranecesariarelacionadaconnuestraactividaddegeneración;(iii)demorasoimposibilidaddelosproveedoresdeturbinasparasuministrarturbinasplenamenteoperativasenformapuntual;(iv)dificultadesodemorasenlaobtencióndelfinanciamientonecesarioencondicionesqueleresultensatisfactoriasonopoderobtenerloenabsoluto;(v)demorasenlaobtencióndelasaprobacionesregulatorias,incluyendolospermisosambientales; (vi) decisiones judiciales contra las aprobaciones gubernamentales ya otorgadas, tales comopermisos ambientales; (vii) escasez o aumentos de precios de los equipos, lo que se refleja en órdenes decambio,materiales omano de obra; (viii) oposición de sectores políticos, ambientales y étnicos locales y/ointernacionales; (ix) huelgas o bloqueos; (x) cambios adversos en el entorno político y regulatorio en laArgentina; (xi) problemas geológicos, ambientales o de ingeniería imprevistos; (xii) desastres naturales ycondiciones meteorológicas severas, (incluyendo de rayos, acumulación de hielo en las aspas, terremotos,tornados, vientos extremos, tempestades severas, e incendios forestales), accidentes u otros sucesosimprevistos.Noesposibleaseguraralosinversoresquelosexcesosdecostosnoseríansustanciales.Asimismo,debidoalacompetenciaexistenteentrelosgeneradoresenestosprocesoslicitatoriosyalalimitadacapacidadadjudicadaenestosprocesos,laCompañíanopuedepredecirsiserálaadjudicatariadenuevosproyectos.Asuvez,enrelaciónasusproyectos,se lepodríanaplicarmultasa laCompañíasinose lleganacumplir lasoperacionescomercialesalafechaestipuladaenlosacuerdos.Véase“MarcoregulatoriodelPetróleoyelGasenArgentina”y“MarcoRegulatoriodelPetróleoyelGasenEcuador”RiesgosrelacionadosconlasObligacionesNegociablesLasObligacionesNegociablespodrántenergarantíacomún,especial,flotante,y/uotragarantía(incluyendo,sinlimitacióngarantíadeterceros)yestaránestructuralmentesubordinadasatodaladeudayotrospasivosde las subsidiarias de la Sociedad; el derecho de los tenedores de las Obligaciones Negociables a recibirpagos respecto de las Obligaciones Negociables podría verse adversamente afectado si cualquiera de lassubsidiariasdelaSociedadsedeclaraenquiebra,esliquidadaoreorganizada.LasObligacionesNegociablesaseremitidasbajoelProgramapodrántenergarantíacomún,especial,flotantey/u otra garantía (incluyendo, sin limitación, garantía de terceros). Las Obligaciones Negociables estaránefectivamentesubordinadasacualquierdeudagarantizadaquelaSociedadpuedacontraerenelfuturo,porelvalorde losactivosquegaranticendichadeuda.Asimismo,bajo laLey24.522deConcursosyQuiebrasysusmodificatorias(la“LeydeConcursosyQuiebras”)conformealasquiebrasdeArgentina,lasobligacionesdelaSociedadconformea lasObligacionesNegociablesestánsubordinadasaciertaspreferenciasestablecidasporley, incluyendo reclamos de sueldos, salarios, cargas, leyes sociales, impuestos y costas y gastos judiciales,créditos privilegiados y créditos de proveedores. En caso que la Sociedad se encontrara sujeta a procesosjudiciales de quiebra, concursos preventivos, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares, estaspreferencias tendrán prioridad sobre cualquier otro crédito, incluyendo reclamos por cualquier tenedor conrespecto a las Obligaciones Negociables y, como resultado, los tenedores de las Obligaciones Negociablespodrán verse imposibilitados de recuperar los montos debidos bajo las Obligaciones Negociables, total oparcialmente.Dadoque los pagos en conceptode capital o intereses conformea lasObligacionesNegociables no estarángarantizados por las subsidiarias de la Sociedad, las Obligaciones Negociables estarán estructuralmentesubordinadasa todas lasdeudasexistentesy futurasyotrospasivosde lassubsidiariasde laSociedad.Enelcaso de liquidación, disolución, reorganización por quiebra o procedimiento similar bajo la ley argentinarelativoadecualquieradelassubsidiariasdelaCompañía,lostenedoresdesudeudaysusacreedorestendránen general tendrán derecho al pago de sus créditos con los activos de esas subsidiarias antes de quecualesquieraactivosseandistribuidosalaSociedady,asuvezalosacreedores,delaSociedadincluyendolostenedoresdelasObligacionesNegociables.

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PodríanodesarrollarseunmercadodenegociaciónactivoparalasObligacionesNegociables.Las Obligaciones Negociables constituyen títulos valores nuevos para los que no existe un mercado denegociación activo. La Compañía presentará una solicitud para el listado de cada clase de ObligacionesNegociablesenBYMAyenelMAE,peronoesposibleasegurarqueseaprobaráningunadetalessolicitudes.Silas Obligaciones Negociables se negocian luego de su emisión inicial, pueden negociarse con un descuentorespectodesupreciodeoferta inicial,dependiendode lastasasde interésvigentes,elmercadoparatítulosvaloressimilares,lascondicioneseconómicasengeneralyeldesempeñofinancierodelaCompañía.NoesposibleasegurarquesedesarrollaráunmercadodenegociaciónactivoparalasObligacionesNegociableso que, en caso de desarrollarse, éste se mantendrá. Si no se desarrolla o no se mantiene un mercado denegociación,lostenedoresdelasObligacionesNegociablespodránexperimentardificultadespararevenderlasObligacionesNegociablesoverseimposibilitadosdevenderlasaunprecioatractivooenloabsoluto.Porende,aunsisedesarrollaunmercado,laliquidezdecualquiermercadoparalasObligacionesNegociablesdependeráde lacantidadde tenedoresdeObligacionesNegociables,el interésde loscorredoresbursátilesdecrearunmercadoparalasObligacionesNegociablesyotrosfactores.Asimismo,sibienpuedadesarrollarseunmercadopara las Obligaciones Negociables, éste podría no ser líquido. Asimismo, si las Obligaciones Negociables senegocian,podránnegociarseaundescuentorespectodesupreciodeofertainicial,dependiendodelastasasde interés vigentes, el mercado para títulos valores similares, las condiciones económicas en general y eldesempeñoylasperspectivascomercialesdelaCompañíayotrosfactores.PodríaresultardificultosoparalosinversoresobteneroejecutarsentenciascontralaCompañía.LaCompañíaestáconstituidaenArgentina.TodossusdirectoresyfuncionariosejecutivostienensudomiciliorealfueradeEstadosUnidos,yesencialmentetodoslosactivosdelaCompañíaestánsituadosfueradeEstadosUnidos. Por ende, podría no ser posible para los inversores realizar el traslado de notificaciones procesalesdentrodeEstadosUnidosaestaspersonasoejecutarcontraellasocontra laCompañía,enEstadosUnidos,sentencias judiciales dictadas en base a las disposiciones de responsabilidad civil de las leyes federales enmateria de títulos valores de Estados Unidos. La Compañía ha sido informada por sus asesores legalesespecialesdeArgentina,Salaverri,Burgio&WetzlerMalbrán,quepodríaresultardificultosoparauninversoriniciar ante un tribunal argentino una acción original fundada exclusivamente en las disposiciones deresponsabilidadcivildelasleyesfederalesenmateriadetítulosvaloresdeEstadosUnidoscontralaCompañía,susdirectores y/o sus funcionarios. Existendudas respectode si los tribunalesargentinospermitiríandichasaccionesoharíanvalerdisposicionesderesponsabilidadcivilensucontra.SisesolicitaralaejecucióndeunasentenciadictadaporuntribunalestadounidenseantelostribunalesfederalesolostribunalescomercialesdelaCiudaddeBuenosAires,dichassentenciasestaránsujetasalcumplimientodeciertosrequisitosbajo la leyargentina,talescomolosartículos517a519delCódigodeProcedimientoCivilyComercialdelaNación,entreellos la condición de que la sentencia no debe violar normas de orden público de Argentina, conforme lodetermineuntribunaldeArgentina.En caso de concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial los tenedores de las ObligacionesNegociablesemitiránsuvotoenformadiferentealosdemásacreedoresquirografarios.EncasoquelaCompañíaseencontraresujetaaconcursopreventivooacuerdopreventivoextrajudicialy/ounproceso similar, las normas argentinas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sinlimitaciónlasdisposicionesdelaLeydeObligacionesNegociables)estaránsujetasalasdisposicionesprevistasporlaLeydeConcursosyQuiebras,ydemásnormasaplicablesaprocesosdereestructuraciónempresarialesy,consecuentemente,algunasdisposicionesdelasObligacionesNegociablesnoseaplicarán.Lanormativade laLeydeConcursosyQuiebrasestableceunprocedimientodevotacióndiferencialalde losrestantes acreedores quirografarios a los efectos del cómputo de lasmayorías requeridas (las cuales exigenmayoríaabsolutadeacreedoresquerepresenten2/3partesdelcapitalquirografario).Conformeestesistema,elpoderdenegociacióndelostenedoresdelasObligacionesNegociablespuedesersignificativamentemenoraldelosdemásacreedoresfinancierosdelaCompañíaencasodeunprocesoconcursal.En adición a ello, ciertos precedentes jurisprudenciales han sostenido que aquellos tenedores de lasObligacionesNegociablesquenoasistanalaasambleaparaexpresarsuvotooqueseabstengandevotar,no

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serán computados a los efectos de los cálculos que corresponden realizar para determinar las mayoríasrequeridas para aprobar un acuerdo concursal. Por ende, el poder de negociación de los tenedores de lasObligaciones Negociables con relación al de los restantes acreedores financieros y comerciales pueda versedisminuido.LasobligacionesbajolasObligacionesNegociablesestaránsubordinadasaciertaspreferenciasestablecidasporley.Conforme a la Ley de Concursos y Quiebras, las obligaciones contraídas en virtud de las ObligacionesNegociables están subordinadas a ciertas preferencias establecidas por ley, incluidas, créditos por sueldos ysalarios,créditosderivadosdeobligacionesgarantizadas,pagosdeseguridadsocial, impuestosyhonorariosygastos judiciales. Si la Compañía estuviera sujeta a un procedimiento de quiebra, restructuración judicial oextrajudicial o procedimiento equivalente, los derechos de los tenedores de las obligaciones negociablestendránunrangoinferioralaspreferenciasprevistasporleymencionadasanteriormentey,enconsecuencia,lacapacidaddelaCompañíadepagarlosmontospendientesrespectodelasObligacionesNegociablespodríaversemenoscabada.LosacontecimientosdeotrospaísespuedenafectarnegativamenteelvalordemercadodelasObligacionesNegociables.El precio de mercado de las Obligaciones Negociables puede verse negativamente afectado poracontecimientosenlosmercadosfinancierosinternacionalesylasituacióneconómicamundial.LosmercadosdevaloresdeArgentinaestáninfluenciadosendiversosgradosporlascondicioneseconómicasydemercadodeotrospaíses, especialmente losdeAmérica Latinayotrosmercadosemergentes.Aunque las condicioneseconómicassondiferentesencadapaís,lareaccióndelosinversoresalosacontecimientosdeunpaíspuedeafectarlostítulosdeemisorasdeotrospaíses,entreellosArgentina.NoesposibleasegurarqueelmercadodevaloresdeemisorasargentinasnoseveráafectadodeformanegativaporlosacontecimientosdeotrospaísesoquedichosacontecimientosnotendránunimpactonegativosobreelvalordemercadodelasObligacionesNegociables.Porejemplo,elaumentodelastasasdeinterésenunpaísdesarrolladocomoEstadosUnidosounacontecimiento negativo en un mercado emergente puede generar importantes salidas de capitales deArgentinayprovocarunacaídaenelpreciodenegociacióndelasObligacionesNegociables.

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INFORMACIÓNSOBRELAEMISORA

ReseñaLa Compañía es una empresa argentina de energía conmás de 95 años de experiencia en la exploración yproduccióndepetróleocrudoygasnatural,ylamayorproductoradecementodelaPatagoniaArgentina.LasprincipalesactividadesdePCRconsistenenlaexploraciónyproduccióndelosyacimientosdepetróleoydegas(upstream)enlacuencaneuquinaenArgentina,lacuencaorientalenEcuadoryenmenormedidaenelvalleinferiordelacuencaMagdalenaenColombia.Asimismo,PCReslaproductoralíderdecementoenlaPatagoniaArgentina. En el 2016, mediante sus subsidiarias directa e indirectamente controladas, la Compañía seexpandióenlasactividadesdeenergíarenovableyresultóadjudicatariadeproyectosdeenergíarenovableconlíneasdeenergíade325MWenArgentina.NegocioUpstreamLaCompañíaposeeun atractivoportfoliode yacimientosdepetróleo y gasnatural enArgentina, Ecuador yColombia.LasáreasdelaCompañíacomprenden5.833,36km2.Paraelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,laproduccióndiariapromediobrutadepetróleocrudodelaCompañíafuede13.542Bbl/d,mientrasque laproduccióndiariapromediobrutadegasnatural fue5.485,31Boe/d.Al31dediciembrede2017, lasreservasbrutasenArgentinayEcuadorerande39.915MBbly17.167MBoe,comprendiendo7,1y43,5añosdereservas,respectivamente.EnArgentina, laCompañíaposeeunaparticipacióndirectayoperaencinco (5)áreasdepetróleoygasa lolargodelacuencaneuquina.Asimismo,laCompañíaposeeunaparticipacióndirectaeindirectaenun(1)áreadepetróleo y gas en la cuencadelGolfode San Jorge. Las áreasdeArgentinade laCompañía comprenden5.485,31km2.Paraelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017, laproduccióndiariapromediobrutadepetróleo crudo fuede7.457Bbl/d,mientrasque laproduccióndiariapromediobrutade gasnatural fuede5.316,21 Boe/d (incluyendo la participación accionaria de los accionistas de la Compañía en las respectivasáreasenArgentina).Al31dediciembrede2017,lasreservasprobadasbrutaserande25.719milesdebarrilesdepetróleoy17.167Mboedegasnaturalcomprendiendo7,6y43,5añosdereservas,respectivamente.EnEcuador,laCompañíaposeeunaparticipaciónyoperaenlasáreasdePalandaYucaSuryPindoenlacuencaoriental.LasáreasdeEcuadordelaCompañíacomprendenlatotalidadde210,5km2.Enelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017elpromediodiariodeproduccióndepetróleocrudofuede6.085Bbl/d.Al31dediciembrede2017,lasreservasprobadasbrutaseran14.197milesdebarrilesdepetróleocomprendiendo6,4añosdereservas.EnColombia,laCompañíaharecientementeadquiridolaparticipacióndel35%eneláreaElDifícil,ubicadaenColombia, que comprende la totalidad de 137,5 km2 (107,8 km2 en el Área Inicial (tal como se definemásadelante)y29,7km2enelÁreaCondicionada(talcomosedefinemásadelante).Paraelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,elpromediodelaproduccióndiariadepetróleoeneláreaElDifícilfuede293Bbl/dy2.948Boe/ddegasnatural.Al31dediciembrede2017,lasreservasprobadasbrutasdelaCompañíaeran779milesdebarrilesdepetróleoy9.021MBoedegasnatural,ytienenunavidaeconómicade8,7años.Paramayorinformaciónvéase“InformaciónsobrelaEmisora–DivisiónPetróleoyGas”e“InformaciónsobrelaEmisora–DivisiónCemento”. ElnegociodelaEnergíaRenovable.La Compañía posee proyectos importantes de energía renovable mediante la construcción de cuatro (4)parqueseólicosdeunacapacidaddegeneraciónde325MWenel2018.Enelaño2016, laCompañíasehaexpandidoenelnegociodelasenergíasrenovablesconlaadquisicióndelParqueEólicodelBicentenarioquelefuera adjudicadoen elmarcode la “Ronda1.5” del programaRenovar (“Parque Eólico del Bicentenario I”)administradoporCAMMESA.Elproyectoconstadelainstalacióndeunparqueeólicode100MWenJaramillo,provinciadeSantaCruz(aunos100KmdelaplantacementeraPicoTruncadodelaCompañía).Endiciembrede 2017, la Compañía resultó adjudicataria de otros dos proyectos de instalación de parques eólicos en elmarco de la “Ronda 2 – Fase 2” del programa Renovar. Se prevé que estos dos proyectos, situados en

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Tornquist,provinciadeBuenosAires,tendránunacapacidaddegeneraciónde100MWcadauno.Asimismo,laCompañíaestállevandoacabounaexpansióndelParqueEólicodelBicentenarioIrepresentandounaumentoenlacapacidaddegeneraciónde25MWafinesdeabastecerlademandadeenergíadegrandesconsumidoresenelMATER(“ParqueEólicodelBicentenarioII”).AlafechadeesteProspecto,laCompañíaestáanalizandoproyectos que pueden ser presentados en audiencias futuras bajo el Programa Renovar para lacomercialización de energía a CAMMESA y contemplando proyectos para la comercialización de energíaeléctrica renovableagrandesymedianosconsumidoresprivadosmedianteelMATER.Paramás informaciónvéase“InformaciónsobrelaEmisora–DivisiónEnergíaRenovable”.ElnegociodelCemento.Las actividades de la Compañía en el mercado de cemento constan de la producción de cemento para laconstrucciónycementoparapozospetroleros,principalmente,paraclientesdelaPatagoniaArgentinayelsurdeChileatravésde2(dos)plantasdelaCompañíaubicadasenlaslocalidadesdeComodoroRivadaviayPicoTruncadoconunacapacidaddeproducciónde750.000toneladasporañoentreambasplantas.Conmásde60años de experiencia en la industria cementera y con instalaciones para la producción estratégicamenteubicadascercadesusmercadosobjetivo,laCompañíatieneaproximadamentelamitaddelaparticipacióndelmercadocementeroenlaPatagoniaArgentinaentérminosdetoneladasdecementovendidasporañodesde1998hasta2017,deacuerdoconlaAFCP.LosproductosprincipalesdelaCompañíaconsistenen(i)cemento,(ii)cementoparapozospetroleros,(iii)ProductosPremoldeados(talcomosedefinemásadelante)ymorterossecos,losquerepresentanel16%,3%y1%delosingresosbrutosdePCRduranteelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017.Desde1998hasta2017,lasventasdelaCompañíarepresentaronaproximadamentelamitad del mercado de cemento en la Patagonia Argentina, basado en toneladas de cemento vendidasanualmente, conforme a la AFCP. En 2015, 2016 y 2017, la participación de mercado de la Compañía, entérminosdetoneladasdecementovendidasenlaPatagoniaArgentina,fuedeaproximadamente54%,50%y49,6%,respectivamente.Paramásinformaciónvéase“InformaciónsobrelaEmisora–Divisióncemento”.En el ejercicio finalizado en diciembre de 2017, la Compañía contabilizó ingresos por Ps. 5.727,6 millones(US$345,8 millones), una ganancia neta de Ps.279,1 millones (US$16,9 millones) y un EBITDA AjustadoConsolidado de Ps.1.863,8 millones (US$112,5 millones). Para una conciliación de la ganancia neta con elEBITDAAjustadoConsolidado,véase“ResumendeInformaciónFinancierayOperativa”.LossiguientescuadrosmuestranlaubicacióndelasplantasenArgentina,EcuadoryColombia:

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FortalezasCompetitivasLaCompañíaconsideraqueostentalassiguientesfortalezascompetitivas:

• Experienciaenlasindustriasdegas,petróleoycemento.

• La Compañía tiene una experiencia de almenos 100 años en la producción de gas y petróleo y lasreservas. La Compañía participa en la exploración y producción de petróleo y gas y ha obtenidosatisfactoriamente un gran presencia en la cuenca neuquina en Argentina y la cuenca oriental deEcuador,tresdelascuencasdehidrocarburosmásimportantesenambospaíses.LaCompañíaposeeuntotalde9áreasdepetróleoygas,delascuales7sonproductivas,yduranteelaño2017halogradoobtenerunpromediodiariodeproducciónbrutadepetróleode13.542,45Bblyunpromediodiariodeproducciónbrutadegasde5.485,31Boe(entodosloscasos,incluyendolasparticipacionesdelosaccionistasdelaCompañíaenlasrespectivasáreas).Apartirdel2015yhastael2017,laCompañíahaperforado87pozos depetróleo y gas, de los cuales sóloocho resultaron enpozos secos, teniendocomo resultado una relación de éxito del 91%. La Compañía tiene intenciones demantener dichasactividadesdeexploraciónydesarrolloyasimismoaspiraaadquiriráreasadicionalescercanasa lasáreasyaexistentes.

• La Compañía también tiene una vasta experiencia en la producción y distribución de cemento. La

Compañía ha estado produciendo cemento en los últimos 60 años en las plantas ubicadas en laPatagoniaArgentina y en la venta deproductos a clientes en el sur deArgentina y Chile. LamarcaComodorodelaCompañíaestábienposicionadaenelmercado,yelcementoparapozospetrolerosylaconstruccióndeproductosdecementosedistinguedelosdevarioscompetidores.

• Operacionesdiversificadas.LaCompañíatieneunacarterageográficamentediversificadadeactivosde

petróleoygasenArgentina,EcuadoryenmenormedidaColombia.Estolepermitemitigarlosriesgoscambiarios y su transferibilidad. Asimismo el 92% de la producción de cemento de la Compañía esutilizada para la construcción y el 8% restante se relaciona con el gas y el petróleo, realzando ladiversificacióndelasactividadesdelaCompañíahaciéndolasmásindependientesdeldesarrollodelaindustriadelpetróleoygas.Finalmente,laCompañíaestáexpandiéndoseenelnegociodelaenergíarenovableenArgentinaqueseesperaqueproveadeflujodeefectivoestable.

• Sólidaposiciónen las industriasdepetróleo,gasycemento.LaCompañíaesactualmenteunade las

operadoras líder en Argentina y en la explotación de áreas a mediana escala. A partir del 31 dediciembre2017laCompañíaocupabaelséptimopuestodentrodelasproductorasenArgentinayeldécimo sexto dentro de las productoras de gas, conforme a información del MEyM. Asimismo, laCompañía es la productora de cemento líder en la Patagonia Argentina con más de 60 años deexperiencia,yaproximadamenteconlaparticipacióndel50%delmercadoenlaregión,basadoenlastoneladasdecementovendidosporañodesde1998hastael2017,conformealaAFCP.LaCompañíaestá posicionada en el puesto 6 dentro de los productores de petróleo en Ecuador conforme a laAgenciadeRegulaciónyControlHidrocarburífero.

• Eficiencialogradaporbajoscostosdeproduccióncombinadoconunpotencialcrecimiento.

• Costosdeelevaciónatractivos.LaCompañíahadisminuidosignificativamenteelpromedioponderado

de los costos de elevación en las áreas maduras, principalmente aprovechando las economías deescala logradas a través del crecimiento de la producción. Los costos de elevación de la Compañíacompetitivos y su proceso ágil de toma de decisiones le permiten aprovechar las áreas nodesarrolladasquenosonelobjetivodelasgrandescompañíasdepetróleoygas.

• Bajo costo de los suministros de energía. Debido a la ubicación estratégica de la Compañía en la

PatagoniaArgentina, tieneaccesoaunodesusprincipales insumosdeproducción,elgasnatural,apreciosmásbajosquesuscompetidores.LasinstalacionesdeproduccióndecementodelaCompañíaestánubicadascercade las reservasdegasde lascuencasGolfoSan JorgeyAustral, loque implicamenorescostosyfuentesdeenergíamásconfiablesquelasdisponiblesparanuestroscompetidoresubicadascercadelacuencaNeuquina.LosmenorespreciosdelgasnaturalenelsurdelaPatagonia

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Argentinasonelresultadodeunacapacidaddetransportelimitadaquellevaalosproductoreslocalesa vender gas natural a precios reducidos cerca de sus instalaciones. La limitada capacidad detransporteen laPatagoniaArgentina, laproximidada lasreservasdegasy lamenordemandaenelsur de esta región le da un suministro de gas más estable que la de los competidores ubicadosprincipalmenteenregionesdondelademandadegasnaturalesalta.Además,lapropiaproduccióndegasleproporcionaunacoberturacontralasfluctuacionesdeprecios.

• Posiciónestratégicaparacapturarlacrecientedemanda.Conrespectoalnegociodepetróleoygas,la

Compañía ha invertido principalmente en áreas de riesgo relativamente bajo, con infraestructuraexistente y demanda establecida. Los bloques centrales en sus áreas, tanto en Argentina como enEcuador, cuentan con infraestructura existente de upstream y superficie, como plantas detratamiento, sistemas de bombeo y tuberías y compradores identificados. Como resultado, laCompañíapuedeaumentar suproducciónen susáreasexistentes congastosde capital reducidosybajos costos de comercialización. Además, en 2017, obtuvo concesiones para la explotación de lasáreas Jagüelde losMachosy25deMayo-MedanitoSE,ambasen laprovinciadeLaPampayestánubicadas cerca del área ElMedanito. Debido a la proximidad de estas áreas entre sí, la Compañíapuede aprovechar ciertas sinergias, la demanda potencial proveniente de las ciudadesmoderadamente pobladas que rodean esas áreas y la proximidad a la infraestructura generalnecesariaparaaccederalasredesdetransporte.Además,dadoquelaCompañíaesunodelosproductoresdecementomásimportantesdeArgentinayellíderenlaPatagoniaArgentina,éstaconsideraquepuedebeneficiarsedelosaumentosesperadosenel consumodecementoenArgentina. LaCompañía consideraqueesteaumentoenel consumoestará principalmente impulsado por la construcción planificada de nuevos parques eólicos, elaumentodelasactividadesdepetróleoygasenlaPatagoniaArgentinaylaconstrucciónproyectadadedosnuevasrepresasenelríoSantaCruz.

• Creciente actor en el negocio de energía renovable en Argentina, que refleja la experiencia de la

Compañíaenoportunidadesdecrecimiento.ActualmentelaCompañíaestádesarrollandosupotencialen la industriadeenergíarenovableparaaprovecharelmarcoregulatorioactualmentefavorableenArgentina.En2016,seleadjudicóalaCompañíaelParqueEólicoBicentenarioIbajolaRonda1.5delProgramaRenovar,suprimerproyectodeparqueeólicode100MWubicadoenJaramillo,ProvinciadeSantaCruz.ElproyectorepresentaunainversióntotaldeUS$150millones(incluyendoelIVA)yseespera que comience a operar en el cuarto trimestre de 2018. La Compañía está ampliando lacapacidad del parque eólico añadiendo 25MW del Parque Eólico Bicentenario II. En diciembre de2017, la Compañía obtuvo dos proyectos adicionales de parques eólicos en la Ronda 2-Fase 2 delProgramaRenovar, conuna capacidadnominal de generaciónde 100MWcadauno, ubicada en laprovinciadeBuenosAires.Además,está considerandootrosproyectosdeenergía renovableque lepermitiríaalcanzaruncaminodecrecimientocontinuoyestable. LaCompañía tiene la intencióndehacer una oferta en futuras licitaciones bajo el Programa Renovar para la venta de energía aCAMMESAoparadesarrollarotrosproyectosparaabasteceramedianosygrandesconsumidoresenelmercadoprivadodeenergía renovable. LaCompañíacuentaconunequipoconexperienciaen lageneracióndeenergíaeléctrica,desdelaprospecciónydesarrollodeproyectoshastalaconstrucciónyoperación de plantas para la generación de energía renovable. La Compañía espera que, con lafinalizacióndetodosestosproyectoseólicosenjuniode2020,alcanzaráunacapacidadinstaladatotalde325MW.Finalmente, laCompañía tambiénpuedeconsiderar laadquisiciónensu totalidadoenpartedenuevosproyectosprovenientesdetercerosparaacelerarencrecimiento.

• Equipo directivo fuerte y experimentado y accionistas altamente comprometidos. La gerencia de la

Compañíatieneunaampliaexperienciaenlasindustriasdeenergíaycemento.LaCompañíacreequela experiencia de su gestión contribuye a su capacidaddeoperar demanera eficiente sus negociosexistentes, identificar y evaluar oportunidades de crecimiento de alta calidad e integrar nuevasempresasqueseadquierenodesarrollan.Además,alafechadeesteProspecto,nohahabidoningúncambio sustancial en la estructura accionaria de la Compañía en las últimas décadas y, durante losúltimos 40 años, la familia Brandi y Cavallo se han comprometido firmemente a continuar con laestrategiacorporativa.

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• Solidez financieraybajoapalancamiento.LaCompañíacreequenuestrasólidaposición financieraynuestro relativo bajo nivel de endeudamiento nos permitirán continuar desarrollando nuestrosnegocios existentes, así como también nuestros proyectos de inversión en el sector de energíarenovable. Al 31 de diciembre de 2017, los préstamos ascendía a Ps. 2.773,2 millones (US$148,7millones) y la relación entre los Préstamos Netos Consolidados y el Ratio del EBITDA AjustadocalculadaenPesoseraiguala1,2.

EstrategiaLaCompañíatienelaintencióndeutilizarsusfortalezascompetitivasparaaumentarsuproducciónyreservasdepetróleoy gas,mejorar suposición comoelprincipalproductorde cementoen laPatagoniaArgentinaeinvertirenproyectosexistentesynuevosen losnegociosdepetróleoygasyenergía renovable.Para lograrestosobjetivos,laCompañíaintentaráenfocarseen:

• Expandir laproducciónmedianteunmayordesarrollode lasáreasexistentes.LaCompañía intentaráenfocarse en aumentar la producción y las reservas en sus áreas existentes de petróleo y gas enArgentina, Ecuador y Colombia. También intenta acelerar el plan de exploración y desarrolloperforando una cantidad significativa de pozos de exploración y producción en nuestras áreasexistentes en los próximos dos años y expandirse a áreas con características geológicas similares aaquéllas actualmente productivas. Hay una serie de áreas pequeñas y medianas que estáncomenzandoaservendidasporgrandesproductoresenelmarcodeunaracionalizacióndeactivosnoesenciales, que se centran en una producción a gran escala o reservorios no convencionales. PCRtambiénconsideraparticiparenjointventuresconproductoresmásgrandesparaexplotarestasáreas.

• MejorarlaposicióncomoelprincipalproductordecementoenlaPatagoniaArgentina.LaCompañíaes

laproductoradecementolíderenlaPatagoniaArgentina,dondeseesperanimportantesinversionesenlossectoresdepetróleoygasyenergíarenovable.Además,seesperaqueelconsumodecementoen la Patagonia Argentina aumente debido al inicio previsto de la construcción de dos presashidroeléctricasyelaumentodelaactividadminera.LaCompañíacreequeelsectordelaconstrucciónesunode los sectoresmásdinámicosydemayorcrecimientoenArgentina.DeconformidadconelIndicadorSintéticodelaActividaddelaConstrucción(“ISAC”)talcomofuepublicadoporelINDEC,elsectordelaconstruccióncrecióun12,7%en2017,yseesperaquecreceráun8%en2017,segúnlaconsultoraABECEB.

• Oportunidades de crecimiento y flujos de efectivo predecibles. El objetivo de PCR es identificar y

aprovecharlasoportunidadesqueofreceelGobiernoArgentinoatravésdesuprogramadeexpansióny modernización de la capacidad de generación de Argentina. La Ley N° 27.191, promulgada enoctubrede2015,tienecomoobjetivoaumentarelsuministrodeenergíaparacubrir lademandaenhorapico,incluidalapromocióndelageneracióndeenergíarenovable.LaCompañíacreeestarbienposicionadasparaaprovecharestasoportunidadesdebidoalcompromisodelosaccionistasyelbajoapalancamiento.Además, loscontratosdecompradeenergíaqueingresaronconCAMMESAparaelsuministro de energía renovable son a largo plazo (20 años) y denominados en Dólares, lo que losconvierteenunabuenacoberturacontralasfluctuacionesenlospreciosinternacionalesdelpetróleo.En cuanto a la división de petróleo y gas, se espera obtener ingresos adicionales con nivelesrelativamente bajos de inversión a partir de una recuperación en la producción de petróleo y gas,reanudando el trabajo en los pozos que habían sido detenidos por las antiguas concesionarias,principalmente en 25 de Mayo- El Medanito SE. La estrategia de PCR se centra en aumentar losesfuerzos de encontrar nuevas reservas de petróleo, en particular, pormedio de la adquisición deestudiossísmicosen2Dy3D,principalmenteatravésdeacuerdosdeserviciosdetercerosconperitosinternacionales con experiencia. En particular, se planea reprocesar e integrar las prospeccionessísmicastridimensionalesrealizadasenlasáreas25deMayo-ElMedanitoSEyJagüeldelosMachos,loque le proporciona información más precisa para obtener una mayor efectividad en nuestrasinversiones.LaCompañíaestáevaluandonuevasoportunidadesdeinversiónenEcuadoryColombia,yaqueplaneaaumentarsusinversionesenelnegociodelgas.

• Atractivo ducto de crecimiento que le permitirá a la Compañía convertirse en uno de los líderes en

energíasrenovables.LaCompañíahaidentificadolaoportunidaddeconvertirseenunodeloslíderes

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en generación de energía renovable. Dada la falta general de inversiones en Argentina durante losúltimos 15 años, el aumento en la demanda de energía y las reformas energéticas que estáimplementandolaadministracióndelpresidenteMacri,laCompañíaestimaqueexisteunsignificativopotencial de crecimiento en el negocio de energía renovable. La Compañía considera que existenmuchosincentivosparaexpandirseenestenuevonegocioytienelaintencióndehacerloidentificandoydesarrollandoproyectosdegeneracióndeenergíarenovable.

• Mantenerunaposiciónfinancierasólida.LasólidaposiciónfinancieradelaCompañíaeselresultado

de su perfil financiero conservador y nuestros flujos de efectivo diversificados y estables. Paramantener el perfil financiero, planeamos financiar nuestros proyectos con la combinación máseficientedecapitalydeuda.

HistoriadelaEmisoraLa presencia de la Compañía en la Patagonia Argentina se remonta al año 1921, cuando su antecesora,CompañíaFerrocarrileradePetróleoS.A.,(“CompañíaFerrocarrilera")iniciósusactividadesdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenlaciudaddeComodoroRivadavia,provinciadeChubut,Argentina.CompañíaFerrocarrilera fue nacionalizada en 1948, pasando a depender del Estado Nacional, y a denominarsePetroquímica EmpresaNacionalizada, iniciando en 1952 la producción de cemento en Comodoro Rivadavia,conunacapacidaddeproduccióninicialde160.000toneladasporaño.Mediante latransformacióndePetroquímicaEmpresaNacionalizadaenunasociedadanónima(PetroquímicaComodoroRivadaviaS.A.),laCompañíafuecreadaconsudenominaciónactualen1973porLeyNº20.389,laque declaró a la Compañía de interés nacional y facultó al Poder Ejecutivo Nacional para concederle eltratamiento de promoción industrial e impositivo más favorable que se otorgara o se hubiera otorgado aempresasquedesarrollaranactividadesdenaturalezaanálogaenlaPatagoniaArgentina.ElcapitalsocialdelaSociedad fue inicialmente suscripto por el Estado Nacional (99,04%), la provincia del Chubut (0,75%) y elpersonaldelaCompañía(0,21%).SusactividadesprincipaleseranlaproducciónydistribucióndecementoylaexplotacióndepetróleoygasenlaciudaddeComodoroRivadavia.En1978, laCompañía fueprivatizadamedianteuna licitaciónpúblicaenvirtudde lacual laparticipacióndelEstadoNacionalfuetransferidaafavordelasfamiliasBrandiyCavallo,actualesaccionistascontrolantesdelaCompañía.ParaunadescripcióndelasrespectivasparticipacionesdelosactualesaccionistasdelaCompañía,véase“AccionistasPrincipalesyTransaccionesconPartesRelacionadas–AccionistasPrincipales”.PorAsambleaExtraordinariadeAccionistasdefecha10deabrilde2014seaprobóelcambiodedomiciliolegaldelaSociedaddelaciudaddeRíoGallegos,provinciadeSantaCruz,enlaqueseencontrabaregistradadesde2006,a laCiudadAutónomadeBuenosAires.Consecuentemente,por reunióndedirectoriode fecha14deabrilde2014se fijó lasedesocialde laSociedadenAvenidaAliciaMoreaudeJusto2030/50,piso3,oficina304,CiudadAutónomadeBuenosAires.El cambiodedirección legalynuevasedesocialde laSociedad fueaprobadopor laCNVmedianteResoluciónN°17.406de fecha17de juliode2014e inscriptoenelRegistroPúblico de Comercio con fecha 8 de septiembre de 2014, bajo el número 17.120, del libro 70, tomo – deSociedadesporAcciones.DescripcióndelNegociodelaEmisoraLa Compañía se dedica al desarrollo de dos actividades principales: (i) explotación y producción dehidrocarburos (la"DivisiónPetróleoyGas"),y (ii)producciónydistribucióndecementoymaterialespara laconstrucción (la "División Cemento"). Asimismo, desde2016, PCR se encuentra desarrollandoel negocio deenergías renovables a partir de la adquisición del Parque Eólico del Bicentenario I. A la fecha del presenteProspecto,laCompañíaposeecuatroproyectosdeenergíarenovablequeseesperatendránunacapacidaddegeneración de 325MW: (i) 100MWdel Parque Eólico del Bicentenario I, (ii) 25MWdel Parque Eólico delBicenentario II, (iii)100MWdelParqueEólicoMataco (talcomosedefinemásadelante),y (iv)100MWdelParqueEólicoSanJorge(talcomosedefinemásadelante)(la“DivisiónEnergíasRenovables”).DivisiónPetróleoyGas

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DescripciónyÁreasdeOperaciónPCR se ha dedicado, directamente y a través de sus subsidiarias, a la exploración y producción de petróleocrudoygasnaturalenArgentinadesde1921,enEcuadordesde1999yColombiadesde2017. LaCompañíacuenta conunatractivoportfoliode yacimientosdepetróleo y gas. EnArgentina, sustancialmente todas lasactividades de exploración y producción focalizadas en la cuenca neuquina en la provincias de La Pampa yMendoza y en la cuenca del Golfo San Jorge en la provincia de Chubut. En Ecuador, las actividades deexploraciónyproducciónestánubicadasenArgentina, yen la cuencaEcuatorianaOriental (PindoyPalandaYucaSur).Al31dediciembrede2017,lasparticipacionesdePCRincluyen9(nueve)áreasdehidrocarburossobrelosquelaCompañíatieneintereses,seis(6)enArgentina,dos(2)enEcuadoryuno(1)enColombia.Al31dediciembrede 2017, el promedio diario de producción bruta de la Compañía fue de aproximadamente 7.457 Bbl/d depetróleocrudo5.485,31Boe/ddegasnatural,enArgentina(incluyendolaparticipacióndelosaccionistasdelaCompañía en las áreas de Argentina respectivas) y 6.085 Bbl/d de petróleo crudo en Ecuador. Conforme alInformedeReservasal31dediciembrede2017, lasáreasdelaCompañíaenEcuadoryArgentinatienenunestimado de: (i) reservas probadas brutas de petróleo de 39.915 MBbl, de las cuales 27.280 MBbl sondesarrolladosy12.636MBbl sonsubdesarrollados,5.334MBblen reservasprobablesbrutas2.016MBbl,enreservasbrutasposibles, y (ii) reservasprobadasbrutasdegasnaturalde17.167MBoe,de las cuales8.142MBoesondesarrolladasy9.025MBoesonsubdesarrolladas,3.169MBoedereservasprobablesbrutasy551MBoe de reservas posibles brutas. Al 31 de diciembre de 2017, conforme a la producción para el ejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,PCRestimaque lasreservas probadasbrutasenArgentinayEcuadortienenunareservadeaproximadamente7,1añosparaelpetróleoyde43,5añosparaelgasnatural.Asimismo,PCRsuscribiómediante lasubsidiariaDutmy,uncontratodecesiónparcial - farmoutagreement -conlaempresaPetróleosSudAmericanosS.A.respectodelÁreadeOperaciónDirecta“ElDifícil”,ubicadaenlaRepúblicadeColombia,medianteel cualel28dediciembrede2017 (despuésdeque se cumplieranciertascondiciones) PCR adquirió una participación del 35% en el convenio de explotación del área El Difícil enColombia,asícomoenlosdemásactivosrelacionadosalaoperacionesdelconvenio,incluyendounaplantadetratamiento de gas. Simultáneamente con la celebración del contrato de cesión, Dutmy y Petróleos SudAmericanosS.A. suscribieronunacuerdodeoperación conjunta - jointoperatingagreement -que regirá losderechos yobligacionesde lasestaspartes respectoa lasoperaciones y actividadesdelbloqueElDifícil, asícomo las demás cuestiones relacionadas con el convenio de explotación, entre las cuales se acordó quePetróleosSudAmericanosS.A.continuarásiendoeloperadordedichaárea.OperacionesenArgentinaEn Argentina, PCR posee derechos de exploración y explotación en cinco (5) áreas ubicadas en la cuencaneuquina(ElMedanito,ElSosneado,GobernadorAyalaV,JagüeldelosMachosy25deMayo–MedanitoSE),comotambiénpermisosdeexploraciónyunlotedeexplotacióneneláreaColhuéHuapi(cuencadelGolfodeSanJorge).Enelaño2017,laCompañíafuelaséptimaempresaproductoradepetróleocrudomásgrandedeArgentinayladecimosextamásgrandedegas,basadaenlaproduccióndebocadepozo,conformealMEyM.Duranteelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,elpromediodiariodeproducciónde laCompañíafue de aproximadamente 7.457,45 Bbl/d de petróleo crudo y 5.485,31 Boe/d de gas natural (incluyendo laparticipaciónaccionariadelosaccionistasdelaCompañíaenlasáreasdeArgentinarespectivas)representandoel55%delatotalproduccióndepetróleo(incluyendoArgentinayEcuador)yel100%delaproduccióndegasnaturaldelaCompañía.LasáreasdelaCompañíaenArgentinatienenunaestimaciónde:(i)reservasprobadasbrutasde25.719MBbl,delascuales13.825MBblsondesarrolladasy11.894sonsubdesarrolladas,4.849MBbldereservasprobablesbrutasy2.016MBbldereservasposiblesbrutas,y(ii)reservasprobadasbrutasdegasnaturalde17.167MBoe,de las cuales 8.142 MBoe son desarrolladas y 9.025 MBoe son subdesarrolladas, 3.169 MBoe de reservasprobables brutas y 551 MBoe de reservas posibles brutas. Al 31 de diciembre de 2017, conforme a laproduccióndelejercicio finalizadoel31dediciembrede2017, las reservasprobadasbrutasde laCompañíarepresentanunareservadeaproximadamente7,6añosparaelpetróleoy43,5añosparaelgasnatural.El siguiente cuadro describe las áreas en las cuales PCR realiza actualmente actividades de exploración y

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producción de hidrocarburos y las fechas de finalización de las correspondientes concesiones:

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Área Cuenca/País Km2 FechadeCompra/Concesión

FinalizacióndelContrato

ParticipacióndePCRysituaciónactual

Operador

Promediodela

producciónbrutadiariaen2017(1)

Promediodelaproducciónnetadiariaen

2017(2)

Reservasprobadasbrutasdepetróleo(MBbl)(3)

Reservasprobadasbrutasdegasnatural(MBoe)(4)

ElMedanito Neuquina/Argentina

834 Junio,1992 Juniode2026 100%dePCRenexplotaciónhasta

junio2016yactualmente80%dePCRenexplotaciónenUTEconPampetrolhastaJunio2026.

PCR 4.797,18Bbl/d(petróleo)4.919,16Boe/d(gas)

3.837,14Bbl/d(petróleo)

3.935,33Boe/d(gas)

11.918 11.287

25deMayo–Medanito

SE

Neuquina/Argentina

177 29deoctubrede2017

19dejuliode2042

80%dePCRenexploración,desarrolloy

explotaciónmedianteUTEconPampetrol.

PCR 2.270,41Bbl/d(petróleo)1.412,46Boe/d(gas)(4)

1.816,33Bbl/d(petróleo)358,43Boe/d(gas)(5)

7.308 3.182

ElSosneado Neuquina/Argentina

319 Septiembre,1990 Septiembre de2025

100% de PCR enexplotación

PCR 1.224,46Bbl/d(petróleo)

1.224,46Bbl/d(petróleo) 3.943 395(6)

Jagüel delosMachos

Neuquina/Argentina

107,4 29 de octubre de2017

19 de julio de2042

80% de PCR enexploración,desarrollo yexplotación medianteUTEconPampetrol.

PCR 1.035,78Bbl/d(petróleo)318.49Boe/d(gas)

1.000,81Bbl/d(petróleo)307,78Boe/d(gas)

2.549 494

Gob. AyalaV

Neuquina/Argentina

253 Noviembre,2013 Noviembre de2038

50% de PCR endesarrollo yexplotación medianteUTEconPampetrol.

PCR

-- -- - 1.809

ColhuéHuapíLote deExploración

Golfo SanJorge/Argentina

3.393,8

Junio,2011

1er Período =08.06.2011 al07.06.20142do Período =08.06.14 al09.09.2019

80% de PCR enexploración medianteUTE conPETROMINERACHUBUTS.E.

PCR

-- -- - -

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Prórrogaopcional = 60meses

“ColhuéHuapi –Lote deExplotaciónBloqueA”

Golfo SanJorge/Argentina

401,2 12 de Septiembrede2016

11/09/2041 80% de PCR enexplotación medianteUTE conPETROMINERACHUBUTS.E.

PCR1,94Bbl/d(petróleo)

1,55Bbl/d(petróleo) - -

(1)PromediodeproducciónbrutadiariadecadaáreaincluyendolasparticipacionesdelosaccionistasdelaCompañía.(2)ElpromediodeproducciónnetadiariaconformealaparticipacióndelaCompañíaencadaárea.(3)ReservasbrutasprobadasaltérminodelasconcesionesenlasreservasenlasqueoperalaCompañía,calculadasantesdelasregalíasincluyendolasparticipacionesdelosaccionistas.(4)Elpromediodeproduccióndiariadelárea25deMayo-MedanitoSEfuecalculadosobrelabasedeunaproduccióntotalde64díasdelaño2017,dadoaquelaCompañíacomenzóaoperarestaáreael29deoctubrede2017.(5) Enelárea25deMayo-MedanitoSE,PCRestitulardel80%delaproduccióndepetróleo.Enelcasodelaproduccióndegas,ElMedanitoS.A.,estitulardeaproximadamenteel69%medianteuncontratodeprocesamientodegasvigenteanterioralaadquisicióndelárea.Elrestante31%sedivideentrelaCompañía(80%)yPampetrol(20).Enconsecuencia,laCompañíaestitulardel25,38%(80%*31,72%)delaproduccióndegasenelárea25deMayo-MedanitoSE.(6)NosecomercializagasenelcampodeElSosneadoyseutilizaúnicamenteparaelconsumodePCR.Noexistenvolúmenesdereservaasociadasconestaárea.OperacionesenEcuadoryColombia

Enjuliode1999,atravésdelasubsidiariadePCRenEcuador,Petroriva,laCompañíaestablecióunjointventureconPetróleosSudamericanosdelEcuador-PetrolamerecS.A. (“Petrolamerec”) y Compañía Sudamericanade Fósforos del Ecuador-FosforocompS.A. (“Fosforcomp”), a los que la Compañía se refiere comoPetrosud-PetrorivaConsortium,paraconducirlasoperacionesdepetróleocurdoygasenEcuador,enparticularenlasreservasdePalandaYucaSuryPindo.Asimismo,desdeel6deenerode2014laCompañíaposee,directaeindirectamenteatravésdesussubsidiariasDutmyyPetroriva,el100%delosderechosenloscontratodeservicioparalaexploraciónyproduccióndepetróleocrudoygasenlasáreasdePindoyPalandaYucaSur.En2017,laCompañíaeralaséptimaproductoradepetróleoenEcuador,conformeabarrilesnetosdepetróleocrudoporaño,conformealaAgenciadeRegulaciónyControlHidrocarburífero(enadelante,“ARCH”).

El 4 de julio de 2017, PCR suscribiómediante la subsidiariaDutmy, un contrato de cesión parcial - farmout agreement con la empresa Petróleos SudAmericanos S.A.respectodelÁreadeOperaciónDirecta“ElDifícil”,ubicadaenlaRepúblicadeColombia,medianteelcualel28dediciembrede2017(despuésdequesecumplieranciertascondiciones)envirtuddelcualDutmyadquirióunaparticipacióndel35%enelconveniodeexplotacióndelbloqueElDifícil,asícomoenlosdemásactivosasociadosalaoperacióndelconvenio,incluyendounaplantadetratamientodegas.Simultáneamenteconlacelebracióndelcontratodecesión,DutmyyPetróleosSudAmericanosS.A.suscribieron un acuerdo de operación conjunta - joint operating agreement - que regirá los derechos y obligaciones de las estas partes respecto a las operaciones yactividadesdelbloqueElDifícil,asícomolasdemáscuestionesrelacionadasconelconveniodeexplotación,entrelascualesseacordóquePetróleosSudAmericanosS.A.continuarásiendoeloperadordedichaárea.

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Elsiguientecuadrodescribe lasáreasen lascualesPCRrealizaactualmenteactividadesdeexploraciónyproduccióny las fechasdefinalizaciónde lascorrespondientesconcesiones:

Área Cuenca/País Km2 Fecha deCompra/Concesión

Finalización delContrato

Participación dePCR y situaciónactual

Operador Promediode laproducción brutadiaria de2017(1)

Promediode laproducciónneta diariaen2017(2)

Reservasprobadasbrutas depetróleo(MBbl)(3)

Reservasprobadasbrutas degasnatural(MBoe)(3)

Pindo Napo/Ecuador 68 Julio,1999 31 de diciembrede2027


PCR 4.037 4.037 Bbl/d(petróleo)

10.104

Palanda YucaSur

Napo/Ecuador 142,5 Julio,1999 31 de diciembrede2025(5)


PCR 2.048 2.048 Bbl/d(petróleo)

4.093

ElDifícil Valle Inferiordel Magdalena/Colombia

137,4 28 dediciembre,2017

Hasta laextinción de losrecursoshidrocarburíferos

35% de PCR,indirectamente atravésdeDutmy,en explotaciónmedianteunaUTEcon Petróleos SudAmericanos

PetróleosSudamericanosS.A.

293 bbl/d(petróleo92.948Boe/d(gas)

-(4) 779 9.021

(1)PromediodeproducciónbrutadiariadecadaáreaincluyendolasparticipacionesdelosaccionistasdelaCompañía.(2)ElpromediodeproducciónnetadiariaconformealaparticipacióndelaCompañíaencadaárea.(3)Volúmenescomercialmenterecuperablesdelasáreas.(4)LosderechosdelaCompañíaenrelaciónaláreaElDifícilcomenzaronel1deenerode2018,talcomofueacordadoporlaspartes.(5)AunqueelprecioteoréticodelpetróleocrudoyahaexcedidolosUS$48,95/barril,lacondiciónnecesariaparalaextensióndelcontratodeservicioconPalandaYucaSurhastael31dediciembrede2025eslapublicacióndelprecioteoréticoporlaGestiónComercialInternacionaldePetroecuador,laqueestápendiente,formalidadquevalidalaextensión.

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ÁreasdeArgentinaElMedanitoSe encuentra ubicado en la provincia de La Pampa, ubicado a 30 Km de Colonia 25 deMayo, y posee unasuperficiedeunos834Km2.ElMedanitoesdepropiedaddelaprovinciadeLaPampa.Conformeauncontratode exploración, producción y desarrollo celebrado con la provincia de La Pampa respecto del área de ElMedanitodelcualPCRhasidocontratadaparasuexplotaciónhastaelaño2026(el“ContratoconlaProvinciadeLaPampa”).Asimismo, desde Junio de 2016, PCR explota el yacimiento “El Medanito” conjuntamente con la empresaprovincialPampetrolatravésdeunaUTEenlacualPCRtieneel80%departicipaciónyPampetrolel20%yesPCReloperadordelreferidoyacimiento.PerfilGeológico ElMedanito tienecuatroreservoriosprincipales: (i)Centenarioesunreservoriocontinentaldearenisca,conunatrampaestratigráfica-estructural,de lacualseextraegasnatural; (ii)LomaMontosaesunreservoriodepiedracalizadolomíticaconunatrampacombinadaestratigráfica-estructural,decualseextraetantopetróleocomo gas natural; (iii) Sierras Blancas es un reservorio de conglomerados y areniscas con una trampaestratigráfica de la cual se extrae petróleo; y (iv) Precuyano es un reservorio de rocas volcánicas yvolcaniclásticas, con una trampa estructural-estratigráfica, de la cual se extrae petróleo. La densidad delhidrocarburodeElMedanitoesde28°a32°gradosAPI,yelpromediodeprofundidadde lospozosenestaárea alcanza los 1.350metros. El períodode tiempopromedio que se necesita para perforar un pozo en ElMedanitovaríaentre8a10días.ContratodeLocacióndeObrasyServiciosElContratocon laProvinciade laPampa(“LaPampa”)establece laobligacióndePCRderealizar los trabajostendientes a la exploración, explotación y desarrollo de hidrocarburos en el área objeto de concesión,asumiendolaCompañíatodoslosriesgosinherentesalaexplotación,debiendoproveerasuexclusivocargolatecnología, capitales, equipos, maquinarias, mano de obra y demás inversiones que fueran necesarias. ElContratocon laProvinciadeLaPampanoprevécausalesde rescisiónautomática.Enaquellos supuestosenquelaCompañíaseaimputadaporhaberincurridoenunincumplimientocontractual,laprovinciadeLaPampadeberánotificar fehacientementea laCompañíadicha circunstancia, teniendoPCRunplazode30díasparasubsanarelincumplimiento;exceptoenelsupuestoenquelaCompañíacedieratotaloparcialmenteel,sinelconsentimientopreviodelaprovinciadeLaPampa,encuyocaso,estecontratopodráserrescindidodeplenoderechopordichaprovincia,mediantenotificaciónfehacienteaPCR.Bajo el Contrato con la Provincia de La Pampa original, PCR contaba con el derecho a recibir el 73% de laproduccióndepetróleoygasentantolaprovinciadeLaPampaconservabael27%restante.LaprovinciadeLaPampatienederechoarecibirsuparticipaciónconelpetróleoyelgasproducidoenelárea(pagoenespecie)o,asuopción,aobligaraPCRqueleadquierasuparticipación(pagoenefectivo),queenelcasodelpetróleo,el precio se calculaba en base al promedio de tres precios de referencia internacionales (ArabianMedium,KuwaitExportyWTI);yenel casode laproduccióndegasnatural,elpreciode recompraescalculadoaunpreciobasadoenel50%delpromediodelospreciosdeventadelmesanterior.AlafechadeesteProspecto,laprovinciasiemprehaelegidorecibirpagosenefectivoenlugardepagosenespecie.A partir del año 2002 y como consecuencia de la crisis económica ocurrida a fines del año 2001, diversasnormaslegalesmodificaronlascondicionesdecomercializacióndeloshidrocarburosproducidosenelpaís.PCRha reclamadoa laprovinciade laPampaunaadecuacióndelContratocon laProvinciadeLaPampaque losvincula, atento a que el mismo establece que el cálculo del pago de la participación en la producción quepertenece a la provincia de la Pampa (27% de la producción de petróleo y gas) se basa en una canasta depreciosinternacionalesdelcrudo,preciosqueenelmercadolocalsonreducidos,entreotrosmotivos,envirtuddel impactoquetienensobrelosmismoslasretencionesa lasexportaciones implementadasporelGobiernoNacional a partir del año 2004, las cuales fueran significativamente incrementadasmediante el sistema deretencionesmóvilesdispuestasmediantelaemisióndelaResoluciónN°394/07–actualmentederogada-del

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15denoviembrede2007(Ver“MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleoyelGas–ImpuestossobrelosHidrocarburos”).Enesteescenario,elprecioutilizadoparacalcularlosmontosquePCRestabaobligadaapagarbajoelContratoconlaProvinciadeLaPampaerasignificativamentemayorqueelprecioqueobteníadesusclientesenelmercadodomésticoporefectodelasretenciones.Ajuliode2008,estemétododecálculoenlaprácticahabíaincrementadolaparticipacióndelaprovinciaqueterminaba,enloshechos,percibiendomásdel60%delosingresosdePCR(enlugardel27%pactadoenelContratocuandonoexistíanretenciones).Desdeelaño2005,laCompañíahapagadoesteprecioincrementalbajoprotestoyennoviembrede2007,PCRpresentóvarios recursos administrativos y acciones judiciales contra la provincia a los fines de volver a los términoseconómicosoriginalesdelContratoconlaProvinciadeLaPampayporelreembolsodelassumasadicionalespagadasbajoprotesto.Conmotivodelreclamomencionadoenelpárrafoanterior,el2deseptiembrede2008,PCRylaprovinciadeLaPampaarribaronaunacuerdo,mediantelasuscripcióndeunactaacuerdo(el“ActaAcuerdoLaPampa”)quedisponelosiguiente:

(1) SemodificaelContratoconlaProvinciadeLaPampaoriginalúnicamenteenrelaciónconloshidrocarburoslíquidosyconunavigenciaretroactivaapartirdel1deabrilde2008.Atalefecto,seacordóunafórmulaparacalcularlaretribucióndePCR,comocontratista bajo el Contrato con la Provincia de La Pampa, mediante la cual PCR tiene derecho apercibirporlosvolúmenesdehidrocarburoslíquidosextraídosdelárea:(i)un73%delaproducciónnetacuandoelpreciodeventapromedioponderadodelasventasdelaSociedaddelmesenDólarespor barril (“WASP”, por sus siglas en inglés) sea igual omenor aUS$25/barril, (ii) cuando el PVPPfueremayora25US$/barrilymenoroiguala100US$/barril,PCRrecibiráun60%sobreelexcedentede 25 US$/barril y hasta 100 US$/barril; y (iii) cuando el PVPP fuera mayor a 100US$/barril, laretribución de PCR sobre el excedente de 100 US$/barril será del 40%. La producción restantepertenecerá a la provincia de La Pampa, pudiendo optar por comercializarla en forma directa oentregársela a PCR para su comercialización, en cuyo caso, dicha producción pasará a ser de libredisponibilidadparaPCRquienabonaráalaprovinciaenformamensuallosimportesqueresultendeaplicarelPVPPalosporcentajesdeproducciónquecorrespondenadichaprovinciaenvirtuddeloscriteriosantesreferidos.

(2) En contraprestación por la modificación de laecuación económicamencionada en el punto anterior, PCR desistió de sus acciones y derechos entodos losprocesos judicialesquea la fechadelacuerdomanteníacontraestaprovinciacomoparteactora, y se allanó en todas las acciones judiciales que mantenía con la provincia como partedemandada,afrontandolaspartes,enamboscasos,elpagodelascostasycostosdevengadosenelordenenquelosmismosfueroncausados.Porúltimo,PCRrenuncióydesistiódecualquierreclamoy/orecursoadministrativoy/ojudicialmotivadoporlaformadepagoolaaplicacióndelaecuacióneconómica del Contrato con la Provincia de La Pampa que se modificara por el Acta Acuerdo LaPampa.

MedianteLeyN°2.437sancionadael18deseptiembrede2008ypromulgadamedianteDecretoNº2616/08,laLegislaturade laprovinciadeLaPamparefrendóelActaAcuerdoLaPampa,por loquesecumplieron lascondicionesparasuentradaenvigenciaconefectoretroactivoal1ºdeabrilde2008.Asimismo, el 6 de febrero de 2015, PCR suscribió con el poder ejecutivo de la provincia de La Pampa unacuerdoderenegociaciónmedianteelcualseotorgóaPCRunaprórrogadediez(10)añosalContratoconlaProvincia de La Pampa manteniendo los principales términos comerciales vigentes. Previamente, el 5 defebrerode2015elContratohabíasidoaprobadopor laLegislaturade laprovinciadeLaPampamediante laLeyProvincialN°2.830,deconformidadalasnormaslegalesnacionalesyprovincialesaplicables.Inicialmente,elContrato fue suscriptocon laprovinciadeLaPampael19de juniode1992,y suvencimientooriginal sepreveíaparael18de juniode2016.Comoconsecuenciade laprórrogaotorgadaaPCR,el vencimientodelContratoconlaProvinciadeLaPampaoperaráel18dejuniode2026.El Contrato con la Provincia de La Pampa, adicionalmente a la prórroga del plazo, establece ciertasobligaciones a cargo de la Sociedad. Entre ellas, cabe mencionar como la más relevante, la obligación detransferiraPampetrol,alvencimientodelplazooriginaldelContrato,el20%delosderechosyobligacionesde

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PCR bajo el Contrato y El Medanito. Adicionalmente, PCR asumió el compromiso de realizar un plan dedesarrolloe inversiónenElMedanitopor lasumade,almenos,US$216.250.000duranteelnuevoplazodevigenciadelContratoconlaProvinciadeLaPampaysegúnundetalledeinversionesparacadaaño.Asimismo,PCRasumióciertasobligacionesgenerales,entreellas,laderealizaraportesparalacapacitación,investigaciónydesarrollodelaindustriaenlaprovinciadeLaPampa,aportesenmovilidad,equiposyotroselementos,asícomolaobligacióndeefectuarcontribucionesderesponsabilidadsocialempresaria.Deestaforma,el16dejuniode2016,PCRsuscribiólaescrituradecesiónmencionadaafavorPampetrol,convigenciaapartirdel19dejuniode2016,fechaapartirdelacualambassociedadeshanquedadoexplorandoyexplotandohidrocarburoseneláreaElMedanitobajolaUTE.Producción Al31dediciembrede2017,ElMedanitocontabacon256pozosdepetróleoproductivos,y41pozosdegasproductivos (de 405 pozos de gas). En los años 2015, 2016 y 2017, ElMedanito tuvo una producción brutadiariapromediode5.495,5.256y4.797Bbl/drespectivamente,y5.397,4.862y4.919Boe/ddegasnaturalpor día, respectivamente, calculados tomando la producción total del año dividido 365 días incluyendo laparticipacióndel20%dePampetrolenElMedanito.Reservas,Exploración/InversionesEnlosaños2015y2016,laCompañíaperforóuntotaldeveinticinco(25)ysiete(7)pozosrespectivamente,endichareserva.Asimismo,duranteelañofiscal2017,laCompañíaperforóuntotaldetreintaydos(32)pozos.LasreservasprobadasdepetróleoygasdeElMedanitoalfindelaconcesiónaumentaronde8.498,3MBoeal31dediciembrede2004a23.205MBoeal31dediciembrede2017.Además,desde2004a2016laproduccióndepetróleoenestaáreacrecióde116.738,9anualesa1.918.411Bblanualesy laproduccióndegasnaturalcrecióde566.082,9MBoeenelaño2004a1.773,72MBoeenelaño2016.Laproduccióndepetróleode laCompañíaenestaáreaduranteelejercicio2017fuede1.751MBblylacorrespondientealejercicio2016fuede 1.918MBbl, representando una disminución de 8,72%. Durante el ejercicio 2017, la producción de gasnatural de la Compañía en el área fue de 1.795,49 MBoe, en comparación con 1.773,72 MBoe en 2016,representandounincremento/disminucióndel1,21%.Al 31 de diciembre de 2017, Gaffney, Cline & Associates (“GCA”) ha realizado un examen de auditoríaindependiente de las reservas probadas de petróleo crudo probado del área El Medanito a través de laterminacióndelaconcesión.GCAproporcionóelinformedereservasdelasiguientetabla:

Reservas(4)

Volumendelcampobruto(1)Volúmenessujetosa

exploración(2)Reservasnetasala

participacióndePCR(3)Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Probadas - - - - - -Desarrolladas 4.491 4.200 3.593 3.360 2.283 2.907Subdesarrolladas 7.427 7.087 5.942 5.669 3.776 4.904TotalProbadas 11.918 11.287 9.535 9.029 6.059 7.810Probables 3.554 1.852 2.844 1.481 1.807 1.281Posibles 1.023 277 819 222 520 192

(1) Produccióntotaldelcampo.(2) ProducciónalaquePCRtienederecho,previoalasregalías.(3) ProducciónalaquePCRtienederecho,luegodelasregalías.(4) Debido al redondeo en la conversión demetros cúbicos a barriles, el volumen de reservas de esta tabla puede no coincidir

exactamenteconlasfigurasdelinformedeGCA.Luegode laobtenciónde laprórrogadeconcesiónobtenidaenElMedanito,vigentehasta juniode2026se

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planea realizar una intensa campaña de inversión en pozos nuevos en el área. Para ElMedanito se han elprogramadeperforaciónde laCompañíacomprende121pozosde reservasprobadas,58pozosde reservasprobablesy20pozosdereservasposibles.Además del programa de perforación se está considerando la implementación de una prueba piloto derecuperación secundaria. De obtener buenos resultados se podría incrementar considerablemente elpronósticodeproducciónyporendelasreservas.25deMayo-MedanitoSEEláreaseencuentraubicadaenlaprovinciadeLaPampa,aloestedeElMedanito,yposeeunasuperficiede177Km2.25deMayo-MedanitoSEesunbloquedepropiedaddelaprovinciadeLaPampayhaotorgadoenconcesiónaPampetrolel19dejuliode2017.Desdeel29deoctubrede2017,PRCoperaestaáreaatravésdelcontratoUTEconPampetrol,atravésdelqueestitulardel80%delinterésyPampetroldelrestante20%.PerfilGeológico25deMayo–MedanitoSEtienetres(3)yacimientosprincipales:(i)LomaMontosaesunreservoriodepiedracalizadolomíticaconunatrampacombinadaestratigráfica-estructural,decualseextraetantopetróleocomogasnatural;(ii)SierrasBlancasesunreservoriodeconglomeradosyareniscasconunatrampaestratigráficadela cual se extrae petróleo; (iii) Precuyano es un reservorio de rocas volcánicas y volcaniclásticas, con unatrampaestructural-estratigráfica,delacualseextraepetróleo.25deMayoMedanitoSEtieneproducciónporuna inundación en la reserva de Loma Montosa implementada a un nivel de campo. La densidad delhidrocarburode25deMayo–MedanitoSEesde32gradosAPI,yelpromediodeprofundidaddelospozosenestaáreaalcanzalos1.380metros.Elperíododetiempopromedioquesenecesitaparaperforarunpozoen25deMayo–MedanitoSEvaríaentre8a10días.Co-concesiónyUTEMediante laLeyprovincialN°3.002de fecha7de juliode2017,dictadapor laprovinciadeLaPampa, se leconcedió a Pampetrol la concesión para la explotación de 25 de Mayo-Medanito SE. En julio de 2017, elcontratodeconcesiónfueejecutadoentrelaprovinciadelaPampayPampetrol.Laconcesiónseotorgóporunplazode25añosapartirdel19dejuliode2017,dichoplazopodríaserextendidopordiezañosmás.El26deoctubrede2017laCompañíasuscribióuncontratodecesiónyuncontratoUTEconPampetrolparaserco-concesionariosdeconcesióndeexplotaciónenrelaciónaláreade25deMayo-MedanitoSE.Desdeel29deoctubrede2017,PCResco-concesionariadelaconcesióndeexploraciónyoperadoradelárea25deMayo-MedanitoSEdondePampetrolposeeel20%de laparticipaciónyPCRposeeel80%de laparticipaciónenelrespectivoUTE.ProducciónAl 31 de diciembre de 2017, 25 de Mayo-Medanito SE tuvo 724 pozos de petróleo de los cuales 448 seencontrabanenproducción.Enel2017,25deMayo-MedanitoSEtuvounpromediodeproducciónbrutadiariade2.270Bbl/ddepetróleoy1.412Boe/ddegasnatural,calculadaenbasealaproduccióntotalde64díasdel2017,yaquelaCompañíacomenzóaoperarestaáreael29deoctubrede2017,incluyendolaparticipacióndel20%dePampetrolenelárea25deMayo-MedanitoSE.Al31dediciembrede2017,GCAharealizadounexamendeauditoríaindependientedelasreservasprobadasde petróleo crudo del área 25 de Mayo-Medanito SE a través de la terminación de la concesión. GCA haproporcionado el informe de reservas en la siguiente tabla conforme a la información técnica y toda otrainformacióndisponible:Reservas

Reservas(4) Volumendelcampobruto(1)Volúmenessujetosa

explotación(2)Reservasnetasala

participacióndePCR(3)

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Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Probadas Desarrolladas 6.083 2.687 4.866 682 3.893 545Subdesarrolladas 1.225 495 980 126 784 100TotalProbadas 7.308 3.182 5.847 807 4.677 646Probables 795 256 636 65 509 52Posibles 782 250 626 64 500 51

(1) Produccióntotaldelcampo.(2) ProducciónalaquePCRtienederecho,previoalasregalías.Eneláreade25deMayo-MedanitoSE,la

Compañía es titular del 80% de la producción de petróleo. En el caso de la producción de gas,MedanitoS.A.estitulardeaproximadamenteel69%medianteuncontratodeprocesamientodegasvigente previo a la adquisición de esta área. El restante 31% se divide entre la Compañía (80%) yPampetrol(20%).Enconsecuencia,laCompañíaestitulardel25,38%(80%*31,72%)deproduccióndegaseneláreade25deMayo-MedanitoSE.

(3) ProducciónalaquePCRtienederecho,previoalasregalías.(4) Debido al redondeo en la conversión demetros cúbicos a barriles, el volumen de reservas de esta

tablapuedenocoincidirexactamenteconlasfigurasdelinformedeGCA.

InversionesLa Compañía se ha comprometido a ejecutar un plan de desarrollo e inversión en esta área poraproximadamenteUS$49millones. Las inversionesson llevadasacaboporel contratoUTEyestánsujetasaresultadosexitososdelasinversionesrealizadasenlosúltimosaños.ElplandetrabajoquepresentóPCRcomopartedelaofertaparael25deMayo-MedanitoSEincluyelossiguientescompromisos:estudiosdeembalsesypozos,programasdeextracciónpararecomenzar laproducciónenaproximadamente140pozos,perforaciónde cinco (5) pozos dedesarrollo por añodurante los primeros dos (2) años y otros cinco (5) pozos por añoduranteeltercero,cuartoyquintoañosujetosalresultadodelospozosperforadosdurantelosprimerosdos(2)años,inversioneseninstalacioneseinstalacionespetroleras,incluyendoelinstalacióndeunsistemadetipo"Scada", reprocesamientosísmico3De inversionesenelmedioambiente (abandonodepozos, recuperacióndetuberíasobsoletas,mejoradeinstalaciones,tratamientodesueloscontaminadosconhidrocarburos).JagüeldelosMachosSe encuentra ubicado en la provincia de La Pampa, ubicado a 45 Km de Colonia 25 deMayo, y posee unasuperficiede107,4Km2.JagüeldelosMachosesunyacimientodepropiedaddelaprovinciadeLaPampayotorgadoenconcesiónaPampetrolel19de juliode2017.En2015,PCRcelebróuncontratode locacióndeserviciosconPampetrolparaexplotarelyacimientoduranteunaño(elcualfueprorrogadoendosocasioneshastael28deoctubrede2017).Desdeel29deoctubrede2017,PRCseconstituyócomoco-concesionariayoperadoradeláreaencuestión,ostentandounaparticipacióndel80%.PerfilGeológicoJagüel de losMachos tiene tres reservorios principales: (i) LomaMontosa es un reservorio de piedra calizadolomítica conuna trampa combinadaestratigráfica-estructural, del cual se extrae tantopetróleo comogasnatural; (ii) SierrasBlancasesun reservoriode conglomeradosyareniscas conuna trampaestratigráficadelcualseextraepetróleo;y(iii)Precuyanoesunreservorioderocasvolcánicasyvolcaniclásticas,conunatrampaestructural-estratigráfica,delacualseextraepetróleo.LadensidaddelhidrocarburodeJagüeldelosMachosesde33,4gradosAPI, yelpromediodeprofundidadde lospozosenestaáreaalcanza los1.350metros. ElperíododetiempopromedioquesenecesitaparaperforarunpozoenJagüeldelosMachosvaríaentre8a10días.

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ContratodeServiciosdesdeel7deseptiembrede2015al28deoctubrede2017El4deseptiembrede2015,PCRsuscribióconPampetroluncontratodeobrasyserviciosparaoperarelárea“JagüeldelosMachos”ubicadaenla localidadde25deMayo,provinciadeLaPampa,vigentedesdeel7deseptiembrede2015.Lacontrataciónhasido frutode laadjudicaciónpreviadel concursoprivadodepreciosorganizado por Pampetrol, quien,mediante la Ley Provincial N° 2851, sancionada el 26 de agosto de 2015,recibióporpartedelaprovinciadeLaPampaeláreareferidaparasuadministraciónestratégicayoperativa,envirtud del Art. 2 de la Ley Provincial de Hidrocarburos N° 2675. Así las cosas, PCR asumió, entre otrasobligaciones,laoperacióndelárea“JagüeldelosMachos”porunperiododedoce(12)meses,pasibledeserprorrogado por periodos de hasta seis (6) meses, coordinando la extracción de hidrocarburos líquidos ygaseosos, su tratamiento y puesta en estado comercial, y su posterior comercialización e inyección en losrespectivossistemasdetransporte.HabidacuentadequeelcontratosuscriptoconPampetrolesdemuycortoplazo, la Compañía no ha asumido compromiso de inversión alguno, debiendo únicamente realizar ciertosgastosoperativosnecesariosparamantenerelyacimientoendesarrollo.Con posterioridad, se suscribieron dos (2) acuerdos de prórroga al contrato original mediante los cuales elplazo de contrato de Jagüel de LosMachos ha sido extendido hasta el 28 de octubre de 2017, sujeto a larealizacióndeciertasinversionesporpartedePCRprevistasenlosacuerdosdeprórroga,lascualesyahansidorealizadas.LaretribucióndePCRbajoelreferidocontratoesidénticaalaconvenidaconlaprovinciadeLaPampaparaelárea “El Medanito”. Para más información, véase el apartado “Áreas de Argentina–El Medanito”correspondienteadichoyacimiento.Co-concesiónyUTEdel29deoctubrede2017 Mediante laLeyprovincialN°3.003de fecha7de juliode2017,dictadapor laprovinciadeLaPampa, se leconcedióaPampetrollaconcesiónparalaexplotacióndeJagüeldeLosMachos.Enjuliode2017,elcontratodeconcesiónfuejecutadoentrelaprovinciadeLaPampayPampetrol.Laconcesiónseotorgóporunplazode25añosapartirdel19dejuliode2017,dichoplazopodríaserextendidopordiezañosmás.Enagostode2017,PampetrollanzólaOfertaPúblicaN°1/17invitandoaotroscompañíasaasociarseconéstapara la llevaradelante laexploración,explotación,desarrollo,transporteycomercializacióndehidrocarburosdelaconcesiónmencionadaatravésdeco-concesiones.El2deoctubrede2017,Pampetrolaceptólaofertaque fuerapresentadapor laCompañíaenelmarcodel concursopúblicoN°1/17para transformarseen co-concesionariadelaconcesióndeexplotaciónconrelaciónaláreaJagüeldelosMachos.LarespectivaconcesiónyloscontratosdeUTEconPampetrolfueronejecutadosel10deoctubrede2017.Enconsecuencia,el29deoctubrede2017laCompañíacomenzóaserco-concesionariadelaconcesióndelaexplotación y operadora de Jagüel de Los Machos, donde Pampetrol es titular del 20% del interés y laCompañíaestitulardel80%deinterésenlarespectivaUTE.ProducciónAl 31 de diciembre de 2017, Jagüel de los Machos contaba con sesenta y tres (63) pozos de petróleoproductivosefectivadeun totalde97pozos. En los años2015,2016y2017, Jagüelde losMachos tuvounpromediodeproducciónbrutadiariade769Bbl/d,1.017Bbl/dy1.036Bbl/d,respectivamente,y341,344,61y318,49Boe/drespectivamente,calculadossobrelabasedeltotaldelaproducciónanualdivididaen115días(parael2015)y365días (parael2016y2017), incluyendo laparticipacióndel20%dePampetroleneláreaJagüeldelosMachosdesdeel29deoctubrede2017.ReservasAl31dediciembrede2017,GCAharealizadounexamendeauditoríaindependientedelasreservasprobadasde petróleo crudo del área Jagüel de los Machos a través de la terminación de la concesión. GCA haproporcionado el informe de reservas en la siguiente tabla conforme a la información técnica y toda otrainformacióndisponible:

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Reservas(4)




Gas(MBoe)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Probadas Desarrolladas 1.303 332 1.043 266 834 213Subdesarrolladas 1.245 162 996 129 797 104TotalProbadas 2.549 494 2.039 395 1.631 316Probables 136 426 109 341 87 272Posibles - - - - -

(1) Produccióntotaldelcampo.(2) ProducciónalaquePCRtienederecho,previoalasregalías.(3) ProducciónalaquePCRtienederecho,luegodelasregalías.(4) Debido al redondeo en la conversión demetros cúbicos a barriles, el volumen de reservas de esta

tablapuedenocoincidirexactamenteconlasfigurasdelinformedeGCA.

InversionesLaCompañíasecomprometióaejecutarunplandeinversiónydesarrolloenestaáreaporaproximadamenteUS$60 millones. Las inversiones se llevan a cabo por la UTE y son sujetas a resultados exitosos de lasinversionesrealizadasdurantelosprimerosaños.ElplandetrabajopresentadoporlaCompañíaenelmarcode la licitaciónde las áreas Jagüelde losMachose incluye, entreotras cosas, las siguientesobligacionesenmateria de inversión: estudios de yacimientos, programa para recomenzar la producción en 10 pozos,perforación de cinco (5) pozos de desarrollo por año durante los primeros cinco (5) años; inversiones eninstalaciones petroleras y otras, incluyendo la instalación de un sistema tipo “Scada”; reprocesamiento deSísmica 3D; inversiones de índole ambiental (abandono de pozos, recuperación de ductos obsoletos); y unproyectopilotode inyeccióndeaguamediante laperforacióndepozos inyectoresen las reservasdeSierrasBlancas.ElSosneadoEl Sosneado, una de las dos áreas donde PCR actualmente desarrolla actividades de explotación dehidrocarburos enArgentina, posee una superficie de 319 Km2 y se encuentra ubicada 60 Kmal norte de laciudaddeMalargüe,enlaprovinciadeMendoza.LasinstalacionesdelaCompañíaenestaáreaincluyencuatrobaterías,unaplantadetratamientodepetróleocrudoconalmacenamientopara35.800barrilesdepetróleoyun sistema de bombeo de alta presión. El área se divide en tres bloques principales Occidental, Norte yOriental.PerfilGeológicoEl Sosneado tiene cuatro reservorios principales: (i) Loncoche es un reservorio de arenisca, con una trampaestratigráfica, de la cual se extrae petróleo; (ii) Pircala es un reservorio de arenisca, con una trampaestratigráfica,delacualseextraepetróleo;(iii)GrupoNeuquénesunreservoriodeconglomeradosyareniscasconunatrampaestratigráfica-estructuraldelacualseextraepetróleoy(iv)Huitrínesunreservoriodepiedracaliza, con una trampa estratigráfica, de la cual se extrae petróleo. La densidad del hidrocarburo de ElSosneadovaríaentre20y26gradosAPI,yelpromediodeprofundidaddelospozosenestaáreavaríaentrelos1.500y1800metros.ElperíododetiempopromedioquesenecesitaparaperforarunpozoenElSosneadoesdeaproximadamente12días.

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ContratodeConcesiónEstaáreafueadjudicadaaPCRenelaño1990enelmarcodelaLeydeHidrocarburosporunplazode25años,posteriormente extendido por un adicional de diez años. En tal carácter, PCR tiene el derecho exclusivo deexplotar los yacimientos de hidrocarburos existentes en dicha área y a construir y operar plantas detratamientoyrefinación,transporteyengeneraltodaslasobrasyoperacionesnecesariasparaeldesarrollodesusactividades. Lasobligaciones comoconcesionario consistenenefectuar,dentrodeplazos razonables, lasinversionesqueseannecesariasparalaejecucióndelostrabajos,conarregloalasmásracionalesyeficientestécnicas y en correspondencia con la característica ymagnitud de las reservas comprobadas, asegurando lamáximaproduccióndehidrocarburos.LaCompañíadebeabonarmensualmentealaprovinciadeMendozaunaregalíaporlaproduccióndelaCompañíaenElSosneadodel12%calculadaenbasealvalorbocadepozoyaunprecioigualalprecioFOBmenosloscostosdetransporteyotrasdeducciones,conmásun4%enconceptodecanonextraordinario(estoúltimosegúnseacordóenlaprórrogadelaconcesión).ElSosneadofueoriginalmentepartedelasdenominadasáreasdeinteréssecundario,esdecir,aquéllasáreasconproduccióndehasta1.257,96Bbl/d (200m3)yque fueranadjudicadascomoconcesionespor la LeydeHidrocarburos,porplazosde25años,prorrogablesenformadiscrecionalporunplazoadicionalde10años.ConformealaredacciónoriginaldelaLeydeHidrocarburos,elEstadoNacionaleraeltitulardeldominiosobrelosyacimientosdehidrocarburoslíquidosygaseosossituadosenelterritoriodeArgentinayensuplataformacontinental.ApartirdelapromulgacióndelaLeydeFederalizacióndeLosHidrocarburos,lacualtuvolugarel3de enero de 2007, las provincias asumieron en forma plena el ejercicio del dominio originario y laadministración sobre los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos que se encuentren en susrespectivos territorios, quedando transferidos de pleno derecho todos los permisos de exploración yconcesiones de explotación de hidrocarburos, así como cualquier otro tipo de contrato de exploración y/oexplotacióndehidrocarburosotorgadooaprobadoporelEstadoNacionalenusodesusfacultades.Enconsecuencia, laprovinciadeMendozaasumió,apartirdelapromulgacióndelaLeydeFederalizacióndeLos Hidrocarburos, en forma plena el ejercicio del dominio originario y la administración sobre el área ElSosneado. Para una descripción más detallada de las disposiciones de la Ley de Federalización de LosHidrocarburos,verlasección“MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleoyelGas–MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleoyelGasenArgentina–CaracterísticasGenerales”.En el mes de noviembre de 2011, mediante el Decreto N° 3165, la provincia de Mendoza aprobó el actaacuerdo ("ActaAcuerdoMendoza") suscriptaentrePCRy laprovincia aefectosdeextenderpor10añoselplazo original de la Concesión de El Sonseado a partir del vencimiento de su plazo original en el mes deseptiembrede2015.MediantelasuscripcióndelActaAcuerdoMendoza,PCRasumiólossiguientescompromisos:

• realizaren18cuotasunpagoinicialporunmontototaldeUS$1.445.000;

• pagaralaprovinciaun"canonextraordinariodeproducción"equivalenteal4%delaproduccióndeláreaincluidaenelActaAcuerdoMendoza.Asuvez,laspartesacordaronrealizarajustesadicionalesen caso de producirse condiciones de renta extraordinaria por disminución de los derechos deexportación o incrementos del precio promedio mensual de petróleo crudo y/o gas natural, deacuerdoaunmecanismoyvaloresdereferenciaestablecidosenelActaAcuerdoMendoza;

• ejecutarunplandetrabajoquesecompondrádegastosoperativoseinversionesporunmontototal

de US$56.420.000 hasta el vencimiento del período extendido de la concesión, de acuerdo a loprevistoenelActaAcuerdoMendoza;

• realizardentrodelámbitodelaprovinciadeMendozaunadonacióndeUS$173.400enconceptode

“responsabilidadsocialempresaria”;

• abonaranualmenteencarácterdedonaciónelequivalenteal0,3%delmontopagadocomo"canonextraordinario de producción" para ser destinado a un fondo para el fortalecimiento institucional,

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destinado a la compra de equipamiento, capacitación, entrenamiento e incentivo del personal,logísticaygastosoperativosdediversosorganismosdelaprovinciadeMendozadesignadosenelActaAcuerdoMendoza.

ProducciónAl31dediciembrede2017,ElSosneadocontabacon76pozosdepetróleoproductivos.Enlosaños2015,2016y 2017, El Sosneado tuvo una producción promedio diaria de 1.601, 1.339 y 1.224 barriles de petróleo,respectivamente,calculadatomandolaproduccióntotaldelañodividido365días.ExploraciónyreservasEnelaño2015,sehareprocesadolaSísmica3Dysehancontratadotrabajosconconsultoraspetrolerasafinderealizarestudiosenreservorioscarbonáticos(FmHuitrínyFmAgrio)paradeterminarnuevasubicacionesdepozosdeexploraciónydesarrollo.En2015seperforaronuntotaldecuatro(4)pozosyen2017otroscuatro(4)pozos.EnElSosneadoelprogramadeperforacióncomprende22pozosdereservasprobadas,8pozosdeprobablesy5pozosdeposibles.Amedidaqueseavanceenlaperforaciónseincorporaránnuevasreservasyalavezlasreservas estimadas al día de la fecha aumentarán su grado de certidumbre, incrementando la cantidad dereservasprobadas.Al31dediciembrede2017,GCAharealizadounexamendeauditoríaindependientedelasreservasprobadasdepetróleocrudoprobadodeláreaElSosneadoatravésdelaterminacióndelaconcesión.GCAproporcionóelsiguienteinformedereservasenlasiguientetabla:

Reservas(4)




Gas(MBoe)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)(5)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Probadas - - - - - -Desarrolladas 1.947 148 1.947 - 1.636 -Subdesarrolladas 1.996 247 1.996 - 1.677 -TotalProbadas 3.943 395 3.943 - 3.312 -Probables 363 41 363 - 305 -Posibles 211 23 211 - 177 -

(1) Produccióntotaldelcampo.(2) ProducciónalaquePCRtienederecho,previoalasregalías.(3) ProducciónalaquePCRtienederecho,luegodelasregalías.(4) Debido al redondeo en la conversión demetros cúbicos a barriles, el volumen de reservas de esta tabla puede no coincidir

exactamenteconlasfigurasdelinformedeGCA.(5) EneláreadelSosneadonosecomercializagasyseutilizaúnicamenteparaelconsumodePCR.Nohayvólumenesdereserva

asociadosaestaárea.GobernadorAyalaVEsta área de exploración se encuentra ubicada en las cercanías de la localidad de Colonia 25 de Mayo,departamentodePuelén,provinciadeLaPampa.Cuentaconunasuperficie totalaproximadade253Km2yposee4reservoriosprincipales:FormaciónCentenario,FormaciónLomaMontosa,FormaciónSierrasBlancasyGrupoPrecuyano.Estaáreaexploratorianoesactualmenteproductiva.PerfilGeológicoGobernadorAyalaV, esun campogasífero,que tiene soloun reservorioproductivodenominadoFormaciónSierrasBlancas, conformadopor conglomeradosyareniscasenuna trampaestructural,de la cual seensayógas.Esdedestacarelpotencialexploratoriodelbloqueenotras formacionesencamposaledañosalbloque,

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como son la Formación Centenario, un reservorio continental de arenisca, con trampas estratigráficas-estructurales, Fm Loma Montosa, un reservorio de piedra caliza dolomítica con trampas combinadasestratigráficas-estructurales y Formación Precuyo, un reservorio de rocas volcánicas y volcaniclásticas, contrampasestructurales-estratigráficas.Elpromediodeprofundidaddelospozosenestaáreaalcanzalos1.250metros.Laprofundidadmediadelhorizonteproductivoesde830metros.Elperíododetiempopromedioquesenecesitaparaperforarunpozoenestaáreavaríaentre7a9días.ConveniodeExploración,ContratodeUTEydesarrollodeláreaConfecha8de juniode2012,PCRsuscribiódosconveniosdeexploraciónconPampetrolydoscontratosdeUTEdenominada“PampetrolSAPEM-PetroquímicaComodoroRivadaviaS.A.-UniónTransitoriadeEmpresas”,paralaexploración,explotación,almacenajeytransportedehidrocarburosenlasnuevasáreassituadasenlaprovinciadeLaPampa.PCRhabíaresultadoadjudicatariadeestasáreasenelmarcodelosConcursosPúblicosNº01/12y02/12.Conforme losconveniosdeexploración,PCRasumió laobligacióndeperforarunpozodeexploracióneneláreaGobernadorAyalaV,cuatropozosdeexploracióneneláreaGobernadorAyalaVI,unpozodeexploracióneneláreaSalinaGrandeVIIIyunpozodeexploracióneneláreaSalinaGrandeX,ademásdeotras inversionesmenores.Lostrabajosmencionadosdebíancompletarseenelplazodenueve(9)mesescontados a partir de la firma de los convenios de exploración. PCR solicitó una prórroga por 120 díasadicionalesalvencimientodelconvenio,lacualfueotorgadaporPampetrolconfecha23deabrilde2013.PCR realizó todas las inversiones comprometidas en los convenios de exploración aludidos más arriba,habiéndosedescubiertohidrocarburogaseosoenelpozoTerrazasSurx-1001,locualhabilitóelotorgamientoa Pampetrol de la concesión de explotación sobre el área “Gobernador Ayala V” para realizar trabajos dedesarrolloyexplotacióndehidrocarburosbajoelrégimenprevistoenelcontratodeconcesióncelebradoconlaprovinciadeLaPampa(DecretoN°242/07)yconcordantede laLeyN°2.225,LeyN°2.318yde laLeydeFederalizacióndeLosHidrocarburosydemásnormascomplementariasyreglamentarias.Elplazodevigenciade la concesión es de 25 años. Asimismo, la DirecciónGeneral de Superintendencia de Personas Jurídicas yRegistroPúblicodeComerciodelaprovinciadeLaPampainscribióelcontratodeUTEcelebradoel8dejuniode 2012 entre “Pampetrol SAPEM – Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (Concurso Nº 02/12)- UniónTransitoriadeEmpresas”,lacualseencuentravigentedesdeeldía1dediciembrede2013.Conrespectoalasdemás áreas (Gobernador Ayala VI y Salinas Grandes VIII y X) las mismas fueron revertidas por falta dehallazgosdehidrocarburos.A la fechadeesteProspecto, laCompañía cuenta con3pozosdegas yestá construyendoungasoductode34km que unirá el área Gobernador Ayala V con El Medanito y permitirá producir el gas descubierto enGobernador Ayala V, por lo que la UTE se encuentra realizando sendos trámites en distintos organismosgubernamentales de la provincia de La Pampa, a los fines de obtener las aprobaciones necesarias para laconstrucción de dicho gasoducto. Estas presentaciones incluyen la elaboración de estudios técnicos yambientales,etc.Asimismo,seestáconstruyendounaplantadetratamientodegasalosfinesdeacondicionarelmismoprevioalingresoalgasoducto.Estaplantayacuentaconlasautorizacionespertinentes.ReservasParaGobernadorAyalaVsehanidentificadoatres(3)pozosdereservasprobadasydos(2)pozosdereservasprobables.Al31dediciembrede2017,GCAharealizadounexamendeauditoríaindependientedelasreservasprobadasde petróleo crudo del área Gobernador Ayala V a través de la terminación de la concesión. GCA haproporcionado el informe de reservas en la siguiente tabla conforme a la información técnica y toda otrainformacióndisponible:

Reservas(4)




Gas(MBoe)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Probadas - - - - - -

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Desarrolladas - 775 - 387 - 337Subdesarrolladas - 1.035 - 517 - 434

TotalProbadas - 1.809 - 905 - 771

Probables - 595 - 297 - 244Posibles - - - - - -

(1) Produccióntotaldelcampo.(2) ProducciónalaquePCRtienederecho,previoalasregalías.(3) ProducciónalaquePCRtienederecho,luegodelasregalías.(4) Debido al redondeo en la conversión demetros cúbicos a barriles, el volumende reservas de esta tabla puede no coincidir

exactamenteconlasfigurasdelinformedeGCA.

ColhuéHuapiColhué Huapi es un área de exploración con un lote de explotación ubicados en la localidad de Sarmiento,provinciadelChubut.Estaáreacuentaconunasuperficiede3.795km2deloscuales401,2km2ocupanellotedeexplotaciónysusreservoriosprincipalessonformaciónBajoBarreal,formaciónCastillo,formaciónD-129ylaformaciónSalamanca.El8de juniode2011,PCRsuscribióconPetromineraChubutS.E.uncontratodeUTE (jointventure)para laexploraciónyeventualexplotacióndeláreaColhuéHuapi,lacualfueraadjudicadaporlaprovinciadeChubutaPCR mediante Resolución Nº 01/11 PMC del 20/05/11, en el marco del Concurso Público Nº 01/10 PMC.RespectoalaUTE,PCRtieneel80%yPetrominerael20%restante,siendoPCReloperadordelaUTE.PerfilGeológico ColhuéHuapi tiene cuatro reservorios principales: (i) la formación Salamanca, que consiste en depósitos deambiente marino producto de la primera ingresión proveniente del Atlántico, conformado por arcillas yareniscasglauconíticasasociadosabarrascosteras,espesoresdereservoriosquevande10a15metros;(ii)laFormación Bajo Barreal, de ambiente de sedimentación continental, sistemas fluviales, conformados porcuerpos arenosos tabulares, en donde hay una disminución del contenido piroclástico y los espesorespromedios de los reservorios son de 4 a 7 metros; (iii) la Formación Castillo, es un reservorio de caráctercontinental conformado por rocas piroclásticas, tufitas y clásticos gruesos con espesores promedios de 6metros;(iv)ylaFormaciónPozoD-129,unreservoriolacustreprofundohaciaelcentrodecuenca,peroenlasque hay presencia de sedimentos de ambientes fluviales y deltaicos conformado por areniscas, arcilitastobáceasyareniscasconglomerádicas.LadensidaddehidrocarburosenColhuéHuapíesde29°gradosAPIyelpromediodeprofundidaddelospozosperforadosporPCReneláreaalcanzalos1.500metros.Elperíododetiempopromedioquesenecesitaparaperforarunpozovaríaentre10a13días.UTEEn relación al UTE suscripto, la Emisora oportunamente comprometió inversiones por un monto total deUS$40,5millonesrelacionadasconelprimerperíodoexploratorio.Elcumplimientodedichas inversiones fuegarantizadomediantelasuscripcióndeunsegurodecaución.AlafechadelpresenteProspecto,PCRcompletótodos los compromisos de inversión para el primer período que sobrepasaron los US$40,5 millones eninversiones.Paramásinformaciónvéaseelsubtítulode“Exploración”acontinuación.LaCompañíatambiénsecomprometióarealizarinversionesdeunimportetotaldeUS$3millonesenrelaciónalos otros períodos exploratorios. El 18 de agosto de 2015, PCR suscribió con Petrominera una adenda alcontratodeUTEdeColhuéHuapicomoconsecuenciadelasanciónporpartedelCongresodelaNacióndelaLeyN°27.007,modificatoriadelaLeydeHidrocarburos,yenatenciónalasimportantesinversionesllevadasacaboporPCRenelárea.Dentrodelosprincipalestérminosacordadosenlaadenda,sepuedenmencionarlossiguientes: (i) sujetar el plazo básico de exploración a los términos de la Ley N° 27.007, computado

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retroactivamentea la fechadecelebracióndelcontratoUTE (08de junio2011)demaneratalqueelprimerperíododelplazobásicodeexploraciónde36mesesdecomputadesdeel08dejunio2011al07dejuniode2014(inclusive)yelsegundoperíododelplazobásicodeexploraciónde36mesestranscurredesdeel08dejuniode2014al7dejuniode2017(inclusive);(ii)declaracióndel“ColhuéHuapi–LotedeExplotación–BloqueA”,quecuentaconunasuperficieaproximadade300Km2,(iii)PCRasumeelcompromisoenfirmederealizarinversiones en exploración y de desarrollo en el área por un valor total aproximadodeUS$20,9millones, eincluyen, en casode corresponder, las instalacionesde superficieque fuerennecesarias, (iv) porotraparte,sujeto al resultado de las inversiones anteriores y a que las partes no resuelvan modificar el programa ypresupuesto trienal aprobado, PCR pactó realizar inversiones adicionales de desarrollo por un valor totalaproximadodeUS$9,9millonesdurantelossiguientesdosperiodosanuales.AlafechadelpresenteProspecto,de los compromisos mencionados anteriormente, sólo queda por completar la perforación de dos pozospendientes.Enesemarco,medianteDecretoN°1268/16(publicadoenelB.O.deChubutel12/09/16),elGobernadordelaprovinciadelChubutaprobólanuevasuperficiedellotedeexplotacióndenominado“ColhuéHuapi–LotedeExplotación–BloqueA”,conunasuperficieaproximadade401,20kmycuyascoordenadasobranenelAnexoIdelcitadoDecreto.Asimismo,medianteActadeComitéOperativodelaUTEdefecha21/10/2016,refrendadaporelGobernadorde laprovincia,PCRyPetromineraresolvieronreadecuarelplazodelsegundoperiododeexploración, culminando el mismo el día 9 de septiembre de 2019. Ello, en atención a las demoras en laobtencióndelLotedeExplotaciónylosplazosparahacerlasinversiones.Exploración,ProducciónyReservasEn primer lugar, se realizó la registración en el 100% del área Colhué Huapi de dos técnicas de sensoresremotos una de ellas en base a datos de satélites y la otra de microgravimetría. Con la informaciónsuministradapordichosestudiosmás la informacióndepozosy sísmica2Dexistentesedelimitóunáreadeinterésprospectivodeaproximadamente1725Km2.Enelmesdeagostode2012,PCRcomenzólaregistracióndelaSísmica3Dafindedetectarposiblesacumulacionesdepetróleoygas.AlafechadeesteProspecto,seencuentrafinalizada latotalidadde laregistraciónde laSísmica3Densuprimeraetapamás laextensión.Lasuperficie total registrada mediante este estudio asciende a la suma final de 1.749 Km2. Asimismo, se hacompletadolaregistracióndelasísmica2Dporuntotalde531Km.Lainformaciónobtenidadeambosestudiosseencuentraprocesadaenun100%yactualmenteseencuentraenetapadeinterpretación.LasintervencionesrealizadasendosviejospozosperforadosporYPFarrojaronelhallazgodepetróleoygas;el15deenerode2015,elpozoPGx-1del áreaColhuéHuapi fuepuestoenproducción, siendo suproduccióninicial125,Bbl/ddepetróleo.Al31dediciembrede2017,sólotenemosunpozodepetróleoproductivoyunpozodegasproductivo,ambosconunaproducciónnosignificativa.Enel2017,ColhuéHuapituvounpromediodeproducciónbrutadiariade1,94Bbl/d,calculadasobrelabasedeltotaldelaproducciónanualdivididaen365días,incluyendolaparticipacióndel20%dePetromineraeneláreaColhuéHuapi.Entreel15deseptiembrede2016yel30demarzode2017,PCRperforóuntotalde12pozos,10deloscualesfueron de exploración (MN.x-3, MN.x-2, CS.x-2, MN.x-1, LEN.x-1, CS.x-1, LA.a-1010, LA.a-1009, LA.a-1012 yPGS.x-1001) y los dos restantes de explotación (LA-1001 y PG-1001). Solo uno de ellos, el LA.a-1012, fueabandonadosinentubarporcarecerdemanifestacionesdehidrocarburos.Seconcluyó laperforaciónde lospozosrestantesyestápendientelarealizacióndeestudiosdeproducciónadicionales.Entre febrero y octubre de 2017, se evaluaron pozos perforadosmediante pruebas completas, logrando lossiguientes resultados: (i) MN x-1 pozo productivo de petróleo en la Fm Bajo Barreal con 15,1 Bbl/d y laproduccióndegasenlaFmdeSalamancacon201Boe/d,(iii)CS.x-2pozoproductivodegasenlaFmdeBajoBarreal con 390 Boe/d (iv)MN x-2 prueba 3,8 Bbl/d de petróleo de la FmBajo Barreal, (v)MNx-3 pozo noproductivo,(vi)CSx-1pozoproductivoenlaFmBajoBarrealcon487Boe/dy113Boe/ddedosniveles(vii)PG-1001pozoproductivodegasenlaFmCastillocon447Boe/d,(viii)PGSx-1001pozoproductivodegasenlaFmD-129com195Boe/d,(ix)LAa-1001pozoproductivodepetróleoenlaFmElCastillocon5Bbl/d,(x)LA-1001pozoproductivodegasenlaFmD-129con195Boe/d,(xi)LAa-1009abandonadotemporalmente.Desdeenerode 2018, la Compañía ha comenzado con una serie pruebas extendidas de producción para determinar elpotencialdelospozosydesarrollodelosprogramas.

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LasiguientetablamuestralasreservasyrecursoscontingentesdeColhuéHuapiatravésdelaterminacióndelaconcesiónestimadaal31dediciembrede2016,proporcionadaporGCA:

ReservasyRecursosContingentes

Volúmendelcampobruto(100%)

Líquidos(MBbl)

Gas(MBoe)

Probadas - -Desarrolladas - -Subdesarrolladas - -TotalProbadas - -Probables - -Posibles - -Recursoscontingentes1C 793 4.107Recursoscontingentes2C 793 4.107Recursoscontingentes3C 793 4.107

ÁreasdeEcuadorEn1999, laCompañía,a travésde su subsidiariaPetrorivay juntoconPetrolamerecyFosforocomp,celebrócontratos de exploración y explotación con el Estado Ecuatoriano representado por la empresa estatal dePetróleosdeEcuador(“Petroecuador”),paraoperarendoscampospetrolíferos,denominados“PalandaYucaSur”(“PalandaYucaSur”)y“Pindo”(“Pindo”yconjuntamentePalandaYucaSur, los“Consorcios”),ubicadosen la cuenca del Amazona Oriental en el Este de Ecuador. Estos campos están dentro de los denominadoscampos “marginales” y fueron adjudicados por un períodode veinte años. En 2000, las operaciones bajo elcontratodeexploraciónyexplotaciónfueronasumidasporelConsorcioPetrosud-Petroriva,quetienelamismaduraciónqueloscontratosdeexploraciónyexplotacióndescriptosprecedentemente.LaspartesdelConsorcioPetrosud–PetrorivasonresponsablessolidariamenteporlasobligacionesasumidasenestoscontratosfrentealgobiernodeEcuador,PetroecuadoryPetroproducción.ConformealosContratosparalaExplotacióndePetróleoCrudoylaExploraciónAdicionaldeHidrocarburos,elConsorcio Petrosud–Petroriva tenía derecho a una participación de la producción bruta de cada área queexcedalabasedelniveldeproducción.Dichonivelsecalculóbasándoseenlaproduccióndecadaárea,previaa laejecucióndel contrato.Adicionalmente,elConsorcioPetrosud–Petroriva teníaderechoal reembolsodecostosdeproducciónrelacionadosconelniveldeproducciónbase.El1dejuliodel2010,laspartesdelConsorcioPetrosud–Petroriva,procedieronalaconstitucióndelConsorcioPetroleroPalandaYucaSur(“CPPYS”)comooperadordelCampoMarginalPalanda–YucaSur,por loque,elConsorcioPetrosud–PetrorivapasóaseroperadorexclusivamentedelcampomarginaldePindo.Asimismo,elPresidentedelEcuadorpromulgólaLeyReformatoriaalaLeydeHidrocarburosdeEcuadoryalaLey de Régimen Tributario de la República de Ecuador, que reemplazó la modalidad de exploración yexplotacióndehidrocarburosbajocontratosdeexplotacióndecamposmarginales(figuracontractualaplicablealConsorcioPetrosud-PetrorivayalCPPYS)porunesquemacontractualde“prestacióndeservicios”conunaretribuciónequivalenteaunatarifafijaporbarril.En ese marco, el 22 de enero de 2011 las compañías socias del Consorcio Petrosud-Petroriva y CPPYSsuscribieron con la SHEc sendos contratos modificatorios de prestación de servicios de explotación yexploración petrolera, uno por cada uno de dichos campos marginales. Estos contratos reemplazaron elrégimen mixto por un esquema contractual de “prestación de servicios” con una retribución para cadaConsorcio equivalente a una tarifa fija por barril producido y entregado que se acordó en la suma de28,50US$/barrilparaelcampoPindoyde31,90US$/barrilparaelcampoPalandaYucaSur.Adicionalmenteseacordó que el 50% de las tarifas antes referidas sean actualizadas anualmente conforme a una fórmula deajustequereflejelainflacióndeloscostosoperativos(ponderandoalosfinesdedichoajuste,enun17,50%lavariacióndelindicadordecostosparapetróleoygasenlosEstadosUnidos(SupportActivitiesforOilandGasOperations)y,enun32,50%lavariaciónde lospreciosalconsumidoren losEstadosUnidos(ConsumerPrice

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Index).Conforme a los nuevos contratos celebrados con la SHEc, la tasa fija por cada barril producido y entregadopuedeserpagadaalaCompañíaendivisasoenbarrilesdepetróleocrudo.Elcálculodelmontodelpetróleocrudopuedeserobtenidoluegodelaaplicacióndeunafórmula(saldoenlacuentadelosDólaresparaelpagoalosconcesionariosenelúltimodíadelmesinmediatamenteanterioralaentregadelosbarriles,divididoporelpromediodelpreciomensualdelasventasexternasequivalentealacalidaddepetróleocrudorealizadoporPetroecuadorenelmesanterior.Los contratos contemplan que, para el pago de la tasa fija mensual, tiene que haber suficientes gananciasdisponibles para Ecuador para poder cubrir el precio por barril de sus respectivas áreas. Para el ejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,elprecioporbarrileneláreadePindofuedeUS$29,51,eneláreadePalandaYucaSurfuedeUS$33,03yenelbloqueSamifuedeUS$49,96.Paramásinformaciónvéase“IndustriayMarcoRegulatorio—MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleoyelGasenEcuador”Laexistenciaonodegananciasdisponiblespara cubrir el precio indicadoanteriormente sedeterminade lasiguiente forma: unmonto igual al 25% de las ganancias derivadas de la producción del área relevante delacuerdo está reservado al gobierno de Ecuador como margen soberano. Los costos de transporte ycomercialización incurridos por el gobierno de Ecuador y los impuestos a ser pagados al Instituto para elEcodesarrollodelaRegiónAmazónicayEsmeraldas(“ECORAE”)ypormediodelaLeyparalacreacióndelasGananciasSustitutasdelasprovinciasdeNapo,Esmeraldas,ySucumbios,seráncubiertosporelsaldorestante.Elpreciodeentregaparalosserviciosserápagadounavezquesehayanrealizadolasdeduccionespertinentes.Encasodequeelingresodisponiblenoessuficienteparacubrirconlatasafijamensual,elrestantesaldoquenofuecubiertoseráacumuladoduranteelmesoañofiscalrelevante.Ladiferenciaentrelosmontospagadosporhonorariosyelingresodisponibleparaelmismomesoañofiscalserátransferidoalsiguientemesoaño,yse acumulará sucesivamente a lo largo de la vigencia del contrato. Cualquier diferencia de transferenciasoriginada por la insuficiencia de ingresos disponibles, que no fueron pagadas por el estado de Ecuador a laterminación del contrato, será extinguido y no se pagará al contratante, quedando el gobierno de Ecuadorliberadoautomáticamentedelaobligacióndepago.En relación a los compromisos de inversiones adicionales asumidos por los Consorcios, los contratos deprestacióndeserviciosestablecenquecadaConsorcioestácomprometidoarealizaractividadeseinversionesestimadas de exploración y explotación por su cuenta y riesgo, aportando la tecnología, los capitales, losequipos,bienesymaquinariasnecesariosen lasáreasde loscontratos,durantetodoelplazodevigenciadedichoscontratos,einformaralaSecretaríaNacionaldeHidrocarburosdelreferidocumplimiento.Véase“ÁreasdeEcuador–PalandaYucaSur–Inversiones”y“ÁreasdeEcuador–Pindo-Inversiones”.El incumplimientodelplandeactividadesydelplandedesarrolloporpartedelConsorciorespectivo (con laexcepción de las actividades debidamente reprogramadas o reemplazadas) será sancionado con elrestablecimientoenelpagoalConsorcio,atravésdeunajustedelatarifaporbarrilporlaSHEcalosfinesdereducirlosmontosequivalentealasinversionesnoejecutadas.ElrestablecimientotienelugarsinperjuiciodelasgarantíasyaccionesaplicablescomoresultadodelincumplimientocontractualporelConsorcio.EncasodepersistirelincumplimientoolafaltaderealizacióndelasactividadescorrespondientesquepuedancausarundañosignificativoalestadodeEcuador,elMinisteriodeEnergíasNoRenovablesleconcederáadichoConsorcio un plazo de treinta días contados desde la fecha de notificación para que conteste, rectifique orechace los cargos. En caso de que este plazo resultare insuficiente, se concederá un plazo adicional paracumplirconelplandescriptoanteriormente.Casocontrario,elprocesodecaducidadcontinuaráyserealizarála restitución al estadode Ecuador de las áreas de los contratos, así como la entregade todos los equipos,herramientas,maquinarias,informacióntécnicaactualizada,yotroselementos,sincostoalgunoparalaSHEcyelestadodeEcuador.Asimismo, se acordó que las tarifas de barriles obtenidos en el marco de nuevos trabajos exploratorios senegociaránporseparadoencadacaso.Estamodificacióncontractualperduraráhastalafinalizacióndelplazodelcontratooriginal,esdecirhastaelaño2019.

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El25deoctubrede2013,PCR,atravésdeDutmy,suscribióuncontratodecompraventadeaccionesalosfinesdeadquirirlatotalidaddelasaccionesdePetrolamerecyFosforocomp.Dichassociedadesposeenenconjuntoel 60% de los derechos en los contratos de prestación de servicios para la exploración y explotación dehidrocarburosenlasáreasdePindoyPalanda-YucaSur,enelEcuador,siendoel40%restantedelatitularidaddePetroriva,subsidiariaecuatorianacontroladaenun99,99%porPCR.Habiéndose obtenido las autorizaciones gubernamentales previas requeridas, tales transacciones fueronconsumadasel6deenerode2014,pasandoenconsecuenciaPCRatener-demaneraindirectaatravésdesussubsidiarias Dutmy y Petroriva- el 100%de los intereses de los contratos de prestación de servicios para laexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenlasáreasdePindoyPalandaYucaSur.Con fecha 1 de julio de 2016, Petroriva, Petrolamerec y Fosforocomp, sociedades controladas directa eindirectamente(atravésdeDutmy)porPCR,respectivamente,suscribieronconelestadodeEcuadoratravésdelaSHEccontratosmodificatorios(los“ContratosModificatorios”).Las principalesmodificaciones a los contratos originales son: (i) la extensión del plazo original, cuyo nuevovencimientooperaráel31dediciembredel2025y31dediciembredel2027paraelcampoPalanda-YucaSurycampoPindo,respectivamente;y(ii)uncompromiso,encasodequeseefectivicelaextensiónpararealizarinversiones adicionales por parte de las sociedades por un valor de US$19millones y US$28millones paraPalanda-YucaSuryPindo,respectivamente.LaentradaenvigenciadelosContratosModificatoriosseencuentrasujetaaque,previoal31dejuliode2019(fecha de vencimiento original), el precio teórico del petróleo crudo Oriente publicado diariamente por laGerenciadeComercioInternacionaldeEPPETROECUADOR,igualeosuperelosUS$48,95yUS$45,69porbarrildepetróleo,paraelPalanda-YucaSuryPindo,respectivamente.Eldía13diciembredel2016elprecio teóricodelpetróleocrudoOrientesuperó losUS$45,69porbarrildepetróleo, cumpliéndose la cláusula pactadapara Pindo. El 4 de enerode 2017, la situaciónmencionada fueratificada por la SHEc. Consecuentemente, el plazo de vigencia del contratomodificatorio quedó extendidohastael31dediciembrede2027paraPindo.Envirtuddedichaextensióndelcontratoydelaextensióndellímitedeexploracióndedichoyacimiento, seha finalizado laperforaciónde trespozosenel transcursodel2017.Asimismo, sevolvióexigibleel compromisopara realizar inversionesporunvalordeUS$28millones.AunqueelprecioteoréticodelpetróleocrudoyahaexcedidolosUS$48,95/barril,lacondiciónnecesariaparala extensión del contrato de servicio del área de Palanda Yuca Sur hasta el 31 de diciembre de 2025 es lapublicación del precio teorético por la Gestión de Comercio Internacional de Petroecuador que aún seencuentrapendiente.PindoPindoesunáreaquecuentaconuna superficiedeaproximadamente68Km2,estáubicadoa55KmdeSanFranciscodeOrellana, ProvinciadeOrellana, Ecuador. Las instalacionesdeeste área incluyenunaplantadetratamiento de petróleo, un leasing de transferencia automática de custodia, bombas de petróleo, casas yoficinas.Esteáreasedivideendosbloquesprincipales:PindoyPindoEste.PerfilGeológicoPindo,ubicadoenlacuencaOrientaldeEcuador,tienetresreservoriosprincipales:Napo,Tena(Basal)yHollín.TantoNapo,Tena(Basal)yHollinsonreservoriosdearenisca,enunatrampaestructural-estratigráfica,delosque se extrae petróleo. La densidad de hidrocarburos de Pindo es de 21,6 grados API, y el promedio deprofundidad de los pozos en esta área alcanza los 3.500 metros. El período de tiempo promedio que senecesitaparaperforarunpozoenPindoesdeaproximadamente30días.ProducciónAl 31 de diciembre de 2017, el yacimiento de Pindo contaba con 17 pozos de petróleo productivos. Laproducción promedio del año 2016 fue de 3.926 barriles diarios de petróleo y de 4.538 barriles diarios depetróleoen2015.Laproducción totaldel campodurante losaños2016y2015 fuede1.436.881barrilesde

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petróleocrudoyde1.656.390barrilesdepetróleo,respectivamente.Porlaentregadelaproduccióndelaño2016, el Consorcio Petrosud-Petroriva, recibió una retribución total de US$ 33,9 millones. La producciónpromedioen2017fuede4037barrilesdepetróleopordíayde3.926barrilesdepetróleopordíaen2016.Laproducción total de este yacimiento en 2017 y 2016 fue de 1.473.684 y 1.436.881 de barriles de petróleo,respectivamente. Por la entrega de la producción en 2017, el Consorcio Petrosud-Petroriva recibió unaretribucióntotaldeUS$47,0millones.ExploraciónEnelmarcodeloscompromisosasumidosenelContratoModificatorioN°3,enelmesdeagostode2017secomenzó la perforación de los pozos Pindo-22D, Pindo-18D y Pindo 24-D que han sido terminados y hancomenzadoaproducirafinesdel2017.ReservasAl31dediciembrede2017,GCAharealizadounexamendeauditoríaindependientedelasreservasprobadasprobablesyposiblesdepetróleocrudodePindo.GCAhaproporcionadoelinformedereservasenlasiguientetablaconformealainformacióntécnicaytodaotrainformacióndisponible:

InformesobreelvolumendehidrocarburosrestanteÁreaPindo,Ecuador

31dediciembrede2017(1)

Volumendelcampobruto(2)

DerechoseconómicosnetossobrereservascorrespondientesalConsorcioPetroleroPalanda

YucaSur Líquidos

(MBbl) Gas(Bcf)Líquidos(MBbl) Gas(Bcf)

Probada Desarrollada Desarrolladaproductiva 10.104 - 4.462 -Desarrolladanoproductiva - -

Nodesarrollada - -Totalprobado 10.104 - 4.462 -Probable Posible

(1) Debido al redondeo en la conversión demetros cúbicos a barriles, el volumen de reservas de esta tabla puede no coincidirexactamenteconlasfigurasdelinformedeGCA.

(2) El100%delasreservasdecampobrutocorrespondenavolúmenesquesoncomercialmenterecuperables.(3) LasreservasdederechosnetossonlosderechoseconómicosnetosdelConsorciosegúnlostérminosdelcontratode

serviciosquerigeelactivo.El volumen líquidodehidrocarburos representa el petróleo crudoestimadoque será recuperadodurante laseparacióndelosyacimientos.Losmismossonreportadosenmilesdebarrilesdealmacenamiento(MBbl).Nohayreservasdegasreportadas,yaqueactualmentelabajaproduccióndegasnoesrecolectada.InversionesEl siguiente cuadro resume los compromisos asumidos por el Consorcio Petrosud-Petroriva en el campomarginalPindo,enelaño2017:

PlandeActividad

Actividad Segúnpresupuestoreformado

Diferencia Real

(enmilesdeDólares)

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Inversioneseninstalaciones 2.453 (102) 2.351

InversionesenMedioAmbiente - - -

Inversionesenperforaciónyestudios 21.091 (7.828) 13.263

Inversionesenactividadesadicionales

- - -

Inversionesenactivosfijos 16 21 37

Total 23.560 (7.909) 15.651_________________________

Mediante lascomunicacionesNº106-PSPR-2017del30demarzode2017,elConsorcioPetrosud -Petrorivasolicitó a la SHEc, la aprobación del programa anual de actividades y presupuesto de inversiones, costos ygastosenconexiónconeláreadePindoparaelaño2017.MediantelacomunicaciónNºSHE-2017-0409-OFdel13deabrilde2017,laSHEcaprobóelprogramamencionado.

Mediante las comunicaciones Nº 286-PSPR-2017 del 29 de septiembre de 2017, el Consorcio Petrosud -Petroriva solicitó a la SHEc, la aprobación del programa anual de actividades y presupuesto de inversiones,costosygastosenconexiónconeláreadePindoparaelaño2018.

Mediante las comunicaciones Nº 387-PSPR-2017 del 28 de diciembre del 2017, el Consorcio Petrosud -Petroriva solicitó a la SHEc, la aprobación de la primera reforma al programa anual de actividades ypresupuestodeinversiones,costosygastosdeláreadePindocorrespondientealaño2017.

PalandaYucaSurPalanda Yuca Sur, con una superficie de 140,5 Km2, está ubicada a 35 Km de San Francisco de Orellana,provinciadeOrella, Ecuador. Las instalacionesdeesteárea incluyenunaplantade tratamientodepetróleo,una leasingautomatic custody transfer, bombasdepetróleo,unabatería, casas yoficinas.PalandaYucaSurestádivididaen:PalandaYucaSur,Primavera,SamiyLlumpak.PerfilGeológico PalandaYuca Sur tiene2 reservoriosprincipales:Napo yHollín.Napoesun reservoriode arenisca, conunatrampa estructural-estratigráfica, de la cual se extrae petróleo. Hollín es un reservorio de arenisca en unatrampa estructural-estratigráfica de la cual también se extrae petróleo. La densidad de hidrocarburos dePalandaYucaSuresde23gradosAPI,yelpromediodeprofundidaddelospozosenestaáreaalcanzalos3.400metros. El período de tiempo promedio que se necesita para perforar un pozo en Palanda Yuca Sur es deaproximadamente30días.Producción Al 31 de diciembre de 2017, el yacimiento de Palanda - Yuca Sur contaba con 13 pozos productivos. Por laentregade laproduccióndelaño2016,elCPPYSrecibióunaretribucióntotaldeUS$19.133.071.En2017, laproducción promedio fue de 2.048 barriles diarios frente a 2.120 barriles en 2016. La producción total delyacimientoen2017fuede747.455,mientrasqueenelaño2016laproduccióntotalfuede776.016barrilesdepetróleocrudo.Porlaentregadelaproducciónduranteelaño2017,elConsorcioPalandaYucaSurrecibióunaretribucióntotaldeUS$24,5millones.Laproducciónpromediodiariadelaño2016fuede2.120barrilesy2.653enelaño2015.Laproduccióntotaldelyacimientoduranteelaño2016fuede776.016yduranteelaño2015fuede968.462barrilesdepetróleocrudo.Enel2016,elConsorcioPalandaYucaSurvendióuntotaldeUS$19,1millonesdeproductos.Exploración Entreelaño2012y2013elConsorcioprocedióarealizarunaSísmica3DparaeláreadenominadaLlumpak.Enelaño2014serealizaronenestaárea2pozosexploratorios,sinembargolasreservasproyectadasparaelárea

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Llumpakfueroninsuficientes,porloqueelmontodelainversiónquenosevaarecuperarseconsideracomogastosdeexploración.ReservasApartirdel31dediciembrede2017GCAharealizadounaauditoríaindependientesobrelasreservasprobadasyposiblesdepetróleocrudodelBloque64(PalandaYucaSur).Sobrelabasedeinformacióntécnicaycualquierotrainformacióndisponible,GCAproporcionólosdatosquesedetallanacontinuación:

InformesobreelvolumendehidrocarburosrestanteÁreasPalanda-YucaSur-Primavera-Sami-Llumpak,Ecuador

31dediciembrede2017(1)(2)

Volumendelcampobruto(1)

Derechoseconómicosnetossobrereservascorrespondientes

alCPPYS(2) Líquidos

(MBbl) Gas(Bcf)Líquidos(MBbl) Gas(Bcf)(3)

Probada Desarrollada Desarrolladaproductiva 3.351 - 1.776 -Desarrolladanoproductiva - -

Nodesarrollada 742 - 353 -Totalprobado 4.093 - 2.129 -Probable 485 240 Posible

Notas:1) Lasreservassonestimadashastael31dediciembrede2025.AlafechadelpresenteProspecto,lacomunicaciónformaldela

extenciónaplicablealcontrato,pactadalafechadeexpiraciónenagostode2019,seencuentrapendiente.2) Debido al redondeo en la conversión demetros cúbicos a barriles, el volumen de reservas de esta tabla puede no coincidir

exactamenteconlasfigurasdelinformedeGCA.3) Las reservas brutas de campo representan el 100% de los volúmenes estimados a ser comercialmente recuperados de los

campos.4) LosderechoseconómicosnetossobrereservassonlosderechoseconómicosnetosdelConsorciobajolostérminosdelcontrato

deserviciosaplicablealactivoencuestión.5) Nohayreservasreportadosdegas.Actualmente,labajaproduccióndegasnohasidorecolectada.

LosvolúmenesdecampobrutoparaeláreadeSamiestánseparadasdelCPPYSporquesutarifaesdiferentealadelrestodeloscampos.Losvolúmenessonlosdetalladosenlasiguientetabla:

Volúmenesdecampobrutoprobado

Área

Probable(MBbl)

Posible(MBbl)

DesarrolladosSubdesarrollado

(MBbl)TotalProbado

(MBbl)Productivo(MBbl)

Noproductivo(MBbl)

Palanda 722 742 1.464 485 -YucaSur 2.081 - - 2.081 - -Primavera - - - - - -Llumpak - - - - - -Sami 547 - - 547 - -Total 3.351 742 4.093 485 Losvolúmenesdelíquidosdehidrocarburorepresentanelpetróleocrudoestimadoaserrecuperadomediantelaseparacióndelcampo.Losmismossonreportadosenmilesdebarrilesdealmacenamiento(MBbl).Nohayreservasreportadasdegas,yaqueactualmentelabajaproduccióndegasnofuerecolectada

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Inversiones

ElsiguientecuadroresumeloscompromisosasumidosporelConsorcioPalandaYucaSurenelcampomarginalPalandaYucaSur,enelaño2017:

PlandeActividad

Actividad Segúnpresupuestoreformado

Diferencia Real

(enmilesdeDólares)Inversionesenlospermisos 1.319 544 775Inversionesensondeossísmicos - - -Inversionesenperforaciónyestudios - - -Inversionesenactividadesadicionales - - -Inversionesenactivosfijos 84 - 78Total 1.403 54 853______________________________

Fuente:InformacióninternadePCR

Mediante las comunicaciones Nº 067-CPPYS-2017 del 13 demarzo de 2017, el CCPYS solicitó a la SHEc, laaprobación del programa anual de actividades y presupuesto de inversiones, costos y gastos del BloquePalanda-YucaSurcorrespondientealaño2017.MediantelascomunicacionesNºSHE-2017-0408-OFdel13deabrilde2017,laSHEcaprobódichoprograma.Mediante las comunicaciones Nº 234-CPPYS del 28 de septiembre de 2017, CCPYS solicitó a la SHEc laaprobación del programa anual de actividades y presupuesto de inversiones, costos y gastos del BloquePalandaYuca-SurProvisionalcorrespondientealaño2018.MediantelascomunicacionesNº300-CPPYS-2017del28dediciembredel2017,elCCPYSsolicitóalaSHEc,laaprobación de la primera reforma al programa anual de actividades y presupuesto de inversiones, costos ygastos del Bloque Palanda correspondiente al año 2017. Al a fecha de este Prospecto, no se han obtenidorespuestasporpartedelaSHEc.Sami(dentrodelbloquePalandaYucaSur)EláreadeSamiestáubicadaenelcentrodelacuencaOrientaldeEcuador,enlazonanegra64delaProvinciadeFranciscodeOrellana.Estaáreafuedelineadaenbasea la interpretacióne integraciónde la informaciónsísmicaoriginalycomplementariadelaregiónSuroestedelcampoPalandaYucaSurubicadodentrodelbloque64.EláreadeSamitieneunasuperficiede1,98Km2ylaoperaelConsorcioPalandaYucaSurPetróleo.EláreadeSamifuedescubiertodurantelaperforacióndelpozoexploratorioSami1el22deoctubrede2012.segúnlaevaluaciónpetrofísicadelosperfileseléctricos, losreservoriosquetienenreservasdehidrocarburosfueron:Hollín,Tinferior,UinferioryUsuperior.ElplandedesarrollofueaprobadoatravésdelaResoluciónNº1061del21deagostode2014,considerandolasinstalacionesdeproducción,laperforacióndedos(2)pozosylasreservasestimadasde1.606.236Bbls.Al 31 de diciembre de 2017, el área de Sami recibía una tarifa deUS$41,96/Bbl, registraba una producciónacumuladade1.087.129Bblsycontabaconreservasrestantesdeaproximadamente547MBbls.ÁreasdeColombiaElDifícilElDifícilesunáreaconunaextensióndeaproximadamente137,46km2yestásituadaa80KmalestedelríoMagdalena en la JurisdicciónMunicipal deAriguani, Departamento deMagdalena, Colombia. Existe un área

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inicialde107,8km2(el“ÁreaInicial”)yunáreacondicionadade29,66km2(el“ÁreaCondicionada”).ElDifícilesunáreafundamentalmentecaracterizadapor lapresenciadehidrocarburogaseoso(88%degasy12%depetróleo)ysusinstalacionesincluyenunaplantadetratamientodegas,tanquesdepetróleo,gasoductos,etc.Desde2013eláreahasidooperadaporPetróleosSudamericanosS.A.En2015,sereiniciólaproduccióndegasdespuésde20añosdeinactividaddebidoalarupturadeunacañeríadegas.Eldesarrollodeláreafuedivididoendosetapas,laprimerasefocalizóenlaproduccióndepetróleodesdeelbordedelpetróleodelaestructuraanticlinalylasegundaseenfocóenlaproduccióndegasdesdelatapadeltanquedegas.PerfilGeológico ElcampoElDifícilestálocalizadoenlacuencadelvalleMagdalenaInferior.Suestructuraconsistedeuncierremonoclinalaproximadamentetriangular,conbuzamientohaciaelnoreste,delimitadoporfallasmayoreshaciael noreste y sur. El reservorio del campo es la caliza El Difícil. Esta caliza naturalmente fracturada presentafacies de calizas parcialmente dolomitizadas con intercalaciones de arenas, arenas calcáreas y arcillas. Elespesorbrutopromediodelacalizaesde550piesaproximadamenteyelcontenidodelhidrocarburooriginalenel reservorioespetróleo saturadode33gradosAPI. Laprofundidadpromediode lospozosenestaáreaalcanzalos1.790metros.ContratodeCesiónParcial,AcuerdodeOperaciónConjuntayConveniodeExplotaciónEl 4 de julio de 2017, Dutmy, subsidiaria de la Sociedad, suscribió con Petróleos Sud Americanos S.A. uncontratodecesiónparcialenrelaciónalaexplotacióndehidrocarburosdeláreaElDifícilasícomotambiénenotrosactivosasociadosal contrato, incluyendounaplantade tratamientodegas.Mediante laejecucióndelcontratodecesiónparcial, laspartescelebraronunacuerdodeoperaciónconjunta,dichoacuerdoregula losderechosydeberesdelaspartesrespectodelasactividadesyoperacioneseneláreaElDifícil,juntoconotrosaspectos del contrato de producción. Tal como fue acordado por las partes, Petóleos Sud Americanos S.A.continúaactuandocomooperadordeláreaElDifícil.El contrato de cesión parcial entre Petróleos Sud Americanos S.A. y Dutmy fue perfeccionado el 28 dediciembre de 2017, luego del cumplimientode ciertas condiciones, incluyendo la aprobación de la cesión afavor de Dutmy por la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (“ANH”). Mediante la firma de laenmiendaN°5laANHreconocióafineslegalesycontractualesqueelcontratistadelcontratodecesiónparcialeslaUTEdePetróleosSudAmericanosS.A.-Dutmy,enelquePetróleosSudAmericanosS.A.comooperadortiene una participación del 65% yDutmydel 35%.Mediante elmecanismode ajuste del precio fijado en elcontratodecesiónparcial,DutmypagóunpreciofinaldeUS$18.842.277porlacesióndel35%delbloque.Alosfinesdesimplificarlatransacción,PetróleosSudAmericanosS.A.yDutmyacordaron–porunaenmiendaalcontrato de cesión parcial- registrarlo el último día del mes en el que la enmienda N°5 fue ejecutada. Enconsecuencia,elcontratodecesiónparcialyelcontratoUTEestánplenamentevigentesdesdeel1deenerode2018.El 11 de octubre de 2007, se celebró el contrato de explotación entre la ANH y Ecopetrol S.A. En 2013,Ecopetrol le cedióel contrato aPetróleos SudAmericanos S.A., empresaquedesdeeseentonces yhasta laincorporacióndeDutmy,ostentólatitularidadtotaldelbloque.El2deseptiembrede2016,seperfeccionóunamodificatoriadelcontratodeexplotaciónatravésdelacuallaANHacordóincorporarelÁreaCondicionadaalárea de explotación del contrato, agregándose nuevos derechos económicos a favor de ANH (incluida laparticipaciónen laproducción)exclusivamenteeneseárea,ademásdeciertoscompromisosde inversiónencabeza de Petróleos Sud Americanos S.A. En esa misma fecha se perfeccionó otra modificatoria, la cualdeterminó las operaciones de exploración contempladas por el contrato de explotación y un programa deexploraciónporaproximadamenteUS$18millones.Conestamodificatoria, se incorporaronnuevosderechoseconómicos a favor de la ANH exclusivamente con respecto a las actividades de exploración y explotaciónderivadasdedichaexploración.Enloatinentealplazodelcontratodeexplotación:(i)paraelÁreaInicial,elplazodeexplotaciónseextiendehasta el agotamiento de los recursos hidrocarburíferos, y (ii) para el Área Condicionada: a) el plazo deexplotaciónesde24añosyelb)elplazodeexploraciónesde36meses,enamboscasos,apartirdel2deseptiembre de 2016. Las obligaciones bajo este contrato de explotación incluyen el pago de impuestos yregalías,cumplimientoderequerimientos,actividadesdeexploraciónyexplotación,entreotras.

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ProducciónAl31dediciembrede2017,eláreaElDifícilteníaseis(6)pozosdegasproductivos.En2015,2016y2017,Elárea de El Difícil tenía una producción diaria promedio de 165, 233 y 293 Bbl/d de petróleo crudorespectivamente,y1.421,2.147y2.948Boe/ddegasnatural,respectivamente,calculadasobrelabasedelaproduccióntotaldelañodivididoen365días.ExploraciónAlafechadelpresenteProspecto,laCompañíahacompletadolaadquisicióndeaproximadamente110km2de3Dsísmico,yestáesperandosuprocesamiento.Durantelospróximos2añoslaCompañíaestaráperforando2pozosexploratoriosalosfinesdeanalizarlasformacionesdeTubaráyPorqueroydepósitosdependiente.

ReservastotalesNetherland Sewell & Associates, Inc. (“NSAI”) ha realizado un examen de auditoría independiente de lasreservas probadas, probables y posibles de petróleo crudo del área El Difícil. Sobre la base de informacióntécnicaycualquierotrainformacióndisponible,NSAIproporcionóelinformedereservasdelasiguientetabla: Volumendelcampobruto

(100%)(1)Volúmenessujetosa

explotación(2) Líquidos

(MBbl) Gas(MBoe)Líquidos(MBbl) Gas(MBoe)

Probada Desarrollada 244 2.754 86 964Nodesarrollada 535 6.268 187 2.194Totalprobado 779 9.021 273 3.158Probable 491 5.782 172 2.024Posible 240 2.828 84 990(1) Produccióntotaldelcampo(2) PCRtieneel35%sujetosaparticipaciónenelcampodeexplotaciónElDifícil.EstasestimacionesfueronpreparadasutilizadolasdefinicionesdelPetroleumResourcesManagementSystem(“PRMS”), requiriendo que el precio sea conforme a precios contratados por una porción de gas y preciosanticipadoscontratadosporelexcedentedegas.InversionesAtravésdelAcuerdodeOperaciónConjunta,PCR,atravésdesusubsidiariaDutmy,secomprometióaaportarhastaUS$18millonesparafinanciarelprogramadeexploraciónobligatoriodelbloqueElDifícil incluyendolaadquisicióndeaproximadamente110Km2,ademásdelaperforaciónde2pozosexploratorios.Asimismo, la Compañía junto con Petróleos Sud Americanos S.A. planea perforar los siguientes pozos: (i) 2pozosdesarrollados(unoen2018yotroen2019);y(ii)4pozosavanzados((2en2021,1en2023yelrestanteen2024). Estospozos serán financiadosporPetróleos SudAmericanos S.A. y laCompañía sobre labasedelporcentajedelasparticipacionesrespectivasenelárea.ComposicióndelasReservasLasreservasdepetróleoygasnatural(probadas,probablesyposibles)soncantidadesestimadasdepetróleocrudo, gasnatural y líquidosde gasnatural que, segúndemuestrandatos geológicos yde ingeniería conungradodecertidumbrerazonable,puedenserrecuperablesenelfuturoapartirdeyacimientosconocidosybajolas condiciones económicas actuales, entre ellas, precios y costos a la fecha de la estimación. La Compañíarealiza estimaciones periódicas respecto de las reservas probadas desarrolladas, de conformidad con lanormativaaplicablealaindustria.LaexSecretaríadeEnergía,atravésdelaResoluciónNº482del2deoctubrede1998,exigíaa lasempresasqueefectuabanexploracióny/oexplotacióndehidrocarburosenArgentina la

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realización, cada dos años, de estudios de reservas certificados por profesionales independientes. Comoconsecuencia de dicha resolución, la Sociedad solicitó al ingeniero Víctor Hugo Gorosito, ingenieroespecializadoenlaindustria,lacertificacióndelestudiodereservasprobadasdesarrolladasal31dediciembrede 2004. Los estudios de reservas correspondientes al 31 de diciembre de 2005 fueron certificados por elingenieroMiguelFriziak.El16demarzode2006, laexSecretaríadeEnergíadictó laResoluciónNº324,quemodificólanormativaexistentehastaesemomentoyrequiriólapresentaciónenformaanualdeestudiosdereservas certificados por profesionales independientes. Dicha presentación debe efectuarse antes del 31 demarzodecadaañocalendariosiguiente.Losestudiosdereservascorrespondientesal31dediciembrede2012han sidoelaboradosporPCR y certificadospor la consultora JRConsultores enel áreaElMedanito ypor laUniversidadNacionaldelNordesteeneláreaElSosneado.Losestudiosdereservascorrespondientesal31dediciembrede2013hansidoelaboradosporPCRycertificadosporlaconsultoraMfryziakGorosito&Asoc.eneláreaElMedanitoyeneláreaElSosneado.Losestudiosdereservascorrespondientesal31dediciembrede2014hansidoelaboradosporPCRycertificadosporlaconsultoraJRConsultoresenlasáreasElMedanito,ElSosneado, Gobernador Ayala V y Colhué Huapi. Las reservas para todas las áreas en Argentina, al 31 dediciembre de 2015, fueron certificadaspor la consultora Mfryziak Gorosito & Asoc y las reservas al 31 dediciembrede2016fueroncertificadasporGCA.LasestimacionesdereservasparalasáreasenArgentinadeElMedanito–MedanitoSE,GobernadorAyalaV,JagüeldelosMachosyElSosneadoal31dediciembrede2017,fueroncertificadasporGCA.LasestimacionesdereservascorrespondientesaloscampospetrolíferosPalandaYucaSuryPindo,situadosenEcuador, losestudiosdereservasal31dediciembrede2013,31dediciembrede2014,31dediciembrede2015, 31 de diciembre de 2016 y al 31 de diciembre de 2017 han sido certificados por GCA. Éstas fueronpreparadasbasadasenelscenariofuturedeCPPYparaelWTIdelpetróleoajustadoporladiferencianegativahistóricaparael2017deUS$2,5billones.LasreservasestimadasparaeláreaElDifícilenColombiaal31dediciembrede2017fueroncertificadasporNSAI.Todas lasestimacionesde reservascertificadasporGCAyNSAi fueronpreparadasutilizando lasdefinicionesPRMSque fueronaprobadaspor laSocietyofPetroleumEngineers, elWorldPetroleumCouncil, laAmericanAssociationofPetroleumGeologistsylaSocietyofPetroleumEvaluationEngineersenmarzode2007.Al 31dediciembrede2017, las reservasprobadasbrutas estimadashasta la finalizaciónde las concesionesexistentes en los yacimientos explotados por PCR en Argentina (calculadas de forma previa a las regalías eincluyendo la participación accionarias de los accionistas de la Compañía en las respectivas áreas) eran de25.718 barriles de petróleo y 17.167MBoe de gas natural;mientras que en Ecuador, las reservas probadasbrutasestimadasenlasáreasPindoyPalandaYucaSurerande14.197MBbl,porlosquelaEmisorarecibeporsuextracción,enelaño2017,una tarifadeentreUS$29,51/Bbl (bloquePindo),US$33,03/Bbl (PalandaYucaSur)y41,96/BblparaeláreaSami(pertenecientealbloquePalandaYuca-Sur),todoellodeacuerdoalcontratodeprestacióndeservicios.En2017,laEmisoraprodujoenArgentinaaproximadamente2.721,97MBbldepetróleoy1.940.414,88Boedegasnatural.Enelmismoaño,laproduccióndelosyacimientosdeEcuadorfuede2.221,03MBbl.Al31dediciembrede2017,eltotaldepozosenproducciónefectivadelaCompañíaeraelsiguiente:

Petróleo Gas Total PozosproductivosArgentina..................... 841 45 886PozosproductivosEcuador(1)...................... 30 - 30Pozosproductivos-Colombia - 6 6

(1) SujetoacontratosdeprestacióndeservicioscelebradosporlosConsorciosconlaSHEc.

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El siguiente cuadromuestra las reservas brutas de campode la Compañía al 31 dediciembrede 2017paraArgentinayEcuador:

Probadas Probables Posibles

Recursos

contingentesPetróleo (inMBbl) (inMBbl) (inMBbl) (inMBbl)ElMedanito 11.918 3.554 1.023 2.642ElSosneado 3.943 363 211 1.729JagüeldelosMachos 2.549- 136 - -Gob.AyalaV - - - -25deMayo-MedanitoSE 7.308 795 782 -ColhuéHuapi - - - 793TotalArgentina 25.718 4.848 2.016 5.164Pindo 10.104 - - -PalandaYuca 4,093 485 - 2.129TotalEcuador 14.197 485 - 2.129Total 39.915 5,333 2.016 7.293 Gas (inMBoe) (inMBoe) (inMBoe) (inMBoe)ElMedanito 11.287 1.852 277 1.755ElSosneado(1) 395 41 23 157JagüeldelosMachos 494 426 - -Gob.AyalaV 1.809 595 - -25deMayo-MedanitoSE 3.182 256 250 -ColhuéHuapi - - - 4.107Total 17.167 3.169 551 6.019

(1) ElgasnosecomercializaeneláreaElSosneadoyesutilizadoúnicamenteparaelconsumodePCR.Noexistenvolúmenesdereservasasociadasaestaárea.

Laestimaciónde reservases imprecisadebidoanumerosos factoresdesconocidosdeordengeológicoydelyacimientoque sólopueden serestimadosutilizando técnicasdemuestreo.Dadoentoncesque las reservassonúnicayexclusivamenteestimativas,lasmismasnopuedenevaluarseaefectosdeverificarsuexactitud.Existennumerosasincertidumbresalahoradeestimarcantidadesdereservasprobadasyproyectarlasfuturastasas de producción y elmomento en el que se habrá de incurrir en gastos de desarrollo, incluidos ciertosfactores ajenos al control de la Compañía. Los datos sobre reservas que se presentan en este ProspectorepresentanúnicamenteestimacionesdelasreservasprobadasdepetróleoygasdelaCompañía.Laingenieríadereservasesunprocesosubjetivoqueradicaenestimaracumulacionessubterráneasdepetróleocrudoygasnaturalquenosepuedenmedirenformaprecisa.Laexactituddeunaestimacióndereservasprovienedelainformacióndisponible,lainterpretacióngeológicaydeingeniería,yelcriteriodelosingenierosdereservasyreservorios.Asípues,distintosingenierossuelenobtenerdistintasestimaciones.Porotraparte,losresultadosde las actividades de perforación, prueba y producción posteriores a la fecha de una estimación puedenameritar una revisión de la misma; por lo tanto, las estimaciones de reservas a una fecha específicageneralmente difieren de las cantidades de petróleo y gas que efectivamente se recuperan. Asimismo, lasestimaciones de los futuros ingresos netos derivados de las reservas probadas de la Compañía y el valorpresente de los mismos se basan en supuestos sobre futuros niveles de producción, precios y costos quepueden terminar no siendo ciertos con el tiempo. Las estimaciones de precios, costos y volúmenes deproducción a futuro están sujetas a incertidumbres y pueden terminar no siendo ciertas con el tiempo. Lavalidezdeestasestimacionesdepende,engranmedida,delaexactituddelossupuestosenlosqueseapoyan.Porconsiguiente,laCompañíanopuedegarantizarquesealcanzaránlosnivelesdeproducciónindicadosoquedeellos seobtendrán flujosdeefectivo. La cantidad realde reservasde laCompañía y los futuros flujosdeefectivonetogeneradosporlasmismaspuedendiferirsignificativamentedelasestimacionesqueseexponenen este prospecto. Para una descripción completa de los riesgos asociados a las estimaciones de reservas,véase“FactoresdeRiesgo–RiesgosRelacionadosconlaIndustriadelPetróleoyGas–Lasincertidumbressobre

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lasestimacionesdereservasdepetróleoygaspodríanafectarenformaadversalasituaciónfinancieradelaCompañía”.

PerforaciónyOtrasActividadesExploratoriasydeDesarrolloLasiguientetablamuestraeldesarrollodelospozosylospozosexploratoriosdecadaárea:

Períodofinalizadoel31dediciembre,

Actividad 2017 2016 2015 ElMedanito

DesarrollodelosPozos PozosProductivos 28 7 21PozosSecos 2 - -

PozosExploratorios PozosProductivos 1 - 3PozosSecos 1 - 1

PozosTotales 32 7 25 ElSosneado

DesarrollodelosPozos PozosProductivos 4 - 4PozosSecos - - -

PozosExploratorios PozosProductivos - - -PozosSecos - - -

PozosTotales 4 - 4 ColhueHuapi

DesarrollodelosPozos PozosProductivos 3 - -PozosSecos 2 - -

PozosExploratorios PozosProductivos 1 4 -PozosSecos - 2 -

PozosTotales 6 6 - Pindo

DesarrollodelosPozos PozosProductivos 3 - -PozosSecos - - -

PozosExploratorios PozosProductivos - - -PozosSecos - - -

PozosTotales 3 - -

NohanhabidoperforacionesenlasáreasdelJagüeldelosMachos,25deMayo-ElMedanitoSE,GobernadorAyalaVyPalandaYucaSurdurantelosaños2015,2016y2017.EnrelaciónaláreaElDifícil,Dutmyadquirióel35%delaparticipaciónenelrespectivocontratodeproduccióndepetróleoygasel28dediciembrede2017.Nohahabidoperforacionesdesdeentonces.InversionesConforme lo establece el artículo 31 de las Leyes de Soberanía Hidrocarburífera, todo concesionario deexplotación tiene la obligación de efectuar en plazos razonables las inversiones que sean necesarias para laejecucióndelostrabajosqueexijaeldesarrollodetodalasuperficieabarcadaporlaconcesión,conarregloalastécnicasmásrazonablesyeficientesyencorrespondenciaconlascaracterísticasymagnituddelasreservascomprobadas,asegurandolamáximaproduccióndehidrocarburoscompatibleconlaexplotaciónadecuaday

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económicadel yacimiento y la observancia de criterios que garanticenuna conveniente conservaciónde lasreservas.ParaunadescripciónmásdetalladadelasinversionesdelaCompañía,véase“DescripcióndelNegociodelaEmisora–DivisióndelPetróleoyelGas”.Durante los años 2015, 2016 y 2017, PCR ha realizado inversiones en sus yacimientos de petróleo y gasubicados en la Argentina por aproximadamente US$54,9 millones, US$30,0 millones y US$66,3 millones,respectivamente. Adicionalmente, durante esos mismos años, la Compañía ha realizado inversiones en losyacimientos de petróleo ubicados en Ecuador por aproximadamente US$2,8 millones, US$1,6 millones yUS$16,4millonesrespectivamente.A la fechadelpresenteProspecto,enelyacimientoElMedanito,PCRperforóenelaño2015untotalde25pozos,enel2016untotalde7pozosyen2017untotalde32pozos.Desdeel19de juniode2016,PCRessociadel80%dedichoyacimientoenconjuntoconPampetrolquedetentael20%por loque las inversionesdesde entonces se realizan en forma conjunta. En El Sosneado se perforaron 4 pozos en 2015 y 4 pozosadicionalesen2017.EneláreaColhuéHuapi,PCRperforó6pozosen2016y6pozosen2017.Finalmente,enPindoPCRperforó3pozosen2017.Acontinuación,selistanloscompromisosmínimosdeinversiónasumidosporPCRencadaárea:

Área CompromisosAsumidos

ElSosneado Hasta 2025: (i) perforación de 10 pozos, (ii) abandono de 65 pozos, (iii)reparaciónde12pozos, (iv)perforaciónde5pozos inyectoresdeagua,y (v)reprocesamiento de sísmica. Todas las inversiones mencionadas asciendenaproximadamentealasumadeUS$19millones.AlafechadeesteProspecto,laCompañíaharealizadoinversionesporunasumatotaldeUS$66millones.

ElMedanito Mediante el contrato de renegociación ejecutado en 2015, las inversionestotalescomprometidasparalos10añosdeextensióndelcontratoasciendenaUS$216,2 millones. Al 31 de diciembre de 2017, la UTE ha realizado unainversiónporlasumatotaldeUS$60,7millonesparaestaárea.

ColhuéHuapi Mediante laejecucióndel contratoUTE,PCR se comprometióaejecutarunainversión por un importe total de US$40,5 millones en relación al primerperíodoexploratoriodetresaños.AlafechadeesteProspecto,secumplióconel total de las inversiones comprometidas para el primer período, las quesuperaron ampliamente el monto de inversión al que PCR se habíacomprometido.Enesteprimerperíodoyasehanefectuadoestudiosdeúltimageneraciónprevios a la sísmica a los finesdedelimitar áreasde interésparaesteestudio;asimismo,sehacompletadolaregistracióndeSísmica3Dporuntotalde1.749km2yde sísmica2Dporun totalde531km.Asimismo,PCRsecomprometióarealizarinversionesporlasumadeUS$3millonesenrelaciónaotrosperíodosexploratorios.EnlaAdendaalaUTEsuscriptael8deagostode2015, PCR asumió el compromiso en firme de realizar inversiones enexploración y de desarrollo en el área por un valor total aproximado deUS$20,9 millones, e incluyen, las instalaciones de superficie que fuerennecesariassujetoal resultadode las inversionesanterioresya laausenciadecambiosacordadospor laspartesparaaprobarelprogramadetresañosyelpresupuestorealizandoinversionesadicionalesdedesarrolloporunvalortotalaproximadodeUS$9,9millonesdurantelossiguientesdosperíodosanuales.AlafechadeesteProspecto,deloscompromisosdetalladospreviamente,sólolaperforacióndetrespozosestápendiente.

GobernadorAyalaV SibienlaCompañíayacumplióconloscompromisosdeinversiónqueasumióconPampetrolylaprovinciadeLaPampa,actualmenteestáconstruyendounaplanta de tratamiento de gas natural y un gasoducto, que se espera quecuesten aproximadamente US$ 5 millones. A la fecha de este Prospecto, laCompañíahainvertidoUS$2millonesenlaconstruccióndeestasplantas.

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Área CompromisosAsumidos

JagüeldelosMachos

25deMayo–MedanitoSE

LaCompañíasehacomprometidoaejecutarunplandedesarrolloeinversiónen esta zona por aproximadamente US$60 millones. Las inversiones fueronefectuadas por la UTE y están sujetas a los resultados exitosos de lasinversionesrealizadasdurantelosprimerosdosaños.ElplandetrabajodePCRincluye: (i) estudios, (ii) programasde extracciónpara reiniciar la producciónendiezpozos,(iii)laperforaciónde5pozosdedesarrolloporañodurantelosprimeros2añosyotros5pozosporañoduranteeltercer,(iv) inversionesenplantasdepetróleo,incluyendolainstalacióndelsistemaScada,(v)Sísmica3Dreprocesamiento, (vii) inversiones en medio ambiente (abandono de pozos,recuperacióndetuberíasobsoletas)y(viii) la implementacióndeunproyectopilotodeinyeccióndeaguaenEmbalsedelasSierrasBlancas.

LaCompañíasehacomprometidoaejecutarunplandedesarrolloeinversiónen esta zona por aproximadamente US$49 millones. Las inversiones sonejecutadas por UTE y están sujetas a resultados exitosos de las inversionesrealizadasdurantelosprimerosdosaños.ElplandetrabajodePCRincluyelassiguientesinversionesaserllevadasacaboporlaUTE:(i)estudiosdeembalsesy pozos, (ii) el programa de extracción para reiniciar la producción enaproximadamente140pozos,(iii)laperforacióndecinco(5)desarrollospozospor año durante los primeros 2 años y otros 5 pozos por año durante eltercero, cuarto y quinto año sujeto al resultado de los pozos perforadosdurante los primeros 2 años, (iv) inversiones en instalaciones e instalacionespetroleras, incluyendo la instalación del sistema Scada, (v) reprocesamientosísmico 3D, y (vi) inversiones en medio ambiente (abandono de pozos,recuperación de obsoletos tuberías, la mejora de instalaciones, y eltratamientodesueloscontaminadosconhidrocarburos).

Pindo(Ecuador) Comoresultadode laextensióndelplazocontractual,senosrequiriórealizaruna inversióndeaproximadamenteUS$28milloneshastael31dediciembrede 2027. De dichas inversiones ya hemos perforado 3 pozos de desarrollodurante la segunda mitad de 2017 y realizado otras inversiones eninstalaciones.A la fechadeesteProspecto, PCRha realizado inversionesporaproximadamenteUS$25millones.

Palanda-YucaSur(Ecuador)

ElDifícil(Colombia)

Las inversionescomprometidasporUS$19,1millonesseránexigiblesencasodequese inicie lacláusuladeextensióndeplazo (sielprecio teóricoparaelpetróleocrudodeOrientepublicadodiariamentepor laDivisióndeComercioExteriordeEPPetroecuadoralcanzaosuperalosUS$48.95).Aunqueelprecioteoréticodelpetróleo crudodeeste yahaexcedido losUS$48,95/barril, a lafecha de este Prospecto, la SHEc aún no ha notificado sobre el preciosobrepasandodichomonto.Enconsecuencianosehanrealizadoinversiones.

Medianteelacuerdodeoperaciónconjunta,laCompañíaseobligóacontribuirconUS$18millonesparafinanciarelprogramaobligatoriodeexploracióndelárea El Difícil, que incluye la adquisición de aproximadamente 110 km2 desísmica3D, laperforacióndedospozosexploratorios.AlafechadelpresenteProspecto, la Compañíaha realizado inversionespor aproximadamenteUS$3millones.

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ProducciónyVentaA continuación se incluye una tabla describiendo la evolución de las ventas de petróleo bruto y gas de laCompañíaenArgentinaincluyendolasparticipacionesaccionariasdelosaccionistasdelaCompañía.EnelcasodeEcuador,losingresosobtenidosporelConsorcioderivandelcontratodeserviciobasadoenuninterésfijoporcadabarrilproducidoyentregado.Enrelaciónalcontratodeserviciovéase“InformaciónsobrelaEmisora–DivisiónPetróleoyGas–ÁreasdeEcuador”.Para informaciónrelativaa lasgananciasdeEcuador,véase lasección“ReseñayPerspectivaOperativayFinanciera–OperacionesenEcuador”.

Períodofinalizadoel31dediciembre

2017 2016 2015

PetróleoArgentina–MBbl 2.723 2.547 2.642

GasNaturalArgentina–MBoe 1.943 1.258 1.868

PetróleodeEcuador–MBbl 2.221 2.213 2.625

GasnaturaldeEcuador–Mboe - - -

PetróleodeColombia-MBbl - - -

GasnaturaldeColombia-Mboe - - -

ComercializaciónyDistribuciónArgentinaLosproyectosdepetróleoygascorrencon losriesgosasociadosacambiosen losprecios internacionalesdedichas materias primas. La industria del petróleo en particular es altamente dependiente del desarrolloeconómicomundialydeeventospolíticos.Elprecioutilizadoenelmercadoargentinosevinculaconelpreciodelpetróleocrudodenominado“Brent”queestáregidoporlaevolucióndelosmercadosinternacionales.El precio del crudo en el mercado local está directamente afectado por las retenciones aplicadas a lasexportacionesenvirtudde loestablecidopor laResolucióndel entoncesMinisteriodeEconomía y FinanzasPúblicasN°1077/2014,lacualderogalaResoluciónN°394/2007ysusmodificatorias(Ver“MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleoyelGas”),yaquelasempresasrefinadorastrasladanelimpactodelosporcentajesderetencióna lasempresasproductoras.Enelcasoque losporcentajesdedichasretencionesdisminuyanoéstasseanderogadas, laCompañía recibiríaunpreciomayorporelpetróleovendido.Porel contrario,enelcaso que los porcentajes de dichas retenciones aumenten, la Compañía recibiría un precio menor por elpetróleovendido.ElpreciopromediorecibidoporPCRporelpetróleocrudoproducidoenElMedanitoyenElSosneadoduranteel ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017 fue de aproximadamente: (i) ElMedanito y Jagüel de losMachosUS$57,135porbarril,(ii)25deMayo-MedanitoSEUS$60,052porbarril,y(iii)ElSosneadoUS$49,974porbarril.Elrestodelasáreasnosonactualmenteproductivas.A la fecha de este Prospecto, el petróleo crudo producido en: (i) El Medanito se vende a Axion EnergyArgentinaS.A.(“Axion”)yaREFIPAMPAS.A.,(ii)JagüeldelosMachosaAxionEnergyArgentinaS.A.,(iii)25deMayo –Medanito SE a Pampa Energía S.A. (“Pampa”), y finalmente (iv) el petróleo crudo producido en ElSosneadoaYPF.Lospreciosycondicionesdeventadepetróleocrudoseacuerdanmensualmenteylosplazosdepagodelasfacturasvaríanentre20y30días.Delaventatotaldelpetróleocrudo,aproximadamenteel80%esvendidoaAxionyel14%aYPF.A la fechadeesteProspecto,ColhuéHuapino tienecasiproducción.Enconsecuencia, la producción de Colhué Huapi es almacenada en la terminal Caleta Córdova, hasta que PCRobtengalasaprobacionesrelevantesparaprocederconlaventa.El petróleo crudo proveniente de El Medanito, Jagüel de los Machos y 25 de Mayo – Medanito SE estransportadoporPCRatravésdeunoleoductodesupropiedadhastalaplantaderecepcióndepropiedadde

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OldevalS.A.situadaenlaprovinciadeRíoNegro,exceptoporelpetróleoquesecomercializaaREFIPAMPA.LaCompañíallevaelpetróleocrudoatravésdeloleoductoalaplantadetratamientocrudo(PTC)yloentregaalaunidaddemedición(LACT)deREFIPAMPA,situadaenlasafuerasdelaplantadetratamientodecrudodeElMedanito,elcualestransportadoalarefineríadeREFIPAMPAatravésdesupropiooleoducto.Endichaplantade recepción (Oldeval) se produce la transferencia del dominio sobre los hidrocarburos a favor deAxion. ElpetróleocrudoproducidoenelyacimientoElSosneadovendidoaYPFendichoyacimientomedianteelingresodelcrudoaloleoductoPuestoHernándezubicadoenLujándeCuyo,yluegotransportadohastalarefineríadeYPFubicadaenelmismolugar.ElcostodeltransporteseencuentraincluidoenelprecioqueYPFabonaporelpetróleocrudo.La venta de gas (a 9300 Kcal/m3) producida en El Medanito se realiza principalmente a través de GasMeridionalS.R.L.,GasPatagonia,ECS–EnergyConsultingServices,AlfaEnergía,EnergyTradersyDukeEnergyInternationalSouthernConeS.R.L.,medianteacuerdosanualesqueserenuevandecomúnacuerdoapreciosde mercado. Gas Meridional S.R.L. comercializa el gas por cuenta de la Compañía. Respecto de las seissociedadesmencionadasprecedentemente,elgasesentregadoenlospuntosdeentregadenominadoPM311oPM470,esteúltimosobreelgasoductoMedanitoAllen(TGS),queestáconectadoconelgasoductoNEUBAIy II. Elplazodepagode las facturas correspondientesesde30días.Todoelgasprocedentedelárea25deMayo-MedanitoSEesvendidoaPampa.AsimismoPCResfirmantedelAcuerdo2007-2011(R599)yRes.1410S.E.medianteloscualesseentregagasalasdistribuidoras:GasNaturalBan,Metrogas,CamuzziGasPampeana,CamuzziGasdelSuryTecnogas.El 13 de junio de 2007, PCR firmó el Acuerdo de la Resolución de la ex Secretaría de Energía N° 599/07,medianteelcualsecomprometióasuministrargasenelperíodo2007-11,paralossegmentosDistribuidoras,usinas, GNC e industrias. Este Acuerdo fue luego reemplazado por la Resolución N° 1410 que establece lademanda prioritaria. El volumen nominado por la Compañía conforme la Resolución N° 1410 esaproximadamente un 30% de la producción, dependiendo de la estacionalidad. Los precios percibidos vanentreUS$1,97/MMBTU(Distribuidoras),y5,20US$/MMBTU(Industrias).Asimismo,yenelmarcodelProgramaNacionaldeConsumoResidencialdeGasLicuadodePetróleo(“GLP”)EnvasadopromovidoporelMinisteriodePlanificaciónFederal, InversiónPúblicayServicios,confecha19deseptiembrede2008,laCompañíayotrosproductoresdegasnaturalcelebraronconlaexSecretaríadeEnergíaunacuerdocomplementarioalAcuerdodelaResoluciónN°599/07,acuerdoéstequefueraratificadomediantela Resolución Nº 1070/2008 de la ex Secretaría de Energía (el “Acuerdo Complementario”).Mediante esteacuerdo se han reestructurado las categorías de usuarios residenciales originalmente establecidas en lareferida Resolución 599/07 y se acordó un incremento de las tarifas del gas natural para determinadascategorías (que van entre US$0,49/MMBTU a US$2,06958/MMBTU en la cuenca neuquina). Los fondosprovenientesdel incrementodetarifas(netosderegalíase impuestosnacionales,provincialesymunicipales)soncedidos (enun65%)aun fideicomisocreadopor laLeyNº26.020 (“LeydeGLP”)ydistintasnormasdemenorjerarquíaalosfinesde(i)ampliarlasredesdedistribucióndegasy(ii)reducirloscostosdelagarrafadeGLPdeusodomiciliariode10,12y15kilogramosparaconsumidoresresidencialesdeGLPdebajosrecursos,todoellohastaalcanzarlasumade$450millonesporaño.Elporcentajecedidopodráserincrementadoporlaex Secretaría de Energía hasta el 100% en caso que fuere necesario a los fines de reunir el monto antesmencionado. Adicionalmente, el 13 de enero de 2010, las partes signatarias del Acuerdo ComplementariocelebraronunaadendaalAcuerdoComplementarioconProductoresdeGasNaturala losfinesdeprorrogar,hastael31dediciembrede2010, los términosycondicionesdelAcuerdoComplementario.Asimismo,dichaadenda fijó en $500 millones el aporte para el año 2010. Mediante Resolución S.E. Nº 172/2011, la exSecretaría de Energía extendió temporalmente las reglas de asignación y demás criterios fijados por laResoluciónNº599/07para la configuraciónde lasobligacionesde suministrodegasnaturaloportunamenteestablecidasenelmarcodelAcuerdoconlosProductoresdeGasNatural2007-2011,hastaqueseproduzcaeldictadodelasmedidasquelasreemplacen.Por medio de la Resolución Nº 1410/2010, el ENARGAS aprobó el procedimiento para solicitudes,confirmacionesycontroldegasyestableciónuevasreglasparalaasignacióndegasnaturalaplicableatodoslosparticipantesdeestaindustria.

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En los términos de la Resolución 89/2016, el MEyM (i) ordenó al ENARGAS a desarrollar un nuevoprocedimiento para solicitudes, confirmaciones y control de gas y a fijar las condiciones de los sistemas deoperacióndetransporteydistribución;y (ii)estableció losvolúmenesdegasnaturalquepodránsolicitar lascompañíasdistribuidorasdegasdeacuerdoalasresolucionesNº599/2007y172/2011.Alevaluar lastarifasdelserviciodedistribucióndegasnaturalparaelaño2017,elMEyMaprobó,medianteResolución Nº. 74/2017 del 30 de marzo de 2017, la tarifa del gas al punto de ingreso del sistema detransporte,aplicableapartirdel1deabrilde2017.ElvalordelatarifadelgasnaturalalpuntodeingresodelsistemadetransportefuemodificadomediantelaResoluciónNº474/2017delMEyM,queentróenvigenciael1dediciembrede2017.Paramásinformación,véase“MarcoregultoriodelaIndustriadelPetróleoyelGas”EcuadorCada uno de los Consorcios tiene derecho al pago de una tarifa por barril de petróleo neto producido yentregado al estado de Ecuador en un punto de inspección. Esta tarifa constituye el ingreso bruto de lacontratistaysefijacontractualmentetomandoencuentaunestimadode laamortizaciónde las inversiones,los costos y gastos y una utilidad razonable que tome en consideración el riesgo incurrido. Dicha tarifa porbarril netopara los camposPalandaYucaSur yPindoesdeUS$29,51/Bbl (Pindo),US$33,03/Bbl (Palanda) yUS$41,96/Bbl para el área Sami (perteneciente a Palanda Yuca-Sur), todo ello de acuerdo al contrato deprestacióndeservicios.ContratosPrincipalesAcontinuaciónse incluyeunatabla individualizando losprincipalescontratoscelebradospor laSociedadconrelación a la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos (distintos de los contratos deconcesión,locacióndeobrasyserviciosoprestacióndeserviciosenrelaciónconáreaspetrolíferasqueoperaPCR,losquesedetallanenotrasseccionesdeesteprospecto):

Co-contratante(s) Objeto FechadeVigencia(1)

YPF CompraventadepetróleocrudoElSosneado

OfertasMensuales

AXION CompraventadepetróleocrudoElMedanito

OfertasMensuales

REFIPAMPAS.A. Compraventadepetróleocrudo OfertasMensuales

REFIPAMPAS.A. Compraventadegasnatural 15.06.17al30.04.2018

GasMeridionalS.R.L. OfertadeComercializacióndeGas 01.05.2017al30.04.2018

DukeEnergyInternationalSouthernConeS.R.L.

OfertadeComercializacióndeGas 01.05.2017al30.04.2018

GasPatagoniaS.A OfertadecompraventadeGasNatural 01.05.2017al30.04.2018

EnergyTradersS.A. OfertadecompraventadeGas 01.05.2017al30.04.2018

EnergyConsultingServicesS.A. OfertadecompraventadeGasNatural 01.05.2017al30.04.2018

AlfensaS.A. OfertadecompraventadeGasNatural 01.05.2017al30.04.2018

AlfaEnergíaS.A. OfertadecompraventadeGasNatural 01.05.2017al30.04.2018

HalliburtonArgentinaS.R.L. AcuerdoMaestrodePrestacióndeServiciosDiscretos

Desdeel08.05.2015(PlazoIndeterminado)

ColhuéHuapiS.A.-PanamericanEnergyLLCSucursalArgentinaUTE

ServiciodeTransportedeCrudo 22.01.2018al18.01.2021

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(1) Seesperaqueestoscontratosmaterialesseanrenovadosenunafechacercanaasuterminación.

DivisiónEnergíasRenovablesLaCompañíaposeeproyectosimportantesdeenergíarenovablemediantelaconstrucciónde4parqueseólicosdeunacapacidadtotaldegeneraciónde325MW:(i)100MWdelParqueEólicodelBicentenarioI,(ii)25MWdelParqueEólicodelBicentenarioII,(iii)100MWdelParqueEólicoMataco(talcomosedefinemásadelante),y (iv) 100 MW del Parque Eólico San Jorge (tal como se define más adelante). PCR también se encuentraanalizando proyectos para la comercialización de energía eléctrica renovable a grandes y medianosconsumidoresprivadosatravésdelMercadoaTérminodelasEnergíasRenovables(“MATER”).En 2016, la Compañía se ha expandido en el negocio de la energía renovable mediante la adquisición delproyectodelParqueEólicodelBicentenarioI.Elproyectocontemplalainstalaciónde28aerogeneradoresde3,6MW,conunaalturade80metrosyundiámetroderotorde117metroscadauno(VestasV117).ElPPAfuecelebradoconCAMMESAel3demayode2017.Elplazodeterminacióndelproyectoesde640díasapartirdel26demayode2017, fechaen laqueel PPA comenzóa tenerefectos. La inversión total estimadaasciendeaproximadamenteaUS$150millones,incluyendoelIVA.AlafechadeesteProspecto,el42%delasinversioneshan sido ejecutadas y cubiertas por los fondos de la Compañía. Actualmente estamos financiando esteproyectoconefectivogeneradoporlasoperacionesdelaCompañía,yéstatambiénestáconsiderandofuentespotencialesdefinanciamiento.Asimismo,a travésdel DepartamentodeEnergíasRenovables,PCR seencuentraen constanteevaluaciónydesarrollodenuevosproyectosdeenergíasrenovables(enparticular,eólicaysolar)alosfinesdeparticiparenlasfuturasRondasdelPrograma“Renovar”yenelmercadoatérmino.En ese sentido, en diciembre de 2017, la Compañía pormedio de la Resolución N° 488-E/2017 delMEyM,resultóadjudicatariadelosPPAsdedosparqueseólicosdeenergíarenovabledentrodelmarcodelaRonda2,Fase2delprogramaRenovar.EstosproyectoseólicossedenominanParqueEólicoElMataco(“ParqueEólicoMataco”) y Parque Eólico San Jorge (“Parque Eólico San Jorge” y, junto con el Parque Eólico Mataco, los“ProyectosdeParquesEólicos”).EstosProyectosdeParquesEólicossonadministradosporlasubsidiariadelaCompañíaLuzdeTresPicosS.A.LosProyectosdeParquesEólicostienenunacapacidaddegeneraciónnominalnetade100MWcadaunoysedesarrollaránenTornquist,provinciadeBuenosAires.CadaProyectodeParqueEólico contempla la instalación de 24 turbinas de viento de 4,2MW, con una altura de v130metros y undiámetroderotorde136metroscadauna.SeprevéquelosProyectosdeParquesEólicosseconsumaránenun plazomáximode 730 días a partir de la ejecución de los PPAs a ser celebrados conCAMMESA. El plazolímitepara lacelebraciónde losaludidoscontratosesde120díashábilesapartirde la sanciónde lacitadaResoluciónN°488-E/2017,esdecirqueéstafuepartirdel20dediciembrede2017.LainversióntotalestimadaparaambosProyectosdeParquesEólicosasciendeaproximadamenteaUS$285millones(incluyendoelIVA).Asimismo, la Compañía está expandiendo el Parque Eólico del Bicentenario I a través del Parque Eólico delBicentenarioIIdecapacidaddegeneraciónde25MWparalaventa.DivisiónCementoPCR es la productora líder de cemento en la Patagonia Argentina y cuenta con la planta de fabricación decementomásmodernadeArgentinainauguradaenelaño2008,laPlantadePicoTruncado.Al31dediciembrede2017,lacapacidadproductivacombinadadecementodeambasplantasfuede750.000toneladasporaño.EnlaPatagoniaArgentina,PCRhalogradounaparticipacióndeaproximadamenteel49,6%,50%y54%enlosaños2017,2016y2015respectivamenteydeaproximadamenteel3,7%,4,1%y4,5%enlosaños2017,2016y2015 respectivamente en el mercado de cemento en Argentina (conforme a ciertos estudios de mercadorealizadosporlapropiaSociedadambosbasadoseninformaciónpúblicadelAFCPyfuentesinternas).ProductosLa Compañía produce y comercializa cemento para 2 grandes rubros: (i) cemento Portland destinado a laconstrucción(5tipos);y(ii)cementoPortlandclases"G"y“H”delAPIparasuusoenlaindustriadelpetróleo.La Compañía comercializa la producción de cemento Portland bajo la marca "Comodoro". La Planta deComodoro es una de las ocho fábricas de América del Sur y América Central certificada por el API para la

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producción de cemento clase “H” que se utiliza para perforaciones profundas. Asimismo, la Compañía sededicaalaproduccióndelossiguientesproductoscomplementarios:(i)productospremoldeadosdehormigón,incluyendo bloques, ladrillos y adoquines (los “Productos Premoldeados”) para abastecer almercado de laPatagoniaArgentinay(ii)morterossecosparalaconstrucción.El cemento Portland destinado a la construcción cumple con las normas argentinas IRAM 50000 y 50001,equivalentes a las principales normas internacionales enmateria de los estándares de calidad. Asimismo, laCompañíayotrosdosproductoresargentinosdecementosonlosúnicosquecumplenconlanormadecalidaddenominadas “API Spec. 10A-HSR”otorgadaporAPI. Además, la Compañía ha establecidounprogramadeaseguramiento de la calidad según Normas ISO 9002, certificado por Det Norske Veritas Quality SystemCertificate. El API le ha autorizado a PCR a aplicar sumonograma a las clases “G” y “H” de cemento de laCompañíaenlascategoríasdemáximaresistenciaalossulfatos,asegurandodeestemodomayordurabilidaddelpozoantelossuelosylasaguasagresivas.El cemento utilizado para cementación de pozos de petróleo es básicamente una mezcla de silicatos yaluminatosdecalcio,conteniendoademássulfatodecalciocomoadicióndurantelamolienda.Seempleaparaformar un anillo de cemento entre la pared de la formación y las tuberías, de estamanera se aísla la zonaproductora de petróleo de las demás capas. De acuerdo a la profundidad y características del pozo, lascompañías cementeras utilizan aditivos para adaptarse a las distintas condiciones. Con los aditivos se buscamodificar el fraguado, variar la densidad de la mezcla (slurry), o establecer determinadas propiedadesreológicas (viscosidad, índice de fluidez, entre otras). Los cementos base para lograr esta perfomance setipificandeacuerdoa laclase, lacualesuna indicacióndelusoyalgrado, indicacióndesu resistenciaa losataquesquímicos.ElcementomásutilizadoenelmundoparalograreldesempeñomencionadoeseltipificadoporAPIcomoClaseG,GradeHSR.Losrequisitosycaracterísticasdedichaclaseseestablecenen:(i)ANSI/APIEspecificación10A,Ediciónveinticuatro,diciembrede2010,y(ii)ISO10426-1:2009(idéntico),Industriasdepetróleoygasnatural–Cementoymaterialesparalacementacióndepozos–Parte1:Especificación.Acontinuaciónse incluyeunatablaquedescribe laproduccióndecemento,Premoldeadosymorterosde laCompañíadurantelosejerciciosindicados:

PRODUCCIÓN Ejercicioterminadoel31dediciembrede

2015 2016 2017

(cifrasentoneladas,salvoporlascorrespondientesaPremoldeados)

Cemento Cementoparaconstrucción 567.050 498.678 483.869Cementoparapozospetroleros 67.642 41.112 39.282Totaldecemento 634.692 539.790 523.151Morterossecos 3.551 3.424 4.234Premoldeados(enm3) 25.087 21.099 19.954

InstalacionesProductivasAlafechadeesteProspecto,lasactividadesdelaDivisiónCementosonllevadasacaboenlaplantaubicadaenlaCiudaddeComodoroRivadavia,ProvinciadeChubut(la“PlantadeComodoro”),unadelasocho(8)plantasen América del Sur y América Central certificadas por API para la producción de la clase “H” de cementoutilizadaparalaperforarenprofundidad,yenlaplantaubicadaenlalocalidaddePicoTruncado,ProvinciadeSantaCruz(la“PlantadePicoTruncado”).Al 31dediciembrede2017, la capacidadproductivaactual combinadade cementodeambasplantasesde750.000toneladasporaño.AlafechadeesteProspecto,eltotaldelaproduccióndeClinkerdelaCompañíaprovienedelaPlantadePicoTruncado,mientrasqueaproximadamenteel60%delcementodePCRderivadela Planta de Pico de Truncado y el 40% restante de la Planta Comodoro, incluyendo toda la producción decementoparasuusoylaindustriadelpetróleo.

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PlantadeComodoroLa Planta de Comodoro comenzó a funcionar en 1952 con una capacidad de producción de cemento de160.000toneladasporaño.Desdelaprivatizacióndelaño1978,laCompañíahamodernizadoyexpandidolasinstalaciones,obteniendocomoresultadounincrementosustancialenlacapacidaddeproducción.AlafechadeesteProspecto,laPlantadeComodorotieneunacapacidadproductivade515.000toneladasporañoyunacapacidad de molienda de cemento nominal de 525.000 toneladas por año, registrando una molienda decemento efectiva de alrededor de 480.000 toneladas por año, en cada caso para el año finalizado el 31 dediciembrede2017.Duranteelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,laPlantadeComodoroprodujo523.151 toneladas de cemento. En esta planta se realizan exclusivamente actividades de producción ydespacho de cemento utilización el Clinker de la Planta de Pico Truncado. Debido al equipo de tecnologíaavanzada que posee la Compañía, ésta produce todo el Clinker que utiliza en la Plata de Pico Truncado,permitiendounusodeenergíamáseficiente. PlantadePicoTruncadoA los efectos de incrementar su capacidad productiva, en septiembre de 2005, la Compañía comenzó laconstrucción de la Planta de Pico Truncado, ubicada a aproximadamente 150 Km al sur de la Planta deComodoro.LaPlantadePicoTruncadocomenzóaproduciren2008yal31dediciembrede2017,teníaunacapacidaddemoliendaefectivadecementodeaproximadamente410.000toneladasporañoyunacapacidadnominal instaladadeproduccióndeClinkerde600.000 toneladasporaño (representa750.000 toneladasdecementoyaqueelcementoutilizaaproximadamente80%deClinker).LaPlantadePicoTruncadofuediseñadaaescalafuturadedichasinstalacionesproductivasabajocostoa1.500.000toneladasporañoyenelcasodelcemento,1.200.000toneladasporañoenelcasodelClinker.LacapacidaddeproduccióndelaPlantadePicoTruncado correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017 fue de 350.518 toneladas decementoyde499.586toneladasdeClinker.Junto al incremento de la capacidad de producción de cemento, la Planta de Pico Truncado mejoró laseficienciasoperativasdesusactividadesdecemento,principalmente,empleandoprocesosdeproducciónenseco,máseficientesquelaproducciónmojada,quefuerautilizadaanteriormenteenlaPlantadeComodoro,especialmente en el consumo de combustible. En consecuencia, la Planta de Pico Truncado ha mejoradosignificativamentelaeficienciaenlasoperacionesdecementodelaCompañía.LaPlantadePicoTruncadoincluyeunrollomachacador,almacenamientoencrudo,unmolinoderefinamientode160toneladasdecapacidad,unsiloparamateriasprimasde6.000metroscúbicosdecapacidad,unhornorotatorio de 2.000 toneladas de Clinker por día, un depósito de almacenamiento de Clinker, unmolino decemento con capacidad de procesar 63 toneladas por hora, un silo dividido en cuatro compartimentos concapacidaddealmacenar2.000toneladascadauno,unroto-pakeryunapaletizadora.PlantadeProductosPremoldeadosAfinesdel1998,laCompañíacomenzóaproducirycomercializarlosProductosPremoldeadosparaabastecerelmercadopatagónico,instalandolaPlantadePremoldeadosenlaciudaddeComodoroRivadavia(la“Plantade Productos Premoldeados”). La inversión total fue deUS$2,2,millones y fue financiado con los flujos deefectivodeoperacionesdelaCompañíayatravésdefacilidadesdecréditoalargoplazo.Lacapacidadnominalinstalada es de 350.000 unidades almes, equivalente a 2.300m3/mes aproximadamente. A corto plazo, laPlantadeComodoroseráreemplazadaporlanuevafábricadehormigónquesedescribemásadelante.Enelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,laCompañíaprodujo19.954m3deProductosPremoldeados.En base al crecimiento delmercado de hormigón, la Compañía invirtió en una nueva fábrica de bloques dehormigónydepavimentación.LaPlantadeProductosPremoldeadosseencuentradentrodelasinmediacionesdelaPlantadeComodoro.ElequiposeleccionadoparalaoperacióndelaplantahasidoimportadodeFranciayproducidoporQuadra,unadelascompañías líderesenestetipodeequipamiento.LacapacidadnominaldelnuevoequipoQuadraesde540.000unidadespormes,considerandoelbloqueB20,enunturnodiariodeocho(8) horas. Con el nuevo equipo, la capacidad de la planta aumentará casi 15 veces en comparación con la

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capacidadactual.Laplantaseterminóendiciembrede2017.Laspruebas, losajustesy laoptimizaciónde laplantaserealizaronenfebrerode2018.Seesperaquelafábricacomienceafuncionardeenmayode2018.FábricadeviguetaspretensadaLa Compañía ha emprendido un proyecto de producción de vigas pretensadas. La planta de viguetas seencuentra junto a la nueva planta de bloques y pavimentos de hormigón y utiliza la misma unidad derecolecciónydosificacióndeagregados.Laplantaestáequipadacontecnologíaitaliana,siendoNordimpiantielproveedordeequiposdelaCompañía.Laplantaconstadeuncobertizode150metrosdelargopor22metrosde ancho, con 10 pistas de 12 vigas cada una y 2 puentes grúa de 10 toneladas de capacidad cada una. Laproducciónnominaldelafábricadeviguetasesde7.200metrospordía.AlafechadeesteProspecto,laplantaestá próxima a ser terminada. Las pruebas iniciales se llevarán a cabo en abril de 2018, y se espera que lafábricacomiencesusfuncionescompletasentremayoyjuniode2018.UbicacióndelasplantasEl siguientemapa indica la ubicación de las instalaciones de las plantas de cemento en Argentina y de lasplantasdecementodealgunosdeloscompetidoresdelaCompañía.

Fuente:www.afcp.org.argProcesoProductivo

Elprocesodeproduccióndecementocomprende4etapasprincipales:laextracciónytrituracióndemateriasprimas,lapreparacióndelcrudo,laelaboracióndel“Clinker”o“clinkerización”ylamoliendadecemento.Lasprincipalesmateriasprimasnecesariasparaelprocesodeproduccióndecementosoncaliza,arenaosílice,puzolanayyeso(ver“–MateriasPrimasyFuentesdeEnergía”).Exceptoelyeso,lasmateriasprimasutilizadaspor la Sociedad, son procesadas conjuntamente y en las proporciones adecuadas en molino vertical paraproducir Clinker, obteniéndose un producto finamente dividido, denominado "crudo". Este crudo,acondicionado mediante mezcla y homogeneización, es procesado en hornos rotativos obteniéndose el"Clinker".Haydosprocesosposiblesde"clinkerización":elsecoyelmojado.Enelcasodelprocesoseco,nose

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leagregaaguaalamolienda.LaCompañíaactualmenteutilizaelprocesosecoenlaPlantadePicoTruncado,mientrasquealafechadelpresenteProspecto,laPlantadeComodoronoseencuentraproduciendoClinkerEl proceso de “clinkerización” se logra en el interior de los hornos pasando el crudo por etapas de secado,descarbonatación y cocción a alta temperatura. A la salida del horno, el "Clinker" ingresa en un enfriador yposteriormenteesalmacenadoendepósitos.Laúltimaetapadelprocesoconsisteenlamoliendadecemento.Enestaoperaciónsemuelenconjuntamenteyenproporcionesadecuadas,enunmolinoabolasdecircuitocerrado,el"Clinker"yelyeso(entodoslostiposdecemento),lapuzolana(enelcementopuzolánico)yotrasadiciones(enelcementodealbañilería).Elcementoasíproducidoesalmacenadoensilosyposteriormentedespachadoalmercadoentresvariantes:agranel,enbolsasde50kilogramosyenbolsonesde1.500kilogramos(bigbags).

MateriasPrimasyFuentesdeEnergíaLasprincipalesmateriasprimasnecesariasparaelprocesodeproduccióndecementosoncaliza,arenaosílice,puzolanayyeso.PCRobtienelasmateriasprimasnecesariasparalaproduccióndecementodecanterasenlaPlantadeComodoroubicadasenlaprovinciadeChubutySantaCruz,todasellasdepropiedaddelaCompañía,que se encuentran a una distancia de aproximadamente 140 Km (en el caso de las canteras yeso) y a unadistancia de 15 Km (en el caso de la cantera de puzolana) de la Planta de Comodoro. Lasmaterias primasutilizadasenlaPlantadePicoTruncadoprocedendeunacanteradepiedracaliza,arcillaypuzolanaubicadaa21 km de dicha instalación. Las canteras pertenecen a Cementera Pico Truncado S.A. (una sociedad de laprovincia de Santa Cruz), con la que PCR ha suscripto un contrato de usufructo por el término de 40 añoscontadosapartirdel28defebrerode2005.Lascanterasdearenasíliceseencuentrana140kmdelaPlantaPicoTruncado, lacanteradeyesoestáa350kmde laPlantadePicoTruncadoy lacanteramagnetitaestáa750kmdelaPlantadePicoTruncado.Partededichamateriaprimaseobtienemediantevoladurasconexplosivosyotrasmedianteremoción.Luegode la extracción, los materiales son sometidos, según su tamaño, a procesos de trituración primaria y/osecundaria (en el caso de caliza, yeso y puzolana) o son utilizados en el proceso siguiente sin necesidad dereducción(enelcasodearenasilíceayóxidodehierro).Asimismo, el óxido de hierro o magnetite requerido para el proceso de producción de las plantas de laCompañíaesproducidoporMineraSierraGrandeS.A.Desdeel31dediciembrede2017,elstockdeóxidodehierropreconcentradodepropiedaddePCResde13.000toneladas,loqueseríasuficienteparaocho(8)mesesdeproduccióndeClinkeralosnivelesdeproduccióndeactuales.Lasiguientetablamuestralasreservasestimadasdecaliza,arena,puzolanayyesodelaCompañía,ylavidaútilestimadapara laproducciónpromedioactualal31dediciembrede2017.Estasreservashansidocalculadaspor técnicos de la Compañía y aúnnohan sido certificadas por terceros. Existennumerosas incertidumbresrelacionadas con la cantidad de reservas y las proyecciones de potenciales tasas de producción futura deminerales, incluyendo ciertos factores que están fuera del control de la Compañía. La Compañía no puedeasegurar que sus estimaciones de reservas minerales no difieran sustancialmente con las cantidades demineralesqueseanefectivamenterecuperadas,y lasfluctuacionesenelpreciodemercadoycambiosenlos

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costos operativos y de capital pueden tornar algunas reservas de piedra caliza o depósitos deminerales noeconómicamenteviablesparaexplotación.Ver“FactoresdeRiesgo–RiesgosrelacionadosconlasActividadesdelCementoysuIndustria–LasincertidumbressobrelasestimacionesdelvolumenycalidaddelasreservasdemineralesypiedracalizadelaCompañíapodríanafectarenformaadversalosresultadosdesusoperaciones”.

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ReservasdeMateriasPrimasal31dediciembrede2017

Yacimiento Titulardelaconcesión

Plantasqueabastecen

Consumo/tn/tn)

Producciónanual

declinker(tonelad

as)

Toneldaspor

toneladadecemento

Producciónanualdecemento(toneladas)

Consumoanual(tn)

Extracciónal31dediciembrede2017

Reservascomprobadasal31dediciembrede2017

Reservas(años)

Reservasprobadasal31dediciembre

de2017

Reservasprobadas(años)

CalizaPicoTruncado

CementeraPicoTruncado

PlantaPicoTruncado 1,473 600.000 1,15 750.000 932.550

694.483 37.107.814

39,8 33.070.639 35,5

ArcillaPicoTruncadoCementero

PicoTruncadoPlantaPicoTruncado 0,189 600.000 113.400

61.433

2.706.636 23,9 4.307.589 38,0

ArenaSilicaColhuéHuapi PCR PlantaPico

Truncado 0,031 600.000 18.600 18.470

129.926 7,0 18.644 1,0

ArenasilicaLaSoledad Privada PlantaPico

Truncado 0,031 600.000 18.600 -

1.201.403 64,6 - -

Magnetite-SierraGrande

MineraSierraGrande

PlantaPicoTruncado 0,018 600.000 10.800

10.529 Seadquierenpartidasperiódicas

YesoSanJulián Privada PlantaPicoTruncado 0,008 600.000 0,050 300.000 19.800

18.853

80.439 4,1 2.000.000 101,0

YesoCerroTacho PCR PlantaComodoro 0,050 450.000 22.500

4.742

3.589.391 159,5 - -

PuzolanaSolanoSurBahíaSolano

S.A.(1)Planta

Comodoro 0,080 325.000 26.000 -

1.200.000 46,2

PuzolanaPicoTruncado

CementeraPicoTruncado

PlantaPicoTruncado 34.000

35.894

288.684 8,5 -- --

CalizaTetasdePineda PCR -- -- --

2.450

22.989.743 2.762.500

____________________________________(1) LosdueñosdeBahíaSolanoS.A.sonlasfamiliasBrandiyCavallo.

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EstudiosdeReservasCaliza Pico Truncado: Reservas comprobadas según estudios del Servicio Geológico Minero Argentino o(“SEGEMAR”) de abril de 2003 y el informe del departamento de asistencia técnica de PCR, N° 16 deseptiembre 2009. Las reservas probables de caliza fueron estmiadas considerando el 50 % de las reservascalculadasapartirdelossondeosTP-11,TP-12_TP-13yTP-14,deunantiguoestudiodeCementeraSantaCruzS.A.,enjuliode1980.AlafechadeesteProspecto,laCompañíaseencuentrarealizandonuevosestudiosdereservas sobre superficies no reveladas hasta el momento a los fines de ampliar las reservas de caliza.Cementera Pico Truncado le ha otorgado a la Compañía el usufructo por el término de 40 años para laexplotacióndelacantera.ArcillaPicoTruncado:ReservascomprobadassegúnunestudiodelSEGEMARdeoctubrede2007.Lasreservasprobablesdearcilla secalcularonproyectando losdatosdelestudiodelSegemaral restode la superficiedecalizaestudiada.CementeraPicoTruncadolehaotorgadoalaCompañíaelusufructoporeltérminode40añosparalaexplotacióndelacantera.ArenaSilíceaColhuéHuapi:ReservascomprobadassegúnestudiodePCR,InformedeA.T.N°75dediciembre2012.ArenaSilíceaLaSoledad:ReservascomprobadassegúnestudiodePCR,InformedeA.T.N°45demarzo2011

Magnetita Minera Sierra GrandeMCC: produce en forma permanente alrededor de 50.000 toneladasmensualesdemagnetitaconcentradaparaexportación.YesoSan Julián:Reservascomprobadase inferidassegún laDirecciónGeneraldeMineríaSantaCruz,marzo1984.YesoCerroTacho:ReservascomprobadassegúnestudiodePCR,InformedeA.T.N°32demayo2010.PuzolanaSolanoSur:Laproduccióncomenzóenmayode2017.PuzolanaPicoTruncado:Estudiodereservasprogramadoparafebrerode2013.CalizaTetasdePineda:ReservascomprobadasyprobablessegúnestudiosdePCR,noviembrede1995yjuliode1998.LacanteradeCalizaTetasdePinedaabastecióalaPlantadeComodorohastamarzode2008(cuandolaPlantadePicoTruncadocomenzósusoperaciones),peroyanoseencuentrafuncionando.LacanterasigueperteneciendoaPCR.LaprincipalfuentedeenergíaparalaproduccióncementeradelaCompañíasonelgasnaturalylaelectricidad.La Planta de Comodoro, donde se utiliza un método de molienda húmedo, consume gas natural para laproduccióndeClinker.Noobstante,laPlantadeComodoroactualmentenoestáproduciendoClinker.LaPlantadePicoTruncadousaunmétododemoliendaenseco,elquereduceelconsumodegasnatural.AlafechadeesteProspecto,latotalidaddelgasnaturalutilizadoenlaproduccióndecementodelaSociedadesadquiridoaterceros.Entérminosgenerales,lascomprasdegasnaturalatercerosserealizanapreciosmásbajosqueenotraszonasdelpaís,yademástienenunmenorcostodetransporte,porencontrarselasplantasde PCR ubicadas en las cercanías de los yacimientos de gas de los cuales se abastece. En la actualidad, latotalidaddelgasutilizadoporPCResadquiridoaGasMeridionalS.A.,unaempresacomercializadora,que,asuvez,loadquieredetercerosproductoresdegas.TantoeltransportecomoladistribucióndelgasseencuentranacargodeCamuzziGasdelSurS.A.LaelectricidadutilizadaporlaCompañíaensuPlantadeComodoroRivadaviayPicoTruncadoessuministrada,tantoenloreferentealademandabasecomoalademandaexcedente,porCAMMESA.

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Distribución

Los clientes de PCR para la División de Cemento (que incluye Premoldeados y morteros) consistenprincipalmente en clientes mayoristas, incluidos corralones o distribuidores, empresas hormigoneras,empresas petroleras, empresasmineras y empresas constructoras. El siguiente cuadro contiene informaciónsobrelasventasdelaCompañíaportipodeclienteyporregiónen2015,2016y2017:

Ejerciciosfinalizadosel31dediciembrede

2017 2016 2015

Ventas

(milesde

tn.) %

Ventas

(miles

detn.) %

Ventas

(milesde

tn.)) %

Empresasconstructoras 55,6 10,5% 44,3 8,4% 79,00 12%Corralones/Distribuidores 218,1 41,1% 230,5 43,5% 270,30 43%Hormigoneras/Premoldeadoras 81,1 15,3% 80,4 15,2% 83,07 13%Compañíasdepetróleo 44,5 8,4% 47 8,9% 67,62 11%Mineras 37,7 7,1% 38,2 7,2% 48,33 8%Otros 19,4 3,7% 10,5 2,0% 14,90 2%SubtotalArgentina 456,4 86,0% 451 85,2% 563,22 89%

Chile 74,2 14,0% 76,4 14,4% 66,27 10%Ecuador -- -- 4,00 1%Otros(1) -- 2 0,4% 1,73 0,3%SubtotalExportación 74,2 14% 78,4 14,8% 72,00 11%

Total 530,6 100% 529,4 100,0% 635,22 100%

_________________Fuente:InformacióninternadePCR(1)IncluyeBoliviayColombia.

Durante 2017, la Compañía vendió aproximadamente el 86% de su producción de cemento (que incluyeProductos Premoldeados ymorteros) a clientesde la PatagoniaArgentina, en comparación conel 85,2%en2016, yexportó14%de susproductosde cementoaChile, en comparación conel 14,8exportadoaChile yBoliviaen2016.La Emisora vende sus productos de cemento a granel, en bolsas de 50 kilogramos, o en bolsones de 1.500kilogramos(bigbags).ExceptoporlasventasalaprovinciadeTierradelFuego,aChileyEcuador,PCRvendeelcementodirectamenteasusclientesatravésderepresentantesydesuspropiasoficinasdeventa,queestánubicadasenlasciudadesmásimportantesdesumercado.LaEmisoratieneoficinascomercialesenComodoroRivadavia,TrelewyEsquel,ProvinciadeChubut. A los fines de comercialización, la Emisora ha dividido su mercado en la Patagonia Argentina endiferentesregiones:

• laregióncompuestaporlapartesurdelaprovinciadeChubutesdirigidaporlaoficinadelaEmisorasitaenComodoroRivadavia;

• laregióncompuestaporlapartenortedelaprovinciadeChubuty laregióncompuestaporlaparteoeste de las provincias de Chubut y Río Negro sonmanejadas por la oficina de la Emisora sita enTrelew;

• laregióndelAltoValledelaprovinciadeRíoNegro,laprovinciadeNeuquénylaprovinciadeSanta

Cruzesmanejadaporrepresentantesdeesaszonas;y

• laregióncompuestaporlaparteoestedelasprovinciasdeChubutyRíoNegroesmanejadapor

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El volumen total de cemento destinado a la provincia de Tierra del Fuego, Chile y Ecuador se vende a lassubsidiariasdelaCompañíaSurpat,TradingPatagoniaS.A.yCemenrivaS.A.,respectivamente,quedistribuyenesteproductoaconsumidoreslocales.Paramayorinformaciónvéase“TransaccionesconPartesRelacionadas”.LasventasdecementodelaEmisorasecomerciandelasiguientemanera:aquellasrealizadasaclientesenlaPatagoniaArgentina,conexcepciónde laprovinciadeTierradelFuego,sedistribuyenportierra;elcementodestinadoa laprovinciadeTierradelFuegosevendesobreunabaseFOBysetransportaporvíaterrestreomarítima; el cemento destinado a Chile se vende sobre una base CIF y se distribuye por vía terrestre; y latotalidaddelcementodestinadoaEcuadorsevendesobreunabaseFOBcomotambiénCIFysedistribuyeporvíamarítima.Elprecio facturadodelcementoparaelejercicio finalizadoel31dediciembrede2012fuedeUS$118,18enpromedioportonelada,paraelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2013fuedeUS$119,12enpromediopor tonelada, para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fue de US$122,07 en promedio portonelada,paraelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2015fuedeUS$139,05enpromedioportonelada,paraelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016fuedeUS$120,82enpromedioportonelada;yparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017fuedeUS$136,61enpromedioportonelada.Estospreciosnoincluyentransporte.ControldeCalidad

LaCompañíahaestablecidounprogramadegarantíadecalidaddeacuerdoconlaNormaISO9002,certificadopor medio del Det Norske Veritas Quality System Certificate. El cemento Clase G y H de la Compañía escertificadoporAPIanualmente,pormediodepruebasexternasdelosproductosdelaCompañía.La Compañía supervisa las medidas de control de calidad en cada etapa del proceso de producción delcemento.Ensusplantasdecementorevisalalíneadeproducciónyperiódicamenterealizainspeccionesdelasmaterias primas. Estas inspecciones incluyen pruebas químicas, físicas y de rayos x. La Compañía realizainspeccionessimilaresdelClinkerqueproduce,amedidaqueentraasuslíneas.Además,encadaperíodo,serealizanpruebasdecalidadenlosproductosterminados.

ContratosPrincipales

Lasiguientetabladescribeaquelloscontratosvinculadosconeldesenvolvimientodelnegociodelcemento:

Co-Contratante(s) Objeto Fechade

celebración/vigencia

CementeraPicoTruncadoS.A. ContratodeUsufructodeCantera 28defebrerode2005

40añosLa Preferida de Olavarría S.A. – SupercalS.A.–UTE(cedidoaRentalPatagoniaS.A.confecha27.11.09)

DestapedeCanteraPicoTruncado 22dejuliode2008Cláusuladerenovaciónautomática

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TimexS.R.L. (adquiridaporPCRenagostode2016)

DestapedeCanteraPicoTruncado 27defebrerode20152años

HalliburtonArgentinaS.A. AcuerdoMarcodeCompradeBienesyServicios(elobjetoprincipaleslaprovisióndecementosAyGproducidoporPCR)

1deenerode20164años

GasMeridionalS.A. Oferta de comercialización de gas natural paralasPlantasdeComodoroyPicoTruncado

1demayode20171año(1)

CamuzziGasdelSur Servicio de Transporte y Distribución de gasnatural para la Planta de Pico Truncado y laPlantadeComodoro.

1demayode20171año(1)

(1) A la fecha de este Prospecto, la Compañía se encuentra dirigiendo el proceso de una licitación privada para el

abastecimientonacionaldelgasparaelperíodocomprendidoentremayode2018hastamayode2019.

CompetenciayVentajasComparativasPCRposeeunaposicióngeográficaprivilegiadaenlaregióndelaPatagoniaArgentina,enfuncióndelafuerteincidenciadelcostodeltransporteenelpreciofinaldelproducto.LaCompañíaestimaquesuporcentajedeparticipacióndemercadoparalaregióndelaPatagoniaArgentinaenlosaños2015,2016y2017,fuedel54%,50%y49,6%,respectivamente,ydel4,5%,4,1%y3,7%,considerandotodalaArgentina,segúnlosestudiosdemercado realizados por la Compañía sobre la base de los despachos totales de cemento. Uno de loscompetidores de la Compañía, Loma Negra Compañía Industrial Argentina S.A. (“Loma Negra”), tiene unaplanta en el noroeste de la Patagonia Argentina. Además, los competidores de PCR, Loma Negra y HolcimArgentina S.A. (“Holcim”), también tienen capacidad para producir cemento para uso petrolero. Entre losfactoresqueafectanlacompetenciaseincluyenlacapacidaddeproducciónylaeficienciaydisponibilidad,lacalidad y costo de las materias primas, mano de obra y energía. En la región sur de Chile, los principalescompetidores de la Compañía son Cementos Melón (perteneciente al Grupo Empresarial Breca de Perú),Cementos Bío Bío S.A. y Cementos Polpaico, perteneciente al Grupo Empresarial chileno Hurtado-Vicuña,dueñosasuvezdelaCementera“Bicentenario”.LaunióndeestasdosúltimasempresasformalacementeramásgrandedeChileen laactualidad,siendoque juntasconcentrancercadel40%delmercadochileno.A lafechadeesteProspecto,laCompañíaeslíderenelmercadodelcementopetroleroenEcuadoryenBoliviaentérminos de volumen vendido. Véase “Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con las Actividades delCementoysuIndustria–LaCompañíaenfrentaintensacompetenciaenlaactividaddecemento”.LaCompañíaproduce cementoPortlandpara la construcción (5 tipos)que creció auna tasade crecimientoanualdel12%enel2017.LaCompañíaabonapreciosinferioresporelgasqueconsumeenrelaciónalosotrosparticipantes de la industria que no se encuentran ubicados en la Patagonia Argentina. En este sentido, lastarifasdegasenlaPatagoniaArgentinasonmenoresalolargodetodoelañoencomparaciónaotrasregionesdeArgentina.OtrodelosfactoresquecontribuyenalareducciónenelcostodelgasqueabonaPCRradicaenlacercaníadelaplantadePCRalosyacimientosdegasdeloscualesseabastece,loquesemanifiestaenunmenorcostodetransporte.Asimismo,porlaubicacióngeográficadesusplantasdecemento,PCRseencuentramenosexpuestaaeventualesrestriccionesenlacapacidaddetransportedegas.Asimismo,otradelasventajascomparativasdePCResqueéstahadesarrolladounapolíticadeventasbasadaenelserviciodadoalosclientes.LasoficinascomercialesdelaCompañíamantienenuncontactodirectoconlos clientes en las distintas zonas del mercado, brindándoles asesoramiento técnico y comercial en formaregular.PrincipalesClientesdelNegocioCementeroLasiguientetabladetallalos10principalesclientesdelnegociocementerodelaCompañíaal31dediciembrede2017,2016y2015(incluyecemento,Premoldeadosymorteros).

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Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017

Cliente Industria

Porcentajerespectodel

Total

deVentasdeCemento

delaCompañía

1 ElTehuelcheS.A.C.I.F.I. Ventaminoristadematerialesdeconstrucción 6,2%

2 OroplataS.A. Minería 4,6%

3 ConstructoraVilicS.A. Construcción 4,0%

4 ConocremagS.A. Construcción 3,8%

5 MotessiMaterialesS.A. Ventaminoristadematerialesdeconstrucción

3,27%

6 PerrenyCía.S.A. Ventaminoristadematerialesdeconstrucción 2,2%

7 SurMixS.R.L. Construcción 2,2%

8 HalliburtonArgentinaS.R.L. Petróleoygas 2,2%

9 Tre-MixS.R.L. Construcción 2,0%

7 SagosaS.C.C. Ventaminoristadematerialesdeconstrucción 1,9%



Cliente

Industria


Total

deVentasdeCemento

delaCompañía

1 ElTehuelcheS.A.C.I.F.I. Ventaminoristademateriales

deconstrucción 6,0%



4 MotessiMaterialesS.A. Ventaminoristadematerialesdeconstrucción 2,9%


6 PerrenyCía.S.A.S.A. Petróleoygas 2,0%


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8 CalfracServices(Argentina)S.A. Petróleoygas 1,9%

9 SagosaS.C.C. Ventaminoristadematerialesdeconstrucción 1,9%



Cliente

Industria


Total

deVentasdeCemento

delaCompañía

1 ElTehuelcheS.A.C.I.F.I. Ventaminoristade

materialesdeconstrucción6,1%



4 ServiciosEspecialesSanAntonio Petróleoygas 2,6%

5 MotessiMaterialesS.A. Ventaminoristadematerialesdeconstrucción

2,3%

6 BakerHughesArgentinaS.R.L. Petróleoygas 2,1%




10 CalfracWellServices(Argentina)S.A. Petróleoygas 1,8%

PropiedadIntelectualAl31dediciembrede2017, laCompañíateníamásde50marcasregistradas, incluida lamarca“Comodoro”bajo la cual comercializa lamayoría de sus productos de cemento. LaCompañía noposeeningunapatente,modeloindustrialodiseñoregistrado.La Compañía debe renovar estos registros de marca cuando vencen al concluir sus respectivos plazos devigencia.EnvirtuddelaLeyN°22.362deMarcasComercialesydeServiciosdeArgentina,elplazodeduraciónde una marca registrada es de diez (10) años desde su fecha de emisión, y una marca comercial puederenovarseindefinidamenteporigualperíodoenelfuturosi,dentrodelperíododecincoañosanterioradichovencimiento, lamarca seusóen la comercializacióndeunproducto,en laprestacióndeunservicioocomodesignacióndeunaactividad.NoexistenlitigiosentrámiteenrelaciónconcuestionesvinculadasconmarcascomercialesregistradasafavordelaCompañía.SegurosLaCompañíamantienedistintossegurosconformealasprácticasdelaindustria,incluyendoperonolimitadoaseguro de todo riesgo operativo, de responsabilidad civil y de responsabilidad por daño ambiental. Sinembargo,algunaspérdidaspodríannoestarcompletamenteaseguradas.Véase“FactoresdeRiesgo–Riesgos

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Relacionadoscon lasActividadesde laCompañía–Lacoberturaparcialde laspólizasdesegurocontratadasporlaCompañíapodríaafectarsignificativamentelaposibilidaddecubrirposiblessiniestros”.Lasactividadesdeextraccióndepetróleoygasde laCompañíaestánaseguradashastaUS$1,2millonesporreclamo(oUS$1,0millonesenelcasodeGobernadorAyalaV).LaplantadecementoenPicoTruncadoestáasegurada por US$96,7 millones y la Compañía cuenta con un seguro de responsabilidad de terceros paraambasplantasdecemento(ComodoroRivadaviayPicoTruncado)dehastaUS$1,2millonesporreclamo(peronocuentaconunseguroporpéridadeproducción).ElequipamientodeenergíarenovabledelaCompañíaestáaseguradopor suvalor total y tambiéncuenta conun segurode responsabilidadde tercerosdehastaUS$5millonesporreclamo.LaCompañíano tienesegurospor lucrocesante.En losúltimosaños, laCompañíanoha realizado reclamossignificatvosbajolaspolíticasdeseguro.LaIndustriadelPetróleoyelGasenArgentina

CaracterísticasgeneralesdelaindustriadelPetróleoyelGas

Lasprincipalesvariablesdelaindustriadelpetróleosefijanusualmenteenelmercadointernacional.Másalládeltratamientoaduanerootributarioydelasregulacionesincorporadasencadapaís,elsectorseencuentradirectamenteexpuestoa las variacionesde losprecios internacionales.Estasvariaciones seencuentranmuyinfluenciadasporfactoresgeopolíticos,enespecialaquellosquesedesarrollanenlaregióndeMedioOriente,debidoalaelevadaconcentracióndereservasdecrudoenlospaísesdedichazona.A partir de 1999 se ha observado un crecimiento importante de los precios del crudo, lo que hamejoradonotablementelasperspectivasoperativasdelascompañíasdelsector.Esteincrementoenlospreciosobedeceauncrecimientodelaeconomíaglobal,impulsado,entreotrosfactores,porelcrecimientoeneldesarrollodeChina, y el control de la oferta de los principales productores miembros de la Organización de PaísesExportadores de Petróleo, compuesta por los principales productores de petróleo de los países árabes, porVenezuela, el principal productor latinoamericano, y por el recientemente reincorporado Ecuador. Esteincrementoenlosprecioshasidomuyimportanteparaincentivarlasinversionesenelsectoranivelmundial.Laindustriadelgasnaturalseencuentramuyrelacionadaconlaindustriadelpetróleo.Estosedebealusodetecnologíassimilaresenlaexploraciónyproducción,yalafrecuentepresenciadeambosrecursosnaturalesenformaconjuntaenlasmismaszonasgeográficas.Sinembargo,lasvariablesquemarcanelcomportamientodela industria del gas natural se encuentran más condicionadas a factores locales. Los elevados costos detransportedificultanlaexistenciadeunverdaderomercadointernacional.LaIndustriaArgentinadelPetróleoyGas

Hasta comienzos de la década de 1990, el Gobierno Argentino dirigía la mayoría de las actividadeshidrocarburíferas, incluidos la exploración, la producción y el transporte. A pesar de que la Ley deHidrocarburos fuepromulgadaen1967, lepermitía alGobiernoNacionalotorgarpermisosdeexploración yconcesionesdeproducciónalsectorprivado,dichafacultaderararavezejercida.Antesde1989,lasempresasdel sector privado se dedicaban a actividades de explotación mediante contratos de servicios con YPF. ElpetróleoqueseextraíaeraentregadoaYPF,quienluegolodistribuíaalasrefinerías.LospreciosdelpetróleoeranestablecidosporelGobiernoArgentinoanivelesqueengeneralestabansignificativamentepordebajodelospreciosinternacionales.En 1989, con la sanción de la Ley de Reforma del Estado y Emergencia Económica, se desreguló el sectorhidrocarburífero. Los instrumentos específicos para desregular el mercado de hidrocarburos fueron losdecretosNº1055del10deoctubrede1989,1212del8denoviembrede1989yNº1589del27dediciembrede1989.Elnuevomarcoregulatorioincluyólosiguiente:YPFdevolvióáreasdeexploraciónparasuposteriorlicitaciónalsectorprivado;selicitaronáreasmarginales;selicitaronáreascentralesdeYPF,incluyendograndesáreas; se podrían celebrar contratos con YPF para explorar y explotar ciertas áreas productivas.Adicionalmente,seestableciólalibredisponibilidaddeloshidrocarburos,seautorizóaexportareimportar,seautoriza la libre convertibilidad en divisas de los ingresos de los operadores en todos los eslabones de la

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cadena, se propuso la privatización de YPF y la promulgación de una nueva ley de hidrocarburos, quefinalmente no fue sancionada. A partir de 1991 se eliminaron los precios oficiales del petróleo crudo yproductosrefinados,yapartirde1994sedesregulóelpreciodegasenbocadepozo.Lareformadelsectorderivóenlalibrefijacióndepreciosyenunmercadomáseficiente,comoconsecuenciadelaparticipacióndelosactoresdelsectorprivadoylacompetencia.Lareformadelsectorderivóenlalibrefijacióndepreciosyenunmercadomáseficiente,comoconsecuenciadelaparticipacióndelosactoresdelsectorprivadoylacompetencia.AsimismolareformaincluyólaventadelaentoncesempresaestatalYPF.Losactivosfueronadquiridosporcompañíasextranjerasyargentinas,muchasdelascualesyateníanpresenciaenelpaísenunaovariasdelasetapasdelprocesodeproducción-refinación- comercialización. Las nuevas reglas introducidas en la década del noventa incentivaron unamayor ymásamplia presencia de los grandes jugadores internacionales, tales como Repsol, Pioneer, Chevron, BritishPetroleum,ElPasoEnergyy Shell, yenel2002 ingresaronal segmentoSipetrol yPetrobras. Las inversionesrealizadasentrelosaños1990y2002permitieronincrementarsustancialmentelosnivelesdeproduccióntotalde gas en aproximadamente un 83% y de petróleo en aproximadamente 37%. Las reservas de gas seincrementaronenun23%ylasreservasdepetróleoaumentaronenun40%duranteelmismoperíodo.Elnegociodelgastambiénfueprivatizadoaprincipiosdeladécadadel90.GasdelEstadoS.E.,laexcompañíaestatalquemanteníaelmonopoliodelnegocio,fuedivididaendoscompañíastransportistas,TGNyTGS,yenochocompañíasdistribuidoras(ydesde1998seincorporóunanovenadistribuidora).PormediodelaLeyNº24.065(normaqueregulaelfuncionamientodeltransporteydistribucióndelgasnatural)secreóelENARGAS.Actualmente la industria del gas en Argentina opera en un mercado privatizado, con operadores locales einternacionales. Repsol-YPF domina el negocio de producción, mientras que el negocio de transporte escompartido entre TGN y TGS, quienes no pueden comercializar gas y deben garantizar el acceso gratuito eindiscriminadoalosgasoductos.La Ley de Emergencia Pública, sancionada en el año 2002, introdujo cambios a la dinámica del sectorhidrocarburífero. Algunas de las disposiciones de dicha ley incluyeron retenciones a las exportaciones dehidrocarburos líquidos y sus productos derivados, límites al incremento de precios en elmercado del gas yciertasrestriccionesalasexportaciones.Enloquerespectaalascuestionesjurisdiccionales,conlasancióndeladenominadaLeydeFederalizacióndeLosHidrocarburos,sancionadaenelaño2007,seotorgóalasprovinciasargentinaseldominiodelasreservasdepetróleocrudoygasubicadasdentrodesusterritorios,quedandoéstasfacultadasparaotorgarpermisosyconcesionesaempresasprivadas.En el año 2012, el GobiernoArgentino resolvió la intervención estatal de YPF y entró en vigencia la Ley deSoberaníaHidrocarburífera,quedeclaródeinteréspúbliconacionalycomoobjetivoprioritariodelaArgentinael logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización,transporteycomercializacióndehidrocarburos,afindegarantizareldesarrolloeconómicoconequidadsocial,lacreacióndeempleo,elincrementodelacompetitividaddelosdiversossectoreseconómicosyelcrecimientoequitativo y sustentable de las provincias y regiones, y asimismo declaró de utilidad pública y sujeto aexpropiación el 51% del capital de YPF representado por igual porcentaje de las acciones claseD de dichaempresa, pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta.Asimismo, declaró de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del capital de Repsol YPF GAS S.A.representadoporel60%de lasaccionesclaseAdedichaempresa,pertenecientesaRepsolButanoS.A., suscontrolantesocontroladas.DichaleyestablecióquelasaccionessujetasaexpropiacióndelasempresasYPFyRepsolYPFGASS.A.quedarándistribuidasdelsiguientemodo:el51%perteneceráalEstadoNacionalyel49%restantesedistribuiráentre lasprovincias integrantesde laOrganizaciónFederaldeEstadosProductoresdeHidrocarburos.Asuvez,enjuliode2012elGobiernoArgentinoemitióelDecreto1277/2012,medianteelcualseregulólaLeyde SoberaníaHidrocarburífera y se derogaron las disposiciones de losDecretosNº 1055/1989, 1212/1989 y1589/1989queestablecían: (i)elderechodedisponerde laproduccióndehidrocarburos(destinadatantoalmercadointernocomoaldeexportación),(ii)lalibertaddepreciosy(iii)laexencióndecualquiertasa,leyy/oretenciónalasexportacioneseimportacionesdehidrocarburos.Asuvez,pormediodelDecreto1277/2012se

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crearon(i)laComisión,y(ii)elRegistroNacionaldeInversionesHidrocarburíferas.LasfuncionesdelaComisiónfueronasignadasalMEyMmedianteelDecreto272/2015,normaquedispuso ladisoluciónde laComisiónymodificódisposicionesdelDecreto1277/2012.ElRegistroNacionaldeInversionesHidrocarburíferassefusionócon el Registro de Empresas de Petróleo, creado por la Resolución N° 407/2017, conforme a la Resolución240/2017emitidaporlaSecretaríadeRecursosHidrocarburíferos.Enoctubrede2014elCongresosancionólaLeyNº27.007,quemodificólaLeydeHidrocarburosArgentinaenciertos aspectos, principalmente relacionados con la exploración y producción de hidrocarburos noconvenciones (no reguladosen la LeydeHidrocarburos), laextensiónde las concesionesy laalícuotade lasregalías,entreotrascuestiones.Argentina es, junto con Venezuela, México y Brasil, uno de los principales jugadores del sector enLatinoamérica.Laindustriadepetróleoygasesunadelasactividadesmásfuertesdelpaís,ycuentaconunaimportanteinfraestructura,enespecialenelsectorpetrolero.Laindustriadelpetróleocuentaconoleoductosqueunenlasprincipalescuencasdelpaísconlosmercadoslocalesyconsalidasalosmercadosinternacionales,yconrefineríasconcapacidadsuficienteparaabsorberlaproduccióndecrudoactual.Esunmercadocompetitivo,conmúltiplesoperadoresyjugadoreslocaleseinternacionales.Elsectoresunodelosprincipalescontribuyentesalfisco,atravésdelasretenciones(derechos)sobrelasexportaciones.Produccióntotal

Laproduccióndepetróleoygasexperimentóunimportanteincrementoduranteladécadadelos90s,luegodelasprivatizacionesdelsector.Sinembargo,sepuedeapreciarqueapartirde1999unacaídadelosvolúmenesproducidos de petróleo. Esto se debe a bajos niveles de inversión inicialmente provocados por la baja delprecio del petróleo del año 1998, la crisis política y económica sufrida por Argentina en 2001 y 2002, y,posteriormente, a la introducción de fuertes derechos de exportación. En el año 2017, la producción depetróleocrudoenArgentinatotalizóaproximadamente27,81millonesdem3,representandounadisminucióndel 6,37% con respecto al nivel del año 2016 donde la producción había sido de aproximadamente 29,71millones de m3. Por su parte, la producción de gas natural en Argentina para el ejercicio 2017 totalizóaproximadamente44,59milesdemillonesdem3,locualrepresentaunadisminucióndel0,87%conrespectoalos44,99milesdemillonesdem3delaño2016.Lossiguientescuadrospresentanlaevolucióndelaproduccióndepetróleoygasenlosúltimosaños:

Fuente:exSecretaríadeEnergíadelaNaciónArgentina.

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Cuencassedimentarias

Si bien existen 24 cuencas sedimentarias conocidas en el país, que cubren un área de aproximadamente1.850.000km2,laproduccióncomercialestáconcentradaenlaactualidadencincocuencas:cuencaNeuquina,cuenca del Golfo San Jorge, cuenca Austral, cuenca Cuyana y cuencaNoroeste. La distribución por cuencassedimentariasdelaproduccióndepetróleoygasnaturalenArgentinaparaelaño2017fuelasiguiente:

CuencaPetróleo GasNatural

m3 %Total Milesdem3 %Total

Austral 1.004.484 3,61 10.681.723 23,95

Cuyana 1.505.397 5,41 48.414 0,11

GolfoSanJorge 13.404.507 48,19 5.384.218 11,95

Neuquina 11.533.334 41,47 26.116.220 58,96

Noroeste 366.163 1,32 2.400.836 5,38

Total 27.813.885 100 44.595.411 100


Ladistribuciónporprovinciasdelaproduccióndepetróleoygasnaturalparaelaño2017fuelasiguiente:

ProvinciaPetróleo GasNatural

m3 %Total Milesdem3 %Total

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Chubut 8.123.603 29,21 3.435.664 7,70

NC(EstadoNacional) 198.221 0,71 4.522.398 10,14

Formosa 92.956 0,33 24.402 0,05

Jujuy 12.922 0,05 3.711 0,01

LaPampa 1.058.775 3,81 376.270 0,84

Mendoza 4.392.721 15,79 1.928.010 4,32

Neuquén 5.687.680 20,45 22.077.047 49,51

RíoNegro 1.899.556 6,83 1.783.306 4,00

Salta 260.284 0,94 2.372.723 5,32

SantaCruz 5.684.706 20,44 3.696.505 8,29

TierradelFuego 402.462 1,45 4.375.374 9,81

Total 27.813.885 100 44.595.411 100


Cada cuenca comprende diversos yacimientos, siendo El Trapial, El Tordillo, Puesto Hernández, El CorcoboNorte,LosPerales,ManantialesBehr,ChihuidodelaSierraNegra,Zorro,ValleHermoso,25deMayo-MedantioS.E.,LomadelaLatayBarrancaBayalosmásproductivosenpetróleo.Enelcasodelgasnatural,losyacimientosconmayorniveldeproducciónsonLomadelaLata,AguadaPichana,Loma Las Yeguas-Rincón Chico, Ramos, Cañadon Alfa-Ara-Ara Sur-Antares-Argo, San Sebastián, Aries-AriesNorte,TresPicos,Macueta,SanPedritoyCentenario.

Operadores

Bajomuy diversosmarcos jurídicos y contractuales, desde varias décadas antes de la privatización de YPF,diversasáreasyyacimientoseranoperadosoexplotadosporempresasprivadas.Enalgunoscasoslohacíanpormedio de contratos con la empresa estatal, en otros por cuenta propia reteniendo la propiedad de loshidrocarburos extraídos. En lamayor parte de los casos la concesión de estos yacimientos está compartidaentrevariasempresas,siendogeneralmentesólounadeellaslaoperadora(usualmentelaempresaqueposeeelmayorporcentajedelaconcesión).Conformea losdatosdelMEyM,en2017, YPF fue laprincipaloperadoraenpetróleo (45,18%del total), entantolassiguientesnueveempresas–entrelascualesseencuentraPCR–concentraronel43,60%deltotaldelmercado.Acontinuaciónsepresentauncuadroconladistribuciónporcentualporoperadordelaproduccióndepetróleodelaño2017:

ProduccióndePetróleo-Año2017

EmpresaOperadora m3 %Total

YPF 12.566.149 45,18

PanAmericanEnergyLLC(Suc.Arg.)LLC 5.644.641 20,29

PluspetrolS.A. 1.719.728 6,18

SINOPECArgentinaExplorationandProduction,Inc. 1.459.749 5,25

TecpetrolS.A. 707.502 2,54

CompañíasAsociadasPetrolerasS.A. 655.637 2,36

ChevronArgentinaS.R.L 511.680 1,84

PetroleraEntreLomasS.A. 506.048 1,82

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ProduccióndePetróleo-Año2017

EmpresaOperadora m3 %Total

TotalAustralS.A. 489.810 1,76

PCR 433.288 1,56

Otros 3.119.653 11,22

Totalgeneral 27.813.885 100,00

Fuente:exSecretaríadeEnergía

Elpetróleocrudoesvendidoporlosproductoreslocalesenelmercadodoméstico,mientrasqueesusualquelos grandes productores exporten parte de su producción. Los precios del crudo se pactan tomando comoreferenciaelBrentmenosundescuentocomercialquevaríaporcuenca.Enelcasodelgasnatural, laproducciónde2017tuvounamenorconcentraciónqueladepetróleoentrelosprincipalesoperadores.YPFyTotalAustralS.A.lideraronelmercadodeoperadores,concentrandoun44,75%y19,38%respectivamente,deltotaldelaproducción,entantolassiguientesempresassumaronel25,27%delamisma.Acontinuaciónsepresentauncuadroconladistribuciónporoperadordelaproduccióndegasnaturaldelaño2017:

ProduccióndeGasNatural-Año2017

EmpresaOperadora Milesdem3 %Total

YPF 15.012.753 33,66

TotalAustralS.A. 11.907.555 26,70

PanAmericanEnergy(Suc.Arg.)LLC 5.497.748 12,33

PetrobrasArgentinaS.A. 1.667.238 3,74

TecpetrolS.A. 1.537.651 3,45

YsurEnergíaArgentinaS.R.L. 1.343.059 3,01

PluspetrolS.A. 1.099.275 2,46

CompañíaGeneraldeCombustiblesS.A. 1.073.532 2,41

SinopecArgentinaExplorationandProduction,INC. 803.871 1,80

ENAPSIPETROLArgentinaS.A. 753.591 1,69

Otros 3.899.139 8,74

TOTAL 44.595.411 100,00 Fuente:exSecretaríadeEnergía

SegúnelENARGAS,enelaño2016,aproximadamenteel24,2%delaproduccióndegasnaturalobtenidaporelconjunto de los operadores tiene como destino a las redes del mercado residencial a través de lostransportistas,mientrasqueelrestoesconsumidoenlosyacimientosoinyectadoenlaformación,entregadoacomercios, industrias,centraleseléctricasyaotrosproductores,retenidoenplantaspropiasodeterceros,oexportadodirectamente.

MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleoyelGasenArgentinaElsiguienteesunresumendeciertasdisposicionesdelasleyesynormasdeArgentinayEcuadoraplicablesala

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industriadelpetróleoyelgasyaPCR.Elpresenteresumennotieneporobjetoconstituirunanálisisexhaustivode todas las leyes y normas aplicables a la industria del petróleo y el gas. Se recomienda consultar con susrespectivosasesoreslegalesycomercialesafindeefectuarunanálisismásdetalladodelasmismas.

CaracterísticasGenerales

LaindustriahidrocarburíferaestáfundamentalmentereguladaporlaLeydeHidrocarburos,laLeyCortaylaLey27.007,sancionadaenoctubrede2014,quemodificóvariosaspectosestablecidosenlaLeydeHidrocarburos,lascualesestablecenelmarcolegalgeneralparalaexploraciónyproduccióndepetróleoygasenArgentina.LaLey N° 27.007, además de introducir cambios vinculados principalmente con los plazos y prórrogas de lospermisos de exploración y de las concesiones de explotación, los cánones y las alícuotas de regalías, y laincorporación de las figuras de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales, incorporatambién el régimen de promoción para la industria establecido bajo el Decreto N° 929/13. La Ley del GasNatural N° 24.076, sancionada y promulgada en 1992 (la “Ley del Gas Natural”), establece las bases paradesregularlaindustriadeltransporteyladistribucióndegasnaturalycreaelENARGAS.Si bien la Ley de Hidrocarburos originalmente preveía que las reservas de hidrocarburos ubicadas en elterritorio de Argentina y en su plataforma continental correspondían al dominio del Estado Nacional,simultáneamenteconlaprivatizacióndeYPFyGasdelEstadoS.E.,oGdE,laentoncesempresaestataldedicadaaltransporte,distribuciónycomercializacióndegas,setransfirióalasProvinciaslatitularidaddelasreservasdepetróleoygasubicadasensusterritorios,deconformidadconloprevistobajolaLeyN°24.145,alaquesedenomina la “LeydePrivatizaciónYPF”.Dichanorma fuesubsiguientementecomplementadapor la reformaconstitucional de 1994, que reconoció a las Provincias el dominio originario sobre los recursos naturalesexistentesensuterritorioenelnuevoartículo124delaConstituciónNacional,ymedianteeldictadodelaLeyde Federalizaciónde LosHidrocarburos, tambiéndenominada LeyCorta, que actualmente estableceque lasáreasdepetróleoygaspertenecenalEstadoNacionaloa lasProvincias, segúnel territorioenelqueesténubicados.La Leyde SoberaníaHidrocarburífera faculta alGobiernoNacional a establecer unapolítica nacional para eldesarrollo de reservas argentinas y otorgar permisos y concesiones para satisfacer la demanda local dehidrocarburos.Aúnprivatizada, la industriadelpetróleoygascontinúasiendo fuertemente regulada,particularmenteen loque respecta a la adjudicación de derechos de exploración y producción, las restricciones a la producción yexportación, impuestos y derechos sobre la producción bruta y las obligaciones específicas de inversiónrelacionadasconlasactividadesdeperforaciónyotroscontrolesambientalesyobras.Adicionalmente,laLeyN°25.943,sancionadael20deoctubrede2004,creóunaempresaestataldeenergíadenominada Energía Argentina Sociedad Anónima (“ENARSA”), cuyo objetivo es desarrollar, a través deterceros o a través de uniones transitorias, (1) estudios, exploración y producción de reservas naturales dehidrocarburos, (2) el transporte, procesamiento y venta de hidrocarburos y sus subproductos directos eindirectos,(3)eltransporteydistribucióndegasnaturaly(4)lageneración,transporte,distribuciónyventadeelectricidad.Con lapromulgaciónde la LeydeSoberaníaHidrocarburífera,elGobiernoArgentino resolvió la intervenciónestatal de YPF y declaró de interés público nacional y comoobjetivo prioritario de la Argentina el logro delautoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte ycomercializacióndehidrocarburos,afindegarantizareldesarrolloeconómicoconequidadsocial, lacreacióndeempleo,elincrementodelacompetitividaddelosdiversossectoreseconómicosyelcrecimientoequitativoysustentabledelasprovinciasyregiones,yasimismodeclaródeutilidadpúblicaysujetoaexpropiaciónel51%del patrimonio de YPF representado por igual porcentaje de las acciones clase D de dicha empresa,pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Asimismo,declaródeutilidadpúblicaysujetoaexpropiaciónel51%delpatrimoniodeRepsolYPFGASS.A.representadoporel60%delasaccionesclaseAdedichaempresa,pertenecientesaRepsolButanoS.A.,suscontrolantesocontroladas.DichaleyestablecióquelasaccionessujetasaexpropiacióndelasempresasYPFyRepsolYPFGASS.A., quedarán distribuidas del siguientemodo: el 51% pertenecerá al estado nacional y el 49% restante se

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distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores deHidrocarburos.Mediante el Decreto N° 1277/2012, reglamentario de la Ley de Soberanía Hidrocarburífera, el GobiernoArgentinoderogóaquellasdisposicionesdelosDecretosN°1055/89,1212/89y1589/89queestablecían:(i)elderechoalalibredisponibilidaddelaproduccióndehidrocarburos(tantoparacomercializarlosenelmercadodomésticocomoparaexportarlos), (ii) la libre fijacióndeprecios;y (iii) laexencióndetodoarancel,derechoy/oretenciónsobre lasexportacionese importacionesdehidrocarburos.Lanormaestablececomoobjetivosprincipales:

• aumentarlasinversionesentodalacadenadeproducciónhidrocarburífera;

• laintegracióndelcapitalpúblicoyprivado,nacionaleinternacional,enalianzasestratégicasdirigidasalaexploraciónyexplotacióndehidrocarburosconvencionalesynoconvencionales;

• lapromocióndelaindustrializaciónycomercializacióndehidrocarburosconaltovaloragregado,y

• laproteccióndelosinteresesdelosconsumidores.

Atales fines,pormediodelDecretoNº1277/2012secreó laComisión,queteníaasucargo laelaboraciónypresentaciónanualdel“PlanNacionaldeInversionesHidrocarburíferas”,enelcualsefijaríanlospresupuestosmínimos y las metas en materia de inversiones en exploración, explotación, refinación, comercialización ytransportedehidrocarburosparaellogrodelosobjetivosdela“PolíticaHidrocarburíferaNacional”.Adicionalmente,elDecretoNº1277/2012creóunRegistroNacionaldeInversionesHidrocarburíferasenelcualdeberían inscribirse todas las personas humanas y jurídicas que realizaran actividades de exploración yexplotación, refinación,comercializaciónytransportedehidrocarburos,comorequisito indispensableparaeldesarrollodedichaactividadentodoelterritorionacional.En línea conestosobjetivos,eldecreto imponea las compañíasque realicen lasactividadesdeexploración,explotación, refinación, comercialización y transportedehidrocarburos, lapresentaciónde suPlanAnualdeInversionesantelaComisión,elcualdeberáajustarsealosrequerimientosdelaestrategianacional.LaComisiónestátambiénacargodelassiguientesfunciones:

• auditarenformatrimestralelcumplimientodelPlanAnualdeInversionesNacionaly, llegadoelcaso, requerir la presentacióndeunnuevoPlande Inversiónque se ajuste al PlanNacional deInversionesHidrocarburíferas;

• auditar en forma permanente el cumplimiento de las especificaciones que deben cumplir loscombustiblesquesecomercialicenparaconsumoenterritorioargentino;

• auditar en forma periódica la razonabilidad de los costos informados por los productores y los

respectivos precios de venta; encontrándose facultada para adoptar las medidas que estimenecesariasparaevitary/ocorregirconductasdistorsivasquepuedanafectar los interesesde losconsumidoresenrelaciónalprecio,calidadydisponibilidaddelosderivadosdehidrocarburos,deacuerdoaloprevistoenlaLeyNº20.680o“LeydeAbastecimiento”;y

• aplicarsancionesatravésdemultas,suspensiónobajadelRegistrodeInversiones(locualsupone

la incapacidad de las personas de que se trata para continuar realizando actividadeshidrocarburíferas) y nulidad o caducidad de las concesiones y permisos en casos deincumplimientodelDecreto.

Posteriormente, el31 de octubre de 2014, el Congreso promulgó la Ley N° 27.007, la cualmodificó ciertosaspectos de la Ley de Hidrocarburos, fundamentalmente en lo atinente a la exploración y producción dehidrocarburos no convencionales (los cuales no estaban regulados bajo el régimen anterior), prórrogas delplazodelasconcesionesytasasderegalías.

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Asimismo, a través del Decreto N° 272/2015, se disolvió la Comisión. Las funciones y las facultades de laComisiónfueronasumidasporelMEyM.AtravésdelDecretoN°272/2015,seleencomendóalMEyMllevaracabounarevisión integralde las reglasque rigen los requisitosde inscripciónypresentaciónde informaciónaplicablesaempresasquesedesempeñanenelsectordehidrocarburos.AtravésdelaResoluciónN°240/2017delaSecretaríadeRecursosHidrocarburíferos,elRegistroNacionaldeInversionesHidrocarburíferassefusionóconelRegistrodeEmpresasdePetróleo,creadaporlaResoluciónN°407/2007.

LeydeFederalización

LaLeyN°24.145(“LeydeFederalización”)modificólaLeydeHidrocarburos,estableciendoquelosyacimientosdehidrocarburoslíquidosygaseosospertenecenalGobiernoNacionaloalosGobiernosProvinciales,segúnelterritorioenelqueesténubicados.Losyacimientosubicadoseneláreaqueseextiendeentrelas12millasnáuticasdelalíneacosterayellímiteexterior de la plataforma continental pertenecen al Gobierno Nacional. Todos los yacimientos que seencuentranensusterritoriosy losubicadosenelmaradyacentea lacosta,hastaunadistanciade12millasnáuticas seguirán siendo de propiedad de las Provincias y la Ciudad de Buenos Aires, según sea el caso. Envirtud de la Ley de Federalización, el Congreso Argentino continuará sancionando leyes y reglamentacionesparadesarrollar recursoshidrocarburíferosa lo largode todoel territorioargentino (incluyendo los recursosmarinos),perolosgobiernosdelasprovinciasenlasqueseencuentrenubicadaslasreservasdehidrocarburosserán responsables de la aplicación de dichas leyes y reglamentaciones, y de la administración de losyacimientos hidrocarburíferos, y actuarán como autoridades concedentes de los permisos de exploración yconcesiones de explotación. Por consiguiente, aunque la Ley de Federalización estableció que las provinciasserán responsables de la administración de los yacimientos, el Estado Nacional mantuvo la facultad dedeterminarlapolíticaenergéticaanivelnacional.La Ley de Federalización también transfiere a las Provincias pertinentes, por imperio de la ley, todos lospermisosdeexploraciónyconcesionesdeexplotacióndepetróleoygasasícomootrostiposdecontratosdeexploracióny/oexplotaciónsuscriptosconelGobiernoNacional,sinafectarlosderechosuobligacionesdelostitularesdepermisosoconcesiones.Además, la Ley de Federalización establece que las regalías sobre hidrocarburos adeudadas en la fecha devigencia de la ley son pagaderas a las provincias donde los respectivos yacimientos están ubicados, deconformidadconlasdisposicionesdelosrespectivospermisosocontratosdeconcesión.Antesdelasancióndela Ley de Federalización, las regalías también se abonaban directamente a las Provincias en virtud de lasResoluciones155/92y435/04delaexSecretaríadeEnergía.Delmismomodo, lasProvincias (así comoelGobiernoNacionalen relacióncon losyacimientosubicadosenjurisdicción federal) tendrán las facultades establecidas en la Ley de Hidrocarburos y las reglamentacionescomplementariasparaotorgarpermisosyconcesionesrespectodelosyacimientosubicadosensusrespectivosterritoriosyparadeterminarlasautoridadesdeaplicación.Noobstante,laLeydeFederalizaciónestablecequelaspolíticasenergéticasfederalesseránimplementadasporelPoderEjecutivoNacional.ExploraciónyProducciónDe acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, las actividades de exploración y explotación de petróleo y gas enArgentinadebenllevarseacabomediantepermisosdeexploración,concesionesdeexplotación,contratosdeserviciosdeproducción,ocontratosdeasociación.Sinembargo,laLeydeHidrocarburospermiteelreconocimientodelasuperficiedeterritoriosnocubiertosporpermisosdeexploraciónoconcesionesdeexplotación,conlaautorizacióndelaexSecretaríadeEnergíayelpermiso del propietario del terreno. La información obtenida mediante el reconocimiento superficial debesuministrarsealMEyM.Pesasobreéstalaprohibicióndedivulgardichainformaciónduranteunperíododedos

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años sin la autorización previa de la parte que realizó el reconocimiento, excepto en relación con elotorgamientodeunpermisodeexploraciónoconcesionesdeproducción.La Ley de Hidrocarburos establece la exigencia de que los permisos de exploración y las concesiones deexplotación se otorguen mediante licitación competitiva y fija el principio según el cual esta atribución semantiene en cabeza de las Provincias o del EstadoNacional, según corresponda. Adicionalmente, la LeyNº27.007proponelaelaboracióndeunpliegomodeloqueseráelaboradoconjuntamenteporlaexSecretaríadeEnergía y las autoridades provinciales, al que deberán ajustarse los llamados a licitación dispuestos por lasautoridadesde aplicaciónde la ley. La LeyNº27.007 introduceun criterio concretopara la adjudicacióndepermisos y concesiones al incorporar el parámetro concreto de “mayor inversión o actividad exploratoria”,comodefinitorioencasodeigualdaddeofertas,acriteriodebidamentefundadodelPoderEjecutivoNacionaloProvincial,segúncorresponda.LaLeyN°27.007establecenuevosplazosparalospermisosdeexploraciónyconcesionesdeexplotación:ConcesionesdeexploraciónLosplazosde lospermisosdeexploración serán fijadosen cada licitaciónpor la autoridadde aplicación, deacuerdoalobjetivodelaexploración(convencionalonoconvencional),conformeelsiguientedetalle:

(i) exploraciónconvencional:sedivideelplazobásicoendosperíodosdehastatres(3)añoscadauno,másunaprórrogafacultativadehastacinco(5)años.Deestamanerasereducedecatorce(14)aonce(11)añoslaextensiónmáximaposibledelospermisosdeexploración;

(ii) exploraciónnoconvencional:sedivideelplazobásicoendosperíodosdecuatro (4)añoscadauno,másunaprórrogafacultativaporhastacinco(5)años,esdecirhastaunmáximodetrece(13)años;y

(iii) exploración en la plataforma continental y en el mar territorial: se divide el plazo básico en dos

períodosdecuatro(4)añoscadauno,másunaprórrogafacultativaporhastacinco(5)años.

Al finalizar el primer período del plazo básico el titular del permiso de exploración decidirá si continúaexplorando en el área, o si la revierte totalmente al Estado. Se podrámantener toda el área originalmenteotorgada,siemprequehayadadobuencumplimientoa lasobligacionesemergentesdelpermiso.Al términodelplazobásicoeltitulardelpermisodeexploraciónrestituiráeltotaldelárea,salvosiejercitaraelderechodeutilizarelperíododeprórroga,encuyocasodicharestituciónquedarálimitadaal50%delárearemanente.Concesionesdeexplotación

Lasconcesionesdeexplotacióntendránelsiguienteplazodevigencia,elcualsecontarádesdelafechadelaresoluciónquelasotorgue:

(i) concesióndeexplotaciónconvencional:veinticinco(25)años;

(ii) concesióndeexplotaciónnoconvencional:treintaycinco(35)años;y

(iii) concesióndeexplotaciónenlaplataformacontinentalyenelmarterritorial:treinta(30)años.Asimismo,conunaantelaciónnomenoraunañoalvencimientodelaconcesión,eltitulardelaconcesióndeexplotaciónpodrásolicitarindefinidasprórrogasporunplazodediez(10)añossiemprequehayacumplidoconsusobligacionescomoconcesionariodeexplotación,seencuentreproduciendohidrocarburosenlasáreasencuestiónypresenteunplandeinversionesconsistenteconeldesarrollodelaconcesión.La Ley Nº 27.007 elimina la restricción a la titularidad de más de cinco (5) permisos de exploración y/oconcesionesdeexplotacióndemanerasimultánea,yaseaenformadirectao indirecta,previstaen laLeydeHidrocarburos.

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En el supuesto de que los titulares de permisos de exploración descubran cantidades comercialmenteexplotablesdepetróleoogas,dichotitulartienederechoaobtenerunaconcesiónexclusivaparalaproducciónyexplotaciónderecursospertinentes.Laconcesióndeproducciónconfiereasutitularelderechoexclusivodeproducirpetróleoygasdeláreapertinentecubiertaporlaconcesiónduranteelplazoestablecidoenelartículo35 de la Ley de Hidrocarburos (más, en determinados casos, parte del plazo no vencido del permiso deexploración subyacente), que puede ser prorrogado por las autoridades pertinentes. Una concesión deproduccióntambiénfacultaasutitularaobtenerunaconcesióndetransporteparaeltransportedelpetróleoyelgasproducido.Bajo la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y concesiones de producción debenllevaracabotodas lastareasnecesariasparaencontraroextraerhidrocarburos,empleandolastécnicasmáseficientesyparaefectuar las inversionesespecificadasensusrespectivospermisosoconcesiones.Asimismo,tales titulares de los permisos de exploración y concesiones para la producción, deben evitar daños a losyacimientospetrolíferosydesperdiciodehidrocarburos,arbitrarlosmediosnecesariosparaevitaraccidentesydañosalasactividadesagrícolas,laindustriapesquera,lasredesdecomunicaciónylacapafreáticaycumplircontodaslasleyesyreglamentacionesnacionales,provincialesymunicipalesaplicables.Lospermisosdeexploracióny las concesionesdeproduccióno transporte son susceptiblesdecaducidadencasodefaltadepagodeloscánonesolasregalíasoincumplimientodelasleyes,reglamentacionesaplicablesolostérminosde laconcesiónoencasodequiebradelconcesionario.Operadoelvencimientooproducida lacaducidad de una concesión de producción, los pozos de petróleo y gas, los equipos de operación ymantenimiento y las instalaciones auxiliares revierten automáticamente al Gobierno Nacional o Provincial,segúncorresponda,sinquemediepagoalgunoalconcesionario.Laconcesiónpuedesercedidaensutotalidadoenparte,conlapreviaautorizacióndelPoderEjecutivodelaNación.Deconformidadcon laLeydeFederalización,ciertosderechosdeexploraciónyproducciónotorgadosporelGobiernoNacionalsobrelosyacimientoshidrocarburíferosubicadosenlasProvincias(incluyendolosubicadosen las aguas adyacentes a sus costas) se transfirieron a dichas Provincias. Bajo este régimen, las Provinciastendrán el derecho de (i) control y vigilancia de los contratos concesión y explotación; (ii) exigir elcumplimiento de los términos y condiciones de los contratos de concesión y explotación; (iii) aprobar laprórrogadelosplazosdeloscontratosdeconcesiónyexplotación;e(iv)imponercargos.Adicionalmente,envirtuddelDecretoN°1277/2012,reglamentariode laLeydeSoberaníaHidrocarburífera,las empresas dedicadas a la exploración y explotación de hidrocarburos deberán presentar antes del 30 deseptiembre de cada año su Plan Anual de Inversiones, donde deberán incluir un detalle de sus metascuantitativas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos. Asimismo, deberán informar susplanes en materia de mantenimiento y aumento de reservas, incluyendo: (a) su plan de inversiones enexploración; (b) suplande inversionesen recuperaciónprimariade reservas;y (c) suplande inversionesenrecuperaciónsecundariadereservas.El29dediciembrede2015ypormediodelDecreto272/2015semodificóelDecretoN°1277/2012 (eliminándosevariosartículosdelmismo)ysedispuso ladisoluciónde laComisiónpasando a ejercer sus funciones remanentes el MEyM. Paralelamente y con la finalidad de garantizar laconservación de las reservas, la Comisión (cuyas facultades son actualmente ejercidas directamente por elMEyM)estableceloscriteriosquelasempresasdedicadasalaexploracióndeberánrespetaralelaborarsuPlanAnualdeInversión.

Transporte

Con la reformade la Ley27.007, las concesionesde transporte,quehasta ahora seotorgabanpor treinta ycinco(35)años,seránotorgadasporelmismoplazodevigenciaquelaconcesióndeexplotaciónenlaqueseorigina,más laposibilidaddesucesivasprórrogasporhastadiez (10)añosmáscadauna.Deesta forma, lasconcesiones de transporte que se originen en una concesión de explotación convencional tendrán un plazobásico de veinticinco (25) años, y las que se originen en una concesión de explotación no convencional detreintaycinco(35)años,máslosplazosdeprórrogaqueseotorguen.Vencidosdichosplazos,lasinstalacionespasaránaldominiodelEstadonacionaloprovincialsegúncorrespondasincargonigravamenalgunoydeplenoderecho.

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De acuerdo con la Ley de Federalización, el Gobierno Nacional y los gobiernos provinciales deben prever,dentrode los180días siguientesa la sancióndeesa ley, la transferenciaa las jurisdiccionesprovincialesdetodas las concesiones de transporte asociadas con las concesiones de producción a transferir. La Ley deFederalizacióntambiénestablecequeelGobiernoNacionalserálaautoridadotorganterespectodetodaslasinstalaciones de transporte de hidrocarburos que cubren dos o más Provincias o que están destinadasdirectamente a exportaciones. Todas las licencias de transporte cuyos límites comiencen y finalicen en lamismajurisdicciónprovincialyquenoesténdirectamentedestinadosaexportacionesdebentransferirsealasProvincias.El Decreto N° 44/91 del Poder Ejecutivo Nacional reglamentó el transporte de hidrocarburos realizado poroleoductos, gasoductos, poliductos y/o cualquier otro servicio prestado por medio de instalacionespermanentes y fijas para el transporte, carga, despacho, infraestructura de captación, de compresión,acondicionamientoytratamientodehidrocarburos.Dichodecretohasidoimplementadopor laexSecretaríade Energía mediante la Resolución N° 1460/06 que estableció las regulaciones técnicas aplicables a losoleoductos,poliductos,terminalesmarítimaseinfraestructuracomplementariasotorgadasenconcesiónenlostérminosdelaLeydeHidrocarburosyelDecretoN°44/91.Elconcesionariodetransportetienederechoatransportarpetróleo,gasyproductosderivadosdelpetróleoyaconstruiryoperaroleoductosygasoductos,instalacionesdealmacenamiento,estacionesdebombeo,plantascompresoras, rutas, ferrocarriles, y otras instalaciones y equipos que resulten necesarios para un eficientesistemade transportedepetróleo, gas yderivadosdel petróleo. Si bien el concesionariode transporteestáobligado a transportar hidrocarburos en nombre de terceros, sobre una base no discriminatoria y a títulooneroso, tal obligación resulta de aplicación sólo en la medida en que registre excedente de capacidaddisponible,yunavezsatisfechossuspropiosrequerimientosdetransporte.LastarifasdetransporteestánsujetasalaaprobacióndelENARGASodelMEyM,dependiendodesisetratadetransportedegasnaturalodepetróleocrudo,respectivamente.LaResoluciónN°5/04delaexSecretaríadeEnergía,prorrogadamedianteResoluciónN°963/04ycuyavigenciafueramantenidaenvirtuddelaResoluciónN°972/05,ambasdelaexSecretaríadeEnergía,aprueba:

(i) las tarifas máximas de transporte de hidrocarburos por oleoductos y poliductos, y las tarifas dealmacenaje,usodeboyasymanipuleodehidrocarburoslíquidos;y

(ii) eldescuentomáximoaaplicarenconceptodetransportedepetróleocrudoparaelpagoderegalíaspetrolíferas,enelcasodeaquellosproductoresquealafechadelapresenteresoluciónefectúandichadeducciónrespectodelosoleoductospropiosnotarifadosquetransportansuproducción.

MedianteResoluciónN°118/2011defechael12deabrilde2011,laexSecretaríadeEnergíaaprobólastarifasmáximascorrespondientesalossistemasdetransporteyalmacenajedepetróleocrudoreemplazando,encadacaso, las aprobadaspor laResoluciónNº5/04.Para los sistemasde transportebajo jurisdicciónnacionalnoincluidosenlaresolución,continúanvigentes lastarifasmáximasaprobadaspor laResoluciónN°5/04,hastatanto se publiquen nuevos valores. Los valores tarifarios aprobados por la ResoluciónN° 118/2011 tendránvigenciadurantecincoañoscontadosapartirdel12deabrilde2011.LastarifasfijadaspormediodelaResoluciónNº118/2011fueronmodificadasposteriormenteatravésdelasResolucionesSENº926/2013yMEyMNº49/2017,158/2017y267/2017.Operadoelvencimientooproducidalarescisióndelaconcesióndetransporte,lapropiedaddelosoleoductos,gasoductos e instalaciones afines será transferida a título gratuito, alGobiernoNacional o provincial, segúncorresponda.Adicionalmente,envirtuddelDecretoN°1277/2012(modificadoporelDecretoN°272/2015),reglamentariode la Ley de Soberanía Hidrocarburífera, las empresas dedicadas a la comercialización y el transporte dehidrocarburosdeberánpresentarantesdel30deseptiembredecadaañosuPlanAnualdeInversiones,enelcualdeberándetallarsusmetascuantitativasenmateriadecomercializaciónytransportedehidrocarburosycombustibles.

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RequisitosPatrimoniales

LaLeydeHidrocarburosestableceque,paradedicarsealaexploración,producciónytransportedepetróleoygas,lasempresasdebencumplirdeterminadosrequisitosdecapitalylineamientosdesolvenciafinanciera.Enconsecuencia,laexSecretaríadeEnergíadictólaResoluciónN°193/03,queimplementaelpatrimonionetomínimo y las garantías patrimoniales y financieras alternativas que se pueden implementar a efectos deotorgarlospermisosoconcesiones.Lasempresasquedeseanadquirirymantenerpermisosdeexploración,yconcesiones de producción para el transporte de hidrocarburos en Argentina deben cumplir con estasdisposiciones.LaResoluciónN°193/03especificaqueafindeseradjudicadoconpermisosdeexploraciónoproduccióndehidrocarburos, la sociedad o la asociación de sociedades debe tener un patrimonio neto mínimo de Ps. 2millonesparaáreasterrestresydePs.20millonesparaáreasoff-shore.Elpatrimonionetomínimorequeridosedebemantenerdurantelatotalidaddelavigenciadelpermisooconcesión.Lafaltadecumplimientodeesterequisito puede dar origen a penalidades, incluyendo multas o aún la remoción del registro de empresaspetroleras de la ex Secretaría de Energía. A fin de cumplir con estos requisitos, otras empresas de origennacional (empresasargentinas)oempresasconsedeenelexteriorpuedensuministrarrespaldofinancieroogarantíasporunmáximodel70%delrequisitodepatrimonionetomínimo.

Regalías,otroscánonesytasasLaLey27.007actualizóelmontodelosvaloresrelativosalcanondeexploraciónyexplotacióndispuestoporelDecretoNº1454/2007, losquepodránseractualizadosconcaráctergeneralporelPoderEjecutivoNacional,sobrelabasedelasvariacionesqueregistreelpreciodelpetróleocrudonacionalenelmercadointerno.CanondeexploraciónEl titular de un permiso de exploración pagará anualmente y por adelantado un canon por cada kilómetrocuadradoofracción,conformealasiguienteescala:

(i) primerperíodo:$250porKm2ofracción;

(ii) segundoperíodo:$1.000porKm2ofracción;y

(iii) prórroga: durante el primer año de prórroga $17.500 por Km2 o fracción, incrementándose dichomontoenun25%anualacumulativo.

Elimportequeeltitulardelpermisodeexploracióndebaabonarporelsegundoperíododelplazobásicoyporel períododeprórrogapodrá reajustarse compensándolo con las inversiones efectivamente realizadas en laexploración dentro del área, hasta la concurrencia de un canonmínimo equivalente al 10% del canon quecorrespondaenfuncióndelperíodoporKm2queseráabonadoentodosloscasos.Canondeexplotación

Respectoalcanondeexplotación;eltitulardeunpermisodeexplotaciónpagaráanualmenteyporadelantadouncanonde$4.500porKm2ofracción.RegalíasLas regalías son definidas como el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos quepercibiránlasjurisdiccionestitularesdeldominiodeloshidrocarburosencarácterdeconcedentes.LaLey27.007mantieneenun12%elporcentajequeelconcesionariodeexplotaciónpagarámensualmentealconcedente, en concepto de regalía sobre el producido de los hidrocarburos líquidos extraídos en boca de

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pozo. Idéntico porcentaje del valor de los volúmenes extraídos y efectivamente aprovechados pagarámensualmentelaproduccióndegasnatural.Elpagoenefectivodelaregalíaseefectuaráconformeelvalordelpetróleocrudoenbocadepozo,elqueserádeclaradomensualmentepor el permisionario y/o concesionario,menosel fletedel productohasta el lugarquesehayatomadocomobaseparafijarsuvalorcomercial.Elpagoenespeciedeestaregalíasóloprocederácuandoseasegurealconcesionariounarecepcióndepermanenciarazonable.Semantienelaposibilidaddereducirlaregalíahastael5%teniendoencuentalaproductividad,condicionesyubicacióndelospozos.En caso de prórroga, corresponderá el pago de una regalía adicional de hasta 3% respecto de la regalíaaplicablealmomentode laprimeraprórrogayhastaunmáximo totalde18%de regalíapara las siguientesprórrogas.Paralarealizacióndeactividadescomplementariasdeexplotaciónconvencionaldehidrocarburos(art.59delaLey N° 17.319 modificada por la Ley N° 27.007), a partir del vencimiento del período de vigencia de laconcesiónoportunamenteotorgadaydentrodelaconcesióndeexplotaciónnoconvencionaldehidrocarburos,laautoridaddeaplicaciónpodráfijarunaregalíaadicionaldehasta3%respectodelaregalíavigente,hastaunmáximodel18%segúncorresponda.ElPoderEjecutivoNacionaloProvincial,segúncorresponda,comoautoridadconcedente,podráreducirhastael25%elmontocorrespondientearegalíasaplicablesalaproduccióndehidrocarburosydurantelosdiez(10)años siguientes a la finalización del proyecto piloto a favor de empresas que soliciten una concesión deexplotaciónnoconvencionaldehidrocarburosdentrodelostreintayseis(36)mesesacontardelafechadevigenciadelaLeyN°27.007.Finalmente,secontempla laposibilidaddeque,previaaprobaciónde laComisión,sereduzcanlasregalíasal50%paraproyectosdeproducciónterciaria,petróleosextrapesadosycostaafuera,debidoasuproductividad,ubicaciónydemáscaracterísticastécnicasyeconómicasdesfavorables.LaResoluciónN°435/04emitidaporlaexSecretaríadeEnergía,quemodificalaResoluciónN°155defecha23de diciembre de 1992, (i) impone requisitos de información adicionales en relación con las regalías, (ii)introducedeterminadoscambios respectode las facultadesde lasProvincias, (iii)modifica ciertaspartesdelsistemadedeterminaciónderegalías,incluyendolasdeduccionesytiposdecambioaplicablesy(iv)establecemultasporincumplimientodeldeberdeinformación.Estaresoluciónsehaaplicadoalostitularesdepermisosyconcesionesdeproduccióndesdejuniode2004.Lostitularesdeconcesionesdeproduccióndehidrocarburosdebenpresentarmensualmente,ydentrodelosdiez(10)díashábilesdelmessiguiente,declaracionesjuradasantelaexSecretaríadeEnergíaylasautoridadesprovincialespertinentesinformando:

§ la cantidad y calidad de los hidrocarburos extraídos, incluyendo (a) los niveles de produccióncomputables dehidrocarburos líquidos y (b) undesglosedel petróleo crudo (especificandoel tipo),condensadoygasnaturaltotalrecuperadoconunatoleranciamáximadeerrordel0,1%);

§ ventasalosmercadoslocalesydelexterior;

§ valoresrecibidos,valoresprovisionalesovaloresdereferenciapara lastransferenciasefectuadassinpreciofijoalosfinesdelaulteriorindustrialización;

§ costodefletedesdelaubicaciónenlaqueseadquierelacondicióncomercializablehastalaubicaciónenlaquetienelugarlatransferenciacomercial;y

§ descripcióndelasventasrealizadasduranteelmesencurso.

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Ademásdeladeclaraciónjurada,lostitularesdeconcesionesdebenpresentarrecibosqueacreditenelpagoderegalías.Alviolarselosdeberesdeinformación,lasautoridadesprovincialestienenderechoarealizarsupropiaevaluacióndelasregalías.La ResoluciónN° 435/04 emitida por la ex Secretaría de Energía también establece que si el titular de unaconcesión o de un permiso adjudica la producción de petróleo crudo parcial o total para la posteriorindustrializacióna susplantasoaplantas afiliadas,oenplantasde sociedades controladaso relacionadasatravésdecontratosdeprocesamiento,entoncesdichopermisoeltitulardelaconcesióndebeconvenirconlasautoridadesprovincialesylaexSecretaríadeEnergía,segúncorresponda,elpreciodereferenciaaemplearalosefectosdecalcular las regalíasy lospagos.Anteun incumplimientoporpartedelpermisoo titularde laconcesión,lasautoridadesprovincialespuedenfijarestepreciodereferencia.Lostitularesdeconcesionesdeproducciónreúnen losrequisitosparadeterminadasdeducciones, incluyendo(i)el costode flete inter-jurisdiccional,quesepuedededucirdelpreciodeventa,enel casode tuberías,deacuerdoconelrégimenestablecidopor laexSecretaríadeEnergíayenelcasodeunmedioquenoseaunatubería y se suministren las facturas mensuales y todo contrato pertinente (en cualquier caso, excediendo0,25%delvolumenmáximo)y(ii)loscostosdetratamientointerno(quenosuperenel1%delpago)incurridosporlostitularesautorizadosdelospermisosoconcesiones.BonodeprórrogaLaLeyNº27.007incorporaalaLeydeHidrocarburoselartículo58bis,quefacultaalaautoridaddeaplicaciónaestablecerpara lasprórrogasdeconcesionesdeexplotación,elpagodeunbonodeprórrogacuyomontomáximoseráigualalaresultantedemultiplicarlasreservascomprobadasremanentesalfinaldelperíododevigencia de la concesiónpor el 2%del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburosdurantelosdos(2)añosanterioresalmomentodelotorgamientodelaprórroga.BonodeexplotaciónParaloscasosderealizacióndeactividadescomplementariasdeexplotaciónconvencionaldehidrocarburos,apartir del vencimiento del período de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y dentro de laconcesión de explotación no convencional de hidrocarburos, la autoridad de aplicación podrá establecer elpago de un bono de explotación cuyomontomáximo será igual a la resultante demultiplicar las reservascomprobadas remanentes asociadas a la explotación convencional de hidrocarburos al final del período devigenciade laconcesiónoportunamenteotorgadayporel2%delpreciopromediodecuencaaplicablea losrespectivoshidrocarburosdurantelosdos(2)añosanterioresalmomentodelotorgamientodelaconcesióndeexplotaciónnoconvencionaldehidrocarburos.DisposiciónN°1/2008En enero de 2008, la ex Subsecretaría de Combustibles Argentina emitió la Disposición Nº 1/2008, la cualestableció que, a los efectos del cálculo para la liquidación de regalías hidrocarburíferas, debía tomarse elprecio base de 42 US$/Bbl previsto en la Resolución del exMinisterio de Economía y Finanzas Públicas Nº394/2007, al cualdebíaadicionarseunajustea serdeterminadopor cadaprovinciaenbasea la calidaddelpetróleoproducido.DichametodologíadecálculodiferíadeaquellaprevistabajolaLeydeHidrocarburos.El 16deabril de2008, el Poder Ejecutivode laprovinciadeMendozaenvióuna carta a losproductoresdepetróleodedichaprovinciacomunicandoaéstosqueelprecioajustadoporcalidadparaelpetróleoproducidoen el territorio provincial sería de US$44/bbl y US$49,50/bbl para el crudo producido en las concesionesubicadasenlascuencascuyanayneuquina,respectivamente,dependiendodelyacimientodelcualelpetróleoesextraído.LaCompañíapresentóformalmente,tantoenformapreviacomoconposterioridadalarecepciónde dicha notificación, sendas notas de queja frente a la provincia deMendoza. Asimismo, con fecha 28 deoctubre de 2008 la Subdirección de Regalías dependiente del Ministerio de Hacienda de la provincia deMendozaenvióaPCRunreclamoformalporlasdiferenciasenlasliquidacionesderegalíasdeciertosperiodosentrelosmontosefectivamenteabonadosporPCRy loquelaprovinciadeMendozaentendiódebierahaberabonado PCR aplicando la Disposición Nº 1/2008. La Compañía presentó un recurso de revocatoria contradicho acto administrativo. Por otra parte, con fecha 20 de abril de 2009 el Ministerio de Hacienda de la

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provinciadeMendozaremitióaPCRunreclamoformalpor las liquidacionesderegalíasdetresperiodosdelaño 2009 recordando la vigencia de la Disposición Nº 1/2008, requiriendo la reliquidación de dichos tresperiodos reclamados. La Compañía nuevamente presentó un recurso de revocatoria contra dicho actoadministrativo.LasnotasyrecursospresentadosporPCRcontienenunadescripcióndevariosargumentosquerespaldan la nulidad de la referida Disposición Nº 1/2008 (incluyendo la circunstancia que la concesión deexplotación del yacimiento El Sosneado ubicado en la provincia de Mendoza de la cual PCR es titularexpresamenteprevéladeterminacióndelasregalíashidrocarburíferasenbasealpreciodelpetróleoenbocadepozo),asícomolapropuestadelaSociedaddeabonartalesregalíasenespecieodecontinuarpagándolasenefectivoenbasealprecioenbocadepozo.A la fechadeesteProspecto, laSociedadnoharecibidoaúnrespuestaaningunadesusnotasdequejadepartedelaprovinciadeMendoza.Enelmesdenoviembrede2008laCompañíahapresentadoantelaexSubsecretariadeCombustiblesdependientedelaexSecretaríadeEnergía un reclamo administrativo requiriendo se declare la nulidad de la Disposición Nº 1/2008, nohabiéndoserecibidoningunarespuestadichoreclamoalafechadelpresenteProspecto.Noobstanteello,seseñalaqueantedospresentacionesefectuadasporpartedeEnapSipetrolArgentinaS.A.yChevronArgentinaS.R.L., laCSJNresolvióenambosplanteos,confecha29dediciembrede2009decretarlaprohibicióndeinnovar,acuyosefectos,ordenónotificaralasprovinciasdeSantaCruz,Chubut,Mendoza,RíoNegroyNeuquénaabstenersedeexigiralasreferidasempresascualquierdiferenciaenelpagoderegalíasconfundamentoenlaaplicacióndelaDisposiciónNº1/2008hastatantolaCSJNresolvieselacuestióndefondo.Con fecha 6 de octubre de 2015, la CSJN resolvió declarar la inconstitucionalidad e inaplicabilidad de laDisposición Nº 1/2008 en el caso de Enap Sipetrol Argentina S.A. contra la provincia de Chubut e hizoextensivos sus argumentos, declarando la nulidad de la referida disposición para los casos de ChevronArgentina S.R.L. contra las provincias de Río Negro y Santa Cruz y Pluspetrol S.A. contra la provincia de LaPampa.Confecha29dediciembrede2014,mediantelaResolución1077/2014,elentoncesMinisteriodeEconomíayFinanzasPúblicasderogó laResolución394/2007ysusmodificatorias (entreellas, laDisposiciónNº1/2008);segúnsedetallabajoelsubtítulo“DerechosdeExportación”acontinuaciónporloquenoresultaríaaplicableloallídispuestoyrequerido.DerechosdeExportaciónLos titulares de permisos de exploración y concesiones de producción están sujetos a impuestos federales,provinciales y municipales y a los derechos de aduana habituales sobre las importaciones. La Ley deHidrocarburos otorga a dichos titulares una garantía legal contra nuevos impuestos y determinadosincrementosdeimpuestosanivelprovincialymunicipal.Lostitularesdepermisosylasconcesionariasdebenpagarunimpuestoanualsobrelasuperficiequesebasaeneláreamantenidaporellos.Enenerode2002,laLeydeEmergenciaPúblicaestablecióunimpuestoacincoañossobrelasexportacionesdehidrocarburosyfacultóalPoderEjecutivoNacionalaestablecerlaalícuotaimpositivaaplicable.El1demarzode2002,elGobiernoArgentinoestablecióunimpuestodel20%sobrelasexportacionesdepetróleocrudoyunimpuesto del 5% sobre las exportaciones de determinados productos de petróleo. En mayo de 2004, elimpuesto a las exportaciones de petróleo crudo y GLP se incrementó al 25% y 20%, respectivamente, y seestablecióunimpuestodel20%sobrelasexportacionesdegasnatural.Convigenciaapartirdel4deagostode2004, el Gobierno Argentino (mediante Resolución 532/2004) incrementó nuevamente el impuesto a lasexportacionesdepetróleocrudoenunporcentajequeoscilaentreun3%yun20%adicional,conuntopedel45%. La determinación de la alícuota adicional depende del precio por barril de petróleo crudo,incrementándosegradualmentedel3%cuandoelpreciodelpetróleocrudoesdeUS$32,01porbarrilal20%cuandoelprecioesdeUS$45,00omásporbarril.Convigenciaapartirdenoviembre2007,elGobierno,mediantelaResoluciónNº394/2007delexMinisteriode Economía y Finanzas Públicas (que deroga la Resolución 532/2004 citada anteriormente), volvió aincrementar los derechos de exportación del petróleo crudo como se explica a continuación: (i) si el preciointernacional del petróleo crudo supera o iguala un valor de referencia, originalmente fijado en los 60,9US$/Bbl, el productor solamente estará autorizado a percibir un valor de corte (fijado en 42 US$/Bbl),quedandoel remanente retenidoporelGobiernoNacional comounderechodeexportación; (ii) sielpreciointernacionaldelpetróleocrudofuerainferioralvalordereferencia,seaplicaráunaalícuotadel45%;y(iii)siel

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preciointernacionaldelpetróleocrudofueseinferiora45US$/Bbl,elgobiernodeterminarálosporcentajesaaplicar,enunplazode90díashábiles.Aprincipiosde2013,elentoncesMinisteriodeEconomíayFinanzasPúblicaselevómedianteResoluciónN°1/2013elmencionadovalordecortede42US$/Bbla70US$/Bbl,yelreferido valorde referenciade60,9US$/Bbl a 80US$/Bbl.Asimismo, el procedimientode cálculodescriptoprecedentemente también se aplica a ciertos productos derivados del petróleo y lubricantes en base a lasdiferentesalícuotasderetención,preciosdereferenciaypreciospermitidosalosproductores.Con fecha 29 de diciembre de 2014, mediante la Resolución 1077/2014, el ex Ministerio de Economía yFinanzasPúblicasderogólaResolución394/2007ysusmodificatorias;afindeestablecernuevasalícuotasdeexportaciónenfuncióndelPrecioInternacionaldeReferencia.ElnuevorégimenestablececomovalordecorteeldeUS$71/Bblycomovalordereferenciaelde80US$/Bbl.Entalsentido,cuandoelpreciointernacionaldecrudo fuera menor a 71 US$/Bbl, el productor pagará derechos a la exportación por el 1% de ese valor,mientrasquecuandoelvalorfueraigualomayoraUS$71/Bblseliquidaránretencionesvariables.Pormediode la LeyNº26.732seprorrogaronporcincoaños losderechosdeexportacióndehidrocarburoscreadosporlaLeyNº25.561.LaprórrogasobrelosderechosdeexportaciónestablecidaporlaLeyNº26.732vencióel7deenerode2017,sinquesesancionaraunanuevaprórroga.La Resolución N° 127/08 del entonces Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en losderechosdeexportacióndegasnatural,elevandolaalícuotadel45%al100%,tomandocomobasedecálculoel precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquierimportador del país. RespectodelGLP (incluyendopropano, butano ymezcla) la Resolución 127/08dispusoqueencasoqueelpreciointernacionaldelproducto,segúninformediariamentelaexSecretaríadeEnergía,semantenga por debajo del precio de referencia que establece la Resolución 127/08 para cada producto (338US$/m³parapropano,393US$/m³parabutano,y363US$/m³paralamezcladeambos),laalícuotaaplicableseráel45%.Encasoqueelpreciointernacionalfuereigualosuperealpreciodereferencia,elproductorpodrácobrarelmontomáximoestablecidoporlaResolución127/08paraelproductoencuestión(233US$/m³parapropano,271US$/m³parabutano,y250US$/m³paralamezcladeambos),siendoretenidaladiferenciaporelGobierno Argentino en concepto de derechos de exportación. Recientemente, mediante la Resolución N°60/2015,semodificaron lospreciosdereferenciadispuestospor laResoluciónN°127/08,segúnelsiguientedetalle: en caso que el precio internacional del producto, según informe diariamente la ex Secretaría deEnergía, se mantenga por debajo del precio de referencia que establece la Resolución 60/2015 para cadaproducto(235,3US$/m³parapropano,273,7US$/m³parabutano,y252,5US$/m³paralamezcladeambos),laalícuotaaplicableseráel1%.Encasoqueelpreciointernacionaldelproducto,fuereigualomayoralpreciode referencia antesmencionado, el productor podrá cobrar losmontosmáximos, que continúan siendo losestablecidos en la Resolución 127/08, es decir (233 US$/m³ para propano, 271 US$/m³ para butano, y 250US$/m³ para lamezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el Gobierno Argentino en concepto dederechosdeexportación.ProgramasdePetróleoPlusyRefinaciónPlusEl25denoviembrede2008,elGobiernoNacionalemitióelDecretoN°2014/2008envirtuddelcual fueroncreados los programas “Petróleo Plus” y “Refinación Plus”, destinados a incentivar la producción y laincorporación de reservas de petróleo y la producción de combustibles, respectivamente, a través delotorgamientodeCertificadosdeCréditoFiscaltransferiblesyaplicablesalpagodederechosdeexportacióndepetróleocrudo,gasnaturalysusderivados.Asimismo, en virtud del Decreto N° 2014/2008, aquellas obras que realicen las empresas productoras dehidrocarburospara (i) la exploración y explotacióndenuevos yacimientosdepetróleo, (ii) el aumentode lacapacidad de producción, y (iii) la incorporación de nuevas tecnologías para la explotación y desarrollo deyacimientosexistentes,podránserconsideradascomo“ObradeInfraestructuraCrítica”enlostérminosdelaLeyN°26.360,locualhabilitaadichasempresasaobtenerladevoluciónanticipadadelIVAcorrespondientealos bienes u obras de infraestructura incluidos en el proyecto de inversión propuesto o, alternativamente,practicar la amortización acelerada de los mismos en la determinación del correspondiente impuesto a lasganancias.

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En febrero de 2012, como consecuencia de la modificación de las condiciones de mercado en la que losprogramas“PetróleoPlus”y“RefinaciónPlus” fueronestructurados, laexSecretaríadeEnergíadependientedelentoncesMinisteriodePlanificaciónFederal,InversiónPúblicayServicios,decidiósuspendersuaplicaciónparaaquellasempresascuyaproduccióndiariadepetróleosuperabalos1300metroscúbicosdiarios.Sin embargo, con el fin de colaborar con el autoabastecimiento de hidrocarburos, el 27 de junio de 2012,mediantelaResoluciónN°438,laexSecretaríadeEnergíadecidiórevertirsudecisión,otorgandonuevamentebeneficioseconómicosalasempresascuyaproducciónen2011hayasidosuperiora1300metroscúbicospordíayquerealicenexportacionesdepetróleocrudoytambiénaaquellasempresasqueestandopordebajodellímiteproductivomencionado,debanrealizarexportacionesdepetróleoenformaocasional.DichasempresasrecibiránunacompensacióndeUS$28porcadabarrildecrudoexportado.Posteriormente, con fecha 3 de enero de 2013, el exMinisterio de Economía y Finanzas Públicas emitió laResolución N° 1/2013 por la cual derogó la Resolución 438, eliminándose, en tal sentido, la compensaciónmencionada.Finalmente,atravésdelDecretoN°1330/2015del13dejuliode2015,sedejósinefectoelProgramaPetróleoPlus,yseestablece lacancelacióndeaquellos incentivospor loscualeshubieracorrespondido laemisióndecertificadosdecréditofiscalyqueseencontraranpendientesdeliquidación,mediantelarecepciónporpartedelosbeneficiariosdeunacantidaddetítulospúblicos(BONAR2018yBONAR2024)establecidosenelmismoDecreto.El11deenerode2017,elGobiernoArgentinocelebróconlosproductoresyrefinadoresdepetróleocrudoelAcuerdo para la Transición a Precio Internacional de la Industria Hidrcarburífera Argentina, con el mismoobjetivodegenerarconvergenciagradualdelpreciodelbarrildecrudocomercializadoenArgentinaalpreciointernacional.Repatriacióndemonedaextranjera El Decreto del Poder Ejecutivo Nacional Nº 1.589/89, relacionado con la desregulación de la industria deproduccióndepetróleo,permitea lascompañíasdedicadasaactividadesdeproduccióndehidrocarburosenArgentinavenderydisponerlibrementedeloshidrocarburosproducidos.Adicionalmente,bajoelDecretoNº1.589/89, los productores de petróleo tenían derecho a mantener fuera de la Argentina hasta el 70% delproducido enmoneda extranjera que recibían por ventas de exportación de petróleo crudo y gas, estandoobligadosarepatriarel30%restanteatravésdelosmercadosdecambiodelaArgentina.En2002,elGobiernoArgentinoemitióelDecretoNº2.703/02(convigenciaapartirdel1deenerode2003)queestablecióun límitemínimode repatriacióndel 30%con respectoal producidode las exportacionesdehidrocarburosyproductosderivados, siendo laporciónrestantede libredisposiciónpara losproductoresdehidrocarburos.A través del decreto N° 1722/2011, el Poder Ejecutivo Nacional restableció la obligatoriedad del ingreso ynegociaciónenelmercadodecambios localde la totalidadde lasdivisasprovenientesde laexportacióndepetróleos crudos, sus derivados, gas y de empresas mineras, de conformidad con lo oportunamenteestablecidoporelDecretoNº2581del10deabrilde1964.RégimendePromocióndeInversión;ExplotaciónNoConvencionalConfecha11dejuliode2013elPoderEjecutivoNacional,enelmarcodelaLeydeHidrocarburos,LaLeyCortay la Ley de Soberanía Hidrocarburífera, emitió el Decreto N° 929/2013 por el cual se creó el Régimen dePromocióndeInversiónparalaExplotacióndeHidrocarburos-tantoconvencionalescomonoconvencionales-(el “Régimen de Promoción”), con el objetivo de incentivar la inversión destinada a la explotación dehidrocarburos, y la figura de la“Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos” para laexplotaciónnoconvencionaldehidrocarburos.La Ley N° 27.007 otorgó rango legal a la figura de la “Concesión de Explotación No Convencional deHidrocarburos”,creadaporelDecretoN°929/2013.Sedefineexplotaciónnoconvencionaldehidrocarburos,

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como la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación noconvencionalesaplicadasenyacimientosubicadosenformacionesgeológicasderocasesquistoopizarra(shalegasoshaleoil),areniscascompactas(tightsands,tightgas,tightoil),capasdecarbón(coalbedmethane)y/ocaracterizados,engeneral,porlapresenciaderocasdebajapermeabilidad.MediantelareformaseextiendenlosbeneficiosdelRégimendePromociónalosproyectoshidrocarburíferosque impliquen la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a US$250.000.000,calculadaalmomentodelapresentacióndelproyectodeinversiónparalaexplotacióndehidrocarburosyaserinvertidos durante los primeros tres (3) años del proyecto de inversión. Con anterioridad a la reforma, losbeneficiosdelRégimendepromociónalcanzabanaproyectosdeinversiónenmonedaextranjeranoinferioraunmontodeUS$1.000.000.000enunplazodecinco(5)años.Lossujetostitularesdepermisosdeexploracióny/oconcesionesdeexplotacióndehidrocarburosy/otercerosasociadosatalestitularese inscriptosenelRegistroNacionalde InversionesHidrocarburíferasprevistoenelDecretoNº1.277/2012quepresentendichosproyectosdeinversióngozarán,apartirdeltercerañodesdelaejecuciónde sus respectivosproyectos, (i) del derechoa comercializar librementeenelmercadoexternoel20% y el 60% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos, en caso de proyectos de explotaciónconvencionalynoconvencionalyenelcasodeproyectosde“costaafuera”,respectivamente,conunaalícuotadel cero por ciento de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables, y (ii) de la libredisponibilidaddel100%delasdivisasprovenientesdelaexportacióndetaleshidrocarburos,siemprequelosrespectivosproyectoshubieranimplicadoel ingresodedivisasa laplazafinancieraargentinaporalmenoselimportedeUS$250.000.000.Enlosperíodosquelaproducciónnacionaldehidrocarburosnoalcanzaseacubrirlasnecesidadesinternasdeabastecimientoenlostérminosdelartículo6delaLeydeHidrocarburos,lossujetosincluidosenelRégimendePromocióngozarán,apartirdel tercerañodesde laejecucióndesus respectivosproyectosde inversión,delderecho a obtener, por el porcentaje dehidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en elmarcode talesproyectos y susceptible de exportación, un precio no inferior al precio de exportación de referencia, sincomputarselaincidenciadelosderechosdeexportaciónquepudieranresultaraplicables.Enestesupuesto,losproductoresdehidrocarburosenmarcadosenelRégimendePromocióntendránderechoprioritarioaobtenerdivisasdelibredisponibilidadatravésdelmercadoúnicoylibredecambiosporlatotalidaddelprecioobtenidoporlacomercializacióninternadelporcentajedehidrocarburossusceptibledeserexportadobajoelRégimendePromoción,siemprequesehubieracumplidolacondicióndetalladaenelapartado(ii)delpárrafoanterior.En el marco de estos proyectos de inversión, la Ley N° 27.007 establece dos aportes a las provinciasproductoras en cuyo territorio se desarrolle el proyecto de inversión: (i) el primero a cargo del titular delproyecto por un monto equivalente al 2,5% del monto de la inversión comprometida a ser destinado aproyectosderesponsabilidadsocialempresaria,y(ii)elsegundo,acargodelEstadoNacional,cuyomontoseráestablecido por la Comisión en función de la magnitud y el alcance del proyecto de inversión, el que sedestinaráaproyectosdeinfraestructura.Elconcesionariodeexplotación,dentrodesuárea,podrárequerirlasubdivisióndeláreaexistenteennuevasáreasdeexplotaciónnoconvencionaldehidrocarburosyelotorgamientodeunaconcesióndeexplotaciónnoconvencionaldehidrocarburos.Tal solicituddeberáestar fundadaeneldesarrollodeunplanpilotoque,deconformidad con criterios técnico-económicos aceptables, tenga por objeto la explotación comercial delyacimientodescubierto.Asimismo,lostitularesdeunaconcesióndeexplotaciónnoconvencionaldehidrocarburos,queasuvezseantitularesdeunaconcesióndeexplotaciónadyacenteypreexistentealaprimera,podránsolicitarlaunificaciónde ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional, siempre que se demostrarefehacientemente la continuidad geológica dedichas áreas. Tal solicitud tambiéndeberá estar fundadaen eldesarrollodeunplanpiloto.

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RegulacióndelMercadoEnvirtuddelaLeydeHidrocarburosylosDecretosdeDesregulacióndelPetróleo,lostitularesdeconcesionesdeexplotacióntienenelderechodedisponerlibrementedesuproducciónseamedianteventasenelmercadolocaloalexterior.La Ley de Hidrocarburos autoriza al Poder Ejecutivo Nacional a regular el mercado del petróleo y gas deArgentinayprohíbe laexportacióndepetróleocrudodurantecualquierperíodoenelqueelPoderEjecutivoNacional detecte que la producción local es insuficiente para satisfacer la demanda interna. En caso que elPoderEjecutivoNacionalrestrinjalasexportacionesdepetróleoyproductosdepetróleoolalibredisposiciónde gas natural, el Decreto de Desregulación del Petróleo establece que los productores, refinadoras yexportadoresrecibirán:(i)enelcasodelpetróleocrudoyproductosdepetróleo,unprecionoinferioralpreciodelpetróleocrudoyproductosdepetróleosimilaresimportados,y(ii)enelcasodelgasnatural,unprecionoinferior al 35%delprecio internacionalpormetro cúbicodelArabian LightOil (petróleo livianoárabe), a34grados.Asimismo,losDecretosdeDesregulacióndelPetróleorequierenexpresamentequeelPoderEjecutivoNacionalnotifiquecondoce(12)mesesdeanticipacióntodaslasfuturasrestriccionesalasexportaciones.Noobstantelasdisposicionesprecedentes,algunasResolucionesdictadasconposterioridad(laResoluciónS.E.1679/04,laResoluciones del ex Ministerio de Economía 532/04 y 394/2007) han modificado el mecanismo de preciosmencionadoprecedentemente,resultando,endeterminadoscasos,enpreciosalosproductoresmenoresquelosnivelesdescritosmásarriba.El23demayode2002,elGobiernoArgentinopromulgóelDecretoN°867/2002declarandolaemergenciaenelsuministrodehidrocarburosenlaArgentinahastael1ºdeoctubrede2002yfacultandoalaexSecretaríadeEnergía a determinar el volumen de petróleo y GLP producido en la Argentina que debía venderse en elmercadolocal.Dichadeclaracióndeemergencianohasidoprorrogadaasuvencimientoy,alafechadeesteProspecto,elGobiernoNacionalnohaemitidounanuevadeclaraciónentalsentido.Mediante el Decreto N° 1277/2012 (modificado por el Decreto N° 272/2015), el Gobierno Argentinoreglamentó la Leyde SoberaníaHidrocarburífera y creó el “PlanNacional de InversionesHidrocarburíferas”,por el cual impuso los lineamientos básicos que las empresas dedicadas a la exploración y explotación,refinación,comercializaciónytransportedehidrocarburos,debenseguirindispensablementeparaeldesarrollode sus actividades en territorio argentino. El Decreto N° 272/2015 modificó el Decreto N° 1277/2012,eliminandovariosdesusartículosydisponiendoladisolucióndelaComisiónpasandoaejercersusfuncionesremanentes el MEyM. Véase “Marco Regulatorio de la Industria del Petróleo y del Gas en Argentina –CaracterísticasGenerales”.RestriccionesalareservadeáreasparaempresasdecontrolestataloprovincialLaLeyN°27.007establecerestricciónparaelEstadoNacionalylasProvinciasdereservarenelfuturonuevasáreasafavordeentidadesoempresaspúblicasoconparticipaciónestatal,cualquierafuerasuformajurídica.Deestamaneraquedanaresguardoloscontratoscelebradosantesdelareformaporlasempresasprovincialesparalaexploraciónydesarrollodeáreasreservadas.Respecto a las áreas que ya han sido reservadas a favor de empresas estatales y que aún no han sidoadjudicadas bajo contratos de asociación con terceros, se establece que podrán realizarse esquemasasociativos,enloscualeslaparticipacióndedichasempresasdurantelaetapadedesarrolloseráproporcionala las inversiones realizadaspor ellas.Deestamanera, la LeyNº27.007eliminaen loshechos el sistemadeacarreoo“carry”durantelaetapadedesarrollooexplotacióndelárea.Dichosistemanofueprohibidoparalaetapadeexploración.

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LegislaciónUniformeLaLeyN°27.007establecedostiposdecompromisosnovinculantesentreelEstadoNacionalylasProvincias;unoenmateriaambientalyotroenmateriaimpositiva.

(i) LegislaciónAmbiental:prevéqueelEstadoNacionaly lasProvinciaspropenderánalestablecimientodeuna legislaciónambientaluniformecuyoobjetivoprioritarioseráaplicar lasmejoresprácticasdegestión ambiental a las tareasdeexploración, explotación y/o transportedehidrocarburos a findelograreldesarrollodelaactividadconunadecuadocuidadodelambiente.

(ii) Régimen Fiscal: prevé que El Estado Nacional y las Provincias propiciarán la adopción de untratamiento fiscal uniforme que promueva las actividades hidrocarburíferas a desarrollarse en susrespectivosterritorios,enbasealassiguientespautas:

a) la alícuota del impuesto a los Ingresos Brutos aplicable a la extracción de hidrocarburos no

superaráel3%.b) elcongelamientodelaalícuotaactualdelimpuestodesellos,yuncompromisodenogravarcon

este impuesto a los contratos financieros que se realicen para estructurar los proyectos deinversión,garantizary/oavalarlasinversiones;y

c) el compromiso de las Provincias y sus municipios de no gravar a los titulares de permisos yconcesiones con nuevos tributos ni aumentar los existentes, salvo las tasas retributivas deserviciosylascontribucionesdemejorasyelincrementogeneraldeimpuestos.

ProgramadeEstímuloalaProduccióndePetróleoCrudoConfecha3defebrerode2015laComisiónemitiólaResoluciónN°14/2015porlacualsecreóel“Programade Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo” (el “Programa de Estímulo Petróleo”) con el objetivo dereducir en el corto plazo la brecha entre producción y consumode petróleo crudodel tipo “Medanito” pormedio de dos vías; en primer lugar, incrementando en el corto plazo la producción de petróleo crudo,reduciendo de esta forma las importaciones (y por ende el flujo creciente de divisas), y por otro lado,estimulando la inversión en exploración y explotación para contar con nuevos yacimientos que permitanrecuperarelhorizontede reservasy lograrel autoabastecimientodehidrocarburosestablecidoen la LeydeSoberaníaHidrocarburífera.Entalsentido,elProgramadeEstímuloPetróleoconsistiráenelestablecimientotemporaldecompensacioneseconómicasdestinadasafomentarlaproduccióndepetróleorudodestinadoalconsumoenelmercadointernoylaexportacióndelossaldosdepetróleocrudoexportables.Las empresas inscriptas en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas previsto en el Decreto N°1.277/2012,podíansolicitarlainscripciónenelProgramadeEstímuloPetróleo,elcualteníavigenciadesdeel1deenerode2015hastael31dediciembrede2015,pudiendoserprorrogadopordocemeses.Lasempresasinscriptas en el Programade Estímulo Petróleo, recibían, del EstadoNacional una compensación económicatrimestraldeacuerdoalsiguientedetalle:(i)EstimuloalaProducción:unmontoenPesosequivalentedehastatresDólaresporbarril (US$3/BBL),aplicableasu“ProducciónTotal” (producción totaldepetróleocrudodeltrimestre correspondiente), siempre y cuando su producción trimestral de crudo sea mayor o igual a la“ProducciónBase”(produccióntotaldepetróleocrudocorrespondientealcuartotrimestredelaño2014);(ii)EstímuloalaExportaciónBase:unmontoenPesosequivalentedehastadosDólaresporbarril(US$2/BBL)depetróleocrudoexportado,afavordelasempresasquedestinenpartedesuproducciónalmercadoexterno;y(iii) Estímulo a la Exportación Adicional: un monto en Pesos equivalente de hasta tres Dólares por barril(US$3/BBL)depetróleocrudoexportado,afavordelasempresascuyaexportacióntrimestralseencuentreporencimadesu“ExportaciónBase”(volumendepetróleocrudodeproducciónpropiaexportadoduranteel2014dividido lacantidaddetrimestresdelaño,expresadoentérminosdebarrilesexportadosportrimestre).Estacompensaciónnoesacumulableconelmontoreferidoenelapartado(ii)precedente.El Programa de Estímulo Petróleo no fue renovado después de su fecha de expiración (31 de diciembre de2015).

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GasNaturalEl 16 de febrero de 2004 los Decretos N° 180/04 y 181/04 del Poder Ejecutivo Nacional introdujeronimportantescambiosenel sectorgasífero.Envirtuddeestasnormassedispuso: (i) lacreacióndeun fondofiduciarioparaobrasdeexpansióndelossistemasdetransporteydistribucióndegasnatural; (ii) lacreacióndelMercado Electrónico de Gas (“MEG”), a fin de transparentar el funcionamiento físico y comercial de laindustriadelgasnaturalygeneraruncentrodetransaccionesdemodalidadspot;(iii)laadopcióndemedidaspara mejorar la eficiencia en las asignaciones en la industria del gas, tales como la sustitución de lasCondiciones EspecialesGranUsuario – Transporte ID yGranUsuario Transporte IT y la incorporaciónde lasCondiciones Especiales Gas Natural Comprimido – Venta Firme y Gas Natural Comprimido – Ventainterrumpible;(iv) laaprobacióndeun“mecanismodecortes”aseraplicadopor lasempresasdistribuidorasde gas en caso que se observen restricciones en el sistema; (v) facultar a la ex Secretaría de Energía aestablecerlascategoríasdeusuariosque,apartirdelafechaqueaquélladisponga,nopodránadquirirelgasnatural mediante acuerdos celebrados con las distribuidoras, debiendo comprarlo directamente a losproductoresycomercializadores;y(vi)facultaralaexSecretaríadeEnergíaparaacordarconlosproductoresunesquemadenormalizacióndelpreciodelgasdestinadoalasprestadorasdelserviciodedistribucióndegasyalosusuariosquecomiencenaadquirirelgasdirectamentedelosproductoresycomercializadores.El 22 de abril de 2004 fue publicada en el Boletín Oficial la Resolución N° 208/04 del ex Ministerio dePlanificación,porlacualsehomologóelAcuerdoparalaImplementacióndelosPreciosdelGasenelPuntodeIngresoalSistemadeTransportereferidoenelDecretoN°181/04.EsteAcuerdovencióel31dediciembrede2006ylamayoríadelosproductoresdegasnaturalylaexSecretaríadeEnergíacelebraronunnuevoacuerdoa cinco años, el Acuerdo con los Productores de Gas Natural 2007-2011. Este Acuerdo (confirmado porResoluciónN°599/07delaexSecretaríadeEnergía)estableciólosvolúmenesadistribuirporcadaproductorasus clientes (empresas distribuidoras, industrias, generación eléctrica, comercio, demanda residencial yexportacióndegasnatural).Losproductoresestánautorizadossolamenteaexportarvolúmenesquesuperenlademandalocaltotal.LaexSecretaríadeEnergíatienederechoaaprobarelpreciodelgasnaturalenvirtuddeestecontrato.MedianteResoluciónS.E.Nº172/2011,laexSecretaríadeEnergíaextendiótemporalmentelas reglas de asignación y demás criterios fijados por la Resolución Nº 599/07 para la configuración de lasobligaciones de suministro de gas natural oportunamente establecidas en el marco del Acuerdo con losProductoresdeGasNatural2007-2011,hastaqueseproduzcaeldictadodelasmedidasquelasreemplacen.LaexSecretaríadeEnergía,medianteResoluciónS.EN°459/07del12dejuliode2007,creóel“ProgramadeEnergíaTotal”,quefuediseñadoparareducirlaescasezdegasyelectricidadduranteelinviernoargentinode2007. La gestión del programa estaba a cargo de ENARSA y su vigencia ha sido extendida. Los principalesobjetivosdelplan songarantizarelabastecimientodeGLP,gasoil, fueloil,naftaymejoradoresoceánicosyevitar situaciones de insuficiencia de suministro. Los beneficiarios son las empresas refinadoras y/oimportadoras radicadas en Argentina que califiquen para adherirse en el Programa (conforme lareglamentaciónquesedicte)yquesuscribanunacuerdoconENARSA.Enmarzo de 2008 la ex Secretaría de Energía dictó la Resolución N° 24, creando el programa denominadocomo “Gas Plus” como un incentivo para la producción de gas natural. Basados en este nuevo plan, losproductores pueden desarrollar y presentar ante la ex Secretaría de Energía proyectos que apunten aincrementarlaproducciónyresultenenuncrecimientodelasreservascomoconsecuenciadelasinversionesconsistentes en nuevas explotaciones en áreas: (i) que no estén previamente explotadas; (ii) que esténactualmenteexplotadasytengancaracterísticasgeológicasespeciales (v.gr.TightGas)y/o; (iii)quenohayanproducidogasdesde2004oqueactualmenteesténsiendoexplotadasyenlaquenuevosyacimientosfuerandescubiertas luego de la sanción de la Resolución N° 24. Dichos proyectos deben ser aprobados por la exSecretaría de Energía y el exMinisterio dePlanificación Federal, InversiónPública y Servicios. El gas naturalcomercializado bajo el programa Gas Plus solamente podrá ser vendido en el mercado interno. El preciocomercialdelgasproducidodeconformidadconestosproyectos incluyecostosasociadosyunarentabilidadrazonable, y no será alcanzadopor los términosprevistos enelAcuerdo con losProductoresde gasnatural2007-2011.Mediante laResoluciónN°1.031/2008emitidael12de septiembrede2008, laexSecretaríadeEnergía,modificó la ResoluciónNº 24/2008, estableciendo las condiciones personales que los peticionantesdeben tener para solicitarGas Plus. A su vez,medianteResoluciónNº 695/2009 la ex Secretaría de EnergíamodificóciertascondicionesparasolicitarGasPlus,exigiendoelcumplimientodeloscompromisosasumidosconanterioridad.

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Asimismo,yenelmarcodelProgramaNacionaldeConsumoResidencialdeGLPEnvasadopromovidoporelexMinisterio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, con fecha 19 de septiembre de 2008, laCompañía y otros productores de gas natural celebraron con la ex Secretaría de Energía el AcuerdoComplementariomedianteelcualsehanreestructuradolascategoríasdeusuariosresidencialesoriginalmenteestablecidas en la Res. 599/07 y se acordó un incremento de las tarifas del gas natural para determinadascategorías. Los fondos provenientes del incremento de tarifas (netos de regalías e impuestos nacionales,provinciales ymunicipales) son cedidos (enun65%) a un fideicomiso creadopor la LeyGLP y otras normascomplementariasalosfinesde(i)ampliarlasredesdedistribucióndegasy(ii)reducirloscostosdelagarrafade GLP de uso domiciliario de 10, 12 y 15 kilogramos para consumidores residenciales de GLP de bajosrecursos, todo ello hasta alcanzar la suma de $450millones por año. Dicho porcentaje fue posteriormenteincrementadoal100%porlaexSecretaríadeEnergía,lacualseencontrabafacultadaaadoptardichamedidaencasoquefuerenecesarioalosfinesdereunirelmontoantesmencionado.HastaelpresentedichoAcuerdoha venido prorrogándose sucesivamente a través de una serie de adendas. En tal sentido, con fecha 18 dediciembrede2012sesuscribió lacuartaadendaalAcuerdoenvirtudde lacual seprorroganhastael31dediciembrede2013lostérminosdelmismo.LasituaciónparticulardeempresasProductorasdeGasNaturalquenosuscribieron laterceraadenda,entreellas,laprincipalproductoradeGLP,hizoqueelENARGASdiseñaraunnuevoprocedimientodestinadoaquelas Prestatarias del Servicio de Distribución de Gas Natural por redes ingresen en forma directa al FondoFiduciario creado por la Ley de GLP las sumas que perciban y no conformen su giro comercial. DichoprocedimientoseimplementómedianteResolución2087/2012,publicadael23demarzode2012enelBoletínOficial.Con fecha 4 de octubre de 2010 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 1410/2010 del ENARGASmediante la cual se aprueba un “Procedimiento para solicitudes, confirmaciones y control de gas” queimplementanuevaspautasparaeldespachodegasnaturalaplicableatodoslossujetosdelaindustriadelgas,estableciendoenconsecuencianuevasymásseverasrestriccionesa ladisponibilidaddegasporpartede losproductores,ysegúnsemencionaacontinuación:

• Las Distribuidoras quedan habilitadas a nominar todo el gas necesario para atender la DemandaPrioritaria,auncuandosetratedevolúmenesqueexcedanlosquelaSEleshubieseasignadoenvirtuddelAcuerdohomologadoporlaResoluciónSEN°599/07.

• LosProductoresestánobligadosaconfirmartodoelgasnaturalrequeridoporlasDistribuidorasparaabastecerlademandaprioritaria.LasparticipacionesdelosproductoresentalesvolúmenesestánenlíneaconlasparticipacionesdeterminadassegúnelAcuerdo2007-2011.Nopodemosenconsecuenciapredecirlademandaestimadadelmercadoargentinoquedeberásersatisfechaporlosproductores,conindependenciadeserunproductor“firmanteonofirmante”delAcuerdo2007/2011homologadoporResol.N°SE599/07.

• Unavezabastecidalademandaprioritaria,sedebenconfirmarlosvolúmenessolicitadosporelresto

delossegmentos,quedandoenelúltimoordendeprioridadeslasexportaciones.

• En caso que las confirmaciones del productor sean por un volumen menor al solicitado, lastransportistas serán las encargadas de adecuar las confirmaciones redireccionando el gas hastacompletar el volumen requerido por las distribuidoras para la demanda prioritaria. Este mayorvolumendeberáserdetraídodelasconfirmacionesefectuadasporeseproductoraotrosclientes.Sielproductornohubiere confirmadogas aotros clientesdesde lamisma cuencadeorigen, el faltanteserásolicitadoalrestodelosproductoresdegas.

Enconsecuencia,elprocedimientoimponeunaobligación“solidaria”desuministroatodoslosproductoresencasodeunainyeccióndeficientedeunproductor.Confecha18deenerode2013laComisiónemitiólaResoluciónN°1/2013porlacualsecreóel“ProgramadeEstímuloalaInyecciónExcedentedeGasNatural”(el“ProgramadeEstímuloGas”)conelobjetivodereduciren el corto plazo la brecha entre producción y consumo de gas por medio de dos vías; en primer lugar,

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incrementandoenelcortoplazolaproduccióndegas,reduciendodeestaformalasimportaciones(yporendeelflujocrecientededivisas),yporotrolado,estimulandolainversiónenexploraciónyexplotaciónparacontarcon nuevos yacimientos que permitan recuperar el horizonte de reservas. En tal sentido, en el marco delPrograma de Estímulo Gas se incrementará el precio de gas natural inyectado al mercado interno, por losparticipantesenelProgramadeEstímuloGas,porencimadelainyecciónbasedecadaempresaparticipante,alasumadeUS$7,5porMMBtu.ElProgramadeEstímuloGaspromuevelapresentaciónde“ProyectosdeAumentodelaInyecciónTotaldeGasNatural”porpartedelasempresasinscriptasenelRegistroNacionaldeInversionesHidrocarburíferasprevistoenelDecretoNº1277/2012, apartirdel cual lasempresas interesadasenobtenerelpreciode la inyecciónexcedente,secomprometanaincrementarlainyeccióntotaldegasnatural.Lasempresasquepresentenestosproyectos,recibirán,delEstadoNacionalunacompensaciónmensualqueserálaresultantede:(i)ladiferenciaqueexistaentreelpreciode la inyecciónexcedente,esdecir,US$7,5porMMBtu,yelprecioefectivamentepercibido por la venta de la inyección excedente, más (ii) la diferencia que exista entre el precio base (elpromedioponderadodelospreciosdegasnaturalparaelaño2012)yelprecioefectivamentepercibidoporlaventa de la inyección base (determinada en los respectivos proyectos) ajustada de acuerdo a una tasa dedeclino.Comocontrapartida,lasempresasbeneficiariasdeberáncomprometerseaaumentarlainyeccióntotalde gas natural, asumiendo la obligación de compensar su imposibilidad de alcanzar los valoresmínimos deinyección total comprometidosensusproyectos,mediante lamodalidadquea tales finesproponganensusrespectivos proyectos aprobados por la Comisión (cuyas competencias son actualmente ejercidas en formadirectaporelMEyM).Asimismo,lasempresasbeneficiariasdeberáncumplirconloscompromisosdeinversiónadicionalesincluidosenlosrespectivosproyectos.LaLeyN°27.007disponequeelPoderEjecutivoNacionalatravésdelaComisiónadministraráelProgramadeEstímuloGasyel“ProgramadeEstímuloalaInyeccióndeGasNaturalparaEmpresasconInyecciónReducida”creadoporlaResolución60/2013delaComisión,ylosplanesqueconelpropósitodeestimularlaproducciónexcedentedegasnaturalestablezcaenelfuturo.Losproductorespodíanpresentarproyectosparaaumentarlosnivelesdeproduccióndegasnaturalhastael31demarzode2014.Dichoprogramaestabadirigidoaempresassinproducciónpreviaoconunlímitemáximode3,5millonesdem3/díaypreveíaincentivosdepreciosencasodeaumentosdeproducción,ylassancionesrelativas a las importaciones de gas natural licuado (“GNL”) en caso de incumplimiento de los volúmenescomprometidos. Por otra parte, las empresas cubiertas por el Programa de Estímulo a la Inyección deExcedentesdeGasNaturalquecumplancon las condicionesaplicablespodrán solicitar la terminaciónde suparticipaciónendichoprogramaysuincorporaciónalcreadopormediodelaResolución60/2013.En marzo de 2014, la Resolución 60/2013 fue modificada por la Resolución de la Comisión Nº 22/2014,mediantelacualseprorrogóelplazodepresentaciónhastael30deabrilde2014yseelevóellímitemáximodeinyecciónanteriora4,0millonesm3/día.Enagostode2014,elexMinisteriodeEconomíayFinanzasPúblicas,pormediode laResoluciónNº139/14,introdujonuevoscambiosalprogramacreadopormediodelaResolución60/2013,entrelosquesedestacanlaeliminacióndellímitemáximopreviodeinyecciónylafijacióndedosperíodosanualesdeinscripción.Enmayode2016, laResoluciónMEyMNº74/2016creóel“NuevoProgramadePromocióndeProyectosdeGasNatural”yestablecióquenopodíanpresentarsenuevosproyectosdentrodeesteprograma,aunquelosproyectosaprobadosseguiríansiendoefectivosenlasmismascondiciones.LasempresasparticipantesdelProgramadeEstímulosecomprometieronaalcanzarunvolumendeinyecciónmínimo(el“VolumenBase”)quesevenderáaunpreciofijo(el“PrecioBase”)ypuedenesperarrecibirUS$7,5pormillóndeBTUporlosvolúmenesdeinyecciónquesuperenelVolumenBase(la“InyecciónExcedente”).ElEstado se comprometeaabonaren formamensualunacompensaciónpor: (i) ladiferenciaqueexistaentreUS$7,5pormillóndeBTUyelpreciorecibidoporlaventadelaInyecciónExcedente,más(ii)ladiferenciaqueexistaentreelPrecioBaseyelpreciorecibidoporlaventadelaInyecciónBase.El4deenerode2016,pormediodelDecretoNº272/2015,sedisolviólaComisión,asignándosesusfacultadesalMEyM.

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El20demayode2016elGobiernoemitióelDecretoNº704/2016autorizandolaemisióndebonosenDólares(BONAR2020)paraelpagode susdeudas respectodelProgramadeEstímuloa la InyeccióndeGasNatural(Resoluciones1/2013y60/2013).Enoctubrede2016,elMEyMemitiólaResoluciónNº212/2016queinstruyóalENARGASapublicarlosnuevoscuadrostarifariosparaelserviciopúblicodedistribucióndegasnaturaldespuésdeunlargodebatequefinalizóluego de una sentencia de la CSJN. Asimismo, en lamencionada Resolución Nº 212/2016 se aprobaron losvaloresdelgasenelpuntodeingresoalsistemadetransporte,apartirdeoctubrede2016.Deacuerdocondicha resolución y tras las correspondientes audiencias públicas, el ENARGAS publicó los nuevos cuadrostarifariosparalasempresasqueprestanlosserviciospúblicosdetransporteydistribucióndegasnatural.Respectodelvalordelgasenelpuntodeingresoalsistemadetransporte(esdecir,elvalordelgasinyectadoporlosproductoresparasudistribución),laResoluciónNº212/2016porlaqueelMEyMdispusofijarelvalorreferidoparacadasemestredecadaaño,conformeloscálculosquealefectorealicelaSecretaríadeRecursosHidrocarburíferos.El6demarzode2017,elMEyMemitiólaResoluciónNº46-E/2017quecreael“ProgramadeEstímuloparalaProducciónNoConvencional”,cuyoobjetivoespromoverlasinversionesenproduccióndegasnoconvencional(tightgas–arenascompactas-oshalegas–gasdeesquitos-)deyacimientosubicadosenlaCuencaNeuquina.ElEstadoargentinosecomprometeapagarunacompensaciónmensualporcadaáreaubicadaen laCuencaNeuquinabajoel“ProgramadeEstímulopara laProducciónNoConvencional”asegurandounpreciomínimodegasde:(i)7,50US$/MMBTUpara2018;(ii)7,00US$/MMBTUpara2019;(iii)6,50US$/MMBTUpara2020;y(iv)6,00US$/MMBTUpara2021.ElProgramadeEstímuloparalaProducciónNoConvencionalfuemodificadoporlaResoluciónN°419-E/2017fijandolossiguientestérminos:

a) Definequela“ProducciónInicial”(talcomoesdefinidaendicharesolución)seráelpromediomensualdelaproduccióndegasnoconvencionalcalculadaparaelperíodoentrejuliode2016yjuniode2017;

b) Modifica ladefiniciónde “PrecioEfectivo” (tal comoesdefinidaendicha resolución),estableciendoqueelprecioefectivoseráelpromediodelprecioporelvolumende lasventas totaldegasnaturalpublicadoporlaSecretaríadeRecursosHidrocarburíferos:

c) EstablecequeparacalificardentrodelProgramadeEstímuloparalaProducciónNoConvencional,las

empresas de petróleo y gas deben alcanzar una producción media anual (en un período de docemesesconsecutivosantesdel31dediciembrede2019)igualosuperiora500.000m3pordía).

Enelmarcodeladeterminacióndelosvaloresdelastarifasdelserviciopúblicodedistribucióndegasnaturalparaelaño2017,elMEyMaprobó,mediantelaResoluciónNº74/2017del30demarzode2017,losvaloresdelgasenelpuntodeingresoalsistemadetransporte,aplicablesapartirdel1deabrilde2017.ElvalordelatarifadelgasnaturalenelpuntodeingresoalsistemadetransportefuemodificadoatravésdelaResoluciónN°474/2017delMEyMqueentróenvigenciael1dediciembrede2017.El3deabrilde2018,elMEyMaprobómediantelaResoluciónN°97/2018,lacancelacióndelprocedimientodelascompensacionespendientesdeliquidacióny/opagodelGobiernoArgentinodelProgramaEstímulodeGasNatural (Resolución N° 1/2013) y el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural paraempresas con inyección reducida (Resolución N° 60/2013). Las empresas beneficiarias adheridas a esosprogramasbajolostérminosdelaResoluciónN°97/2018estaránautorizadasarecibirlosmontosadeudadosdelGobiernoArgentinoen30cuotasigualesyconsecutivasapartirdeenerode2019.RestriccionesalasExportacionesdeGasNaturalLaLeydelGasNaturalNº24.076establecequelaexportacióndegasseencuentrasujetaalaautorizacióndelaexSecretaríadeEnergía, lacualseráconcedidasi laprovisión internanoesafectadaporello.Enusodesusfacultades, la ex Secretaría de Energía emitió en 2004 la Resolución Nº 265/04, imponiendo límites a lasexportaciones de gas natural, con la intención de asegurar el adecuado abastecimiento de gas natural al

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mercado local y regular sus consecuencias sobre lospreciosmayoristasde laelectricidad.Entre lasmedidasadoptadasestaban:

• lasuspensióndetodaslasexportacionesdeexcedentesdegasnatural,

• lasuspensióndelasaprobacionesautomáticasdesolicitudesdeexportacióndegasnatural,

• lasuspensióndetodaslassolicitudesdenuevasautorizacionesparaexportargasnaturalpresentadasoaserpresentadasantelaexSecretaríadeEnergía,y

• autorizacióna laexSubsecretaríadeCombustiblesparacrearunprogramaderacionalizaciónde las

exportacionesdegasydelacapacidaddetransporte.En marzo de 2004, la ex Subsecretaria de Combustibles emitió la Disposición Nº 27/04, estableciendo elprogramaderacionalizacióndelasexportacionesdegasydelacapacidaddetransporte.Entreotrascosas,laDisposición Nº 27/04 estableció un límite a las autorizaciones de exportación de gas natural, las cuales, enausencia de autorización expresa de la ex Subsecretaría de Combustibles, no podían ser ejecutadas porvolúmenesqueexcedanelvolumenlasexportacionesregistradasduranteelaño2003.En junio de 2004, la ex Secretaría de Energía emitió la Resolución Nº 659/04, la cual estableció un nuevoprogramaparaasegurarelabastecimientodegasnaturalalmercadolocal(quesustituyealprogramacreadopor la referida Disposición Nº 27/04). Bajo dicha Resolución Nº 659/04 (modificada por la Resolución Nº1.681/04 de la ex Secretaría de Energía), las exportaciones de gas natural podían ser reducidas debido aescasez de gas natural en elmercado local, requiriéndose a los productores exportadores que entreguen almercado local volúmenes adicionalesde gasnaturalmás allá de aquellosqueesosproductores sehubierencomprometido contractualmente a suministrar. La exportación de gas natural bajo los actuales permisos deexportación está condicionada al cumplimiento de requerimientos de inyección adicional impuestos a losproductoresexportadoresporlasautoridadesgubernamentales.Esteprogramafuenuevamentemodificadoycomplementadopor laResoluciónNº752/05emitidapor laexSecretaríadeEnergíaenmayode2005,queredujomásaúnlacapacidaddelosproductoresdeexportargasnatural y creó un mecanismo bajo el cual la ex Secretaría de Energía puede requerir a los productoresexportadores que suministren volúmenes adicionales a los consumidores domésticos durante un períodoestacional (la “Inyección Adicional Permanente”), volúmenes de gas natural que tampoco estáncontractualmentecomprometidosporlosproductoresexportadores.LaResoluciónNº752/05de laexSecretaríadeEnergía tambiénestablece (i)unmercadoespecial,abiertoyanónimo, para que las estaciones de expendio de gas natural comprimido realicen sus adquisiciones de gasnaturalencondicionesdemercadoreguladas,ycuyademandaestágarantizadaporlaexSecretaríadeEnergíaatravésdelaInyecciónAdicionalPermanenterequeridaalosproductoresexportadoresy(ii)unmecanismodeofertas irrevocables estandarizadas para que los generadores de electricidad y los usuarios industriales ycomerciales obtengan un suministro de gas natural, y cuya demanda se encuentra garantizada por la exSecretaríadeEnergíaatravésdelaimposicióndeInyecciónAdicionalPermanentemencionadaanteriormente.En virtud del procedimiento de ofertas irrevocables estandarizadas, que opera en el MEG, cualquierconsumidordirectopuedeofertarparalacompradegasnaturalatérminoalpreciopromediodelgasnaturaldeexportaciónnetoderetencionesporcuenca.Elvolumennecesarioparasatisfacer lasofertas irrevocablesestandarizadasquenohubierensidosatisfechas,serequerirácomo InyecciónAdicionalPermanentehastaelfinal del períodoestacionalduranteel cual sehubieranefectuado lasofertasno satisfechas (octubre-abril omayo-septiembre).EsaInyecciónAdicionalPermanenteesrequeridaalosproductoresqueexportangasyqueinyectan gas natural desde las cuencas que pueden abastecer las ofertas irrevocables estandarizadas nosatisfechas. La Resolución Nº 1886/2006 de la ex Secretaría de Energía, publicada el 4 de enero de 2007,prorrogólavigenciadeestemecanismodeofertasirrevocablesestandarizadashastaelaño2016,yfacultóalaSubsecretaríadeCombustiblesasuspendersuvigenciacuandoestésatisfecha lademandadomésticadegasnaturalyaseamedianteregulaciones,acuerdosodebidoaldescubrimientodereservas.

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Mediante la Resolución Nº 1329/06, posteriormente complementada por la Nota Nº 1011/07 de la exSubsecretaríadeCombustibles,laexSecretaríadeEnergíaforzóalosproductoresadarprimeraprioridadensus inyecciones de gas natural a los gasoductos a determinados consumidores preferenciales y obligó a lascompañías transportadoras a que garanticen esas prioridades a través de la asignación de la capacidad detransporte.Entérminosgenerales,estas regulacionessubordinantodas lasexportacionesdegasnaturala laentregapreviadevolúmenesdegasnaturalsuficientesparasatisfacerlademandalocal.Asimismo,desdeelseveroinviernoargentinode2007yconposterioridadaello,lamayoríadelosproductoresdegasasícomotambiénlascompañíastransportadoras,hanrecibidoinstruccionesdelGobiernoArgentinodesuspender las exportaciones, salvo por determinados volúmenes dirigidos a satisfacer los consumosresidencialeschilenosyotrosconsumosespecíficos.RegulacionesambientalesargentinasLa sanción de los Artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, reformada en 1994, y las nuevas leyesnacionales, provinciales y municipales, ha fortalecido el marco legal de la protección al daño al medioambiente.Losórganoslegislativosygubernamentaleshanadoptadounaactitudmásseveraenloatinentealacatamiento de las leyes y reglamentaciones relativas al medio ambiente, aumentando las sanciones porviolacionesambientales.De acuerdo con el nuevo texto de los Artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, todos los habitantesargentinosgozandelderechoaunambientesanoytieneneldeberdepreservarloparafuturasgeneraciones.Eldañoambientalgeneraráprioritariamentelaobligaciónderecomponer,segúnloestablezcalaleyaplicable.ElGobiernoNacionaleselencargadodeestablecerlasleyesconlospresupuestosmínimosparalaproteccióndelmedioambienteentantoquelasprovinciasylosmunicipiosestablecenlospresupuestosespecíficosylasnormasregulatorias.Las leyesy reglamentacionesnacionales,provincialesymunicipales relacionadascon lacalidadambientalenArgentinaafectannuestrasoperaciones.Estas leyesyreglamentacionesfijan laobligacióndeobtenerciertospermisos, estándares para determinados aspectos de la calidad ambiental, establecen penalidades y otrasresponsabilidadesencasodeviolacióndedichosestándaresyprevénlaobligaciónderecomponerelambientedañado.Engeneral,nosencontramossujetosalosrequisitosdelassiguientesleyesfederalesambientales(incluidassusdisposicionesregulatoriasycomplementarias).Porejemplo,lassiguientes:

§ ConstituciónNacional(Artículos41y43);

§ LeydePolíticaAmbientalNacionalN°25.675;§ RegulaciónNAG(emitidaporENARGAS)delaproteccióndelambienteeneltransportey

distribucióndelgasnaturalyotrosgasesdistribuidosportuberías.

§ LeydeGestiónIntegraldeResiduosdeOrigenIndustrialydeActividadesdeServicioN°25.612;

§ LeydeResiduosPeligrososN°24.051;

§ LeydePreservacióndeRecursosdelAireN°20.284;

§ LeydeGestiónAmbientaldeAguasN°25.688;

§ LeydeGestiónyEliminacióndePoliclorobifenilosN°25.670;

§ CódigoPenal;y

§ CódigoCivilyComercial,queestablecelasnormasgeneralesdelderechodedaños.

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Estasnormasabordancuestionesfederalesambientales,incluyendolímitesaladescargadeefluenteslíquidos,investigación y limpieza de sustancias peligrosas, seguridad e higiene en el lugar de trabajo, reclamos deindemnización por daños y perjuicios a los recursos naturales y responsabilidad por hechos ilícitosextracontractualesrespectodesustanciastóxicas.En particular, la Compañía se encuentra sujeta a las disposiciones de la Resolución de la ex Secretaría deEnergía Nº 105/92, que contiene regulaciones y procedimientos específicos para la protección del medioambienteduranteeldesarrollodeactividadesdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburos.Durantelaetapadeexploración, lascompañíasdebenpresentarunestudiode impactoambiental frentea laexSecretaríadeEnergía,y,encualquiercaso,enformapreviaalcomienzodecualquieractividaddeperforación.Unavezquesehallarenyacimientodepetróleoogas,lascompañíasdebenpresentarunnuevoinformeambientalantelaexSecretaríadeEnergía.Asimismo,deberánpresentarseinformesambientalesantedichoorganismoenformaanual.Adicionalmente, estamos sujetos a muchas otras reglamentaciones nacionales, federales y municipales,incluyendoaquellasrelativasalventeodegas,derramesdepetróleo,abandonodepozos,etc.Teniendo en consideración que las actividades de la Compañía se encuentran en jurisdicciones provincialesdiferentes,lasregulacionesaplicablesencadaunosetienenquetenerpresentes.Porejemplo,enlaprovinciadeNeuquén,dichosproyectosytrabajosquepuedenalterarelambiente,cumplencon la Ley N° 1875 y su decreto reglamentario N° 2656/1999 (los principios rectores para la conservación,preservación,defensaymejoramiento)delambiente,lasleyesN°899,2.648,ysuregulacióncomplementariaaplicable.

Asimismo,enlaprovinciadeMendoza,lasregulacionesprovinciales:LeyN°5.961ysudecretoreglamentarioN°2109/1994(preservacióndelambiente), laLeyN°4035(sobreelusoderecursosdeagua), laLeyN°7.761(PCB),laLeyN°5.971ysudecretoreglamentarioN°2.625/1999(residuospeligrosos),elDecretoN°170/2008(responsabilidadesambientales),asícomosusreglamentacionescomplementariasaplicables.

Eventualmente, ciertasmedidas pueden ser reguladas a nivelmunicipal; en dicho caso, debe cumplirse condichasregulaciones.

La descripción precedente de las principales normas ambientales argentinas es un simple resumen y nopretendeserunadescripciónglobaldelmarcoregulatorioargentinoenmateriaambiental.Elresumensebasaen las reglamentaciones argentinas relacionadas con asuntos ambientales vigentes a la fecha del presenteProspecto,estandolasmismassujetasacambios.SeguroAmbientalDeacuerdoaloprevistoenelartículo22delaLeyNº25.675,todapersonafísicaojurídica,públicaoprivada,querealiceactividadesriesgosasparaelambiente,losecosistemasysuselementosconstitutivos,talescomolaCompañía, deberá contratar un seguro de cobertura con una entidad suficiente para garantizar elfinanciamientodelarecomposicióndeldañoqueensutipopudiereproducir.Asimismo,disponeque,segúnelcaso y las posibilidades, dicha persona podrá integrar un fondo de restauración ambiental que posibilite lainstrumentacióndeaccionesdereparación.En septiembre de 2012, el Poder Ejecutivo Nacional reglamentó ciertos aspectos de dicha ley a través delDecretoNº1638/2012,estableciendo,entreotrasdisposiciones,quepodráncontratarsedostiposdeseguros,segurodecauciónpordañoambientaldeincidenciacolectivayseguroderesponsabilidadpordañoambientaldeincidenciacolectiva.Adicionalmente,establecióloslineamientosquelaSuperintendenciadeSegurosdelaNación debe seguir a fin de elaborar planes de seguros para brindar cobertura según lo previsto en elmencionadoartículo22delaLeyN°25.675.Dichodecretodispusoque(i)quedaráacargodelaaseguradora,de acuerdo a los criterios de evaluación que se prevean previstos en la Resolución SAyDS N° 1398/2008(modificadaporlaResoluciónSAyDS177/2007,entreotras),ladeterminacióndelmontomínimoasegurabledeentidadsuficientequeavalelaentidadsuficientedelacoberturarequeridaporelreferidoartículo22delaLeyNº25.675,y(ii)queelaseguradordeberárealizarunestudiodelasituaciónambientalinicialafinderelevarel

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riesgo y detectar daños preexistentes, conocidos como “nivel de complejidad ambiental (“NCA”). El NCA seobtienemedianteuncálculorealizadosobrelabasedeunafórmulapolinómicadesarrolladaenlaResoluciónSAyDS N° 1639/2007. Conforme a los valores del NCA, el riesgo ambiental está dividido en tres categorías,considerando “actividades peligrosas para el ambiente” a las actividades identificadas como de segunda yterceracategoría-complejidadambientalmediaoalta-,respectivamente.Lodescriptoprecedentementeesunresumendelaregulaciónambientalmásrelevanteperonocomprendetodalaregulaciónaplicable.MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleoyelGasenEcuadorMarcolegalyregulatorioLaactividaddelaindustriapetroleraydelgasenEcuadoresgobernadaporlaLeydeHidrocarburosdeEcuador(DecretoSupremoN°2967R.O.711del15denoviembrede1978)(la“LeydeHidrocarburosdeEcuador”),susreformasydemásreglamentosparasuaplicaciónemitidasporelMinisteriodeRecursosNoRenovables.AutoridadesregulatoriasdesupervisiónDe acuerdo con la Constitución de Ecuador, el presidente está a cargo de la regulación de las políticas enmateria de hidrocarburos y el Ministerio de Hidrocarburos (antes Ministerio de Recursos Naturales noRenovables)esresponsableporeldesarrollodelaspolíticasenmateriadehidrocarburosylaimplementaciónderegulaciónsobrelaLeydeHidrocarburosdeEcuador.Las facultades y responsabilidades de la Dirección Nacional de Hidrocarburos (“DNH”) fueron divididas yasignadasadosórganosestatales.Así,laAgenciadeRegulaciónyControlHidrocarburífero,ARCH,asumiólasfunciones de organismo técnico-administrativo, encargado de regular, controlar y fiscalizar las actividadestécnicas y operacionales en las diferentes fases de la industria hidrocarburífera, que realicen las empresaspúblicas o privadas, nacionales, extranjeras, empresas mixtas, consorcios, asociaciones, u otras formascontractuales y demás personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras que ejecuten actividadeshidrocarburíferasenelEcuador.La Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero es una institución de derecho público, adscrita alMinisterio de Hidrocarburos con personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica, económica,financieraypatrimoniopropio.Por otra parte, en las reformas a la Ley deHidrocarburos de Ecuador del año 2010, se creó la SHEc, comoentidad adscrita al Ministerio de Hidrocarburos, con personalidad jurídica, patrimonio propio, autonomíaadministrativa,técnica,económica,financierayoperativa,queadministralagestióndelosrecursosnaturalesnorenovableshidrocarburíferosydelassustanciasquelosacompañen,encargadadeejecutarlasactividadesde suscripción, administración y modificación de las áreas y contratos petroleros. Para este efecto es laencargada de definir las áreas de operación directa de las empresas públicas y las áreas y actividades a serdelegadasalagestióndeempresasdeeconomíamixtayexcepcionalmentealasempresasprivadas,nacionaleseinternacionales,sometidasalrégimenjurídicovigente.ElrepresentantelegaldelaSHEceselSecretario/adeHidrocarburos,designadoporelMinistroSectorial.Entre lasprincipalesatribucionesde laSHEpodemosmencionar:suscribir,anombredelEstadoecuatoriano,los contratos de exploración y explotación, industrialización y transporte, previa adjudicación por parte delMinisterioSectorialyadministrardichoscontratos;aprobarplanesyprogramastécnicosyeconómicosparalacorrecta ejecución de las actividades y de los contratos de exploración y explotación, industrialización ytransporte,deconformidadconlapresenteLey;mantenerelRegistrodeHidrocarburos;Administrarlasáreashidrocarburíferas del Estado y asignarlas para su exploración y explotación; fijar tasa de producción, entreotras. Por tanto, la SHE es la contraparte de los Consorcios en la ejecución de los contratos de serviciosfirmadosenenerode2011,funciónqueantesestabaacargodePetroecuador.ElMinisteriodeAmbiente(MAE),es laentidadgubernamentalquecontrola,supervisayauditalosplanesdeprotección ambiental relativos a las actividades hidrocarburíferas, y evalúa, aprueba y monitorea elcumplimiento de los planes enmateria demedio ambiente en todo el territorio de Ecuador y supervisa el

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cumplimiento de las Reglamentaciones Ambientales para las Operaciones Hidrocarburíferas en Ecuador(DecretoN°1215)yotrasnormasaplicablesyvigentes.ExploraciónyexplotacióndehidrocarburosLos hidrocarburos y productos asociados son de propiedad del estado Ecuatoriano. Las actividades deexplotaciónyexploraciónhidrocarburíferassonrealizadasatravésdeEmpresaEstatalPetroamazonas.Hastael27dejuliodel2010,fechadeentradaenvigencialaLeyReformatoriaalaLeydeHidrocarburosdeEcuadoryala Ley de Régimen Tributario Interno, la atribución de administración de los contratos de explotación yexploracióndehidrocarburosestabaacargodePetroecuadoryPetroproducción.Deconformidadcondichoscontratos,elConsorcioPetrosud–Petrorivateníaderechoaunporcentajedelaproducciónbrutadecadaáreaenexcesodelniveldeproducciónbase.Luegodelaentradaenvigenciadelareferidaley,conocidacomoLey0,laatribucióndeadministracióndeloscontratosdeexploraciónyexplotaciónpasóamanosdelaSHEc.A partir de la entrada en vigencia de la Ley Reformatoria, la modalidad de exploración y explotación dehidrocarburos bajo contratos de explotación de campos marginales fue reemplazada por un esquemacontractual de “prestación de servicios” con una retribución equivalente a una tarifa fija por barril. En esemarco,el22deenerode2011lascompañíassociasdelConsorcioPetrosud–PetrorivaydelCPPYSsuscribieronconlaSHEcsendoscontratosModificatoriosdePrestacióndeServiciosdeExplotaciónyExploraciónPetrolera,unoporcadaunodedichoscamposmarginales,PalandaYucaSuryPindo,creándosedosconsorciosseparadosTérminosycondicionescomunesa loscontratosModificatoriosdePrestacióndeServiciosdeExplotaciónyExploraciónPetrolera(antescontratosdecamposmarginales)El prestador de los servicios tendrá derecho al pago de una tarifa por barril de petróleo neto producido yentregado al estado ecuatoriano en un punto de fiscalización. Esta tarifa constituye el ingreso bruto de lacontratistaysefijarácontractualmentetomandoencuentaunestimadodelaamortizacióndelasinversiones,loscostosygastosyunautilidadrazonablequetomeenconsideraciónelriesgoincurrido.Alaño2011dichatarifaporbarrilnetoparalosCamposPalandaYucaSuryPindoesdeUS$31.90yUS$28.50,respectivamente.Esta tarifa se ajusta de forma anual en base a los siguientes índices de inflación: Consumer Price Index yProducer Price Index (Support Activities forOil andGasOperation) del BLS de los EE.UU.A continuación sedetallalaevolucióndelastarifasenlosdoscampos:

TARIFA 2017 2016 2015 2014 2013 2012

PINDO 29,51 29.37 29.44 29,38 29,12 28,94

PALANDA 33,03 32.87 32.95 32,89 32,59 32,39

SAMI* 41,96 41.76 41.86 42,00 - -

*CamponuevoresultadodeexploraciónadicionaldentrodeláreaPalandaYucaSur

Ladeterminacióndelaexistenciaonodeuningresodisponibleparacubrirlatarifamencionadaenelpárrafoanteriordelasiguientemanera:delosingresosprovenientesdelaproduccióncorrespondientealáreaobjetodelcontrato,elestadoecuatorianosereservael25%de los ingresosbrutoscomomargendesoberanía.Delvalorremanente,secubriránloscostosdetransporteycomercializaciónenqueincurraelEstadoylostributoscorrespondientes al ECORAE y a la Ley de Creación de Rentas Sustitutivas para las provincias de Napo,Esmeraldas y Sucumbíos. Una vez realizadas estas deducciones, se cubrirá la tarifa por la prestación de losservicios.Loscontratosdeprestacióndeserviciosbajo loscuales losConsorciosoperansusnegociosdeexploraciónyproducción en los campos marginales de Pindo y Palanda Yuca Sur en Ecuador, requiere que el ConsorcioaplicablecumplaconobligacionesespecíficasimpuestasporlaLeydeHidrocarburosdeEcuador,talescomoelpago de impuestos, regalías, tasas anuales y participaciones, el cumplimiento de requerimientos deinformación, el deber de permitir la realización de controles e inspecciones por las autoridades, elmantenimientoo lasuspensiónde lasactividadesdeexplotaciónconforme loautorizadopor lasautoridades

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competentes,lareinversióndegananciasylarealizacióndeactividadeseinversionesestimadasdeexploracióny/oexplotaciónporsucuentayriesgo,aportandolatecnología,loscapitales,losequipos,bienesymaquinariasnecesarios,enlasáreasdeloscontratosydurantetodoelplazodevigenciadeloscontratosmodificatorios.El incumplimiento del plan de actividades y del plan de desarrollo por parte del Consorcio aplicable serásancionado. En primer lugar, la SHEc ajustará la tarifa por barril, para descontar de la misma los valoresequivalentesalasinversionesnoejecutadas.Enúltimotérminoyencasodepersistirelincumplimientoosilano realización de las inversiones fuere un perjuicio significativo para el Estado, el Ministro de RecursosNaturalesNoRenovablesdeberá conceder al Consorciounplazode treintadías contadosdesde la fechadenotificación para que conteste, rectifique o desvanezca los cargos; en caso de que este plazo resultareinsuficienteseconcederáunplazoadicionalparacumplirconelplandescritoanteriormente.Encasocontrario,elprocesodecaducidadcontinuaráyserealizarálarestituciónalEstadodelasáreasdeloscontratos,asícomola entrega de todos los equipos, herramientas, maquinarias, información técnica actualizada, y otroselementos,sincostoalgunoparalaSHEcyelestadoecuatoriano.Según consta en los contratos de prestación de servicios de explotación y exploración suscritos por losConsorcios,laformadepagodelatarifaesendinero.Sinembargo,tambiénsepactóque,siconvinierealosinteresesdelestadoecuatorianoyúnicamenteluegodecubrirlasnecesidadesdeconsumointernodelpaís,elpagopuedeserpagadaenpetróleocrudooenformamixta.Enfebrerode2011cadaunode losConsorciosremitióalaSHEc,unacomunicaciónenlacualmanifestabasupedidodequeelpagodelatarifa,sehagaenespecie.Asísehaprocedidodesdeentonces.De los ingresosbrutosprovenientesde laproduccióncorrespondienteal áreaobjetodel contrato,elestadoecuatorianosereservael25%delosingresosbrutoscomomargendesoberanía.Al año2014 la tarifadel Impuestoa laRentaaplicablea losConsorcios fuedel24%,de conformidadcon lodispuesto en los artículos 90 y 37 de la Ley de Régimen Tributario Interno, reformados, mediante la LeyReformatoriaa laLeydeHidrocarburosdeEcuadorya laLeydeRégimenTributario InternopublicadaenelSuplemento del RegistroOficialNº 244 del 27 de julio del 2010 y por laDisposición Transitoria Primera delCódigoOrgánicodelaProducción,ComercioeInversionespublicadoenelRegistroOficialSuplementoNº351del29dediciembredel2010.El plazo de dichos contratos es desde la fecha de su inscripción en la SecretaríaNacional deHidrocarburoshastael30dejuliodel2019;noobstante,existelaposibilidadprevistaenlaLeydeHidrocarburosdeEcuador,dequeelplazodeloscontratosseaampliado,síasíseacuerdaconlaSHEcysiemprequedichaampliaciónsebaseeneldesarrollodenuevosyacimientoscomercialmenteexplotablesyenbasealPlandeDesarrolloqueseaprobareparaelefecto.Medianteescriturapúblicadel1dejuliode2016,otorgadaanteNotariaVigésimaPrimeradeQuito,secelebróeltercercontratomodificatoriodelcontratodeserviciosdelBloquePalandaYucaSur.EnlaCláusulaTerceradedichocontratomodificatoriosepactóunaampliacióndelcontratodeserviciosdelmencionadoBloquehastael31dediciembrede2027;ampliaciónquesinembargoquedósujetaaqueelPrecioTeóricodelCrudoOrientesupereoigualelosUS$45,69porbarril.ConoficioNºSHE-SHE-2017-0006-OF,del4deenerode2017,suscriptoporelSecretariodeHidrocarburossecertificóqueconfecha13dediciembrede2016elvalordelPrecioTeóricodelCrudoOrientefuede45,69yque por tanto, habiéndose cumplido la condición pactada en la cláusula tercera del ContratoModificatorio(Número 3) se hicieron exigibles las obligaciones y derechos derivados del mismo, en especial, el plazo devigenciadelContratodePrestacióndeServiciosdeExploraciónyExplotacióndeHidrocarburosdelBloque65seamplíahastael31dediciembrede2027.Mediante escritura pública del 1 de julio de 2016, otorgada ante el Notario TrigésimoNoveno deQuito, secelebróeltercercontratomodificatoriodelcontratodeserviciosdelBloquePalandaYucaSur;en laCláusulaTercera de dicho contratomodificatorio se pactó una ampliación del contrato de servicios delmencionadoBloquehastael31dediciembrede2025,ampliaciónquesinembargoquedósujetaaqueelPrecioTeóricodelCrudoOrientesupereoigualeslosUS$48,95porbarril.

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Desdeseptiembredel2017,lospreciosdelWTIhanpresentadounincrementosostenido;sinembargo,debidoaproblemasde laEmpresaPúblicaPetroecuadoren laaplicaciónde la fórmulaparaalcálculodelpreciodelcrudo ecuatoriano en sus contratos de preventa petrolera conUNIPEC, Petrochina y Petrotailandia, dejó depublicar el Precio Teóricodel CrudoOriente y desde finales delmes señaladoúnicamente sehanpublicadopreciosprovisionales,sujetosaconfirmación.AunqueelprecioteoréticopetróleocrudoyahaexcedidolosUS$48,95/barril,unacondiciónnecesariatienequeocurrirpara laextensióndelcontratodeserviciodePalandaYucaSurhastael31dediciembrede2025,éstaes lapublicacióndelprecioteoréticopor laGestióndeComerciodePetroecuadorquesiguependiente.Ésta es una formalidad que valida su extensión. Se estima que las publicaciones del precio teorético, queterminaronenseptiembrede2017comenzaránenelcortoplazo.AspectosambientalesycomunitariosConcarácterprevioalcomienzodelostrabajos,losmiembrosdelosConsorciosdebenelaborarunestudiodeimpacto ambiental (“EIA”) y un plan de manejo ambiental, y deben cumplir con el proceso de consulta yparticipación,previstoenlalegislaciónvigentedelaRepúblicadelEcuadoryenlareglamentacióndeconsultayparticipaciónalascomunidadesasentadaseneláreayciudadaníaengeneral.En abril de 2017, la Asamblea aprobó el nuevo CódigoOrgánicoAmbiental, el cual reemplazará a la Ley deGestiónAmbientalyotrasnormasrelacionadasalaactividadambiental.Elnuevocódigoentraráenvigenciaelpróximomesdeabrilde2018.Deentrelosaspectosmásrelevantesdedichanorma,seencuentralaextensióndelaresponsabilidaddepagodesancionesmonetariaspordañosambientalesydecostosdereparación,alosrepresentanteslegalesdelasempresas operadoras en Ecuador, así como el derecho a perseguir dichos pagos contra los accionistas dedichasempresasoperadoras.Asimismo, en dicha norma se ratifica la imprescriptibilidad de las infracciones ambientales y por tanto, elderecho del Estado Ecuatoriano de perseguirlas en cualquier momento; concepto que sin embargo, ya seencontrabavigenteparalosdelitosambientales,desdelavigenciadelCódigoOrgánicoPenal,locualsedioenagostode2015.Seesperaqueen lospróximosmeses se reformen lasnormas técnicasambientalesque regulan laactividadpetrolera, que son aquellas que fijan losmínimos ymáximos de contaminación; sin embargo, no se prevéncambiosenlosparámetrosactualmentepermitidos.Impuestossobreloshidrocarburos

(a) Argentina Las actividades de exploración y producción de la Compañía en Argentina están sujetas a los siguientesimpuestos:

i. Un impuesto sobre la producción bruta en efectivo y una participación del 12% del precio de laproducciónenbocadepozo,pudiendoserreducidaoampliadaconformedeterminadassituaciones.Paramayorinformaciónvéase“MarcoRegulatoriodelaIndustriadelPetróleo,delGasydelasEnergíaRenovablesenArgentina-Regalías”.

ii. Unimpuestoa lasgananciasdel35%desusutilidadessocietariasnetas(quenoseanlasactividadesdesarrolladasdentrode la jurisdicciónde laprovinciadeTierradel Fuego, las cuales seencuentranexentasdelpagodeimpuestosnacionales).

iii. IVA del 21% sobre las ventas locales de petróleo y gas, sumado a las facturas por ventas de la

Compañía lasque se trasladanal comprador (lasexportaciones tienenalícuota ceroy las ventasdepetróleoygasprovenientesdeTierradelFuegonoestángravadas).

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iv. Unimpuestoprovincial(impuestoalosingresosbrutos)aplicadoengeneralaunaalícuotapromediodel3%delosingresoslocalesbrutos(losingresosenconceptodeexportacionesestánexcluidos).

v. Unimpuestoalagananciamínimapresuntaquesecalculaenbaseaunaalícuotadel1%sobreelvalor

delosactivosdelaCompañía,existentesal31dediciembredecadaaño,determinadodeacuerdoconlaLeyN°25.063.Ciertosactivos,talescomoaccionesyparticipacionesenotrassociedadessujetasalmismo impuesto, se hallan exentos, así como los activos situados dentro de la jurisdicción de laprovincia de Tierra de Fuego. El valor de las adquisiciones e inversiones en activos sujetos adepreciación (excepto automóviles) es deducible para la determinación del monto de los activosimponiblesenelejercicioeconómicodelaadquisiciónoinversiónyenelejerciciofiscalposterior.Elimpuesto a las gananciaspagado, determinadopara elmismoejercicio económico, se consideraunpagoacuentadeesteimpuesto.Coneltiempo,sielimpuestoalagananciamínimapresuntaexcedeelmontoapagarenconceptodeimpuestoalasganancias,elimpuestoalagananciamínimapresuntapagado puede ser acreditado como pago a cuenta de la parte del impuesto a las ganancias noabsorbidaeneltranscursodelosdiezañosposteriores.

vi. Unimpuestodesellosprovincialaplicadosegúnalícuotasqueoscilanentreel0,3%yel2,5%,sobreelvaloreconómicodeloscontratosescritossuscriptosdentrodelajurisdicciónprovincial.

vii. Unimpuestoalaexportacióndel1%cuandoelvalordelpetróleocrudoestápordebajodeUS$71/Bbl.

SielpreciointernacionaldelpetróleocrudosuperalosUS$71/Bbl,el impuestoa laexportaciónseráfijadosobreunabasevariable.

viii. Un impuesto a los débitos y créditos que grava las operaciones con cuentas bancarias y otrasoperacionesbancariasutilizadasensustitucióndecuentascorrientes.Laalícuotageneralesdel0,6%por cada operación de débito o crédito (aunque en algunos casos puede aplicarse un aumento del1,2%yunareduccióndel0,075%).

ix. Un impuesto a los bienes personales que grava las acciones u otras participacionesmantenidas enentidades reguladas por la Ley General de Sociedades a una alícuota del 0,5% aplicada sobre losactivosnetos.

(b) Ecuador

Las actividades de exploración y producción de la Compañía en Ecuador están, a la fecha, sujetas a lossiguientesimpuestos:

i. Un impuesto a la renta del 22% de las utilidades obtenidas. Con fecha 29 de diciembre de 2017 sepublicóenelSegundoSuplementodelRegistroOficialNº150,laLeyOrgánicaparalaReactivacióndelaEconomía, Fortalecimiento de la Dolarización y Modernización de la Gestión Financiera, la cualcontemplaunincrementodetrespuntosporcentualesdelatarifadelImpuestoalaRenta,aplicableapartir del ejercicio fiscal 2018; por tanto, a esta fecha, la nueva tarifa del Impuesto a la Renta parasociedadesesdel25%.

ii. Seesperaqueenlaspróximassemanasyantesdelmesdemarzode2018,sepubliquenlasreformasalReglamentoparalaAplicacióndelaLeydeRégimenTributarioInterno,queoperativicenelpagodelanuevatarifadelImpuestoalaRenta;peroademásseesperaqueentrelasreformasaserpublicadas,seincluyan modificaciones que permitan disminuir el impacto tributario de dicho impuesto sobre losvalorescorrespondientesalaacumulacióncontractual.

iii. Una deducción del 15% de las ganancias netas obtenidas antes de impuesto, bajo el nombre de

“participacióndetrabajadores”previstoenelartículo97delCódigodelTrabajo.Noobstante,en lasreformas a la Ley deHidrocarburos de Ecuador del 27 de julio de 2010, se estableció que de dichorubro,sóloel3%debíaserentregadoalostrabajadores,mientrasqueelotro12%debeserentregadoal estado ecuatoriano, el cual a su vez debe destinarlos a proyectos de desarrollo en la RegiónAmazónica.LosvalorespagadosporlosConsorciosconcargoaeste15%constituyencréditotributarioen favor de PCR en Argentina, por lo menos en la parte que le corresponde a la participación dePetrorivaS.A.,en loscontratosde losBloques64y65, locualcorrespondeal40%de la inversiónde

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PCR en Ecuador; respecto del otro 60% se están explorando posibilidades que permitan aplicar esecrédito tributario para la participación de PCR en Ecuador a través de las empresas Petrolamerec yFosforocomp.

iv. Unimpuestoalvaloragregado(“IVAEcuador”)del12%sobrelospreciosdeventaolaimportacióndeproductos,cobradoentodoslosnivelesdecomercialización,asícomoaservicios.Durantelavigenciadeloscontratosanteriores,deestasuma,cadaConsorcioteníaelderechoarecuperarelequivalenteal2%delIVAEcuadorpagadoporlacompradematerialesasícomoun12%delIVAEcuadorpagadoporservicios, por medio de acuerdos trimestrales con la autoridad tributaria de Ecuador y pagado enpetróleoporEmpresaEstataldeExploraciónyProduccióndePetróleosdelEcuadoroPetroproducción.Si bien esta figura quedó insubsistente con la firma de los nuevos contratos bajo tarifa, también esimportanteseñalarqueel IVAEcuadorgeneradoen lacompradebienesyserviciosporpartede losConsorcios, puede ser aplicado como crédito tributario al IVA Ecuador en ventas por la facturaciónmensualdelosserviciosdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburos.

v. UncontribucióndeUS$60.000porañoporárea,duranteelperíododedesarrollo,parapagarporel

usopreferencialdeaguasymaterialdeconstrucción.

vi. Una contribución anual sobre el total de sus activos (hasta un límitemáximodel 1%del valor de losmismos)quelascompañíasyotrasentidadessujetasalavigilanciaycontroldelaSuperintendenciadeCompañíasdebenpagaraésta.

vii. Un impuesto de 1,5 x 1000 sobre el total de activos de cadaunade las empresas ecuatorianas que

conformanlosConsorciosdestinadoalasmunicipalidadeslocales.

viii. Un impuestodel5%alegresodedivisas (ISD),aplicablesobre todaremesamonetariaquese realicedesdeelterritorioecuatorianoalexterior.

ix. UnatasadepermisodebomberosquefluctúaentrelosUS$200anuales.

x. PagodepatentesmunicipaleshastaunmáximodeUS$5.100.

xi. Contribución para la investigación tecnológica: Conforme se establece en el artículo 54 de la Ley de

Hidrocarburos de Ecuador, la contribución equivalente al uno por ciento delmonto de pago por losserviciospreviadeduccióndelaparticipaciónlaboralydelimpuestoalarenta,destinadaapromoverlainvestigación,eldesarrolloylosservicioscientíficosytecnológicosporpartedelMinisterioSectorial.

xii. PagosdeauditoríasanualesdelaARCHdeUS$40.000,porcadaConsorcio.

xiii. Derechos por Servicios de Regulación y Control Prestados por la Agencia de Regulación y Control

HidrocarburíferoARCH y la SHEc, según las tarifas establecidas en la Resolución 002 del primero dedichosórganos.

xiv. Tasas por servicios de gestión y calidad Ambiental establecidas por el Ministerio de Ambiente del

EcuadormedianteAcuerdoMinisterialNº086de26deabrilde2010.Dichastasasaplicanadiferentesactostalescomo:emisióndelicenciaambiental,aprobacióndeplanesdemanejoambiental,gestióndeseguimientoambiental,emisióndecertificadosde intersección.ElpagodeestastasassólosegeneraencasoquelosConsorciosefectivamenterequierandelosserviciosdelMinisterioantesseñalados.Porotro lado, en dichoAcuerdoMinisterial también se contemplan pagos obligatorios anuales, tal es elcasodelatasaporpronunciamientorespectodeProgramasyPresupuestosAnualesAmbientales,quetieneunvalordecincuentaDólares(US$50,00)yotrosrubrosmenores.

xv. Hasta antes de la suscripción de los nuevos contratos de servicios de exploración y explotación, los

Consorciosdebíanasumirelpago,deunimpuestodeUS$1,05porbarrildepetróleoproducidoenlaRegiónAmazónica,previstoenlaLeyparaelFondoparaelDesarrollodelaRegióndelAmazonasyelFortalecimiento de los Organismos Seccionales (ECORAE), reformada y una tarifa por cada barril depetróleoqueestransportadoporelSistemadeOleoductosTran-Ecuador(“SOTE”),deacuerdoalaLey

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de Creación de Ingresos Substitutos para las Provincias de Napo, Esmeraldas y Sucumbíos. La tarifabásicadetransportedecadabarrildepetróleocrudoporelSOTEeradeUS$1.6215paraunpetróleocrudode27.8gradosAPI,23,2cSt.deviscosidada80ºFy0.83%enpesodecontenidodeazufre.Latarifa básica de transporte de cada barril de petróleo crudo se ajusta por factores como distancia,gravedad, viscosidad y contenido de azufre. Si bien en los nuevos contratos estos impuestos ya nodeben ser asumidos directamente por los Consorcios, al momento de calcular el saldo de IngresosDisponiblesparaelpagodelatarifa,dichosvaloressondeducidosporlaSHEcdelingresobruto.

xvi. Tanto el concepto de Ingreso Bruto de la Contratista, Ingreso Bruto del Contrato y de IngresosDisponiblesseencuentrandefinidosenlacláusulacuartadeloscontratos,bajolossiguientestérminos:

xvii. Ingreso Bruto del Contrato (YB): Es el valor en Dólares que resulta de multiplicar la Producción

Fiscalizada entregada por la Contratista por el Precio PromedioMensual, corregido de acuerdo a lacalidadequivalentealaproducidaporlaContratistaenelÁreadelContrato.LacorreccióndelacalidaddelPetróleoCrudoserealizarádeconformidadconelAnexoD.ElPetróleoCrudodelÁreadelContratodestinado para consumo interno del Estado u otros fines será valorado con el Precio PromedioMensual.

xviii. IngresoBrutodelaContratista:EselvalorenDólaresquerecibirálaContratistaporlaprestaciónde

susservicios,sobre labasede la tarifacorrespondienteacordadaenesteContratoModificatorioporcada Barril neto producido y entregado al Estado, conforme la fórmula establecida en la cláusuladécimaquinta.

xix. IngresoDisponible (YD): Es el valor enDólares resultante de la diferencia entre el Ingreso Bruto del

Contratoylasumadelossiguientesconceptos:(i)MargendeSoberanía;(ii)CostosdeTransportedelEstado;(iii)CostosdeComercialización;y(iv)losTributosestablecidosenlaCodificacióndelaLeydelFondoparaelEcodesarrolloRegionalAmazónicoy la LeydeCreacióndeRentasSustitutivaspara lasProvinciasdeNapo,EsmeraldasySucumbíos,silosmismosresultasenaplicables.

LaIndustriadelCementoenArgentinaCaracterísticasgeneralesLasprincipalescaracterísticasdelaindustriadelcementoenArgentinasonlassiguientes:

• Altacorrelacióndelniveldeactividaden la industriaconelcomponentemacrode laeconomía,particularmente con la inversión, debido a que la demanda de cemento está directamentevinculadaconlaconstrucciónprivadayelgastopúblicoeninfraestructura.

• Procesodeproducciónintensivoencapitalyenergía.

• Elevadoscostosdetransporteterrestre.Laprimeradeestascaracterísticashacedelsectorunaindustriavolátilysumamentesensiblealoscambiosenlaeconomía.Lasegundadeellasdeterminaelevadasbarrerasdeentradaalmercadodelcemento,endondepocos participantes se reparten la totalidad de la participación en dichomercado. La tercera característicamencionadafacilitaeldominiozonaloregionaldelosmercados,deacuerdoalalocalizacióndelasplantasdeproduccióndecemento.En Argentina existen sólo cuatro compañías productoras de cemento a gran escala: Loma Negra, Holcim,Cementos Avellaneda S.A. y PCR. Estas compañías producen y venden cemento en las distintas zonasgeográficas del país. PCR lidera la provisión de cemento delmercado patagónico y las exportaciones al surchileno.La producción de cemento en Argentina se destina principalmente al mercado interno, representando lasexportacionesaproximadamenteel0,75delasventastotalesdecementoparaelaño2016.Porsuparte, las

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importacionesalcanzanenpromedioal0,27%delcementoconsumidoenelmercadointerno,paraelmismoejercicio.La industria del cemento a nivel internacional ha experimentado en los últimos años operaciones deadquisiciones que alteraron la dinámica del sector. Argentina no fue la excepción, y, actualmente, las trescementeras más grandes del país son controladas por grandes compañías extranjeras. Loma Negra fueadquiridaen2005porCamargoCorreaS.A.,unadelascompañíascementerasmásimportantesdeBrasil;JuanMinettiS.A.fueadquiridaporelgrupoHolcim,unadelascompañíascementerasmásimportantesdelmundo;y Cementos Avellaneda S.A. por Cementos Molins y Votorantim Cimentos. Esta última es la compañíacementeramásgrandedeBrasil, conoperacionesenochopaísesmás (EstadosUnidosdeAmérica,Canadá,Chile,Colombia,Perú,Bolivia,ChinayArgentina).DesempeñodelsectorcementeroenlosúltimosañosenArgentinaDurante2017seregistrarondespachosdecementoenArgentinapor12.106.835toneladas,representandounincremento del 11,3% con respecto a los despachos registrados durante el año 2016 que ascendieron a10.879.321 toneladas. En el cuadro incluido a continuación se presenta la evolución de los despachos decementoenArgentinadelosúltimosaños:

Fuente:ElaboraciónpropiaenbaseadatosdelaAFCP.

Entérminosdeconsumodecemento,Argentinapasóde174kg/hab./añoen2000a248kg/ha/añoen2014,valoresqueseubicanalapardeotrospaísesdelaregión,talescomoVenezuela,ColombiayPerúyporencimadeUruguay,Ecuador,Bolivia,Guatemala,ChileyParaguay.La industriadelcementoenArgentinaevolucionóenformaacordea las fluctuacionesde lamacroeconomía.Trasunacaídadel43%enlosdespachosdecementoentrelosaños1987y1990,elsectorcomenzóunfuerteprocesoderecuperaciónqueseextenderíaprácticamentedurantetoda ladécadadel90.Enelaño1999 losdespachos de cemento se habían duplicado respecto del año 1990, creciendo a una tasa equivalente al 8%anual durante nueve años. Este crecimiento experimentado se vio impulsado por la existencia de créditoshipotecariosalargoplazoquefavorecieronlainiciativaprivada,unimportanteincrementoenlarealizacióndeobrasdeinfraestructuraylaprivatizaciónderutasycaminos.Duranteelperíodocomprendidoentrelosaños2000y2002,laindustriaexperimentóunafuertecaídacomoconsecuencia de la recesión económica y la posterior crisis experimentada por Argentina, reflejando elcomponentecíclicodelsectordelaconstrucción.Ensólotresañoslosdespachosdecementocayeronun45%respectode1999,mientrasqueelProductoBrutoInternodeArgentinaseredujoun23%.Lafaltadeaccesoalcréditoylaincertidumbrefueronlosfactoresmásimportantesquedeprimieronelmercadodecemento.Larecuperacióndelacrisisseinicióenelaño2003,conunincrementodel33%enlosdespachosdecementorespecto del año anterior. El crecimiento del sector se vio impulsado principalmente por la construcción deviviendasresidencialesdemedianayaltacategoría.Lasimportantesreservasdeahorrosenmonedaextranjera

5.111.8726.152.352

7.523.845

8.923.3119.604.3709.754.1789.412.827

10.433.41711.598.712

10.687.30711.900.74311.435.666

12.190.170

10.879.32112 .106.835

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

EvolucióndelCemento(entoneladas)

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secanalizaronhaciaesamodalidaddeinversión,enpartedebidoalosbajoscostosexpresadosenDólaresdelaconstruccióny,asuvez,debidoaladesconfianzageneralizadarespectodelsistemafinancieroargentino.Lasbajas tasas de intereses internacionales y locales no constituían una alternativa atractiva, y alentaron lautilizacióndelahorroparalafinanciacióndeoperacionesinmobiliarias.Durantelosañossiguientescontinuóelcrecimientoiniciadoen2003,conunincrementopromedioanualdel17%enelperíodo2004-2008.Enelaño2009sedespacharon3,5%menosdetoneladasdecementoperoenelaño 2010 esta baja se revirtió lográndose un incremento del 10,8% con respecto al año anterior. En el año2011,Argentinaalcanzóunrecordhistóricodeconsumode281kg/habitante,querepresentóunincrementoeneldespachodel11,2%conrespectoa2010.Sinembargo,en2012estacifradisminuyóa255kg/habitante,habiéndosedespachadoun7,86%menosdetoneladasdecementoqueenelañoanterior.Noobstanteello,enelaño2013Argentinalogrónuevorecorddeconsumoalcanzandounvalorde283kg/ha/año,un11,35%másqueenelaño2012,aunqueenel2014elconsumopercapitadescendióa271kg/ha/año.Enelaño2015,elconsumopercapitadisminuyóa289kg/ha/año,un6,23%másqueelañoanteriorylograndonuevamenteelrecord en tal sentido. Sin embargo, en el año 2016, el consumoper capita disminuyó a 248 kg/ha/año, un16,53%menosqueel añoanterior,peroenel año2017aumentónuevamentea475kg/ha/año,un10,88%másqueelañoanterior.Elcuadrosiguientereflejaelvolumendelosdespachosanualesdecementoregistradosde2004a2017,juntoconelporcentajedevariaciónrespectodelosdespachosanualesdelañoanterior:

Año MercadoInterno %s/añoanterior Exportación %s/añoanterior Total %s/añoanterior

2004 6.016.001 21,8 136.349 -20,3 6.152.350 20,4

2005 7.374.477 22,6 149.377 9,6 7.523.854 22,3

2006 8.772.425 19,0 150.891 1,0 8.923.316 18,6

2007 9.489.969 8,2 114.409 -24,2 9.604.378 7,6

2008 9.643.128 1,6 111.055 -2,9 9.754.183 1,6

2009 9.215.001 -4,4 197.827 78,1 9.412.828 -3,5

2010 10.163.925 10,3 269.517 36,2 10.433.442 10,8

2011 11.363.365 11,8 235.412 -12,7 11.598.777 11,2

2012 10.450.591 -8,03 236.807 0,59 10.687.398 -7,86

2013 11.682.595 11,79 218.148 -7,88 11.900.743 11,35

2014 11.271.398 -3,51 164.268 -24,7 11.435.666 -3,91

2015 12.100.015 7,4 90.155 -45,1 12.190.170 6,6

2016 10.797.494 -10,8 81.827 -9,2 10.879.321 -10,8

2017 12.027.662 11,4 79.173 -3,2 12.106.835 11,3

Fuente:ElaboraciónpropiaenbaseadatosdelaAsociacióndeFabricantesdeCementoPortland.

CabemencionarquetodavíaexisteunaimportantecapacidadociosaenlaindustriadelcementoenArgentina.Actualmente la capacidad instalada de producción nominal de cemento es de alrededor de 15.346.000 de

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toneladasanualesenelaño2017,segúnúltimosdatosdisponiblesdelaAFCP,mientrasquelaproducciónenelaño2017 fuede12.106.835 toneladas.Esdecir,duranteel2017elporcentajeestimadodeutilizaciónde lacapacidadinstaladadeproduccióndecementofuedel78,89%.Estogarantizaelabastecimientodeunfuturoincremento en la demanda sin mayores inversiones de capital en el mediano plazo. La mayor parte de laproducciónseconcentraensólodoscompañías:LomaNegrayHolcim.En 2017 se observó un incremento en los niveles de producción, despacho y consumo. La producción decementoacumuladaen2017 fuede12.106.835 toneladas,un11,3%superiora laproducciónacumuladade2016quefuede10.898.581toneladas.Hubounincrementodel11,3%eneldespacho(mercadointernomásexportación)yunincrementodel12%enelconsumo(despachomercadointernomásimportación),para2016comparadosconelañoanterior.Los precios, por su parte, han experimentado una importante recuperación a partir del año 2003,principalmentedebidoalincrementodelniveldeactividadlocalylabajacompetenciainternacional,derivadade los altos costos de transporte. Desde diciembre de 2001 a septiembre de 2015 el precio del CementoPortlandaumentóun1074%.ElpreciodelcementoPortlandnormalenbolsaesunodelosinsumosquemásaumentódentrodelÍndicedelCosto de la Construcción (“ICC”)- capítulo “Materiales” desde 2009 a la actualidad. Los incrementosinteranualesmedidosadiciembrefuerondel11,5%en2009,14,9%en2010,12,4%en2011,17,7%en2012,15,7%en2013,38,2%en2014y20,2%en2015(octubre2015).Porsuparte,lasvariacionesinteranualesdelICCyel ICC-capítulo “Materiales”para losmismosejercicios fueron respectivamente10,9%y6,1%en2009,21,5%y11,9%en2010,17,3%y11,9%en2011,25,5%y14,8%en2012,21,6%y18,87%en2013,32,9%y39%en 2014 y 24,3% y 16,4% a octubre de 2015. A partir de noviembre de 2015, de acuerdo a las estadísticaspublicadasporelINDEC,laevolucióndelICCydelpreciodelcementoPortland,tuvolasiguienteevolución:

VariaciónInteranual

Oct-Dic2015 Diciembre2016 Diciembre2017

ICC 3,7% 32,3% 26,6%

Precio del cemento portland normal enbolsa

15,2% 22,0% 26,7%

Elcrecimientodelsectorenlospróximosañosestaráligadoaldesempeñodelaeconomíayaldesarrollodeunmarco institucional que genere condiciones de confianza para la inversión. Serán también importantes ladisponibilidaddecréditosalargoplazoparalainiciativaprivadayeldesarrollodeinfraestructuradepartedelsectorpúblicoylosconcesionariosprivados.Enelcortoplazoseesperaqueelcrecimientodelosvolúmenesdecementodespachadoscontinúe impulsadopor laconstrucciónresidencialyporun levecrecimientode lainversión pública, pero a tasas más moderadas que en los últimos años. A su vez, es de esperar que losconsumosdecementoenArgentinase incrementenen lamedidaqueel ingresopercápitaserecupereysedestinenfondosaobraspúblicasdemayorenvergadura.MarcoRegulatoriodelaIndustriadelCementoenArgentinaElsiguienteesunresumendeciertasdisposicionesdelasleyesynormasargentinasaplicablesalaindustriadelcemento en general y a PCR en particular. El presente resumen no tiene por objeto constituir un análisisexhaustivo de todas las leyes y normas aplicables a la industria del cemento en Argentina. Se recomiendaconsultarconsusrespectivosasesoreslegalesycomercialesafindeefectuarunanálisismásdetalladodelasmismas.ReglamentacionesAmbientalesLosproductoresdecementogeneranemisionesdepolvoygasescomosusprincipalesagentespolucionantes.EnArgentina,lasemisionesdegasesylacalidaddelaireestánreguladastantoanivelfederalcomoprovincial.EnlaprovinciadeChubut,dondeestáubicadalaplantadeComodoroRivadavia,comoenlaprovinciadeSanta

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Cruz,dondeseubica laplantadePicoTruncado,seexigequetoda instalacióndeproduccióncuenteconuncertificado ambiental emitido por las autoridades locales pertinentes. En ambos casos, la Compañía haobtenidolosCertificadoscorrespondientes,encontrándoseactualmenteambosenprocesoderenovación.Sumadoaello,diferentesregulacioneslocalessonaplicables.En el casode la provincia deNeuquén y regulacionesnacionales, por favor véase “Regulaciónambiental enArgentina”deesteProspectorespectodelaactividaddehidrocarburosentodoloqueseaaplicable.EnelcasodelaprovinciadeRíoNegro,lasprovisionescontenidasenlassiguientesregulacionessonaplicables:LeyN°2.342y3.335yelDecretoN°656/2004(impactoambiental),LeyN°2.952yelDecretoN°1.923/2009,laLeyN°3.660(PCBs),LeyN°3.250(especial),asítambiéncomolasregulacionescomplementariasaplicables.En el caso de la provincia de Santa Cruz, las provisiones contenidas en las siguientes regulaciones sonaplicables:laLeyN°2.658yDecretosN°7/2006yN°2.368/2008(impactoambiental),laLeyN°1.451ylaLeyN° 2.185 (recursos hídricos), la Ley N° 3.122 (responsabilidades ambientales), así como también lasregulacionescomplementariasaplicables.EnelcasodelaprovinciadeChubut,lasprovisionescontenidasenlassiguientesregulacionessonaplicables:laLeyN°XU-35(antesLeyN°5.439)yelDecretoN°185/2009(Códigoambiental),LeyN°4.032yelDecretoN°1.1135 / 1995 (impacto ambiental), el Decreto N° 1.151/2015 (incidentes ambientales), Ley N° 50 (gestiónintegralderesiduossólidos),laLeyN°5.850(políticahídricaprovincial),laLeyN°56(residuospeligrosos),talescomolasregulacionescomplementariasaplicables.En el casode la provincia de Tierra del Fuego, las provisiones contenidas en las siguientes regulaciones sonaplicables: laLeyN°55(preservación,conservación,defensaymejoradelambiente), laLeyN°105(residuospeligrosos), la Resolución N° 77/2005 (efluentes líquidos), tales como las regulaciones complementariasaplicables.Ladescripciónprecedentedelaregulaciónlocalprincipalesunresumenynopretendedescribirtodoelmarcoregulatorio de Argentina aplicable a materia ambiental. Dicho resumen se basa en las regulaciones deArgentina relacionadas conmateria ambiental vigenteal díadelpresenteProspecto, lasqueestán sujetas amodificaciones.NormasMineras LaCompañíaextraepiedracalizadecanterasdesupropiedadydecanterasdeterceros.La leyprincipalquerigelaactividadmineraenlaArgentinaeselCódigodeMinería,dictadoporlaLeyN°1.919de1886,consusreformasintroducidasporlaLeyNº24.585.ElCódigodeMineríaestablecequelatitularidaddesustanciasmineralesqueexistenencanteras,entreellaslapiedra caliza, recaeexclusivamente enel titular de la tierra en la que seubican y que las leyesprovincialesregularán la operación de las canteras. El titular puede extraer minerales de canteras existentes en susterritoriosodejarlasinactivas.Sinembargo,elGobiernoNacional,provincialomunicipalcorrespondientealajurisdicciónenqueseubicacadacanterapuededeclararquelaexplotacióndelasminasesdeinteréspúblicoyexpropiarelterritorioenqueseubicanlascanteras.Conforme al Código deMinería, antes del inicio de actividadesmineras los operadores deben presentar uninformedeevaluaciónde impactoambientalante laautoridadregulatoriapertinenteparasuaprobación.Encasodeque fuereaprobado, la agencia regulatoria emitiráunadeclaraciónde impactoambiental quedeberenovarsecadadosaños.

LaIndustriadeEnergíasRenovablesenArgentinaActualmente, PCR ha incursionado en el negocio de las energías renovables a partir de la adquisición delproyecto “Parque Eólico del Bicentenario”, consistente en la instalación de un parque eólico de 100 MW,ubicadoen la localidaddeJaramillo,provinciadeSantaCruz(localizadoaunos100Kmdenuestraplantade

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cementodePicoTruncado).MedianteresolucióndelMEyMN°281/2016defecha25denoviembre16,dichoproyecto fue adjudicado en la Ronda 1.5 del Programa “Renovar” convocado por CAMMESA. El proyectocontempla la instalaciónde28aerogeneradoresde3,6MW,conunaalturade80metrosyundiámetroderotorde117metroscadauno.Elproyectoseesperaqueseaejecutadodentrodeaproximadamente640díascontadosapartirdelcontratodecompradeenergíaquefuecelebradoconCAMMESA,el3demayode2017.Elplazocomprometidoenlaofertaesde21meses.LainversióntotalestimadaasciendeaproximadamenteaUS$150.000.000(Dólarescientocincuentamillones)incluyendoelIVA.Recientemente,selehanadjudicadoaPCR,dosproyectoseólicos(P.E.SanJorgeyP.E.ElMataco)de100MW.Ambosdentrode la fase2deRenovArRonda2.Paramás informaciónvéase“Informaciónsobre laEmisora-EstructurayOrganizacióndelaEmisoraysuGrupoEconómico”).MarcoRegulatoriodelaEnergíaRenovableenArgentinaEnaños recientes,Argentinahaadoptado comounade susprioridades la generacióndeenergía eléctrica apartirderecursosrenovables.En tal sentido,sehaemitidonormativapararegulare incorporareste tipodeenergíaenelMEM,eincentivarestetipodeenergíaatravésdebeneficiosimpositivosytarifassubsidiadasypreferentes. En Argentina, la generación de energía eléctrica no es un servicio público, como sí lo son, encambio,eltransporteyladistribución.Lageneración,porsuparte,estáconsideradaenlapropiaLeyNº24.065comounaactividaddeinterésgeneral.Encuantoalalegislaciónenmateriadeenergíarenovable,yaenelaño1998elCongresoNacionalsancionólaLeyNº25.019quedeclaradeinterésnacionallageneracióndeenergíaeólicaysolar,estableciendobeneficioscomolaestabilidadfiscalporeltérminodequince(15)añosyeldiferimientodetributos.Posteriormente, en el año 2006 el Congreso sancionó la Ley Nº 26.190 que declaró de interés nacional lageneracióndeenergíaeléctricaapartirdefuentesrenovablescondestinoalaprestacióndeserviciopúblico,comoasítambiénlainvestigaciónparaeldesarrollotecnológicoyfabricacióndeequiposconesafinalidad,yseestableciócomoobjetivolograrquelasfuentesdeenergíarenovablesalcancenel8%deconsumodeenergíaeléctricanacionalparaelaño2016.Atalfin,seestablecieronnuevosbeneficiosfiscales,comolaamortizaciónaceleradadelasinversionesylaexencióndelimpuestoalagananciamínimapresunta,alavezqueseactualizóel sistema de primas (pagos) por KW generado a los fines de formar el FODER (tal como se define másadelante).LaLeyNº26.190reciénfuereglamentadaenelaño2009.En el 2009, la ex Secretaría de Energía dictó la Resolución Nº 712/2009 por medio de la cual habilitó larealización de contratos de abastecimiento entre el MEM y las ofertas de disponibilidad de generación yenergía asociada presentadas por parte de ENARSA, el agente MEM en proyectos que, al momento delllamado, no tenía facilidades de generación con autorización comercial a la cual comprometerse, o a estemomentonoestabaninterconectadasconelMEMEn este contexto, ENARSA convocó en el año 2009 a una licitación pública en la cual distintas empresasofrecieronsusproyectosdegeneracióndeenergíarenovable,compitiendoentresíporelpreciodelmegavatioqueofrecíanaENARSA.DeacuerdoconelprogramaGENREN,ENARSAlicitaríalacompradeenergíaeléctricaproveniente de fuentes renovables para luego venderla mediante la suscripción de contratos deabastecimientoa15añosaCAMMESA.ENARSArecibióofertaspor1436,5MWdistribuidosen51proyectos.BajoelProgramaGENRENseadjudicaron32proyectosquesumabanunapotenciatotalde895MW.Enoctubrede2015sepromulgólaLeyNº27.191quemodificael“RégimendeFomentoNacionalparaelUsode Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica” aprobado por la Ley N°26.190. Las modificaciones buscaron establecer un nuevo marco legal más detallado para incentivar lainversiónenenergías renovables ypromover ladiversificacióndeunmixdegeneracióndeenergíaeléctricarenovable,atravésdelincrementodelavialibilidaddelosrecursosrenovables.Entresuspuntos,lanuevaley:

(1) Fijaobjetivosparaelconsumodeenergíasrenovablespara losusuariosdeenergíaeléctrica

deArgentina.Atalesefectos,cadasujetoobligadodeberáalcanzar la incorporaciónmínimadelochoporciento (8%) del total del consumo propio de energía eléctrica, con energía proveniente de las fuentesrenovables,al31dediciembrede2017,ydelveinteporciento(20%)al31dediciembrede2025;

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(2) Modificayamplíalosbeneficiosimpositivosparalosproyectosseleccionados;(3) Creael“FondoparaelDesarrollodeEnergíasRenovables”(enadelante,“FODER”)comoun

fideicomisodeadministracióny financieroenelqueelEstadoNacionales fiduciantey fideicomisariodelFondo y el Banco de Inversión y Comercio Exterior (“BICE”) como fiduciario y a las personas físicasdomiciliadasen laRepúblicaArgentinay laspersonas jurídicasconstituidasen laRepúblicaArgentinaquesean titulares de un proyecto de inversión como beneficiarios. El FODER deberá destinar los activos delfideicomisoparaextendercréditos,realizaraportesdecapitalyadquirirtodootroinstrumentofinancieroquepuedeser requeridopara laejecucióny financiamientode losproyectosseleccionados incluyendo lageneracióndeenergíaeléctricautilizandorecursosrenovables;

(4) Establece obligaciones para (i) Grandes Usuarios (usuarios que, en razón del nivel de

consumo, compran energía eléctrica directamente del MEM, son referidos en este Prospecto como“GrandesUsuarios”), (ii)usuariosque tengangrandemandaen ladistribucióndeenergíaeléctricao (iii)agentesdistribuidoresconcapacidaddedemandaigualosuperiora300KW,quetienequelograrobjetivosgraduales a través de la auto generación o sino a través de la compra de dicha energía eléctrica de losgeneradores(directamenteoatravésdedistribuidoreso intermediariosdeenergíaeléctricadelmercadomayoristaoperadorCAMMESA),aunprecioquenopodráexcederelpromediodeUS$113/MWhhastael30demarzode2018.

ElDecretoN°531/2016,regulatoriodelaLeyN°27.191(paratodoslospropósitosdeesteProspecto,lasLeyesN°26.190,27.191ysusdecretosregulatoriosconstituyenel“RégimendeEnergíasRenovables”),delegóenelMEyM (particularmente en la Subsecretaría de Energías Renovables) el establecimiento de procedimientosrequeridos para el cumplimiento de objetivos energéticos, ofertas o subastas. En adición, el este DecretoestablecelaestructurainicialdelFODERylosrecursosqueseránluegoafectadosenlaoperación.A los fines de implementar los objetivos fijados en el Régimen de Energías Renovables, a través de laResolución Nº 136-E/2016, el MEyM realizó la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional para lacontratación en el MEM de energía eléctrica de fuente renovable en el marco del programa denominado“RenovArProgramaRonda1”.Lostérminosdelicitaciónprevieronque,inicialmente,laadjudicaciónseríaparalosproyectosquecalificaronbajolossiguientescriteriosparaadjudicar:(a)600MWparaproyectoseólicos,(b)300MWparaproyectossolares,(c)65MWparaproyectosdebiomasa,(d)20MWparaproyectoshidráulicospequeños,y(e)15MWparaproyectosdebiogás.El marco contractual del Programa Renovar como se encuentra en este Prospecto, incluye los siguientesdocumentos:(a)uncontratodeabastecimientoderecursosdeenergíasrenovables,(b)términosvinculantes,y(c)contratodeadhesiónalFODER.AcontinuaciónseresumebrevementelosaspectosesencialesdelmarcoregulatoriocontractualestablecidoenelProgramaRenovar:

1. Vendedor:eselagentegenerador, co-generadoroautogeneradordelMEMcuyoproyectofueadjudicadoatravésdeunvehículoparafinesespecíficos.

2. Comprador:CAMMESA,enrepresentaciónde losagentesdistribuidoresyGrandesUsuarios

del MEM (hasta que esa posición sea designada nuevamente entre agentes distribuidores o GrandesUsuariosdelMEM).

3. Plazo:hasta20añosapartirdelafechadelaautorizacióncomercial.4. RemuneraciónenDólares,aserpagadaporCAMMESAconformealosprocedimientosparala

energía eléctrica a ser suministrada,determinadaenelCronogramadeOperación,DespachodeCargas yEstimación de Precios en elMEM ("Los Procedimientos"), a la tasa de cambio del día hábil anterior a laemisióndelaboleta.

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5. EnelcasodequeCAMMESAnocumplacontodosesospagos,elBICE–alrequerimientodelvendedor (beneficiario) – deberá pagar los correspondientes montos, siempre y cuando hayan fondossuficientesenlascuentasdelFODER.

6. Sicualquierde laseventualidadesprevistasenelContratodeAdhesiónalFODERocurre,el

vendedorseráelencargadodevenderelproyectoyelGobiernoArgentinoencarácterdefiduciantedeberáintegrarlosrecursosnecesariosparaelFODERalosfinesdepagaralpreciodeventa.

7. SI la cuenta no tiene fondos suficientes para integrar dicho monto, el Programa Renovar

establece dos mecanismos de garantía adicionales: (i) Letras del Tesoro en Garantía otorgadas por elMinisterio de Hacienda y, en última instancia, (ii) la ejecución de la Garantía del Banco Mundial paraaquellosproyectosquelosolicitaron.

8. LaposibilidaddelGobiernoArgentinodeejercerelderechodecomprade laplantaencaso

deciertasfallasdelcompradorparacumplirconelContratodeAdhesiónalFODER.9. Prioridaddepagoenloscontratosdeabastecimiento.

En la Ronda 1 se presentaron 123 ofertas, por un total de 6343MW, siendo calificadas para competir 105ofertas,poruntotalde5209MW.Entreestasofertas,seadjudicaronuntotalde17proyectosdistribuidosdelasiguienteformaatravésdelaResoluciónN°213E/2016:12contratosdeenergíaeólicaporuntotalde708MWconunpreciopromedioponderadodeUS$59,39/MHw,unpreciomínimodeUS$49,10/MWhyunpreciomáximodeUS$67,20/MWh,cuatroproyectossolarespor408MWconunpreciopromedioponderadodeUS$59,75/MWh, un precio mínimo de US$ 59,00 y un precio máximo de US$ 60,00/MWh; cinco pequeñosproyectoshidroeléctricosconunacapacidadtotalinstaladade11,37MW,todosaunpreciodeUS$105/MWh;seis proyectos de biogás con una capacidad instalada total de aproximadamente 8,64 MW, con un preciopromedio ponderado de US$154/MWh, un precio mínimo de US$ 118/MWh y un precio máximo de US$160/MWh;ydosproyectosdebiomasa,paraunacapacidadtotalinstaladade14,5MW,ambosaunpreciodeUS$110/MWh.AlaluzdeléxitodelaRonda1,elMEyMmediantelaResoluciónN°252/2016llamóaunasegundarondaparalos licitantescuyosproyectosnofueronadjudicados.Estaconvocatoriasedenominó"RenovArRound1.5"y,entreotrascosas,permitióa losparticipantesvolverapresentarsusofertasconunnuevopreciooremediaraquellasomisionesoerroresquecondujeronaladescalificacióndurantelaRonda1.Enestecontexto,atravésde la Resolución N° 281-E / 2016, se otorgaron treinta proyectos adicionales para una capacidad total de1281,6MW,delasiguienteforma:10contratosdeenergíaeólicaparaunacapacidadtotalde765,4MWconunpreciopromedioponderadodeUS$53,34/MWh,unpreciomínimodeUS$46/MWhyunpreciomáximodeUS$59,38/MWh;y20contratosdeenergíasolarparaunacapacidadagregadade516.2MWconunpreciopromedioponderadodeUS$54.94/MWh,unpreciomínimodeUS$48,00/MWhyunpreciomáximodeUS$59,20/MWh.Finalmente, en agosto de 2017, a través de la Resolución N° 275-E/2017, elMEyM llamó a la Ronda 2 delPrograma RenovAr instruyendo a CAMMESA a llevar a cabo la licitación. En esta oportunidad, el MEyMadjudicó,atravésdelaResoluciónN°473-E/2017,sesentayseisproyectosparaunacapacidadtotalde1404MW,distribuidosdelasiguientemanera:117,2MWparabiomasa,35MWparabiogás;13,1paraelbiogásdelvertedero,20,8paralapequeñahidráulica,665,8MWparalaenergíaeólicay556,8MWparalaenergíasolar.DemanerasimilaraloocurridodurantelaRonda1,atravésdelaResoluciónN°473/2017,elMEyMinvitóaloslicitantescalificadosperonoadjudicados,acelebraracuerdosdesuministrodefuentesdeenergíarenovablesylos correspondientes Contratos de Adhesión al FODER. Esta Ronda fue nombrada como "RenovAr 2.5" y laCompañíarecibiódosproyectoseólicos(P.E.SanJorgeyP.E.ElMataco)de100MWcadauno.BeneficiosimpositivosdelaLeyN°27.191

Losprincipalesbeneficiospromocionalesaplicablessonlossiguientes:

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1. Reembolsoanticipadodel impuestoalvaloragregadoydepreciaciónaceleradadeactivosa losfinesdel impuesto a las ganancias, con los beneficiarios que puedan solicitar simultáneamente ambosbeneficios, sujeto a beneficios reducidos basados en la fecha de inicio actual del proyecto deejecución.

2. Extensión a diez años del plazo de pérdida fiscal. Las pérdidas fiscales derivadas de la actividadpromovidapodránsersólocompensadasconlosingresosnetosderivadosdelamismaactividad.

3. Exclusión de activos relacionados con la actividad sujeta al régimen promocional de la imponible

relacionadaconelimpuestoalagananciamínimapresuntahastaeloctavoañofiscalsiguientealiniciodel proyecto (incluido el primer año). Los activos excluidos son aquellos conectados al proyectosujetos al Régimen Promocional e incluidos en el patrimonio neto del propietario después de laaprobacióndedichoproyecto.

4. Exencióndel10%del impuestosobre losdividendosoutilidadesdistribuidospor lascompañíasque

tienen los proyectos sujetos al Régimen Promocional, que se reinvierten en nuevos proyectos deinfraestructuradentrodeArgentina.

5. Certificadofiscal.Losbeneficiariosdelpresenterégimenqueensusproyectosdeinversiónacrediten

fehacientemente un sesenta por ciento (60%) de integración de componente nacional en lasinstalaciones electromecánicas, excluida la obra civil, o el porcentaje menor que acrediten en lamedidaquedemuestrenefectivamentelainexistenciadeproducciónnacional—elqueenningúncasopodráser inferioraltreintaporciento(30%)—,tendránderechoapercibircomobeneficioadicionalun certificado fiscal para ser aplicado al pago de impuestos nacionales, por un valor equivalente alveinteporciento(20%)delcomponentenacionaldelas instalacioneselectromecánicas—excluidalaobracivil—acreditado.LaasignacióndelcertificadofiscalestácondicionadaaqueelcontribuyentenotengadeudaslíquidasypagaderasantelaAdministraciónFederaldeIngresosPúblicos(“AFIP”).

6. Otrosbeneficios,incluidalaposibilidaddetrasladarlosmayorescostosderivadosdelosaumentosde

impuestos al preciode la energía renovable vendida; exenciónde los derechosde importación y latasa estadística para la importación de nuevos activos de capital, equipo especial y partes ycomponentesrelacionadosquesonnecesariospara,entreotrascosas,laejecucióndelproyecto;ylaexencióndeimpuestosespeciales,tarifasyregalíasdecualquierjurisdicciónimpuestasobreelaccesoy uso de fuentes de energía renovables dentro de las jurisdicciones participantes hasta el 31 dediciembre de 2025, excluyendo las tarifas potenciales pagaderas sobre el uso del terreno estataldondelosproyectossebasan.

7. AquellosquedeseenparticiparenelRégimenPromocionaldebenrenunciaralosbeneficiosotorgados

porsistemasanterioresbajolasLeyesNº25.019y26.360,ylosproyectosquesebeneficiandedichossistemas solo pueden tener acceso al Régimen Promocional si las obras se comprometen bajo loscontratosejecutadosbajoelmismonohancomenzadoapartirdelafechadelasolicitud.

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EstructurayOrganizacióndelaEmisora(el“GrupoEconómicodePCR”)

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ActivoFijoLos principales activos fijos de la Sociedad son las instalaciones productivas de la División Cemento y de laDivisiónPetróleoyGas, entre los cuales seencuentran laPlantadeComodoroy laPlantadePremoldeadosubicadasenComodoroRivadavia,provinciadeChubut,laPlantadePicoTruncado,ubicadaenlaprovinciadeSanta Cruz (ver “Información sobre la Emisora – División Cemento - Instalaciones Productivas”), lasinstalaciones y equipos de los yacimientos El Sosneado, El Medanito, Palanda Yuca Sur y Pindo (ver“Información sobre la Emisora - División Petróleo y Gas”), y las canteras de propiedad de la Compañía (ver“InformaciónsobrelaEmisora–DivisiónCemento–MateriasPrimasyFuentesdeEnergía”).AcontinuaciónsedetallanlosprincipalesactivosfijosdelaSociedadencadaáreaal31dediciembrede2017:

Al31dediciembrede2017

(enmilesdePesos)

ConceptoCementoComodoroRivadavia

PremoldeadosyMorteros

CementoPico

TruncadoMedanito El

Sosneado

PalandaYucaSuryPindoEcuador.El

DíficilColombia

Otros Total

Terrenos 1.316,8 4,3 1.728,5 43,2 - - 1.922,0 5.014,8

Edificios 9.517,4 1.310,2 - 2.990,8 657,1 - 28.376,3 42.851,9

Plantasyequipamientodeexplotacióndecemento

53.560,5 8.223,0 513.366,1 - - - 41.502,4 616.652,0

Pozosyequiposdeexplotacióndepetróleoygas

- - - 842.427,5 272.524,8 798.179,3 380.040,7 2.293.172,2

Herramientas 0,6 - 200,8 18,7

680,2

-

243,9

1.144,2

Mueblesyútiles 680,0 23,5 553,7

805,9

109,1

7.058,4

5.803,7

15.034,1

Rodados 360,9 63,8 8.633,1

1.200,7

1.449,2

2.181,4

36.175,7

50.064,8

Canteras 1.148,9 - 49.380,0

-

-

-

1.699,5

52.228,4

Obrasencurso 2.793,6 219.501,7 36.453,4

61.697,4

34.562,6

43.205,7

285.521,7

683.736,0

PropiedadMinera - - - 601.567,6

-

225.408,7

37.019,9

863.996,2

Total31-12-17 69.378,7 229.126,5 610.315,5 1.510.751,9

309.983,0

1.076.033,4

818.305,7

4.623.894,8

___Fuente:Lainformaciónexpuestaenlacolumna“Total”surgedelAnexo“A”delosEstadosFinancierosConsolidadosal31dediciembrede2017.LainformaciónexpuestaenelrestodelascolumnasesinformacióninternadePCR.EstacionalidadHistóricamente, lasventasdegasnaturalhanestadosujetasa fluctuacionesestacionalesduranteelaño,enespecial,comoconsecuenciade lasventasdegasnaturalen invierno.Tras ladevaluacióndelPesoenelaño2002ycomoconsecuenciadelcongelamientodelastarifasdelgasnaturalimpuestaporelEstadoNacional,elusodelgassehadiversificado,generandoasíunincrementoenlademandaalargoplazodurantetodoelaño.En lo atinente a los precios del gas natural, aunque existe cierta estacionalidad histórica en los precios querecibelaCompañíaporsuproducción,elimpactodelamismanohasidosignificativodesdelaimplementacióndelProgramadeEstímuloalGasNatural.Entérminosgenerales,laestacionalidadnohatenidounimpactosignificativoenlacapacidaddelaCompañíadellevaradelantesusoperaciones,incluidaslasactividadesdeperforaciónyterminacióndepozos.

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RESEÑAYPERSPECTIVAOPERATIVAYFINANCIERA

La siguiente reseña debe leerse en forma conjunta con los Estados Contables Auditados y las notas que losacompañan. La siguiente reseña contiene manifestaciones a futuro que reflejan los planes, estimaciones yopinionesdelaCompañía.Losresultadosrealespodríandiferirsustancialmentedeaquellosdescriptosentalesmanifestacionesafuturodebidoafactoresquepodríancausarocontribuiradichasdiferenciasentrelosqueseincluyen aquéllos que se analizan a continuación y en otras secciones de este Prospecto, principalmente en“FactoresdeRiesgo”.

PanoramaGeneral

PCResunacompañíaargentinaindependientedeenergíaconmásde95añosdeexperienciaenlaexploraciónyproduccióndepetróleoygasylaproductoradecementomásgrandedelaPatagoniaArgentina.LaprincipalactividaddePCRconsisteenlaexploraciónyproducciónencamposdepetróleoygas(upstream)enlacuencaNeuquinaenArgentina,lacuencaOrientalenEcuador,yenmenormedida,enelValleInferiordeMagdalenaenColombia.Asimismo, laCompañíaes laproductora líderdecementoen laPatagoniaArgentina.En2016,PCRatravésdesussubsidiarias,directaeindirectamente,seexpandióenelnegociodelasenergíarenovablesy actualmente cuenta con un proyecto de energía renovable con capacidad de generación de 325MW enArgentina.Los ingresos de la Compañía provienen fundamentalmente de ventas de petróleo crudo y gas natural enArgentina, loscontratosdeserviciosdeproduccióndepetróleocrudoenEcuadorydeventasdecementoyproductosafines,principalmente,enlaPatagoniaArgentinayelsurdeChile.Lasactividadesdepetróleoygasde laCompañíaconsisten fundamentalmenteen laexplotacióndepetróleocrudoygasnaturalen lacuencaNeuquinaenArgentinaydepetróleocrudoenlacuencaOrientalenEcuador.LaCompañíatambiénproducecementoycementoparapozospetroleros,principalmente,paraclientessituadosenlaPatagoniaArgentinayelsurdeChile.Conmásde50añosdeexperienciaenlaindustriacementeraeinstalacionesparalaproducciónqueestánestratégicamenteubicadascercadesusmercadosobjetivo,laCompañíaostentabaunaparticipaciónde mercado de aproximadamente 49,6%, 50,0% y 54,0% en 2017, 2016 y 2015, respectivamente, en laPatagoniaArgentinaydeaproximadamente3,7%,4,1%y4,5%en2017,2016y2015,respectivamente,entodoelmercadocementerodeArgentina(deacuerdoconciertosestudiosdemercadointernosrealizadossobrelabasede informacióndedominio público de la AFCP y fuentes internas). La Compañía está expandiendo susactividadeshacia la industria de las energías renovables pues consideraque lamismapresenta importantesoportunidadesdecrecimiento.LaCompañíaestádesarrollandocuatroproyectosdeenergíarenovableconunacapacidaddegeneracióntotaldeenergíade325MW,asaber:(i)100MWelParqueEólicodelBicentenarioI,(ii)25MWelParqueEólicodelBicentenarioII,(iii)100MWelParqueEólicoMatacoy(iv)100MWelParqueEólico San Jorge. Asimismo, la Compañía está aventurándose en proyectos de comercialización de energíarenovableagrandesconsumidoresymedianosconsumidoresprivadosatravésdelMATER.Presentacióndelainformaciónfinanciera

LaCompañíapreparólosEstadosFinancierosConsolidadosincluídosenelpresenteProspectodeconformidadconlasNIIF.LaCompañíahadefinidoalPesocomomonedafuncionalparalasoperacionesenArgentina,yalDólarcomomonedafuncionalparalasoperacionesenEcuador(incluyendoalacompañíaholdingrelacionada)yChile.Paraunadescripciónde lasprincipalespolíticascontablesvéase“PrincipalesPolíticasyEstimacionesContables”ylaNota2delosEstadosFinancierosConsolidados.

PrincipalesFactoresqueAfectanlosResultadosdelasOperacionesdelaCompañía

LasoperacionesdelaCompañíasevenafectadasporunaseriedefactores,entrelosqueseincluyen:

• e

lvolumendegasnaturalypetróleocrudoquelaCompañíaproduceyvende;

• laregulacióndelpreciodelpetróleoyelgasnacionalporelGobiernoNacional;

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• laregulacióndelpreciodelpetróleoyelgasnacionalporelgobiernodeEcuador;

• losrequisitosdeabastecimientodegasnaturalnacionalestablecidosporelGobiernoNacional;

• los precios internacionales del gas natural, el petróleo crudo y otros productos relacionados con el

petróleo;

• las inversionesde capital y ladisponibilidadde financiamientode laCompañía, fluctuacionesen loscostosdeventasygastosoperativos;

• elcobrooportunodelascuentasacobrardelaCompañía,incluyendoaquellasquelaCompañíatieneconPetroecuador(talcomosedefinemásadelante)enloscontratosdeservicios;

• riesgosoperativos,huelgaslaboralesydemásformasdeprotestapúblicaenArgentinayEcuador;

• aumentosdeimpuestosytarifas;

• controlescambiarios,restriccionesalastransferenciasenelextranjeroyrestriccionesalasentradasysalidasdecapital;

• aumentos en el costo de financiación o imposibilidad de obtener financiación conforme a términosaceptables;

• eltipodecambioPeso/Dólar;

• larevocacióndeciertasconcesionesrelacionadasconlasáreasolosbloquesrespectodeloscualeslaCompañíahacelebradojointventures;

• ladependenciadelainfraestructurayreddelogísticautilizadaparaentregarlosproductos;

• lasleyesyreglamentacionesdeArgentinayEcuadorqueafectanlasoperacionesdelaCompañía;y

• lastasasdeinterés.

SituaciónEconómicaeInflaciónenArgentina

Dado que la mayoría de los activos, operaciones, y una parte importante de los ingresos y clientes de laCompañía están situados en Argentina, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial se venafectadosengranmedidapor lascondicionesmacroeconómicasypolíticasdeArgentina.Lavolatilidadde laeconomíaargentinaylasmedidasadoptadasporelGobiernoArgentinohantenido,yprevisiblementeseguiránteniendo,granimpactoenlaCompañía.Véase“FactoresdeRiesgo—RiesgosrelacionadosconArgentina.”

Endiciembrede2001,Argentinasufrióunacrisis sinprecedentesqueparalizóvirtualmente laeconomíadelpaíshastagranpartedelaño2002.Enrespuestaalacrisis,seadoptaron,comomedidasdeemergencia,unaserie de políticas económicas intervencionistas, que produjeron un impacto significativo adverso sobre elsector energético, entre otros. Desde la asunción del gobierno deMacri, se han eliminado los controles dedivisasyseredujeronlosimpuestosalasimportacionesyexportaciones,ysehanajustadolastarifasaplicablesageneradoras,distribuidoras,ytransportistasdeenergía.Asuvez,elGobiernodeMacrihaintroducidovariasreformas a los fines de reducir la evasión impositiva y de alentar las inversionesmientras se sostienen losesfuerzosamedianoylargoplazopararestablecerelbalancefiscal, incluyendoreducirsignificativamentelossubsidiosalconsumodeenergíaylosajustesalastarifas.

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Lasiguientetablapresenta informaciónsobreciertos indicadoreseconómicosdeArgentinapara losperíodosindicados. Paralosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede 2017 2016( 2015 2014ActividadEconómica CrecimientoPBIreal(%variación)(1)........................... 2,8 (1,8) 2,7 (2,5)PBInominal(2)(milmillonesdePesos)......................... 728,6 708,3 721,5 702,3PBIpercápita(3)(enmilesdeDólares)......................... 14,5 12,7 14,9 13,2IPCInflación(%variación)(3)........................................ 24,8 41,0 26,9 38,0Tasadedesempleo(%variación)................................ 7,2 7,6 5,9 6,9Tipodecambionominal(4)(enPs./US$alcierredel

período).................................................................. 16,5 14,8 9,27 8,12_________________(1) VariacióninformadaporelINDECadiciembrede2017.LosdatosdelPBIrealde2014fueronajustadosporelINDEC.(2) CálculosbasadosenelPBInominalenPesosinformadoporelINDEC,divididoporeltipodecambionominalpromedioentreelPs.y

elUS$paracadaperíodo,segúnloinformadoporBancoNación.(3) Enoctubrede2015,elINDECcambiósumetodologíadecálculo.Parafinescomparativos,laCompañíaincluyeelIPCpublicadopor

laCiudaddeBuenosAires (IPCBA).Véase “FactoresdeRiesgo–Riesgos relacionados con laArgentina– Losnivelesde inflaciónactualesperjudicanlacapacidaddeArgentinadealcanzaruncrecimientoeconómicosostenible.”

(4) EltipodecambiopromediosecalculautilizandoelpromediodelostiposdecambioinformadosporelBancoCentraldiariamenteporlaComunicaciónA3500.

De acuerdo con datos revisados publicados por el INDEC el 21 demarzo de 2017, el PBI real de Argentinadisminuyó un 2,5% en 2014 en comparación con 2013, que refleja el impacto de la desaceleración delcrecimiento de las economías en desarrollo en las exportaciones de Argentina, generando una crecienteincertidumbreenelsectorfinancieroyfluctuacionesenlostiposdecambio.En2015,elPBIrealdeArgentinaaumentóun2,6%,principalmente,comoconsecuenciade:(i)unaumentodel3,8%enlainversiónbruta,queobedeceprincipalmenteaunaumentodel6,6%eninversionesenequiposdelarga vida útil para fines productivos y un aumento del 2,5% en las inversiones en construcción; y (ii) unaumentodel6,8%enelconsumodelsectorpúblicoydel3,5%enelconsumodelsectorprivado.Estosfactoressevieronparcialmentecompensadosporunaumentodel5,7%enlasimportaciones,motivadoporunamayoractividadeconómica,locualgeneróunsaldodelabalanzacomercialnegativo.

En2016,elPBIdeArgentinasecontrajoun2,2%,primordialmente,comoconsecuenciade:(i)unaumentodel5,4%enlasimportacionesdebienesyserviciosenlugardeconsumirlaproduccióninterna,y(ii)unacaídadel5,5%eninversionesenequiposdelargavidaútilparafinesproductivos.Estosfactoressevieronparcialmentecompensadosporunaumentodel3,7%enlosbienesyserviciosexportados.

Durante2017,elPBIdeArgentinaaumentóun2,8%,comparadoconunabajadel2,2%en2016.Deacuerdoala última información publicada por el INDEC, durante el período de nueve meses finalizados el 30 deseptiembrede2017,ycomparadoconelperíododenuevemesesfinalizadosel30deseptiembrede2016,elPBIdeArgentinaaumentóun2,5%,encomparaciónconigualperíododelañoanterior.Esteaumentosedebeprincipalmentea(i)unaumentodel8,1%eninversionesenequiposdurables,(ii)unaumentodel3,1%enelconsumo privado, (iii) un incremento del 2,2% en el consumo público y (iv) un aumento del 0,2% en lasexportaciones. Estos factores se vieron parcialmente compensados por un incremento del 11,3% en lasimportacionesenelmismoperíodo

AlafechadeesteProspecto,Argentinatieneimportantesretospordelante,entreellos,lanecesidaddeatraerinversionesenbienesdecapitalqueposibilitenelcrecimientosustentableyreduzcanlapresióninflacionaria,asícomollevaradelante larenegociaciónde loscontratosdeserviciospúblicosyresolver lacrisisenergéticaactual. El gobierno deMacri ajustó la regulación ambientalmejorando lamatriz energética en el país y hacomenzadoa implementar reformasque seesperaquedeberíanmejorar los fundamentosa largoplazodelsector energético y lo transformaránenun sectormásorientadoalmercado y sustentable. Sin embargo, elcontexto y los desequilibriosmacroeconómicos (tales como el alto índice de inflación, el déficit fiscal y lasrestriccionesalcomercio),productodepolíticasadoptadasenlosúltimosaños(talescomoelaumentoenlastarifas para incentivar las inversiones en el sector energético), representan importantes obstáculos para lasreformas en las políticas anunciadas por el gobierno de Macri. Véase “Factores de Riesgo—Riesgos

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Relacionados con la Argentina - El Gobierno Argentino actual ha implementado cambios significativos en laeconómica ydemáspolíticas yanunciómedidasadicionales. La faltade implementaciónoel éxitodedichoscambios y/o medidas adicionales podrían tener un impacto en la economía argentina y en el mercado decapitales”y“FactoresdeRiesgo–RiesgosRelacionadosconlaArgentina-ElGobiernoArgentinohacomenzadoaimplementarmedidassignificativaspararesolverlaactualcrisisdelsectorenergético,perosedesconocecuálseráeleventualresultadodedichasmedidas”.A la luzdeestascircunstancias, lasperspectivasa largoplazode laeconomíaargentinaaúnson inciertas.ElcrecimientodelPBIrealseredujoen2016ylainflaciónsiguesiendoelevada,habiendosuperadolosnivelesde2015,traslaescaladaposterioraladevaluacióndelPeso,despuésdelaliberalizacióndelMULCendiciembrede2015.En2017,elcrecimientodelPBIrealaumentó2,8%,sumadoaunatasadeinflaciónmásbajaquelaregistradaen2016,yaquelaspolíticasantiinflacionariasimplementadasporelBancoCentrallograronreducirlainflaciónen2017.

Inflación

Argentinadebióenfrentarysigueenfrentandoaltaspresionesinflacionarias.Desdeelaño2011alafecha, laArgentina experimentó aumentos en la tasa de inflaciónmedidos según el IPC y el índice de precios al pormayor (“IPM”), reflejo del continuado incremento en los niveles de consumo privado y en la actividadeconómica(incluidaslasexportacionesylainversiónpúblicayprivada),ejerciendocadavezmáspresiónenlademandadebienesyservicios,oladepreciacióndelPeso.

En períodos altamente inflacionarios, los sueldos y jornales tienden a caer y los consumidores adaptan suspatrones de consumo, eliminando gastos innecesarios. El aumento del riesgo inflacionario puede llegar asocavar el crecimiento macroeconómico y limitar más aún la disponibilidad de financiamiento, con elconsiguiente impacto negativo en las operaciones de la Compañía. Véase “Factores de Riesgo—RiesgosRelacionados con la Argentina— Los niveles de inflación actuales perjudican la capacidad de Argentina dealcanzaruncrecimientoeconómicosostenible.”

Elaumentodelainflacióntambiéntieneunefectonegativoenelcostodeventas,gastosdeventaygastosdeadministración,enespecial,enlossueldosylascargassocialesdelaCompañía.PCRnopuedegarantizarqueunincrementoenloscostosproductodelainflaciónsepodrácompensar,entodooenparte,conincrementosenlospreciosdelosproductosyserviciosquelaCompañíaproduceyvende.Adicionalmente,unaapreciacióndelPesopuederesultarenunaumentodeloscostosoperativosdelaCompañía.

ElGobiernoNacionaldispusolareorganizacióndelINDEC.Durantelosprimerosseismesesdeesteperíododereorganización,elINDECdioaconocerlascifrasoficialesdelIPCpublicadasporlaCiudadAutónomadeBuenosAiresylaProvinciadeSanLuisamododereferencia.ElINDECnopublicóelIPCcompletoniinformaciónsobreelIPMparaelaño2015.En2015,elIPCdelaCiudadAutónomadeBuenosAiresfuede26,9%,mientrasqueelIPCde laProvinciadeSanLuisfuede31,6%.En2016,el IPCde laCiudadAutónomadeBuenosAiresfuede41,0%,mientrasqueelIPCdelaProvinciadeSanLuisfuede31,4%.Lainflación(IPC)demayoadiciembrede2016,segúnlasmedicionesdelINDEC,fuede16,9%.El11deenerode2018elINDECpublicótasasdeinflación(IPC)de24,8%paraelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017.

LaNICN° 29 de Información Financiera en Economías Hiperinflacionarias emitida por el Comité deNormasInternacionales de Contabilidad (las “NIC 29”), requiere que los estados financieros de una entidad cuyamoneda funcional sea ladeunaeconomíahiperinflacionaria, independientementede siestánbasadosenelmétododelcostohistóricooenelmétododelcostocorriente,seanexpresadosentérminosdelaunidaddemedidacorrientealafechadecierredelejerciciosobreelqueseinforma.Lanormaproporcionaunaseriedefactorescualitativosycuantitativosaserconsideradosalosfinesdedeterminarsiunaeconomíapuedeonoser considerada hiperinflacionaria. Tomando en consideración la tendencia de una inflación decreciente, lafalta de indicadores cualitativos que pueden conducir a una conclusión definitiva y la inconsistencia en lainformación inflacionaria publicada por el INDEC en el pasado, se obtiene un resultado en el que no hayevidenciadesipuedeconsiderarsequeArgentinatengaunaeconomíahiperinflacionariaal31dediciembrede2017,conformealasprovisionesdelaNICN°29.

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Sinembargo,enlosúltimosaños,ciertasvariablesmacroeconómicasqueafectanelnegociodelaCompañía,porejemplo,elcostodelamanodeobra,tasasdeinterésenPesos,eltipodecambiodelPesoenrelaciónalDólaryelpreciodelosinsumos(porejemplo,lubricantes,filtrosdeaireyfiltrosdecombustible,entreotros),han experimentado variaciones anuales significativas que, son de todas formas significativas y debenconsiderarseenlaevaluacióneinterpretacióndelosresultadosfinancierosinformadosenesteProspecto.

Fluctuacionesdeltipodecambio

LaCompañíaestáexpuestaalriesgocambiariodelPesofrentealDólar,debidoaqueunapartedesusgastosde capital, obligaciones financieras y gastos operativos está denominada en Dólares. Véase “Factores deRiesgo—Riesgos Relacionados con la Argentina— Las fluctuaciones en el valor del Peso podrían afectaradversamente la economía argentina y, en consecuencia, los resultados de las operaciones.” y “Controlescambiarios”.

LadevaluacióndelPesorespectoalDólartotalizóun21,9%en2016,yun18,4%en2017.

Al31dediciembrede2017,laCompañíanoteníainstrumentosderivadosquecumplieranlosrequisitosdelasNIIFparaserdesignadoscomocoberturaeficazdeesteriesgoespecífico.Todaeventualdevaluaciónsignificativadelpesopodríadevenirenunincrementoenelcostodelserviciodeladeuda de la Compañía y en el costo de insumos o equipos importados, con el consiguiente efecto adversosignificativoenelresultadodesusoperaciones.Sinperjuiciodeloantedicho,habidacuentadequeunmontosignificativodelosingresosdelaCompañíaestándenominadosenDólares,unaeventualdevaluacióndelPesosuperioralatasadeinflacióndaríalugaraunincrementoenelmargendegananciabruta.Sinembargo,siladevaluacióndel Peso fuera inferior a la inflación, elmargende gananciabrutade laCompañíapodría versereducido.

ElGobiernoArgentinohatomadomedidasparanormalizarlasituaciónmacroeconómica,entreellas,atenuarlasrestriccionesparaaccederafinanciamientointernacional,eliminarcontrolescambiariosyllegaraacuerdosconlosacreedores“holdouts”.Paramásinformación,véase“Controlesdecambios”.SituaciónEconómicaenEcuadorEnenerode2000,trasvariassemanasdeintensadepreciacióndelsucre,Ecuadoranunciósuplandedolarizarlaeconomía.El1demarzode2000,elCongresodeEcuadoraprobóelProgramadeDolarización,envirtuddela cual el Dólar se transformó en la moneda de curso legal de Ecuador. La Ley para la TransformaciónEconómica de Ecuador dispuso la obligación del Banco Central de Ecuador de cambiar sucres en formainmediata, a una tasa de 25.000 sucres por US$ 1. Además de proporcionar un marco oficial para ladolarizacióndelaeconomía,laleycontemplabareformasorientadasafortalecerlaestabilidadfiscal,mejorarla supervisiónbancaria yestablecernormasque fomentasen la inversióndirecta.Desde la sanciónde la LeyparaelProgramadeDolarización,elDólarsehatransformadoenlamonedadecursolegalenEcuador.ComoconsecuenciadelProgramadeDolarización, lacapacidadde laEcuadory/odelBancoCentraldeEcuadordeajustar lapolíticamonetariay lastasasdeinterésparaejercer influenciaenlastendenciasmacroeconómicasdelaeconomíaeslimitada.ComoconsecuenciadelProgramadeDolarización,lacapacidaddeEcuadory/odelBancoCentraldeEcuadorde ajustar la política monetaria y las tasas de interés para ejercer influencia en las tendenciasmacroeconómicas de la economía es limitada. En vista de la actual coyuntura delmercado, Ecuador podríaestar en riesgo si no puede exportar bienes suficientes para recibir Dólares adicionales, ya que carece depotestadparaacuñarmoneda.Véase “FactoresdeRiesgo—Riesgos relacionados conEcuador—Lacapacidadde Ecuador de contrarrestar shocks externos mediante la política económica es limitada”. La economía deEcuadorestáexpuestaa la volatilidaddelpreciodeotrasmateriasprimas, especialmente, lasbananas y loscamarones, las que representan, aproximadamente, el 16,8% y el 16,5% de las exportaciones totales deEcuadorcorrespondientesalosprimerosnuevemesesde2017,respectivamente.Porotraparte,dadoqueelDólareslamonedadecursolegaldeEcuador,elniveldereservasinternacionalespodríanoserunindicadordesucapacidadparacumplirconlospagosdesucuentacorrientecomoefectivamenteloeseneconomíascuyamoneda de curso legal no es el Dólar. Véase “Factores de Riesgo—Factores de riesgo relacionados con

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Ecuador— La evolución de la economía de Ecuador y las actividades de la Compañía se han visto, y puedenseguirse viendo, afectadas por una pluralidad de factores” y “Factores de Riesgo—Factores de riesgorelacionados con Ecuador—La capacidad de Ecuador de contrarrestar shocks externos mediante la políticaeconómicaeslimitada”.Enelperíodo2012-2015,laeconomíadeEcuadorregistrótasasdecrecimientopositivas,entérminosreales,mientras que en 2016 la economía de Ecuador se contrajo en términos reales, según se describe acontinuación. En 2015, la economía de Ecuador creció un 0,2% en términos reales, en comparación con un5,6%,4,9%y4,0%en2012,2013y2014,respectivamente.Estemenorniveldecrecimientoencomparaciónconel registradoenañosanteriores sedebió,principalmente, aunamermaen los ingresos,productode lacaídadelpreciodelpetróleo.El10deabrilde2017,elBancoCentralpublicó informaciónsobreelPBIpara2016.ElPIBrealdelaño2016fuedeUS$69.321millones,encomparaciónconUS$70.354millonesen2015,locual representaunadisminuciónde1,5%entérminosreales.Estadisminuciónobedece,principalmente,a lacaída del precio del petróleo, al fortalecimiento del dólar y al impacto del terremoto de Pedernales. Desde2011 hasta 2016, el crecimiento del PBI real promedio en Ecuador fue de 3,5% en comparación con elcrecimientodelPBIrealpromediode1,6%enlosdemáspaísesdeAméricaLatinayelCaribe.La inflación correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017 disminuyó al 0,2% del 1,1%registradoparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016.Estadisminuciónobedecióalacaídadelosprecios de ciertos rubros de indumentaria, automotores, frutas y hortalizas, como consecuencia de lacompetenciadeproductosagrícolasdeorigenperuanoqueingresaronalmercadoydel impactoenelpreciodebienesimportadosproductodelfortalecimientodeldólarylaaplicacióndeciertosarancelesadicionales.SegúnelboletínmensualdelBancoCentralcorrespondienteaoctubrede2017,laproduccióndecrudo,inclusodeempresasprivadasyestatales,alcanzólos200,7millonesdebarrilesenelejercicio2016,conunpromediode 548.000 barriles por día. Esto representa un incremento del 1,2% respecto de los 198.230 millones debarriles producidos en el ejercicio 2015, o una producción promedio de 543.000 barriles por día. Esteincremento obedeció, principalmente, al inicio de las operaciones de nuevos yacimientos, por ejemplo, elyacimientoITTenelParqueNacionalYasuni,iniciándoselasactividadesdeextracciónenseptiembrede2016.

TendenciasrelacionadasconelnegociodepetróleoygasdelaCompañíaPreciosdelPetróleo

LosresultadosoperativosyelflujodeefectivodelasactividadesdepetróleodelaCompañíasonsusceptiblesalos riesgos relacionados con la volatilidad de los precios internacionales del petróleo. Debido a factoresrelacionadosconpolíticasdeíndoleregulatoria,económicaypública,enelpasado,lospreciosdelpetróleoenArgentinaestabansumamenterezagadosrespectoalospreciosvigentesenelmercadointernacional.Porotraparte, a efectos de garantizar, entre otras cosas, el abastecimiento interno, el Gobierno Nacional impusoelevadosderechosdeexportaciónyotras restriccionesa lasexportacionesque impidieronque lasempresaspudieranredituarsedelosimportantesaumentosenlospreciosinternacionalesdelpetróleo.Aunquedurantelosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede2015,2016y2017losprecioslocaleshansidosuperioresalosinternacional (en promedio, entre US$55 y US$75 por barril), las exportaciones de petróleo siguendependiendodelaautorizacióndelMEyM;paraobtenerdichaautorización,losproductoresdebendemostrarque lademanda localha sido satisfecha,obienque lehanefectuadounaofertadeventadepetróleoauncompradorlocalyqueesaofertafuerechazada.Paracompensarparcialmenteestaslimitaciones,elGobiernoNacionalcreóprogramasdeestímulo,entreellos,el“ProgramaPetróleoPlus”,elcualseencuentrafueradevigenciayel“ProgramadeEstímuloalaProduccióndePetróleo”parafomentarlasactividadesdeexploraciónyproduccióndepetróleo.El11deenerode2017,enel marco de las conversaciones con el Gobierno Nacional, algunos productores y refinerías firmaron el“Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina”, el cualestablecióunesquemadefijacióndepreciosdemodotalqueelpreciodeunbarrildepetróleoproducidoenArgentina siguiera la evoluciónde los precios internacionales, con entrada en vigencia prevista para el 1 deenerode2018.Noobstanteello,el22deseptiembrede2017,elMEyManuncióqueciertascondicionesdelacuerdoyahabíansidocumplidasy,porlotanto,almesdeoctubrede2017,sesuspendieronloscompromisos

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envirtuddelmismo.Durante todasucampañapresidencialydesdequeasumióen funciones,elpresidenteMauricioMacrianuncióplanesdereformassignificativasparaelsectordeenergíadeArgentinalascuales,entérminosgenerales,apuntanaalinearelsectoralacoyunturadelmercado.SibienlaCompañíaconsideraqueestoscambiosredundaránenbeneficiodesusactividades,entérminosgenerales,nopuedepredecirsiyenquémomentoseimplementaránomantendránefectivamentetalesmedidasy,enesecaso,cuálesdeellas;nicuálesseránlosefectosdelasmismas,enparticular,sobrelospreciosdelpetróleoenArgentina.En 2017, el precio del petróleo se ha recuperado con respecto a los precios de 2016. En la actualidad, losprecios del petróleo se encuentran en el orden de los US$67/barril al 4 de abril de 2018, por lo que laCompañía prevé que podría tener una rentabilidad razonable, y que esta tendencia continúe fuera deArgentina.PreciosdelGasNatural

ElpreciodelgasnaturalenArgentinasehavistolimitadoporunaseriedemedidasimpulsadasporelgobiernonacional con el fin de garantizar el abastecimiento interno a precios accesibles. Conforme a la normativaaplicableenArgentina,losproductoresdegashantenidoquevenderalosdistribuidoreselgasnecesarioparasatisfacerlasnecesidadesdelmercadointernoregulado-conceptoalquetambiénseconocecomo“demandaprioritaria” - a los precios fijados por las autoridades competentes. A su vez, los productores de gas solopodríanvendersuproduccióndegasexcedenteenelmercadodesregulado,yaseaenelmercadoargentinooen el mercado de exportación, en este último caso, supeditado al cumplimiento de ciertos requisitos. Sinembargo, el Gobierno Argentino no le ha requerido a los productores de gas a vender gas natural en losmercados reguladospara satisfacer lademandaprioritariadesdeenerode2018.Históricamente, lospreciosdel gas en elmercado regulado se han vistomuy rezagados respecto a los precios de ese hidrocarburo enmercados desregulados y regionales. En consonancia con su estrategia para garantizar el abastecimientointerno,enlosúltimos15años,elGobiernoNacionalhaadoptadounaseriedemedidasquehandevenidoenrestriccionesalaexportacióndegasnaturaldeorigenargentino.Si bien el precio del gas natural en losmercados internacionales ha seguido lasmismas tendencias que lospreciosdelpetróleo,lasfluctuacionesenelpreciodelgasnaturalhansidomenosextremasqueenlospreciosdelpetróleo.EnArgentina,seesperaqueaumentenlospreciosdelgas.ElprogramadeGasExcedentevencióafinesde2017,peropodríacontinuarparalosreservorios.El2demarzode2017elMEyMemitiólaResoluciónNº 46-E/2017, mediante la cual se creó el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos deProducción de Gas Natural” con el objetivo de incentivar las inversiones y la producción de gas natural enreservorios no-convencionales, tales como el reservorio de Vaca Muerta. En el marco del mencionadoprograma,quecomenzóasurtirefectosel1deenerode2018yseencontrarávigentehastael31dediciembrede2021, lasempresasubicasen lacuencaneuquina, tienenpermisosdeproducciónno-convencionales, sonregistradas ante el Registro de Petróleo Nacional y tienen un plan de inversión específico aprobado por laautoridaddeaplicaciónprovincialylaSecretaríadeHidrocarburos,obteniendociertosbeneficiosconrespectoalospreciosalosquevendengasno-convencional.Comoresultadodeestasnormas,Argentinapodríallegaralautoabastecimientoconrespectoalsuministrodeenergíayreducirlasimportacionesdeenergía.Seprevéqueelprecioenelmercado localsemantendrápordebajode laparidadde importaciónhasta llegaraunnuevoequilibrio. Los especialistas esperan que el gas natural aumente su participación en la matriz energéticamundialenlospróximos20años,porlocualseesperaquelosfuturospreciosexcedanlosvaloresactuales.

EstacionalidaddelospreciosdelgasLademandadegasnatural enelmercado residencial argentinoes inherentementeestacional, dadoqueesaltaduranteelinviernoybajaduranteelverano.Debidoaestaestacionalidadyalhechodequelospreciosdelgasenelmercadoreguladoargentinohansidohistóricamentemásbajosquelosdelmercadodesregulado,elpreciode ventapromediodel gasnatural siempreha sidomenordurante losmesesde invierno, cuando lademandadegasnaturalaumentayelvolumenentregadoalmercadoreguladolocaltambiénseincrementa,dando lugar así amayores volúmenes vendidos a precios inferiores. Salvo por los precios establecidos bajocontratosdesuministrodegasalargoplazo,elpreciodesreguladodegastambiénestásujetoaestadinámica,dadoque losaumentos se registranduranteelperíodode inviernoy las reduccionesduranteelperíododeverano, dado que los productores tienenmenos “excedente” para vender en elmercado desregulado. Losimportantes aumentos registrados recientemente en los precios del gas natural del mercado regulado, en

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especial en losmercados residenciales y de generación de energía, pueden afectar la estacionalidad de lospreciosdegaspromedio.VentasdePetróleoyGasenArgentinaLospreciosdelpetróleocrudodeArgentinaseestablecenenbasealprecioBrentalqueselesumaorestaundescuentopor calidadquevaría segúnel áreaen cuestión.EnArgentina, los ingresosnetosde laCompañíaprovienenprincipalmentedelaventadepetróleocrudoygasnaturalproducidoenElMedanito,JagüeldelosMachosy25deMayo-MedanitoSE,principalmenteen lacuencaNeuquinayde laventadelpetróleocrudoproducido en El Sosneado, el cual es similar al petróleo crudo Escalante,menos un descuento. A su vez, elpetróleocrudoproducidoenElMedanito,Jagüelde losMachosy25deMayo-MedanitoSEesvendidoenelmercadointernoapreciosacordadosenvirtuddelosacuerdoscontractualesvigentesdelaCompañía.Conelfindepromover lasactividadesdeexploraciónyproduccióndepetróleoygas,elGobiernoNacional,alentóquelospreciosdeventadelcombustibleyelpetróleocrudoenelmercadointernofueranporencimadelospreciosinternacionales,atravésdeincentivosparaexportadoresdepetróleoyacuerdosentreproductoresdehidrocarburosyrefinerías.Entreotrosfactores,en2016y2017,losingresosporventasnetosdelaCompañíasebeneficiarondelossiguientesprogramas:

• Incentivosalaproduccióndepetróleoyreservascomprobadas:aefectosdeincrementarlaproduccióny la incorporación de reservas de petróleo, el Gobierno Nacional creó el “Programa Petróleo Plus”conformealDecretoN°2014/08defecha25denoviembrede2008,reglamentadoporlaResoluciónN°1312/2008delaSecretaríadeEnergíadefecha1dediciembrede2008.ElProgramaPetróleoPluscreóincentivoseconómicosatravésdecertificadosdecréditofiscalquebrindabancoberturacontraderechosdeexportacióndehidrocarburos,obienpodíantransferirseatercerosavalornominal,consujeción a que los beneficiarios cumplieran con una serie de parámetros de producción y/o con laincorporacióndereservasdepetróleo.Finalmente,elDecretoN°1330/2015del13dejuliode2015dejó sin efecto el Programa Petróleo Plus, estableciendo una compensación pagadera en bonossoberanosargentinos(losllamadosBONAR2018yBONAR2024)paraelcrédiofiscalacumuladoperonopagadobajoesteprograma.

• Incentivos a la producción de gas: el 14 de febrero de 2013, conforme a la Resolución N° 1/2013emitidaporlaComisión,secreóel“ProgramadeEstímuloalaInyecciónExcedentedeGasNatural”.Conforme a esta resolución, las empresas productoras de gas natural fueron invitadas a presentarante la Comisión proyectos para incrementar la producción total de gas natural, a cambio de unaremuneraciónporinyeccióndegasexcedentedeterminadaporladiferenciaentreUS$7,50pormillóndeBTUyelpreciopromediofacturadoenelperíodo.LosproyectosdebencumplirconlosrequisitosmínimosestablecidosenlaResoluciónN°1/2013,yestánsujetosalaaprobacióndelaComisión.Losproyectostienenunplazomáximodecinco(5)años,renovableapedidodelbeneficiario,ysujetoaladecisióndelMinisterio.Silaempresabeneficiarianocumpleconlasmetasdeproducciónduranteundeterminadomes,esaempresabeneficiariadeberácompensardichoincumplimientoimportandogasnaturallíquidoy/omedianteotromecanismo.

Paraelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,elpreciopromediospotdelbarrildepetróleoBrenteradeUS$54,25/Bbl,unaumentodel24,5%encomparaciónconelejerciciofinalizadosel31dediciembrede2016(US$43,55/Bbl).ElprecioutilizadoenelmercadoargentinosevinculaconelpreciodelcrudoBrent,impulsadoporlaevolucióndelosmercadosinternacionales.CualquieraumentoenelpreciodelBrentpodríaresultarenun aumento en las ganancias y el resultado de las operaciones de la Compañía. En contraste, cualquierdisminución en el precio del Brent podría resultad en una disminución en las ganancias y resultado de lasoperacionesdelaCompañía.El siguiente cuadro refleja el precio de venta promedio de petróleo crudo de la Compañía en Argentina enDólaresparacadaunodelosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede2017,2016y2015.

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Ejerciciofinalizadosel31dediciembrede 2017 2016 2015 (enDólaresporbarrildepetróleo)PreciodeventapromediodecrudoparaElMedanitoyJagüeldelosMachos(1) 57,27 64,65 74,96

PreciodeventapromediodecrudoparaJagüeldelosMachos(1) 57,01 63,84 71,20

Preciodeventapromediodecrudopara25deMayo-MedanitoSE(1) 60,51 - -

PreciodeventapromediodecrudoparaElSosneado(1) 49,97 55,11 62,58

PrecioBrentpromedio 54,25 43,55 52,35

(1) Lospreciosdelpetróleosereflejanantesderegalíasyderechosdeparticipación.

ElsiguientecuadromuestraelpreciodeventapromediodegasnaturaldelaCompañíaenArgentinaenDólaresparacadaunodelosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede2017,2016y2015.

Ejerciciofinalizadosel31dediciembrede 2017 2016 2015 (enDólaresporBoe)Preciodeventapromediodelgasnatural 23,21 20,49 18,70ProvinciadeLaPampa,ArgentinaEnrelaciónconlaproduccióndepetróleoeneláreaElMedanito,laremuneraciónpagadaalaprovinciadeLaPampa resulta de una fórmula prestablecida, conforme a la cual la Compañía tiene derecho a recibir lossiguientes cargos con respecto a los volúmenes de hidrocarburos líquidos extraídos del área: (i) 73% de laWASP es igual o menor a US$25/barril, (ii) si el WASP es mayor a US$25/barril pero igual o menor aUS$100/barril, laCompañía tienederechoa recibir60%delexcedenteentreUS$25/barril yUS$100/barril; y(iii) si el WASP es mayor a US$100/barril, la Compañía tiene derecho a recibir 40% del excedente deUS$100/barril.LaprovinciadeLaPampatienederechoalrestodelaproduccióndepetróleodelaCompañía,ytiene la opción de venderla directamente a clientes o bien indirectamente a través de la Compañía. Si laprovinciadeLaPampadecidevenderlaatravésdelaCompañía,éstadebepagaralaprovinciadeLaPampaunmontoresultantedeaplicarelWASPa laporciónde laproduccióna laquetienederecho laprovincia.Enelcasodelaproduccióndegas,laprovinciadeLaPampatienederechoa:27%delaproducciónnetamultiplicadaporelpreciodeventapromediodelaCompañíadivididopordos.LaCompañíadebepagarregalíasdel20%,menoslosdescuentosaplicables,a laprovinciadeLaPampadelaproduccióndepetróleoygascomputabledeJagüeldelosMachosy25deMayo-MedanitoSE.EstasregalíassecalculanenbasealpreciodeventapromedioponderadodelasoperacionescomercialesdelaCompañíacontercerosenelperíodocorrespondientealaliquidaciónaplicable.

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ProvinciadeMendoza,ArgentinaLaCompañíatambiénestáobligadaapagarregalíasmensualesalaprovinciadeMendozaporsuproduccióneneláreaElSosneado.Elcanonmensualderegalíasesdel12%delvolumendelaproduccióndepetróleocrudoygasnaturalparaelmesrelevante,basadoenelvalordelaproducciónbocadepozodepetróleoyelvalordelosvolúmenesdegasnaturalvendidos.Elpreciodelabocadepozoescalculadoenbasealvolumenypreciodeventadelpetróleocrudoygasproducidoylosvolúmenesdegasnaturalvendidos,luegodehaberdeducidoeltratamientodeltransporteycostosdealmacenamiento,entreotrasdeducciones,másel4%delvolumendepetróleocrudoylaproduccióndegasparaelmesrelevanteenconceptodecanonextraordinario(deacuerdocon lo acordado al negociar la prórroga de la concesión), sobre el valor boca de pozo de petróleo y losvolúmenesdegasnaturalvendidos.Véase“LaIndustriadePetróleoyGasdeArgentina—MarcoRegulatoriodela Industria del Petróleo y Gas en Argentina—Regalías, Otros Cánones y Tasas—Regalías” y “Factores deRiesgo—RiesgosrelacionadosconelSectordelPetróleoyGasdeArgentina.”OperacionesenEcuadorEn1999,a travésdesusubsidiariaPetroriva,yenasociaciónconPetrolamerecyFosforocomp, laCompañíacelebrócontratosdeexploraciónyexplotaciónconEmpresaEstataldePetróleosdeEcuador(“Petroecuador”),una entidad controlada por el Gobierno ecuatoriano, para la operación de dos yacimientos de petróleodenominadosPalandaYucaSuryPindo,situadosenelestedeEcuador,enlacuencaOrientaldelAmazonas.Envirtud de los contratos para la producción de petróleo crudo y exploración adicional de petróleo y gas, elConsorcioPetrosud-Petrorivateníaderechoapartede laproducciónbrutadecadaunadedichasáreassi laproducciónsuperabaelniveldeproducciónbásico.Elniveldeproducciónbásicofuecalculadoenbasealniveldeproduccióndecadaárea,antesdelasuscripcióndeloscontratosEl1°dejuliode2010, laspartesdelConsorcioPetrosud–Petrorivaformaronel“ConsorcioPalandaYucaSur”paraactuarcomooperadorexclusivodelCampoMarginalPalanda–YucaSur.

El 22 de enero de 2011, losmiembros del Consorcio Petrosud-Petroriva, el Consorcio Palanda Yuca Sur y laSHEcmodificaronloscontratosconrespectoa losserviciosdeexploraciónyexplotacióndepetróleoencadaunode los camposmarginales. Lasmodificaciones reemplazaronel esquemamixto anteriordeun “acuerdocontractual de servicios” y establecieron que cada consorcio tiene derecho a recibir una tarifa fija por cadabarrildepetróleoproducidoydebidamenteentregado,queasciendeaUS$28,50/barrilparaeláreaPindoyaUS$31,90/barrilparaeláreaPalandaYucaSur.Asimismo,laspartesacordaronunajusteanualdehastael50%delastarifasanterioresdeacuerdoconunafórmuladeajusteparareflejarlosefectosdelainflaciónsobreloscostos operativos (asumiendo, a los fines de dicho ajuste, una variación del 17,5% en el indicadorestadounidensedelospreciosdelpetróleoygas(SupportActivitiesforOilandGasOperations)yunavariacióndel32,5%enelÍndicedePreciosalConsumidordeEstadosUnidos.El 25 de octubre de 2013, la subsidiaria de la Compañía, Dutmy, adquirió el 100% de la acciones dePetrolamerecyFosforocomp.Estasdosempresassontitularesdel60%delaparticipacióndeloscontratosdeserviciosparalaexplotaciónyproduccióndepetróleoygasenlasáreasPindoyPalanda-YucaSurenEcuador.El 40% restante de la participación en dichos contratos de servicio la posee Petroriva, la subsidiaria de laCompañíasobrelaquelaCompañíatienelatitularidaddel99,99%delasacciones.Luegodelaobtencióndetodaslasautorizacionesyaprobacionesgubernamentales,el6deenerode2014,laCompañíaseconvirtióenlatitularindirecta(atravésdelassubsidiariasDutmyyPetroriva)del100%delaparticipaciónenloscontratosdeserviciodePindoyPalandaYucaSurparalaexploraciónyproduccióndelpetróleoyelgas.A finesde2016se logró laextensióndelcontratodeserviciosdelcampoPindohastael31dediciembrede2027.SeobtuvolaprórrogadelcontratodeserviciosdelyacimientoPalandaYucaSurhastael31dediciembrede 2025mediante la terceramodificación, sujeto a que el precio teórico del petróleo crudo sea superior ocomomínimoigualaUS$48,95porbarril.AunqueelprecioteóricodelpetróleoyahaexcedidolosUS$48,95por barril, una condición necesaria para la extensión del contrato de servicio de Palanda Yuca Sur al 31 dediciembre de 2015 es la publicación de este precio teorético por la Gestión de Comercio Internacional dePetroecuadorlacualsiguependiente.Dichapublicación,esunaformalidadquevalidalaextensión.Seestimaquelaspublicacionesdelprecioteoréticoquesedetuvieronenseptiembrede2017,comenzaránnuevamenteenuncortoplazo.

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VentasdePetróleoenEcuadorEnEcuador, los ingresosnetosderivanprincipalmentede los contratosde serviciosdepetróleode lasáreasPalandaYucaSuryPindo,yenmenormedida,deláreaSami,unreservorionuevoresultantedeactividadesdeexploracióndesarrolladaseneláreadePalandaYucaSur.Conformealoscontratosdeservicios,elgobiernodeEcuador tiene laopciónderealizarpagosenefectivooenespeciepor la tasa fijadecadabarrilproducidoyentregadoporlaCompañía.Lospagosenespecieserealizaránenbarrilesdepetróleocrudooriental,yeltotaldelvolumendelosbarrilesaser recibidoderivade laaplicacióndeuna formulaqueconsideraelbalancede lacuentaenDólaresparaelpagoalaconcesionariaenelúltimodíadelmesinmediatamenteanterioralaentregadelosbarrilesdivididapor el promedio del precio del últimomes de las ventas externas de petróleo crudode calidad equivalenterealizado por Petroecuador el mes anterior. Los socios del Consorcio Petrosud-Petroriva y del ConsorcioPalandaYucaSuracordaronconlaSHEcunajusteanualdel50%delastasasdeprocedimientomedianteunaformuladeajustequereflejalosefectosdelainflaciónenloscostosoperativos(asumiendoporelprópositodeeste ajuste una variación del 17,50% en Estados Unidos indicador de los precios del petróleo y del gas(ActividadesdeSoporteparalasOperacionesdelGasyelPetróleo)yunavariacióndel32,50%enelpreciodelconsumidorenEstadosUnidos).Los contratos establecen que, para el pago de la tasa fija mensual, deberán haber ingresos suficientesdisponiblesaEcuadorparacubrirelprecioporbarrilde lasáreas respectivas.Laexistenciaonode ingresosdisponiblesparacubrirelpreciosedeterminadelasiguientemanera:unmontoegualal25%delosingresosderivadode laproducciónenel área relevanteal contrato es reservadoparael gobiernodeEcuador comomargen soberano. Los costos de transporte y comercialización incurridos por Ecuador y los impuestospagaderosalECORAE,ymediante laLeypara laCreaciónde IngresosSustitutospara lasprovinciasdeNapo,Esmeraldas y Sucumvios serán cubiertas por el balance restante. El precio de la entrega de los servicios sepagaráunavezquesehayanrealizadolasdeducciones.Sielingresodisponiblenoessuficienteparacubrirlatasafijamensual,elsaldorestanteseacumularáduranteel mes o año fiscal correspondiente. La diferencia entre los montos pagados por honorarios y el ingresodisponibleparaelmismomesoañofiscalserátransferidoalmesoa{ofiscalsiguiente,sinintereses,yencasodequenopuedasercubiertoduranteeserespectivomesoañoposterior,seacumularásucesivamentehastaeltérminodelcontrato.Cualquierdiferenciatransferida,originadaporingresosinsuficientesdisponibles,quenohansidopagadosporelgobiernodeEcuadoralaterminacióndelcontrato,seextinguiránynosepagaránalcontratante,quedandoelgobiernodeEcuadorautomáticamenteliberadodelaobligacióndepago.Cuandolospreciosinternacionalessonbajos,laCompañíaobtienemenosdelprecioestablecido,perocuandolosprecios internacionalesserecuperanlaCompañíapuedeobtener losmontos impagospor losserviciosdeproducción recibidos, siempre después del 25% de la participación mínima del gobierno de Ecuador y losdescuentosmencionadosanteriormente.Paramás información,véase“Informaciónsobre laEmisora -ÁreasdeEcuador”.EnEcuador, conformea los contratosde serviciosde lasáreasPindoyPalandaYucaSur, laCompañía tienederechoarecibirunmontobasadoenunatasafijaporcadabarrilproducidoyentregado.Para2017,lastasasfijasascendíanaUS$29,51/BblyUS$33,03/BblyUS$41,96/BblparaeláreaPindo,eláreaPalandaYucaSuryeláreaSami,respectivamente.ElsiguientecuadromuestraelpreciodeventapromediodelpetróleocrudoenEcuadorenDólaresparalosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede2017,2016y2015. Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2017 2016 2015 (enDólaresporBbl)PreciodeventapromediodelpetróleocrudoparaPindo 29,51 29,37 29,44

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PreciodeventapromediodelpetróleocrudoparaPalandaYucaSur 33,03 32,87 32,95

PreciodeventapromediodelpetróleocrudoparaSami(1) 41,96 41,76 41,86

GeneralCostodeventasdepetróleoygasEl costo de ventas del negocio de petróleo y gas de la Compañía está asociado principalmente a regalías yderechosdeparticipaciónenvirtuddeloscontratosdeconcesiónyexplotacióndelaCompañíaenArgentina,aladepreciacióndeactivosfijos,almantenimientodemaquinariasyalpagodesalariosyserviciosprestadosporterceros. La Compañía también incurre en gastos de exploración en su negocio de petróleo y gas que seregistranporseparado,salvopor loscostosdeperforacióndepozosdeexploración,quesecapitalizancomoactivos fijoshasta sudeterminacióncomoreservascomprobadas.Véase“PrincipalesPolíticasyEstimacionesContables”.OperacionesenColombiaEl28dediciembrede2017,lasubsidiariaDutmyadquiriódePetróleosSudAmericanosS.A.unaparticipacióndel35%bajounacuerdodeproduccióndepetróleoygaseneláreaElDifícilenlaRepúblicadeColombia,asícomoenotrosactivosasociadosconlaoperación,incluyendounaplantadetratamientodegas.AlafechadeesteProspecto,enesteárea,laCompañíahaefectuadoinversionesporaproximadamenteUS$3,0millones,sibienlaCompañíaaúnnoharealizadotrabajosdeperforación.ProgramadeexploraciónydesarrolloLaCompañíaapuntaal crecimientosostenidodesunegociodepetróleoygas, invirtiendoenactividadesdeexploración y desarrollo dentro de las áreas en las que opera. En Argentina, sustancialmente todas lasactividadesdeexploraciónyproduccióndelaCompañíasefocalizanenlacuencaneuquinaenlasprovinciasdeLaPampayMendoza,yenlacuencadelGolfoSanJorgeenlaProvinciadeChubut.EnEcuador,lasactividadesde exploración y producción de la Compañía se concentran en la cuenca oriental ecuatoriana (las áreas dePindoyPalandaYucaSur).La Compañía también está invirtiendo en el negocio del gas de Colombia por primera vez. A través de susacuerdos con empresas asociadas en ese país la Compañía podrá analizar otras posibles oportunidades. Enrelación con el área El Difícil, está finalizando el proceso de adquisición de sísmica 3D para cubriraproximadamente110km2.Durante2019y2020, laCompañíaesperaperforardospozosexploratoriosparaanalizarformacionesenlosdepósitosinclinadosdeTubaráyPorquero.En relación con sus operaciones en Ecuador, en el marco de los compromisos asumidos en el ContratoModificatorioNº3,en2017 laCompañíacomenzócon lostrabajosdeperforacióndetrespozos(Pindo-22D,Pindo-18D y Pindo 24-D) en el área de Pindo, que a la fecha de este Prospecto aún no han finalizado. LaCompañíatambiénanalizarácualquieráreaquepuedaserpuestaadisposiciónporelgobiernoecuatorianooporterceros.EneláreadePalandaYucaSurnoseefectuaronperforacionesdurantelosejercicios2015,2016ni2017.LaCompañía realizó importantes inversionesenexploraciónenel áreaColhuéHuapí. En agostode2012, laCompañíainicióunrelevamientodesísmica3Dafindedetectaracumulacionesdepetróleoygaspotenciales.A la fechadeesteProspecto, sehabían completado la primera etapadel relevamientode sísmica3D yunaextensión.Lasuperficietotalsujetaaesterelevamientofuede1.749km2.Además,laCompañíacompletóunrelevamientodesísmica2Dsobreunasuperficietotalde531km2.Lainformaciónreunidaapartirdeestosdosrelevamientos se ha procesado en su totalidad y en la actualidad se la está interpretando. La Compañía haconfirmado la presencia de gas en siete de los once pozos perforados. Teniendo en consideración lasinversiones realizdas en este bloque, a la fecha de este Prospecto, la Compañía continúa analizando laviabilidad de la explotación, y estima que lamismano se desarrollará en un corto plazo. En el área Colhué

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Huapi,laCompañíaperforóseispozosen2016yseispozosen2017.Al31dediciembrede2017,contabaconsólounpozodepetróleoproductivoyunpozodegasproductivo,ningunodeellosconproducciónsignificativa.EnvistadelaprórrogadelplazodelaconcesiónElMedanitohastajuniode2026,laCompañíatieneplanificadoefectuar inversiones intensivasen laperforacióndepozosnuevosenestaárea.EnElMedanito, laCompañíatieneunprogramadeperforaciónde121pozosde reservasprobadas,58pozosde reservasprobables y20pozosdereservasposibles.Ademásdelplandeperforación,laCompañíaestáconsiderandolaimplementacióndeunapruebapilotoderecuperaciónsecundaria.Silosresultadosdelaspruebassonexitosos,laproducciónprevista y, por lo tanto, las reservaspodrían aumentar sustancialmente.A la fechadeesteProspecto, enElMedanitolaCompañíaperforóuntotalde25pozosen2015,sietepozosen2016y32pozosen2017.EneláreadeElSosneadolaCompañíaperforócuatropozosen2015ycuatropozosadicionalesen2017.Enesta área, el programa de perforación de PCR incluye 22 pozos de reservas probadas, 8 pozos de reservasprobables,y5pozosdereservasposibles.Amedidaqueavancenlasactividadesdeperforación,laCompañíapodrásumarnuevasreservasycontarconunacantidadcrecientedereservasprobadas.Durante2015,2016y2017noseefectuaronperforacionesenningunade las siguientesáreas: Jagüelde losMachos,25deMayo–ElMedanitoSEyGobernadorAyalaV.TendenciasrelacionadasconelNegociodeEnergíaRenovabledelaCompañíaEl22demarzode2016, laSecretaríadeEnergíaEléctrica llamóa licitaciónpara instalarnuevasunidadesdeenergíarenovable(el“ProgramaRenovar”)porunacapacidadde1.000MW.EsteprocesolicitatoriosellevóacaboenelmarcodelaLeyN°27.191yelDecretoN°531/16,loscualesfomentanlageneracióndeenergíadefuentesrenovablesofreciendo,entreotrascosas,importantesbeneficiosimpositivos.En2015,lageneracióndeenergíaeléctricaapartirdefuentesrenovablesrepresentóel0,4%delaofertatotaldeenergíaeléctricaenArgentina.SegúnlodispuestoenelArtículo2delaLeyN°27.191lasfuentesdeenergíarenovablequedeberán,almenos,representarel8%delconsumodeenergíaeléctricaenArgentinaparael31dediciembrede2017,objetivoquefinalmentenoselogrócumplir.Durantelasegundaetapadel“RégimendeFomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de EnergíaEléctrica”, el objetivo consistía enque las fuentes renovables representaranel 12%del consumodeenergíaeléctricaenArgentinaparael31dediciembrede2019,16%parael31dediciembrede2021,18%parael31dediciembrede2023y20%parael31dediciembrede2025.EstaleyfuesancionadaduranteelgobiernodeFernándezdeKirchner,perotuvoamplioapoyopolíticodedistintospartidos,incluidalaoposición.ElGobiernoArgentinoestállevandoadelanteunaseriedelicitacionesporlascualesCAMMESAsecomprometeaadquirirenergíarenovableporunplazode20años.Adicionalmentesehareglamentadocomodebenregirseloscontratosentreprivadosparalaprovisióndeestasenergíaslimpias.

Debidoalafaltadeinversionesenelsectordegeneracióndeenergíaeléctricaenlosúltimosaños,lasnuevasreglamentaciones vigentes y las perspectivas de crecimiento del PBI en Argentina, la Compañía decidióaventurarse a invertir en energías renovables para aprovechar las oportunidades de crecimiento, no solo atravésdelaventadeenergíaaCAMMESAbajocontratosa20años,sinotambiénmediantelacelebracióndecontratosconempresasprivadas,conarregloalaLeyN°27.191.Asípues,laCompañíacreóunanuevaunidaddenegociosparaparticiparenelsectordeenergíasrenovables.

PorResoluciónN°136/16,elMEyMinicióunprocesodelicitaciónpúblicaparapresentarofertasparalaRonda1delProgramaRenovar.El7deoctubrede2016,elMEyMfinalizóelprocesolicitatorioparalainstalacióndenuevasunidadesdeenergíarenovabley,porResoluciónN°136/16,adjudicóproyectosporunacapacidadde1.108,65MW, a un precio promedio de US$$ 59,58, incluyendo un proyecto de biomasa, 12 proyectos deenergíaeólicaycuatroproyectosdeenergíasolar.

El31deoctubrede2016,elMEyM,porResoluciónN°252/16,lanzólaRonda1.5delProgramaRenovar,comocontinuación de la Ronda 1. El 25 de noviembre de 2016, el MEyM finalizó el proceso licitatorio para lainstalacióndenuevasunidadesdeenergíarenovabley,porResoluciónN°281/16,adjudicóproyectosporuna

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capacidadde1.281,5MW,aunpreciopromediodeUS$53,98porMWh,incluidosdiezproyectosdeenergíaeólicay20proyectosdeenergíasolar.LasubsidiariaParqueEólicodelBicentenarioS.A.delaCompañíaresultóadjudicataria de una capacidad de generación de 100MW situada en Jaramillo, Provincia de Santa Cruz. LaCompañíaestáexpandiéndoseesteparqueeólicorepresentandounaumentodecapacidaddegeneraciónde25MWatravésdelainstalacióndesieteturbinaseólicasenlamismaubicación,afindeabastecerlademandadeenergíadelosGrandesyMedianosConsumidores.AlafechadeesteProspecto,laCompañíanohafirmadoningún acuerdo con dichos consumidores. El parque eólico y su extensión se encuentran en proceso deconstrucción y se prevé que empezará a generar energía en el cuarto trimestre de 2018. En los siguientescuadrossedescribenlasprincipalescaracterísticasprincipalesdeesteproyecto:

ParqueEólicodelBicentenarioI ParqueEólicodelBicentenarioIIUbicación ProvinciadeSantaCruz ProvinciadeSantaCruzFechaprevistadehabilitacióncomercial Cuartotrimestrede2018 Cuartotrimestrede2018

Gastodecapitaltotalestimado(IVAincluido) US$150millones US$26millones

Capacidadeléctricaadjudicada 100MW 25MWPrecioadjudicadoporMWh US$$49,50 -

Plazocontractual20años,apartirdelahabilitación

comercial -

FechadecelebracióndelContratodeCompradeEnergía(PPA,porsussiglaseninglés)

3demayode2017 -

Cantidaddegeneradores 28 7Capacidadporunidad 3,6MW 3,6mwProveedordelaturbinaeólica Vestas VestasFinalizadaslasRondas1y1.5delProgramaRenovar,elMEyMlanzólaRonda2delprogramael17deagostode2017porResoluciónN°275/17yadjudicóproyectosporunacapacidaddegeneracióndeenergíarenovablede2.043MW.LaCompañíapresentóofertaspara laRonda2delProgramaRenovarenoctubreydiciembrede2017,resultóadjudicatariabajoelProgramaRenovarRonda2dedosproyectosdeenergíaeólica(ParqueEólicoElMatacoyParqueEólicoSanJorge)enlaProvinciadeBuenosAiresconunacapacidaddegeneracióndeenergíade100MWcadauno,elParqueEólicoElMatacoyelParqueEólicoSanJorge.

Enelsiguientecuadrosedescribenlasprincipalescaracterísticasdeestosproyectos:

ParqueEólicoMatacoyParqueEólicoSanJorge

Ubicación ProvinciadeBuenosAiresFechaprevistadehabilitacióncomercial Juniode2020Gastodecapitaltotalestimado(IVAincluido) US$$285millonesCapacidadeléctricaadjudicada 200MWPrecioadjudicadoporMWh US$$40,27Plazocontractual 20años,apartirdelahabilitacióncomercialFechadecelebracióndelContratodeCompradeEnergía(PPA,porsussiglaseninglés) Juniode2018Cantidaddegeneradores 48Capacidadporunidad 4,2MWProveedordelaturbinaeólica Vestas(1)

(1)AlafechadeesteProspecto,seencuentrapendientelaejecucióndelcontratoconelproveedordelaturbinadeviento.

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Conrelaciónaambosproyectos, laCompañíaestáenprocesodeobtenerrelevamientosdelaproduccióndeenergía preparados por un especialista independiente y las habilitaciones municipales y autorizacionesregulatorias relevantes. A su vez, la Compañía está negociando contratos con proveedores para adquirir ymantenerlasturbinasdevientoparaambosproyectos.

Asimismo,elGobiernoArgentinohallamadoalicitacióntambiénparalaprovisióndeenergíatérmica.Comoseha visto, estos llamadosa inversoresprivadoshan resultado recientementemuyexitosos ydemuestranunafuerteconfianzadelosinversoreslocaleseinternacionales.El cambiodepolíticanacional implementadoporel actualGobiernoNacionalcon respectoa laenergíaestáimpulsandolainversiónpúblicayprivada.Sibienelactualgobiernotienedesafíosyobstáculospordelante,elavancedelosúltimosmesesnosincentivaaprepararnosparalasinversionesdelargoplazo.LaCompañíaestáanalizando diversos proyectos de energía renovable que podrían presentarse en licitaciones futuras bajo elProgramaRenovarparalacomercializacióndeenergíaaCAMMESAoparaserdesarrolladaconelobjetivodesatisfacerlacrecientedemandadeenergíadelosMedianosyGrandesConsumidoresenelMATER.LaCompañíaconsideraqueostentaunaventajarespectoaotrasempresasquetercerizan laconstruccióndesus parques eólicos, ya que puede reducir los costos de sus proyectos y supervisar el cumplimiento de losplazos establecidos. La Compañía tiene experiencia demostrada en construcción, incluidas dos plantascementarasubicadasenComodoroRivadaviayPicoTruncadoyelParqueEólicodelBicentenarioIjuntoconsuextensión,elParqueEólicodelBicentenarioII,obrasquenofuerontercerizadasaempresasconstructoras.LaCompañía considera también que el actual apoyo político a las energías renovables y la disponibilidad derecursosnaturalesadecuadossonfactoresquepropicianlasinversionesenenergíasrenovables.LaCompañíaprevéquelaconstruccióndelParqueEólicoMatacoydelParqueEólicoSanJorgeestarábajoladireccióndesuequipodirectivo.TendenciasrelacionadasconelNegociodeCementodelaCompañíaEl consumode cementoestá fuertemente relacionado con losnivelesdeactividadeconómica, dadoqueunaumentoenelPBIgeneralmenteserelacionadirectamenteconunaumentoenlaindustriadelaconstrucción,yenconsecuencia,unaumentoenlademandayproduccióndecemento.Sibien lademandadecementocreciódemanera significativaduranteelaño2017,el incrementono sevioreflejadoenlaPatagoniaArgentina,quehasidoafectadaporpreciosmásbajosdelpetróleoylamalasituaciónfiscaldemunicipioslocales.Sinembargo,lasinversionesenparqueseólicosenlaregión,laactividadminera,yel comienzo de la construcción de dos represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz han llevado a laCompañía a preparar un plan de inversión en la Planta Pico Truncado para incrementar la capacidad demolienda y aumentos durante el 2018. Asimismo, la falta de inversión pública durante varios años en laArgentinahageneradolacarenciadetodotipodeinfraestructura.ElactualGobiernoArgentinoestállevandoacabo un ambicioso programa de inversiones y ha dispuesto un marco legal que se espera facilite laparticipacióndelsectorprivadoenestasinversiones.Seprevéqueunademandaqueaumentelademandadecemento en los próximo años como resultado de la fuerte inversión pública y privada en Argentina. LaCompañíatambiénexportacementoalasregionesXIyXIIdelsurdeChile.La Compañía cree que la demanda de cemento en sus mercados objetivo seguirá incrementando, dado elcrecimiento previsto de la economía argentina. No obstante, la Compañía no puede garantizar que estospronósticosyproyeccionesseconcretarán,que laeconomíaargentinacrecerásegún lasproyecciones,oquelasinversionesanunciadaseninfraestructuraseconsumarán.VentasdeCementoLos ingresosde laCompañíapor ventasde cementoprovienendedosgrandes rubros: (i) cementoPortlanddestinadosa laconstrucción(5tipos);y (ii)cementoPortlandparausopetroleroclases"G"y“H”certificadoporelAPI.

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El precio del cemento en Argentina no está regulado y fluctúa por efecto de la oferta y la demanda,determinadas principalmente por los requerimientos de construcción y las inversiones del gobierno eninfraestructura.Los precios que cobra la Compañía por sus productos de cemento estándirectamente relacionados con suscostos de producción, por ejemplo, el costo laboral y de la energía (gas y energía eléctrica). Cualquierfluctuaciónen lospreciosde laenergíapodríaafectar laestructuradecostosde laCompañíay,porende,elprecio de sus productos. La Compañía no puede garantizar que podrá trasladar a sus clientes cualquiereventualincrementosignificativoenestoscostos,locualpodríadevenirenunareducciónensusmárgenesdegananciabruta,conelconsiguienteefectoenlosresultadosdesusoperaciones.CostodeventasdelcementoElcostodeventasdelnegociodelcementode laCompañíaseencuentrarelacionadoprincipalmentecon loscostoslaborales,conelgasnatural,laelectricidad,gasoil,loscostosdeflete,embalajes,losserviciosprestadosporterceros,ladepreciacióndeactivosfijosyelmantenimientodelamaquinaría.PrincipalesPolíticasyEstimacionesContables

EnlapreparacióndelosEstadosContablesConsolidados,laCompañíasehabasadoenvariablesysupuestos,derivadosdelaexperienciahistóricayvariosotrosfactoresqueconsiderórazonablesyrelevantes.SibienPCRrevisa estas estimaciones y suposiciones en el giro ordinario del negocio, la presentación de la situaciónpatrimonial y los resultadosde las operacionesde la Compañía amenudo requierenque la gerencia realicevaloracionessobrelosefectosdecuestionesquesoninherentementeinciertassobreelvalorenlibrosdelosactivosypasivosdelaCompañía,yenconsecuencia,losresultadosdesusoperaciones.Unapolíticacontableseconsideracríticasienvirtuddeelladeberealizarseunaestimacióncontableenbaseapresunciones sobre cuestiones altamente inciertas al momento en que se realiza la estimación, y si lasdiferentesestimacionesquepuedanemplearserazonablemente,oloscambiosenlasestimacionescontablesquepuedanocurrirrazonablementeenformaperiódica,podríantenerunimpactosignificativoenlosestadosfinancierosconsolidadosdelaCompañía.A los finesdebrindarunaexplicación sobre cómo la gerencia realiza sus valoraciones sobrehechos futuros,incluyendolasvariablesypresuncionessubyacentesalasestimaciones,ylasensibilidaddedichasvaloracionesfrenteadiversasvariablesycondiciones, laCompañíahaincluidocomentariosrelacionadosconcadapolíticacontableprincipalquesedescribeacontinuación.ReconocimientodeingresosIncentivosparalaproducciónyreservashidrocarburíferasLosingresosrelacionadosconelprogramadeincentivosereconocenenelmomentoenelquelosbeneficioseconómicos se pueden medir de manera fiable y la recepción del incentivo es prácticamente cierta,determinadaamaterializarsecuandoelMEyMdictelaresoluciónaprobandodichobeneficio.DeteriorodePropiedad,PlantayEquipoAnte el primer indicio de que un activo puede haber sufrido desvalorización, la Compañía revisa el valorcontable de propiedad, planta y equipo a efectos de determinar si existen indicios de que estos activoshubiesen sufrido una pérdida por desvalorización. La Compañía evalúa el valor recuperable del activo paradeterminar el monto de su respectiva pérdida por desvalorización. Cuando no es posible estimar el valorrecuperabledeunactivoenformaindividual,laCompañíaestimaelvalorrecuperabledelaunidadgeneradoradeefectivo(“UGE”)alaqueperteneceelactivoencuestión.

El valor recuperable equivale al valor razonable de mercado menos el costo de enajenación o al valor deutilizacióneconómicadelactivoolaunidadgeneradoradeefectivo,elquefuerasuperior.Unavezestimadoelvalor de utilización económica, los futuros flujos de efectivo estimados se descuentan a valor presente,

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utilizando una tasa que refleja el costo promedio ponderado del capital invertido. Al analizar el valor deutilizacióneconómica,seutilizanproyeccionesdeflujodeefectivobasadasenlamejorestimacióndisponiblede los ingresosygastosde laUGE,utilizandoproyeccionesporsector,resultadosanterioresyexpectativasafuturoencuantoalaevolucióndelnegocioydelmercado.Losprincipalessupuestosyaspectosconsideradosenlasproyeccionesincluyentasasdedescuento,volúmenesdeproducción,preciosdeventa,tarifasaplicables,normativavigente,yestimacióndeincrementosenloscostos,costosdemanodeobraeinversiones.

En la valuación de activos de exploración y producción, se utilizan proyecciones del flujo de efectivo queinvolucran la vida útil económica productiva de yacimientos hidrocarburíferos, la cual está limitada por lafinalizacióndecontratosdeconcesión,permisos,contractosoacuerdosdeserviciosoexplotación.

Los precios de referencia considerados se basan en una combinación de las cotizaciones disponibles en losmercadosenlosqueoperalaCompañía,teniendoencuentalascircunstanciaspuntualesquepodríanincidirenlosdistintosproductos,sobrelabasedeestimacionesycriteriosdelagerenciadelaCompañía.

Si el valor recuperable del activo o de laUGE estimada es inferior a su valor contable, el valor contable sereduce entonces al valor recuperable, contabilizando una pérdida por desvalorización en el estado deresultadosdelejercicio.

Cuando surgen nuevos acontecimientos o cambios en las circunstancias que indican que una pérdida pordesvalorización contabilizada en un ejercicio anterior ha desaparecido o se ha reducido, se procede acontabilizar una reversión total o parcial de dicha pérdida por desvalorización sobre la base de una nuevaestimacióndelvalorrecuperable.ElvalorcontabledelosactivosoUGEquesurgedelareversióndelapérdidapordesvalorizacióncontabilizadapreviamentenopuedesuperarelvalorcontablequesehabríadeterminado,si no se hubiese reconocido pérdida por desvalorización alguna en ejercicios anteriores. El efecto de dichareversión se reconoceenel estadode resultados, enelperíodoenelque sehubiesen suscitado losnuevosacontecimientosocambiosenlascircunstancias.

ReservasdeHidrocarburosLasreservasdehidrocarburossonutilizadascomobasepararealizarelcálculodeladepreciacióndelosactivosde producción de hidrocarburos, para el cálculo del valor recuperable de dichos activos y para eldevengamiento del pasivo por abandono de pozos hidrocarburíferos. Las reservas de hidrocarburos soncantidadesestimadasdepetróleocrudoygasdeterminadasdeacuerdoaestudiosgeológicosydeingeniería.Las estimaciones de reservas de petróleo y gas no son exactas y están sujetas a revisiones futuras que, enconsecuencia,afectanalasestimacionescontablesrelacionadas.AbandonodepozosdehidrocarburosyrestauracióndecanterasAlafechadecierredecadaejercicio,laGerenciadelaCompañíaefectúaunaestimacióndeloscostosfuturosporobligacionesparaelabandonodepozosdehidrocarburosyrestauracióndecanteras,enbasealasdiversasleyesyregulacionesprovincialesynacionalesvigentes.Loscostosfuturossonestimadosconsiderandodichasleyes y regulaciones, tal cual han sido históricamente interpretadas y aplicadas. Cambios futuros en lalegislaciónolamaneraenqueseadministrenlasreglamentacionesfuturaspodríanafectarsignificativamentelaestimacióndelpasivoporabandonodepozosdehidrocarburosyrestauracióndecanteras.PrevisionesporLitigiosyOtrasContingencias

Elcostofinaldelaliquidacióndedenuncias,reclamosylitigiospuedevariarconrespectoalasestimacionesdela Compañías, las cuales se basan en diferentes interpretaciones de las normas, opiniones y evaluacionesfinalesde lacuantíadedaños.Por tanto,cualquiervariaciónencircunstancias relacionadasconeste tipodecontingencias,podríatenerunefectosignificativoenelimportedelaprevisiónporcontingenciasregistradaenlosestadosfinancierosconsolidadosdelaCompañía.

MonedafuncionalLaCompañíahadefinidoalPesocomolamonedafuncionalparalasoperacionesenArgentinayalDólarparalas operaciones en Ecuador (incluyendo la compañía holding relacionada) y Chile. Al determinar lamoneda

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funcional, la Compañía evalúa la moneda que influye y determina los precios de venta, costos laborales,materiales,gastosdeinversiónycostos,financiamientoderivadodelasoperacionesdelaCompañía.ResultadodelasOperacionesResumendeResultadosAcontinuación,enlatablaseencuentraunresumendelainformaciónfinancieraseleccionadaenrelaciónconelsiguienteanálisisdelosresultadosdelasoperacionesdelaCompañía. Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2017 2016 2015 (enmillonesdePesos)Ingresosporventasdebienes

PetróleoyGasArgentina................................................... 2.966,70 2.953,0 2.127,8PetróleoEcuador............................................................... - - -Cemento............................................................................ 1.717,50 1.380,2 1.123,0BloquesdeCementoyMorterosSecos............................. 83,6 64,3 66,5AjustesporConsolidación(2) (219,2) (193,3) (113,6)

Ingresosporprestacióndeservicios PetróleoyGasArgentina...................................................139,7 105,5 80,5PetróleoEcuador............................................................... 1.148,70 798,8 745,2Cemento............................................................................ 79,9 52,2 32,6BloquesdeCementoyMorterosSecos............................. - - -AjustesporConsolidación(1) (189,4) (147,1) (112,5)

Costodeventasyservicios (4.007,1) (3.345,5) (2.516,9)Gananciabruta 1.720,5 1.668,0 1.432,6Gastosdecomercialización.....................................................(267,7) (313,0) (223,5)Gastosdeexploración.............................................................(409,9) (14,0) (16,5)Gastosdeadministración.......................................................(250,0) (168,4) (122,9)Ganancia(pérdida)pordesafectación(deterioro)depropiedad,plantayequipo..................................................... - 100,6 (129,3)Otrosingresos,neto................................................................106,2 28,9 122,4Otrosegresos–capacidadociosa(2)........................................ (0,8) (1,2) (1,6)Gananciaoperativa

Total.................................................................................898,2 1.301,0 1.061,2Resultadosfinancierosyportenencia...................................(431,3) (116,0) (157,1)Impuestoalasganancias........................................................(188,0) (420,1) (354,3)

Resultadoneto.......................................................................279,1 764,8 549,8

(1) Ajustesporconsolidaciónincluyeventasintercompañíaparaevitarduplicaciones.(2) Capacidadociosaincluyelaamortizacióndemoliendadecementoparalosejerciciosfinalizadosel31dediciembredelosaños

2015y2016.Para fines informativos contables, la Compañía organiza sus resultados utilizando los siguientes cincosegmentosdenegocios:

• PetróleoyGas(Argentina):incluyelaexploración,desarrollo,producciónyventadepetróleocrudoygasenArgentina;

• Petróleo (Ecuador): incluye los servicios de exploración, desarrollo, producción y venta de petróleo

crudoenEcuador;

• Cemento: incluye laventadecemento,quecomprendeelabastecimientodemateriasprimasdesdelas canteras, la producción de Clinker y su posterior molienda con ciertos aditivos para obtenercemento;

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• BloquesdeCementoyMorterosSecos:correspondealaproducciónyventadebloquesdecementoy

materialesdeconstruccióncuyaprincipalmateriaprimaeselcementoproducidoporlaCompañía.

• EnergíaRenovable:consisteenlageneracióndeenergíaeléctricadefuentesrenovables.LaCompañíatieneprevistoregistrarlosingresosdeestesegmentoapartirdel1ºdeoctubrede2018.

• AdministraciónCentralyotrasinversiones:incluyeloscargoscomunesdelaadministracióncentralyotrasoperacionesmenores.

Los siguientes son los principales componentes de los gastos de administración de la Compañía para losperíodosindicados: Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2017 2016 2015 (enmillonesdePesos)Ingresosporventasdebienes

PetróleoyGasArgentina................................................... 2.966,70 2.953,0 2.127,8PetróleoEcuador............................................................... - - -Cemento............................................................................ 1.717,50 1.380,2 1.123,0BloquesdeCementoyMorterosSecos.............................83,6 64,3 66,5AjustesporConsolidación (219,2) (193,3) (113,6)

Totaldeingresosporventasdebienes 4.548,7 4.204,2 3.203,7Ingresosporprestacióndeservicios

PetróleoyGasArgentina...................................................139,7 105,5 80,5PetróleoEcuador............................................................... 1.148,70 798,8 745,2Cemento............................................................................79,9 52,2 32,6BloquesdeCementoyMorterosSecos............................. - - -AjustesporConsolidación (189,4) (147,1) (112,5)

Totaldeingresosporprestacióndeservicios 1.178,9 809,3 745,8

EjerciciosFinalizadosel31dediciembrede2017encomparaciónconelEjercicioFinalizadoel31dediciembrede2016IngresosporVentasdeBienesLos ingresos por ventas de bienes aumentaron un 8,2%, o Ps.344,5 millones, a Ps.4.548,7 millones para elejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017comparadoconPs.4.204,2millonesparaelejerciciofinalizadoel31 de diciembre de 2016. Este aumento se debió principalmente a que el 24,4%, o Ps. 337,3millones, delaumentodeventasdelnegociodelcementoyenunamenormedidaal30,0%oPs.19,3millonesdeaumentodeventasenelsegmentodebloquesdecementoymorterossecos.

VentasdePetróleoyGas

ElaumentoenlosingresosdelaCompañíaderivadosdelnegociodepetróleoygasobedecióprincipalmentealefectode la devaluacióndel 12%del Peso respectodelDólar duranteel 2017 (calculado comoel promediomensualde2017encomparaciónconelpromediomensualdel2016),quefueparcialmentecompensadoporunadisminuciónenlaproduccióndepetróleoygasdelaCompañíaenArgentina,ypreciosinternacionalesmásbajosdelpetróleo.

VentasdePetróleoyGasenArgentina

LosingresosdelaCompañíaderivadosdelasventasdebienesenelsegmentodelnegociodepetróleoygasenArgentinadisminuyeronun0,5%,oPs.13,7millones,aPs.2.966,7millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017encomparaciónconPs.2.953,0millonesparaelejercicio finalizadoel31dediciembrede

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2016.Esteaumentoobedecióprincipalmentealefectodeladevaluacióndel12%delPesorespectodelDólarenel2017(calculadocomoelpromediomensualde2017encomparaciónconelpromediomensualdel2016),quefuecompensadoparcialmentepor ladisminuciónen laproduccióndegasypetróleode laCompañíaenArgentina.ElvolumendeventasdepetróleocrudodelaCompañíaenArgentinadurante2017fuede2.285,4mil barriles, un 10,2% inferior en comparación al 2016, principalmente debido a la disminución de laparticipacióndelaCompaíaenlaproduccióndepetróleoeneláreaElMedanito(324,1milbarriles)atribuiblealcontratodecesiónporelcualsecedióel20%delaparticipacióndelaCompañíaeneláreadeElMedanitoalaprovinciadeLaPampa,medianteelnuevoacuerdocelebradocondichaprovincia, loquefueparcialmentecompensadoporlaproducciónde111,9milbarrilesenelárea25deMayo–MedanitoSE.Laproduccióndepetróleo en el área Jagüel de los Machos fue de 378,1 miles de barriles en 2017, un aumento del 1,9%comparadoa2016ylaproduccióndepetróleoeneláreaElMedanitofuede1.751milesdebarrilesen2017,unadisminucióndel8,7%encomparacióncon2016,ylaproduccióndepetróleoeneláreaElSosneadofuede446,9 miles de barriles en 2017, una disminución del 8,5% en comparación con 2016. La producción depetróleo en el área 25 de Mayo – Medanito SE fue de 145,3 miles de barriles en 2017, considerando laproduccióntotalpor64días,envirtuddequelaCompañíatomóelcontroldeestaáreaenoctubrede2017.

ElpreciodeventapromediodelpetróleocrudoeneláreaElMedanitofuedeUS$$57,27porbarrilen2017,un11,4%inferiorqueen2016,yelpreciodeventapromediodelpetróleocrudoeneláreaJagüeldeLosMachosfue de US$57,01 por barril en 2017, una disminución del 10,7% en comparación con 2016. El promedio deventasdelpetróleocrudoeneláreaElSosneadofuedeUS$49,974porbarrilen2017,un9,3%inferiorqueen2016.Elpreciopromediodeventadelpetróleocrudoeneláreade25deMayo-MedanitoSEfuedeUS$60,51porbarril en2017. La reducciónenelpreciodeventapromedioes resultadode la reducciónen lospreciosinternacionalesenlamayorpartedel2017,recuperándoseparcialmentedurantelosúltimosmesesdel2017.

Con respecto a la producción de gas, el volumende ventas de gas de la Compañía enArgentina durante elejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017 fue de 1.459,2 MBoe, un 8,2% inferior que en 2016,principalmente debido a una disminución del 9,5%, o 139 MBoe, en la producción de gas en el área ElMedanitoyaunadisminucióndel11,5%o13,2MBoeeneláreaJagüeldelosMachosen2017comparadocon2016,quefueparcialmentecompensadaporlaproducciónde21,4MBoeenelárea25deMayo.MedanitoSEen2017.Elpreciodeventapromediodelgasnatural fuedeUS$23,21porBoeen2017,un13,25%superiorqueen2016,principalmentecomoresultadodelincentivodelGobiernoArgentinoalaindustriadelgasconelobjetivodealentarlaproduccióndegasadicional.

VentasdecementoLosingresosporventasdebienesenelsegmentodenegociosdecementoaumentaronun24,4%,oPs.337,3millones, a Ps.1.717,5millones, para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017 en comparación conPs.1.380,2 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016. Este aumento se debióprincipalmente al aumento del 29,6% en el precio promedio de ventas del cemento por tonelada, lo quecompensóunadisminucióndel3%enlaproduccióndecemento.

BloquesdeCementoyMorterosSecosLos ingresosporventasdebienesenel segmentodebloquesdecementoymorteros secosaumentaronun30%, o Ps.19,3 millones, a Ps.83,6 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017 encomparación con Ps.64,3 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016. Este aumentoobedecióprincipalmentealalzadel27,2%delpreciodelosproductosyalaumentodel19%enelvolumendeventasdemorteros secos,que fueparcialmentecompensadoporunadisminucióndel2%enelvolumendeventasdebloquesdecemento.

IngresosporServicios

PetróleoyGasenArgentinaLos ingresos por prestación de servicios en el segmento de negocios de petróleo y gas en Argentina de laCompañíaaumentaronun32,4%,oPs.34,2millones,aPs.139,7millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembre de 2017 en comparación con Ps.105,5millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

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2016.Esteaumentosedebióprincipalmentealaumentodel32,4%enelpreciocobradoporlaCompañíaporestosserviciosparareflejarlosaumentossalarialesacordadosporlossindicatos.PetróleoenEcuadorLos ingresos por prestación de servicios en el negocio de petróleo en Ecuador aumentaron un 43,8%, o Ps.349,9millones,aPs.1.148,7millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017encomparacióncon Ps.798,8 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016. Este aumento se debióprincipalmente al efecto positivo de la devaluación promedio del 12% del Peso frente al Dólar en 2017(calculadocomoelpromediomensualde2017,encomparaciónconelpromediomensualde2016) (Ps.101millones) y debido a la capacidad de la Compañía de facturar la tarifa completa como consecuencia delaumento del precio internacional del petróleo crudo y el aumento resultante del ingreso disponible y, enmenormedida,elaumentodel0,3%delaproduccióndelaCompañíayelaumentoenelpreciopromediodelas ventas. El volumende ventasdepetróleo crudoenEcuadordurante2017 fuede2.221,1mil barrilesdepetróleo,un0,4%superiorqueen2016.ElvolumendeproduccióndelConsorcioPetrosud-Petrorivaaumentóun2,6%,o36,8milbarrilesa1.473,7milbarrilesen2017yenPalandaYucaSurdisminuyóun3,7%o28,6milbarrilesa747,5milbarrilesen2017.CementoLos ingresos por prestación de servicios en el segmento de negocios de cemento aumentaron un 53,1%, oPs.27,7millones,aPs.79,9millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017encomparaciónconPs.52,2millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016.EsteaumentosedebióprincipalmenteaPs.11,4millones,oelaumentodel30,5%enlosingresosdelosserviciosproporcionadosporPCRLogística,ya un aumento de Ps. 16,3 millones o un aumento del 110% en igresos resultantes de los serviciosproporcionadosporTimexduranteel2017,encomparacióncon4mesesen2016.TimexeslasubsidiariaquefueadquiridaporlaCompañíaenagostode2016yquebrindaserviciosalacanteradePCR.PCR Logísticaproporciona servicios transporteparaPCR.Como tal, los ingresosde laCompañíaporserviciosprestadosenelsegmentodenegociodecementofuerondePs.2,2millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,encomparaciónconPs.0,9millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016,querepresentóserviciosproporcionadosporPCRLogísticaaterceros.Bloquesdehormigónymorterossecos LaCompañíanoregistraingresosdeserviciosrendidosdelsegmentodebloquesdehormigónymorterossecosdurantelosejerciciosfinalizadosal31dediciembrede2016y2017.CostodeVentasyServiciosEl costodeventasy serviciosaumentóun19,8%,oPs.661,5millones,aPs.4.007millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017encomparaciónconPs.3.345,5millonesduranteelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016.Esteaumentosedebióprincipalmenteaunaumentode49,5%,oPs.229,8millonesensueldos,salarioseimpuestosalaseguridadsocial,un38,4%,oPs.105,4millonesenserviciosprestadosporterceros,unaumentode43,2%,oPs.115,8millonesenmantenimientodemaquinaria,unaumentodel23,9%,o Ps.58,6millones en costo de energía, un aumento de 19,9%, o Ps.49,7millones en fletes demateriales yproductosterminados,quefueparcialmentecompensadoporunareducciónde12,4%,oPs.100,2millonesenregalíaspagadas.El aumentode los costosdeventas y servicios sedebióprincipalmenteal efectonegativode ladevaluaciónpromedio del Peso frente al Dólar del 12% en 2017 (calculada como el promedio mensual de 2017 encomparaciónconelpromediomensualdel2016)en losbienesy serviciosquesondenominadosenUS$,unaumentodel4%enlacantidaddeempleadosdelaCompañía,unaumentodel33%enlossalariospagadosenArgentinaquereflejanlosaumentossalariadosacordadosconunionessindicales,yelaumentoenlospreciosyenlacantidaddeserviciosprestadosportercerosdebidoalaincorporacióndelárea25deMayo-MedanitoSE,y un aumento de Ps. 44millones en el consumo de gas en las plantas de cemento y un aumento de Ps. 6

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millonesenelconsumodeenergíaenelárea25deMayo-MedanitoSE.Laincorporacióndelárea25deMayo-Medanito SE a partir de octubre de 2017 también aumentó el costo de nuestras ventas. El aumento en loscostos de ventas y servicios de la Compañía fue compensado parcialmente por la reducción de las regalíaspagadas respecto del área El Medanito en 2017, en comparación con 2016, debido al cambio de laparticipacióndelaCompañíadel100%al80%apartirdejuniode2016.GananciaBruta

LagananciabrutadelaCompañíaaumentóun3,1%,oPs.52,5millones,aPs.1.720,5millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017encomparaciónconPs.1.668millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016.Lagananciabrutaen2017representóel30%delosingresostotales,entantolagananciabruta en 2016 representó el 33,3% de los ingresos totales. Esta disminución en el porcentaje se debióprincipalmentealcambioenlaparticipaciónenlasáreasElMedanitoyJagüeldelosMachos.

GastosdeComercialización

Los gastos de comercialización incluyen gastos derivados de operaciones del departamento comercial de laCompañía, tales comosalariosy ladepreciacióndeactivos fijos, así comocostos relacionados conelusodeoleoductoseimpuestosalosingresosbrutossobremontosfacturados.

Losgastosdecomercializacióndisminuyeronun14,5%,oPs.45,3millones,aPs.267,7millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017encomparaciónconPs.313millonesparaelperíodocorrespondientede2016. Esta disminución se debió principalmente a una provisión de Ps. 83,3 millones cargada en 2016 enrelación a cuentas por cobrar de las ventas de la Compañía en Ecuador que no se repitió en 2017. Estadisminución fue parcialmente compensada por un aumento en el Impuesto a los Ingresos Brutos de Ps.24millones.

GastosdeExploraciónLoscostosdeperforaciónde lospozosexploratoriosy lospozosdepruebaestratigráficasecapitalizanhastaque se determine si existen reservas probadas que puedan justificar su desarrollo comercial. Si no seencuentrantalesreservas,dichoscostosdeperforaciónsecargancomoresultados.Losgastosdeexploraciónaumentaronun2.827,9%oPs.395,9millones,aPs.409,9millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,encomparaciónconPs.14millonespara2016.EsteaumentoobedecióaladecisióndelaCompañíadecargaralestadoderesultadoslamayoríadelosgastosdeexploraciónincurridoseneláreaColhuéHuapi,laCompañíaconsideraquelasinversionesrealizadasenestebloquesonsignificantesynoestarándesarrolladasenelcortoplazo.

GastosdeAdministración

Los gastos de administración incluyen gastos relacionados con (i) sueldos y jornales, (ii) honorarios yretribuciones por servicios, (iii) honorarios a directores, comisión fiscalizadora y comité de auditoría, y (iv)depreciacióndepropiedad,plantayequipo,entreotros.Enelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017,losgastosdeadministraciónaumentarondeun48,5%,oPs.81,6millonesaPs.250millonesencomparaciónconPs.168,4millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016.ElaumentodePs.36,1millonesodel52,4%ensalariosseatribuyóalaumentodel33%delossalariospagadospara reglejar el aumento salarial acordado con uniones sindicales y un aumento del 4% en la cantidad deempleados,yenmenormedidaapensionespagadasen2017.LoshonorariosycomensacionesporserviciosaumentaronPs.8,5milloneso41,9%debidoaprincipalmenteserviciosproporcionadosporauditores,terceraspartes y soporte técnico de sistemas. Las remuneraciones pagadas a los directores y a losmiembros de laComisiónFiscalizadoraaumentoaPs.5,2milloneso20%durante2017.

Los siguientes son los principales componentes de los gastos de administración de la Compañía para losperíodosindicados:

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Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede Variaciónañoaaño

2017 2016 (enmillonesdePesos) Sueldosyjornales.................................................. 105,0 68,9 52,4%Honorariosyretribucionesporservicios.............. 28,8 20,3 41,9%Honorariosadirectores,comisiónfiscalizadoraycomitédeauditoría.....................

31,226,0

20%

Depreciacióndepropiedad,plantayequipo........ 8,7 6,0 45%

Otros(1)................................................................... 76,3 47,2 61,7%

Totalgastosdeadministración............................. 250 168,4 48,5%(1)VerAnexoHalosEstadosFinancierosConsolidadosdelaCompañía.

GananciaOperativa

La ganancia operativa de la Compañía disminuyóun31%, o Ps. 402,7millones, a Ps. 898,2millones para elejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017 en comparación con Ps.1.301 millones para el ejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016comoresultadodeunadisminucióndel68,5%,oPs.729millones,enlautilidaddeoperaciónenelsegmentodenegociosdepetróleoygasenArgentinayunincrementode52,8%,oPs.63,5 millones en el segmento del negocio de la administración central y otras inversiones, que fueparcialmentecompensadoporunaumentodel122,7%Ps.325,9millones,enlautilidaddelaCompañíaenlaoperaciónenelsegmentodenegociospetrolerosenEcuadoryunincrementode86,8%,oPs.98,3millones,enlosingresosoperativosenelnegociodecemento.

Lasiguientetablaestablecelagananciaoperativaporsegmentodenegociosparalosperíodosindicados:

(1)Incluyeventasintercompañíaafindeevitarduplicaciones.(2)Incluyeinversionescorporativasydeotrotipo.

ResultadosFinancierosyporTenenciaLas(pérdidas)financierasyportenenciaparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017aumentaronun271,8%, o Ps. 315,3 millones, a Ps. 431,3, millones en comparación con Ps.116,0 millones para el ejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016.Esteaumentoobedecióprincipalmenteapérdidasmásaltasresultantesdelas diferencias cambiarias generadas por pasivos incurridos en Dólares durante el segundo semestre del2016, dichas pérdidas alcanzaron los Ps. 483,6millones en2017, en comparación conPs. 154,3millones en2016.Dichadisminuciónquefueparcialmentecompensadapormayoresgananciasresultantesdediferencias

Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede

Variaciónañoaaño

2017 2016 (enmillonesdePesos) Gananciaoperativa PetróleoygasenArgentina........................... 334,7 1.063,7 (68,5)%PetróleoenEcuador....................................... 591,6 265,7 122,7%PetróleoygasenColombia (36,3) - -Cemento......................................................... 211,6 113,3 86,8%

Bloquesdecementoymorterossecos.......... 3,5 3,6 (2,8)%

Administracióncentralyotrasinversiones.... (183,8) (120,3) 52,8%Ajustesporconsolidación(1).......................... (23) (24,9) (7,2)%Total(2)............................................................. 898,2 1.300,9 (31)%

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decambioenactivosquealcanzaronlosPs.157,4millonesen2017,encomparaciónconPs.96,8millonesen2016.

OtrosIngresos(Egresos),Netos

Otrosingresos(egresos),netosincluyeresultadosrecurrentesynorecurrentesnorelacionadosconactividadesoperativas, tales como la venta de activos fijos, contingencias legales, distribución de utilidades paraempleadosdelConsorcioPetrosud-PetrorivaenEcuadorygastosdeequiposauxiliaresydeotrotipo.Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017, la Compañía registró un total de otros ingresos(egresos), netos de Ps.106,2 millones, en comparación con Ps.28,9 millones para 2016. Este aumento del267,5%oPs.77,3millonesobedecióprincipalmenteaunaumentodePs.83,3millonesenlareversiónparcialdebidoalcobrodelascuentasporcobrarenEcuadoryPs.27,4millonesenlosincentivosparalaproducciónde gas que fueron parcialmente compensados por el reconocimiento de los anticipos no recuperablesrealizadosaPetromineradePs.27,8millonesenrelaciónconlosesfuerzosdeexploracióndeColhuéHuapi.ImpuestoalasGanancias

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017, la Compañía registró Ps.188millones en gastos porimpuestoalasgananciasencomparaciónconPs.420,1millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016,representandounadisminucióndel55,2%enelcargoporimpuestoalasganancias.Estadisminuciónenelcargoporimpuestoalasgananciassedebióprincipalmenteaunadisminuciónenlosingresosoperativos.GananciaNetaLaCompañíaregistróunaganancianetadePs.279,1millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017encomparaciónconunaganancianetadePs.764,8millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2016, representando una disminución del 63,5%, o Ps. 485,7 millones, debido a los factores que sedescribenanteriormente.Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016encomparaciónconelEjerciciofinalizadoel31dediciembrede2015IngresosporVentasdeBienesLos ingresosporventasdebienesaumentaronun31,2%,oPs.1.000,5millones,aPs.4.204,2millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016comparadoconPs.3.203,7millonesparaelejerciciofinalizadoel31 de diciembre de 2015. Este aumento se debió principalmente a un incremento del 38,8%, o Ps.825,2millones,enlasventasdelsegmentodelnegociodepetróleoygasenArgentina,yaunaumentodel22,9%,oPs.257,2millones,enlasventasdelnegociodecemento.

VentasdePetróleoyGas

ElaumentoenlosingresosdelaCompañíaderivadosdelnegociodepetróleoygasobedecióprincipalmentealefectodeunadevaluaciónpromediodel59,5%delPesoargentinoconrespectoalDólaren2016y,enmenormedida,aunaumentoenlasventasdepetróleocrudodelaCompañíaenArgentinayaunaumentodelpreciodeventapromediodelgasnatural,quefueparcialmentecompensadoporunamenorproduccióndepetróleocrudoygas.

VentasdePetróleoyGasenArgentina

LosingresosdelaCompañíaderivadosdelasventasdebienesenelsegmentodelnegociodepetróleoygasenArgentinaaumentaronun38,8%,oPs.825,2millones,aPs.2.953,0millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016encomparaciónconPs.2.127,8millonesparaelejercicio finalizadoel31dediciembrede2015.Esteaumentoobedecióprincipalmentealefectodeunadevaluaciónpromediodel59,5%delPesoconrespecto al Dólar en 2016, que fue más que compensado por un menor volumen de ventas de gas enArgentina.ElvolumendeventasdepetróleocrudodelaCompañíaenArgentinadurante2016fuede2.778,1

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barriles,3,7%superiorqueen2015,principalmentedebidoa la incorporacióndeláreaJagüelde losMachosdesde septiembre de 2015, que fue parcialmente compensado por una disminución en la producción depetróleodelasáreasElMedanitoyElSosneado.LaproduccióndepetróleoenElMedanitofuede1.725.200barrilesen2016,representandounadisminucióndel14%comparadocon2015,ylaproduccióndepetróleoenElSosneadofuede488.500barrilesen2016,representandounadisminucióndel16,4%encomparacióncon2015. La producción en el área El Jagüel de losMachos fue de 371.200 barriles en 2016, representandounaumentodel319%encomparacióncon2015.

El precio de venta promedio del petróleo crudo en las áreas El Medanito y Jagüel de los Machos fue deUS$64,65porbarrilen2016,un13,7%inferiorqueen2015,yelpreciodeventapromediodelpetróleocrudoen el área El Sosneado fue de US$55,11 por barril en 2016, un 9,3% inferior que en 2015. Esta tendenciadescendenteenlospreciosdeventafueelresultadodeunadecisióndelGobiernoArgentinodehacerquelosprecioslocalesseasemejenalospreciosinternacionalesquecayeronduranteel2016.

Con respecto a la producción de gas, el volumende ventas de gas de la Compañía enArgentina durante elejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 fue de 1.509,3 MBoe, un 22,6%% inferior que en 2015,principalmente debido a una disminución del 19,1%, o 375,9MBoe, en la producción de gas en el área ElMedanitoen2016comparadocon2015,quefueparcialmentecompensadaporunaumentodel222%,o87,0MBoe, en la producción de gas en el área Jagüel de losMachos en 2016 en comparación con 2015, comoresultadodelaadquisicióndecontroldedichaáreaporlaCompañíadesdeseptiembrede2015.ElpreciodeventapromediodelgasnaturalfuedeUS$3,56porMMBtuen2016(US$20,64/Boe),un7,5%superiorqueen2015,principalmentecomoresultadodeladecisióndelgobiernoargentinodeotorgarincentivosalaindustriadelgasconelobjetivodeincrementarlaproduccióndegaslocal.

VentasdecementoLosingresosporventasdebienesenelsegmentodenegociosdecementoaumentaronun22,9%,oPs.257,2millones, a Ps.1.380,2millones, para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 en comparación conPs.1.123,0 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, principalmente debido a unaumento del 41% en el precio de ventas promedio por tonelada de cemento, que fue parcialmentecompensadoporunadisminucióndel17%enelvolumendeventas.

BloquesdeCementoyMorterosSecosLosingresosporventasdebienesenelsegmentodebloquesdecementoymorterossecosdisminuyeronun3,3%, o Ps.2,2 millones, a Ps.64,3 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 encomparación con Ps.66,5millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015. Esta disminuciónobedeció principalmente a una disminución del 21% en el volumen de ventas, que fue parcialmentecompensadaporunaumentodel19%enelpreciodelosproductosdelaCompañía.LaCompañíahadecididoaumentarlospreciospordebajodelainflaciónalosfinesdecontinuarsiendocompetitivoenelmercado.

IngresosporServicios

PetróleoyGasenArgentinaLos ingresos por prestación de servicios en el segmento de negocios de petróleo y gas en Argentina de laCompañía aumentaron un 31,1%, o Ps.25millones, a Ps.105,5millones para el ejercicio finalizado el 31 dediciembrede2016encomparaciónconPs.80,5millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2015.Esteaumentosedebióprincipalmenteaunincrementodel22%enelprecioquelaCompañíacobróporestosserviciosparareflejarlosaumentossalarialesaprobadosporlossindicatos.PetróleoenEcuadorLosingresosporprestacióndeserviciosenelnegociodepetróleoenEcuadoraumentaronun7,2%,oPs.53,6millones, a Ps.798,8 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 en comparación conPs.745,2millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2015.Esteaumentosedebióprincipalmenteal efecto de una devaluación promedio del 59,5% en el Peso con respecto al Dólar en 2016, que fue

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parcialmentecompensadoporunadisminuciónenlaproduccióndepetróleocrudoenEcuador.Elvolumendeproducción de petróleo crudo en Ecuador durante 2016 fue de 2.212.800 barriles de petróleo, un 15,7%inferiorqueen2015,principalmentedebidoaunadisminucióndel13,3%enlaproduccióndepetróleoenelárea Pindo, una disminución del 19,9% en la producción de petróleo en el área Palanda Yuca Sur y en unamenormedida,debidoaunadisminucióndelpreciodeventaspromediodelcrudoeneláreaPalandaYucaSur,aUS$32,87en2016deUS$32,95en2015,unadisminuciónenelpromediodeventadelpetróleocrudodelaCompañía en en el área de Pindo a US$29,37 en 2016 desde US$29,44 en 2015, y una disminución en elpromediodeventadelpreciodelpetróleocrudodelaCompañíaeneláreaSamiaUS$41,76en2016desdeUS$41,86en2015.CementoLos ingresos por prestación de servicios en el segmento de negocios de cemento aumentaron un 60,1%, oPs.19,6millones,aPs.52,2millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016encomparaciónconPs.32,6millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2015.EsteaumentosedebióprincipalmentealaadquisicióndeTimexS.R.L.,queeslaoperadoradelacanteradecalizaybrindóserviciosaestacanteraporuntotaldePs.15millones,yaunincrementodePs.4,6millonesenlosingresosderivadosdemayorespreciosdetransportecobradasporlasubsidiariadelaCompañía,PCRLogísticaS.A.atercerosen2016encomparacióncon 2015. La adquisición de Timex S.R.L. fue impulsada por una decisión estratégica de la Compañía depromoverlaintegraciónverticalyreducircostos.BloquesdeCementoyMorterosSecosLa Compañía no registró ingresos por prestación de servicios en el segmento de negocios de bloques decementoymorterossecosdurantelosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede2016y2015.CostodeVentasyServiciosElcostodeventasaumentoun32,9%,oPs.828,6millones,aPs.3.345,5millonesparaelejerciciofinalizadoel31 de diciembre de 2016 en comparación con Ps.2.516,9 millones durante el ejercicio finalizado el 31 dediciembrede2015.Esteaumentosedebióprincipalmenteaunincrementodel47,8%,oPs.150,3millones,ensueldos, salariose impuestosa la seguridad social; del 25,3%,oPs.55,5millones, en serviciosprestadosporterceros; del 32,5% o Ps.198,6 millones, en el pago de regalías; del 51,7% o Ps.91,3 millones en elmantenimiento de maquinaria; del 49,5%, o Ps.81.3 millones, en el costo de energía y del 23%, o Ps.46,8millones,enelfletedematerialyterminadoproductos.ElaumentoenloscostosdeventasyserviciosdelaCompañíasedebióprincipalmentealefectonegativodeladevaluaciónpromediodel 59,5%del Peso frente alDólar en2017 (calculado comoel promediomensual de2016 en comparación con el promedio mensual de 2015) respecto a los bienes y servicios que estándenominadosenDólares,unaumentode5,2%enelpersonal;unaumentode32.5%enlossalariospagadosenArgentinaparareflejar losaumentossalarialesacordadosconlossindicatosyunaumentoenlospreciosy lacantidaddelosserviciosprestadosporterceros.ElaumentoenloscostosdelnegociopetrolerodelaCompañíaenEcuadorsedebióprincipalmentealefectonegativodeladevaluacióndel59,5%delPesofrentealDólardurante2016,quefueparcialmentecompensadoporunadisminuciónenelcostodeoperación,electricidadymantenimiento.Elaumentoenloscostosdelsegmentodenegociosdecementosedebióprincipalmenteamayorestarifasdeenergía,detransporteyaumentosenlossalarios.Elaumentoenloscostosdenuestrosegmentodenegociosdebloquesdeconcretoymorterossecossedebióprincipalmenteaunaumentoenlossalarios.GananciaBruta

LagananciabrutadelaCompañíaaumentóun16,4%,oPs.235,4millones,aPs.1.668millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016encomparaciónconPs.1.432,6millonesparaelejerciciofinalizadoel31

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de diciembre de 2015. La ganancia bruta en 2016 representó el 33,3% de los ingresos totales, en tanto lagananciabrutaen2015representóel36,3%delosingresostotales.Estadisminuciónenlatasadecrecimientosedebióprincipalmenteaunmayoraumentodelastasasenloscostosqueenlosingresosporventas,loqueresultóenunareducciónenelmargenbruto.GastosdeComercialización

Losgastosdecomercializaciónseincrementaronun40%,oPs.89,5millones,aPs.313millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016encomparaciónconPs.223,5millonesparaelperíodocorrespondientede 2015. Este aumento se debió principalmente a un mayor cargo de impuesto a los ingresos brutos y aaumentos en los salarios en Argentina debido a la inflación como resultado de las negociaciones con lasuniones.

GastosdeExploraciónLosgastosdeexploracióndisminuyeronun15,2%oPs.2,5millones,aPs.14millonesparaelejerciciofinalizadoel 31 de diciembre de 2016, en comparación con Ps.16,5millones para 2015. Esta disminución obedeció amenoresgastosrelacionadosconperforacionesdepozosnoproductivos,quetuvieronlugareneláreaColhuéHuapien2016,encomparaciónconaquellasllevadasacaboeneláreaElMedanitoen2015.

GastosdeAdministración

Los gastos de administración aumentaron un 37%, o Ps.45,5millones, a Ps.168,4millones para el ejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016encomparaciónconPs.122,9millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2015.

El aumento de Ps. 19,1millones o 38,4% en salarios fue el resultado del aumento del 36% de los salariospagadosquereflejanelaumentosalarialacordadoconlasunionessindicalesyelaumentodel5,2%delnúmerodeempleados.Loshonorariosycompensacionesporserviciosproporcionadosporauditores,terceraspartesysuportetécnicodesistemasaumentoaPs.3,7milloneso22,2%debidoalainflación.LoshonorariospagadosalosdirectoresyalosmiembrosdelaComisiónFiscalizadoraaumentóaPs.8,4milloneso47,7%durante2016.Los siguientes son los principales componentes de los gastos de administración de la Compañía para losperíodosindicados:

Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede

Variaciónañoaaño

2016 2015 (enmillonesdePesos) Sueldosyjornales.................................................. 68,9 49,8 38,4%Honorariosyretribucionesporservicios.............. 20,3 16,6 22,3%Honorariosadirectores,comisiónfiscalizadoraycomitédeauditoría..................... 26,0 17,6 47,7%

Depreciacióndepropiedad,plantayequipo........ 6 5,5 9,1%Otros(1)................................................................... 47,2 33,5 40,9%Totalgastosdeadministración............................. 168,4 122,9 37,0%

GananciaOperativa

LagananciaoperativadelaCompañíaseincrementóun22,6%,oPs.239,7millones,aPs.1.301millonesparaelejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 en comparación con Ps.1.061,2 millones para el ejerciciofinalizadoel31dediciembrede2015,comoresultadodeunaumentodel15,7%enlagananciaoperativadelnegociodepetróleoygasenArgentinayunaumentodel248,8%enlagananciaoperativaenelsegmentodelnegociodepetróleoenEcuador,yfueparcialmentecompensadaporunadisminucióndel19,7%enlagananciaoperativaenelsegmentodelnegociodecementoyunadisminucióndel75,3%enlagananciaoperativaenel

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segmentodelnegociodebloquesdecementoymorterossecos,yunincrementoenlapérdidadelsegmentodelnegociodelaadministracióncentralyotrasinversionesdelde41,4%.

Lasiguientetablaestablecelagananciaoperativaporsegmentodenegociosparalosperíodosindicados:

Ejerciciofinalizadoel31de

diciembrede 2016 2015

(enmillonesdePesos)Gananciaoperativa PetróleoygasenArgentina........................... 1.063,7 919,0PetróleoenEcuador....................................... 265,7 76,2Cemento......................................................... 113,3 141,1Bloquesdecementoymorterossecos.......... 3,6 14,6Administración (120,3) (85,1)Ajustesporconsolidación(1) (24,9) (4,4)Total(2)............................................................. 1.301 1.061,2

(1)Incluyelasventasentrecompañíasparaevitarladuplicación.(2)Incluyeinversionescorporativasydeotrotipo.

ResultadosFinancierosyporTenenciaLaspérdidasfinancierasyportenenciaparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016disminuyeronun26,2%, o Ps. 41,1 millones, a Ps. 116,0 millones en comparación con Ps. 157,1 millones para el ejerciciofinalizado el 31 de diciembre de 2015. Esta disminución obedeció principalmente a (i) menores pérdidasderivadasdediferenciasdecambiogeneradasporpasivosincurridosenDólaresduranteelsegundosemestrede 2016, (ii) mayores pagos de intereses recibidos de inversionesmonetarias, y (iii) una disminución en elmontodeinteresesenlasexpensas.

OtrosIngresos(Egresos),NetosPara el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016, la Compañía registró un total de otros ingresos(egresos), netos de Ps. 28,9 millones, en comparación con Ps. 122,4 millones para 2015. Esta disminuciónobedecióprincipalmentea (i)unadisminuciónenel cobrodesubsidiosdeproduccióny reserva (talescomoPetróleoPlus),(ii)unaumentoenlaprovisiónporreclamosycontingencias,y(iii)unaumentoenelimpuestoalasoperacionesfinancieras.ImpuestoalasGanancias

Paraelejercicio finalizadoel31dediciembrede2016, laCompañía registróPs.420,1millonesengastosporimpuestoalasgananciasencomparaciónconPs.354,3millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2015,representandounaumentodel18,6%enelcargoporimpuestoalasganancias.Esteaumentoenelgastoporimpuestoalasgananciassedebióprincipalmenteaunaumentoenlagananciaimponibledebidoalosfactoresquesedescribenanteriormente.GananciaNetaLaCompañíaregistróunaganancianetadePs.764,8millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016 en comparación con una ganancia neta de Ps. 549,9 millones para el ejercicio finalizado el 31 dediciembrede2015,representandounaumentodel39,1%,oPs.214,9millones,debidoa los factoresquesedescribenanteriormente.

LiquidezyRecursosdeCapitalPanoramageneral

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LasituaciónpatrimonialyliquidezdelaCompañíasoninfluenciadasporunadiversidaddefactores,enlosqueseincluyen:

• lacapacidadparagenerarflujosdefondosdesusoperaciones;• losrequerimientosdeinversionesdecapital;• elniveldeendeudamientopendienteylosinteresesquelaCompañíadevengadossobresu

deuda;y• lasvariacioneseneltipodecambioqueimpactanenlageneracióndeflujosdefondos

cuandosemidenenDólares.

Históricamente, las principales fuentes de liquidez de la Compañía han sido los aportes de capital,financiamientosdedeudayfondosgeneradosporlasoperaciones.Lasiguientetablareflejalaposiciónenefectivoalasfechasindicadasyelefectivonetogeneradopor(utilizadoen)lasactividadesoperativas,deinversiónydefinanciacióndurantelosperíodosindicados: Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2017 2016 2015 (enmillonesdePesos)Efectivoyequivalentesdeefectivoaliniciodelejercicio................................................................. 1.263,9 538,3 304,2

Flujonetodeefectivo(utilizandoen)generadoporactividadesoperativas......................... 1.043,4 899 1.252,6

Flujonetodeefectivo(utilizadoen)generadoporactividadesdeinversión........................................ (3.159) (507,7) (636,8)

Flujonetodeefectivo(utilizadoen)generadoporactividadesdefinanciación................................... 1.328,1 239 (381,7)

Efectivoyequivalentesdeefectivoalcierredelejercicio................................................................. 613 1.263,9 538,3

Efectodelavariacióndeltipodecambiosobreefectivoenmonedasextranjeras.....................

136,7 95,3 -

Aumentoenefectivo....................................................... (787,5) 630,3 234,1

EfectivoNetoGeneradopor(Utilizadoen)ActividadesOperativasEl flujo neto de efectivo generado por actividades operativas durante 2017 ascendió a Ps. 1.043,4millonescomparado con Ps.899 millones en 2016, representando un aumento de Ps. 144,4 millones o 16,1%. Esteaumentosedebióprincipalmentea(i)unaumentoenlascuentasporcobrardePs.347,1millones(266.8%),(ii)unadisminuciónenotroscréditosdePs.139,6millones(49,5%),(iii)unadisminuciónenlosinventariosdelaCompañía de 126,1 millones (44,3%), (iv) una disminución en las cuentas por pagar de Ps. 61,8 millones(19,7%),(v)unaumentoenlossalariosy lasobligacionesdeseguridadsocialdePs.136,3millones(458,9%)y(vi)unaumentodePs.43,7millonesenotrospasivos(70,6%).Elflujonetodeefectivogeneradoporactividadesoperativasdurante2016ascendióaPs.899,encomparaciónconPs.1.252,6millonesen2015,representandounadisminucióndePs.353,6millones(28,2%).Ladisminuciónfueprincipalmenteatribuiblea(i)Ps.100,6millonesobtenidosdelareversióndelaprovisiónpordeteriorodepropiedad,plantayequipamiento,(ii)unaumentoenlascuentasporcobrardePs.49,8millones(62%),(iii)unaumentoenotrascuentasporcobrardePs.202,4millones(254,2%),(iv)unaumentoenlosinventariosdelaCompañía de Ps. 207,1 millones (266,6%), (v) un aumento en las cuentas por pagar de Ps. 255,6 millones(439%),(vi)unaumentoenlossalariosylasobligacionesdeseguridadsocialdePs.13,5millones(82,2%)y(vii)unaumentodePs.53,8millonesenotrospasivos(664,2%).

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EfectivoNetoGeneradopor(Utilizadoen)ActividadesdeInversiónEl flujo neto de efectivo utilizado en actividades de inversión durante 2017 ascendió a Ps. 3.159 millonescomparado con Ps. 507,7 millones utilizados en actividades de inversión en 2016, representando unadisminución de Ps. 2.651,3 millones (o 522,2%). Esta disminución se debió principalmente a (i) un egresorelacionadoconPs.876,7millonesutilizadoparalainstalacióndelParqueEólicodelBicentenarioIyElParqueEólicodelBicentenarioII,(ii)unegresodePs.1.067,8millonesrelacionadasconelnegociodelpetróleoyelgasenArgentina, (iii)unegresodePs.202,6millonesrelacionadaconelnegociodelpetróleoenEcuador, (iv)unegreso de Ps.374,3 millones relacionada con el negocio de petróleo y gas en Colombia, (v) un egreso dePs.194,5millonesrelacionadaconelnegociodelosbloquesdehormigónymorterossecos,y(vi)unegresodePs.129,8 millones en activos intangibles en conexión con las inversiones en el negocio de las energíasrenovables,quefueronparcialmentecompensadasconuningresodePs.68,1milloneseninteresesrecibidosdebidoainversionesenefectivo.El flujo neto de efectivo utilizado en actividades de inversión durante 2016 ascendió a Ps.507,7 millones,comparado con Ps.636,8 millones en 2015, representando una disminución de Ps.129,1 millones (20,3%)comparadocon2015.Estadisminuciónsedebióprincipalmentea(i)unegresorelacionadaconunainversióndePs.13,9millonesenpropiedad,plantayequipo, (ii)unegreso relacionadaconPs.4,7millonesenactivosintangiblesy(iii)unegresorelacionadoconPs.34,9millonesporlaadquisicióndeTimexSRLyParqueEólicodelBicentenario S.A., que fue parcialmente compensada por (i) un ingreso de Ps.42,8 millones en interesesrecibidos con respecto a inversionesmonetarias y (ii) un ingreso en inversiones nomonetarias de Ps.102,5millones.EfectivoNetoGeneradopor(Utilizadoen)ActividadesdeFinanciaciónElflujonetodeefectivogeneradoporactividadesdefinanciacióndurante2017ascendióaPs.1.328,1millonescomparadoconPs.239millones,equivalenteaunaumentodePs.1.089,1millones (455,7%)comparadocon2016. Este aumento se debió principalmente al desembolso de los siguientes préstamos bancarios durante2017:(i)US$20millonesotorgadosporelBBCABancoFrancésS.A.,8ii)US$5millonesotorgadosporelBBVABanco Francés S.A., (iii) US$ 15 millones otorgados por el BBVA Banco Francés S.A., (iv) US$ 25 millonesotorgadosporelHSBCBankArgentinaS.A., (v)US$15millonesotorgadosporHSBCBankArgentinaS.A., (vi)US$8,5millonesotorgadosporHSBCBankArgentinaS.A.,(vi)US$5millonesotorgadosporelBancoGaliciayBuenosAires.S.A,(vii)US$5millonesotorgadosporelBancoGaliciayBuenosAiresS.A.,y(viii)US$2millonesotorgadosporelBancoItaúArgentinaS.A.Este aumento fue parcialmente compensado por Ps.245,6 millones pagados en dividendos a accionistasduranteel2017,encomparaciónconPs.137,8millonesen2016(78,2%)yporlacancelacióndeladeudadePs.405,2millonesen2017,encomparaciónconPs.315,5millonesen2016(28,4%).El flujo neto de efectivo generado por actividades de financiación durante 2016 ascendió a Ps.239millonescomparadoconPs.381,7millonesutilizadosen2015,unaumentodePs.620,7millones (162,6%) comparadocon2015.Esteaumentosedebióprincipalmentealdesembolsodelossiguientespréstamosbancariosdurante2016: (i)US$30millonesotorgadospor IndustrialandCommercialBankofChina (Argentina)S.A., (ii)US$5,7millones otorgados por BICE y (iii) US$14 millones otorgados por Banco de la Ciudad de Buenos Aires, encomparaciónconelflujodeefectivonetogeneradoporactividadesdefinanciamientoen2015mediante(I)laemisióndelasObligacionesNegociablesClase3delaCompañíaporunmontototaldePs.146,2millonesy(ii)un préstamos de Ps.150 millones otorgado por el Banco Nación. Todos éstos fueron parcialmentecompensadosporPs.137,7millonespagadosendividendosalosaccionistasduranteel2016,encomparaciónaPs.144,6millones en 2015 y por el reembolso de las siguientes deudas durante el 2016: (i) lasObligacionesNegociablesClaseIIIporunmontototaldePs.216,7millones,(ii)Ps.50millonesdeunpréstamootorgadoporelBancoNación,(iii)Ps.22,2millonesporunpréstamootorgadoporelBancodeGaliciayBuenosAiresS.A.,(iv)Ps.10millonesporunpréstamootorgadoporelIndustrialandCommercialBankofChina(Argentina)S.A.,(v)Ps.6,7millonesporunpréstamootorgadoporelBancoPatagoniaS.A.,(vi)Ps.4,3millonesporunpréstamootorgadoporHSBCBankArgentinaS.A.,(vii)Ps.2,6millonesporunpréstamootorgadoporelBancoPatagoniaS.A., (viii) Ps. 0,8 millones por un préstamo otorgado por el Banco Itaú Argentina en comparación a lossiguientesreembolsosrealizadosenel2015queseenumeranacontinuación: (i) lasObligacionesClase I (talcomosedefinemásadelante)delaCompañíaporelmontodePs.160millones,(ii)ObligacionesNegociables

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Clase II (tal como se define más adelante) por el monto de Ps. 128 millones, (iii) Ps. 40 millones por unpréstamootorgadoporelIndustrialandCommercialBankofChina(Argentina)S.A.,(iv)Ps.34,9millonesporunpréstamootorgadoporelBancoNación,(v)Ps.21,3millonesporunpréstamootorgadoporelHSBCBankArgentina S.A., (vi) Ps. 18,7 millones de préstamos otorgados por el BBVA Banco Francés S.A., (vii) Ps. 10millonesotorgadosporelBancodelaCiudaddeBuenosAires,(viii)Ps.5millonesotorgadosporCitibank,(ix)Ps.9,6millonesotorgadosporelBancoItaúArgentinaS.A.,(x)Ps.5,6millonesotorgadosporelBancoGaliciayBuenos Aires S.A., y (xi) Ps. 2,1 millones otorgados por el Banco Patagonia S.A y (xii) Ps.196,9 millonesotorgadosporItaúUnibancoS.A.,SucursaldeNuevaYork.Este aumento fue parcialmente compensado por Ps.137,7 millones pagados en dividendos a accionistasdurante2016,encomparaciónconPs.144,6millonesen2015yporlacancelacióndeladeudaporuntotaldePs.315,5millonesen2016,encomparaciónconPs.633,3millonesen2015.InversionesdeCapitalPara el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017, la Compañía realizó inversiones de capital (que soncaracterizadosporunaumentoen lapropiedad,plantayequipode losEstadosFinancierosConsolidados)dePs. 2.490,2millones en comparación a Ps. 585,5millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de2016.Duranteelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017, laprincipaladicióna losactivosfijosestabarelacionadacon(i)eldesarrollodelParqueEólicoBicentenarioIyelParqueEólicoBicentenarioII,incluyendolainstalaciónde28turbinasdevientoy7turbinasdeviento,respectivamente,conunacapacidaddegeneracióndeenergíade125MW,(ii)laadquisicióndel35%delaparticipaciónenelcontratodeproduccióndepetróleoygasenel áreaElDifícil deColombia, y (iii) el contratode cesióny contratoUTE conPampetrolpara ser co-concesionariosdelaconcesióndeexplotaciónenrelaciónaláreade25deMayo-MedanitoSEy(iv)elcontratocesiónyelcontratoUTEconPampetrolparaserco-concesionariosdelaconcesióndeexplotaciónenrelaciónaláreaJagüeldelosMachos.Paraelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016,laCompañíarealizóuntotaldeinversionesdecapitaldePs.585,5millonesencomparaciónaPs.599,3millonesparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2015.Duranteelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016,laprincipaladiciónalosactivosfueenconexióncon(i) inversionesdePs.282,5milloneseneláreaElMedanito,(ii) inversionesdePs.181,6milloneseneláreadeColhuéHuapi, (iii) inversionesdePs.7,2milloneseneláreadeGobernadorAyalaV, (iv)Ps.134,8milloneseninversiones en la Planta de Pico Truncado por el aumento de la capacidad de producción de Clinker y eldesarrollodeunanuevaplantadeviguetasybloquesenlaPlantaComodoroRivadavia,y(v)Ps.24,6milloneseninversionesenelnegociodepetróleoenEcuador.LaCompañíafinanciólosgastosdecapitaldecongananciasdedeudafinanciera,ymedianteefectivogeneradoporlasoperacionesdelaCompañía.Lasiguientetablamuestralasadquisicionesdepropiedad,plantayequipodelaCompañíaparalosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede2015,2016y2017: Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede

2017 2016 2015 (enmillonesdePesos)

PetróleoygasenArgentina 1.478,8 410,9 466,7PetróleoenEcuador.. 237,6 35,0 45,5PetróleoygasenColombia 374,3 - -Cemento.................... 55,5 119,4 77,9Bloquesdecementoymorterossecos 203,9 9,3 1,2EnergíaRenovable 136,0 1,9 -Administracióncentralyotrasinversiones 4,1 8,9 8,0Total 2.490,2 585,5 599,3LaCompañíaprevé realizar inversionesdecapitalqueasciendenaproximadamenteaUS$572millonesentre2018y2019.

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En línea con la estrategia de invertir en el negocio de energía renovable, la Compañía planea hacer lassiguientesinversiones:

(i) aproximadamenteUS$285millones (más IVA)eneldesarrollodelParqueEólicoMatacoyelParqueEólicoSanJorge,ambosadjudicadosbajoelProgramaRenovar,Ronda2,Fase2,delMEyM.

(ii) US$95,6 millones (incluido el IVA) a los fines de cumplir con el desarrollo del Parque Eólico delBicentenario I y Parque Eólico del Bicentenario II de los cuales, a la fecha de este Prospecto,US$40millonesyafueroninvertidosenestosproyectos

laCompañíatambiénestácontemplandoinvertirUS$152,4enlasáreasobloquesquegeneralmenteopera,asícomotambiénlaadquisicióndenuevosactivosenelsegmentodenegociosdepetróleoygas, incluyendoenArgentina,EcuadoryColombia.LaCompañíatambiénplaneaeninvertirunmontototaldeUS$20millonesen2018y2019enlaPlantaPicoTruncado,a los finesdeaumentarsucapacidaddemolienda,ydeesa formaestarhabilitadoparasatisfacercualquier aumento en la demandade cementode inversiones en parques eólicos en la región, actividaddemineríayelcomienzodeproyectosde laconstruccióndedosdiqueshidroeléctricosenel ríoSantaCruz.LaCompañíaplanea invertirUS$19millonesenelmantenimientode laPlantaPicoTruncadoy en laPlantadeComodoroRivadavia.LaCompañíaconsideraquelosflujosdefondosproyectadosderivadosdeoperaciones,losfondosderivadosdelaemisióndelasObligacionesNegociables,yotrasalternativasfinancierasbastaránparacumplirconladeuda,lasobligacionescontractualesylegalespendientes,yparafinanciarlasinversionesdecapitalpresupuestadasylasnecesidadesdecapitaldetrabajoporlomenoshastael31dediciembrede2020.Elplandelasinversionesdecapitalpuedencambiardebidoapotencialesadquisiciones,inversionesennuevosactivos,asícomotambiénlasparticipacionesdelaSociedadennuevaslicitacionespúblicasparaeldesarrollodenuevosproyectosdegeneracióndeenergíayladecisióndelaCompañíaderealizarnuevasinversionesparaeldesarrollodeparqueseólicosparaabastecer lademandadeenergíadegrandesymedianosconsumidoresenelMATER.PréstamosAl31dediciembrede2017eltotaldelospréstamosdelaCompañíafuedePs.2.773,2millonesdeloscualesel99%fuedenominadoenDólaresyelrestante1%fuedenominadoenPesos.AcontinuaciónsedetallalacomposicióndepréstamosdelaCompañíaal31dediciembrede2017:

Préstamos(1)

MontodeCapitalPendienteal31dediciembrede TasadeInterés

FechadeEjecución

Vencimiento

(enDólares) BBVABancoFrancésSA 20.000.000 4,85% 29-Jun-17 28-Jun-22BBVABancoFrancésSA 5.000.000 5,55% 6-Oct-17 6-Oct-22BBVABancoFrancésSA 15.000.000 5,55% 9-Oct-17 9-Oct-22HSBCBankArgentinaSA 25.000.000 4,75% 27-Jun-17 27-Jun-20HSBCBankArgentinaSA 15.000.000 6,00% 12-Oct-17 12-Oct-20HSBCBankArgentinaSA 8.500.000 3,75% 14-Dic-17 14-Dic-18BancodeGaliciayBuenosAiresSA 5.000.000 5,50% 7-Dic-17 7-Dic-20BancodeGaliciayBuenosAiresSA 5.000.000 5,75% 28-Dic-17 28-Dic-20

BancodelaCiudaddeBuenosAires 11.000.000Libor+3%o

4,50% 27-Sep-16 27-Sep-20ICBC(Argentina)S.A. 28.000.000 6,75% 22-Jun-16 23-Jun-21BancodeInversiónyComercioExteriorSA 4.226.709 Libor+3,50% 28-Oct-16 28-Oct-19

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BancoItaúArgentinaSA 2.000.000 2,50% 28-Nov-17 26-Feb-18SubtotalinDólaress 143.726.709 (enPesos)

BancoPatagoniaS.A. 1.968.020BadlarCorr,

+3,5% 19-Sep-14 19-Mar-18BancoNación 37.500.000 tasaactivaBNA 7-Oct-15 24-Sep-18SubtotalenPs. 39.468.020

(1) Luegodel31dediciembrede2017,lacompañíasuscribióuncontratodepréstamoconItaúUnibancoS.A.sucursaldeNassalporunmontodeUS$100millones.

DeudanoGarantizadaAl31dediciembrede2017laCompañíanotieneningunadeudagarantizada.

DeudaNoGarantizada

(i) PréstamosdelBBVABancoFrancésS.A.a. Confecha29dejuniode2017,laCompañíasuscribióuncontratodepréstamoconBBVABanco

FrancésS.A.porunmontodecapitaldeUS$20.000.000enelmarcode la líneadecréditos,envirtudde laComunicación“A”Nº6257ydemásnormasconcordantesemitidasporelBCRA.Eldestino de los fondos fue para usos generales corporativos. El préstamo es pagadero en 15cuotas trimestrales iguales y consecutivas, la primera con vencimiento el 28 de diciembre de2018.Elpréstamogenerainteresesaunatasafijaanualdel4,85%,pagaderosenformamensuala partir del desembolso del préstamo. El préstamo vence el 28 de junio de 2022. El saldo decapitalal31dediciembrede2017eradeUS$2millones.Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

b. El6deoctubrede2017,laCompañíasuscribióuncontratodepréstamoconBBVABancoFrancésS.A.porunmontodecapitaldeUS$5millones.Eldestinodelosfondosfueparausosgeneralescorporativo.Elpréstamoespagaderoen15cuotastrimestralesigualesyconsecutivas,laprimeracon vencimiento el 6 de abril de 2019. El préstamo genera intereses a una tasa fija anual del5,55%,pagaderosenformamensualapartirdeldesembolsodelpréstamo.Elpréstamovenceel10deoctubrede2022.Elsaldodecapitalpendientebajoestepréstamoal31dediciembrede2017eradeUS$5millones.Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

c. El9deoctubrede2017,laCompañíasuscribióuncontratodepréstamoconBBVABancoFrancésS.A.porunmontodecapitaldeUS$15.000.000.Eldestinodelosfondosfueparausosgeneralescorporativos. El préstamo es pagadero en 15 cuotas trimestrales iguales y consecutivas, laprimeraconvencimientoel9deabrilde2019.Elpréstamogenerainteresesaunatasafijaanualdel 5,55%, pagaderos en forma mensual a partir del desembolso del préstamo. El préstamovence el 9 de octubre de 2002. El saldo de capital pendiente bajo este préstamo al 31 dediciembrede2017eradeUS$15millones.Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

(ii) PréstamosdelIndustrialandCommercialBankofChina(Argentina)S.A.(“ICBC”)

a. Confecha22dejuniode2016,laCompañíasuscribióuncontratodepréstamoconelICBCporun monto de capital de US$30 millones, pagadero en 15 cuotas trimestrales iguales yconsecutivas, la primera fue pagada en diciembre de 2017. El préstamo genera interesespagaderosenformatrimestralaunatasafijade6,75%nominalanual.Eldestinode losfondosfueparainvertirenelsegmentodelpetróleoygasdelaCompañía,incluyendocapitaldetrabajo.Elpréstamovenceel23dejuniode2021.Elsaldodecapitalal31dediciembrede2017eradeUS$28millones.Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

(iii) PréstamosdelBancodelaCiudaddeBuenosAires

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a. Confecha28deseptiembrede2016,laCompañíasuscribióuncontratodemutuoconelBancode la Ciudad de Buenos Aires por un monto de capital de US$14 millones, en virtud de laComunicación “A” Nº 4851 (actualmente regulada por la Comunicación “A” 5976) y demásnormas concordantes del BCRA. El destino de los fondos fue para financiar un proyecto depetróleo y gas para el yacimiento El Medanito. El préstamo es pagadero en 14 cuotastrimestrales, iguales y consecutivas, la primera contempla un período de gracia de nueve (9)mesesdesdelafechadedesembolso.Elpréstamogenerainteresesaunatasafijaanualdel4,5%o tasa LIBOR más 3%, la que sea mayor, pagaderos en forma trimestral desde la fecha dedesembolso. El préstamo vence el 27 de septiembre de 2020. El saldo de capital al 31 dediciembrede2017eradeUS$11millones.Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

(iv) PréstamosdelHSBCBankArgentinaS.A.

a. Con fecha27de juniode2017, laCompañía suscribióuna líneade créditoporUS$25.000.000

conHSBCBankArgentinaS.A.Eldestinode los fondosfueparausosgeneralescorporativos.Elpréstamoespagaderoennueve (9) cuotas trimestrales, iguales y consecutivas, laprimera convencimiento27dejuniode2018.Elpréstamogenerainteresesaunatasafijaanualdel4,75%,pagaderosenformatrimestralapartirdeldesembolsodelpréstamo.Elpréstamovenceel27dejuniode2020.Elsaldodecapitalal31dediciembrede2017eradeUS$25millones.Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

b. Con fecha12deoctubre2017, laCompañía suscribióuna líneade créditoporUS$15millonesconHSBCBankArgentinaS.A. Eldestinode los fondos fuepara financiar capitalde trabajo. Elpréstamoespagaderoennueve (9) cuotas trimestrales, iguales y consecutivas, laprimera convencimiento7deoctubrede2018. El préstamogenera intereses auna tasa fija anual del 6%,pagaderosenformatrimestralapartirdeldesembolsodelpréstamo.Elsaldodecapitalal31dediciembrede2017eradeUS$15millones.Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

c. Confecha14dediciembrede2017,laCompañíasuscribióunalíneadecréditoporUS$8.500.000conHSBCBankArgentinaS.A. Eldestinode los fondos fuepara financiar capitalde trabajo. Elpréstamoespagaderoenuna(1)cuotaalvencimiento,el14dediciembrede2018.Elpréstamogenera interesesauna tasa fija anualdel3,75%,pagaderosal vencimiento. El saldode capitalpendiente de pago bajo el préstamo al 31 de diciembre de 2017 era de US$8,5 millones. Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

(v) PréstamosdelBancoItaúArgentinaS.A.ysusafiliadas

a. Con fecha8demayode2017, laCompañía suscribióuncontratodepréstamoconBanco ItaúArgentinaS.A.porunmontodecapitaltotaldeUS$2millones.Eldestinodelosfondosfueparausosgeneralescorporativos.Elpréstamogenerainteresesaunatasafijaanualdel2%,yvenceel26 de febrero de 2018, es decir, a los 90 días de la fecha de desembolso. El saldo de capitalpendientedepagoal31dediciembrede2017eradeUS$2millones.Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

b. El 4 de enero de 2018, la Compañía suscribió un acuerdo de crédito con Itaú Unibanco S.A.,SucursalNassau,porunmontodecapitaldeUS$100millonespagaderoen43cuotasmensuales,iguales y consecutivas, la primera con vencimiento a los diecisiete meses del desembolso. ElpréstamogenerainteresesmensualesaunatasavariableanualbasadaenLIBORa30díasmásunmargendel4,25%duranteelperíodoquecomienzaenlafechadecierreyfinalizaalosnuevemesesdelafechadecierre,4,50%duranteelperíodoquecomienzaenlafechainmediatamenteposterior al último día del período de nueve meses antes mencionado y que finaliza el díanuméricamentecorrespondiente57mesesdespués,y4,75%encualquiermomentoposterior.Eldestinodelosfondosdelpréstamoseráinversionesdecapitalyfinescorporativos.El derecho que rige sobre los contratos de préstamos es el de Nueva York, y contienen lostérminos y condiciones usuales para este tipo de operaciones con cláusulas con declaracionesafirmatoriasynegatorias, juntoconunacláusuladeprepagoobligatorioyciertoscompromisos

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asociadosalmantenimientodeciertosíndicesfinancieros,elincumplimientoquepuederesultarenlaactivacióndelacláusuladeaceleración.

(vi) PréstamodelBancoNación

a. El 10 de septiembre de 2015, el Banco Nación aprobó una Resolución acordando una línea dcrédito a la Compañía por la suma de Ps.150.000.000 conforme a los lineamientos de laReglamentaciónNº501–LíneadeCréditosparaProducción2015condestinoalarestitucióndecapitaldetrabajorelacionadoconlaperforaciónde25pozoseneláreaElMedanito.Elmontoacordadosedesembolsóeldía7denoviembrede2015yespagaderoen36cuotasmensuales,iguales y consecutivas, venciendo la primera a los 30 días de la fecha del desembolso delpréstamo.Elpréstamogenera interesesde lasiguientemanera: (i)para losprimeros12mesesunatasafijaanualdel23%,y(ii)paraelrestodelperíodo,alatasaactivadecarterageneralparaoperacionesenpesosdelBNA.Losinteresesseabonanmensualmentepormesvencidoapartirdelos30díasdeldesembolso.Elpréstamovenceel24deseptiembrede2018.Elsaldodecapitalal 31 de diciembre de 2017 era de Ps.37.500.000. El contrato de préstamo se rige por leyargentina.

(vii) PréstamodelBancoPatagoniaS.A.

a. Con fecha 22 de septiembre de 2014, la Compañía suscribió una línea de crédito porPs.10.000.000 con Banco Patagonia S.A., pagadera en siete (7) cuotas semestrales, iguales yconsecutivas, convencimiento laprimeradeellasa los180díasde la fechadedesembolso.Elpréstamo genera intereses a una tasa variable basada en BADLAR ajustada más un 3,5%,pagaderosenformasemestral(6)apartirdeldesembolsodelpréstamo.Eldestinodelosfondosfuepara inversiónenbienesdecapital.Elpréstamovenceel19demarzode2018.Elsaldodecapitalal31dediciembrede2017eradePs.1.968.020.Elcontratodepréstamoserigeporleyargentina.

(viii) PréstamodelBancodeGaliciayBuenosAiresS.A.

a. Confecha12dejuniode2017,laCompañíasuscribióunalíneadecréditoporUS$5.000.000con

Banco de Galicia y Buenos Aires S.A. El destino de los fondos fue para usos generalescorporativos. El préstamo es pagadero en 12 cuotas trimestrales, iguales y consecutivas, laprimera con vencimiento el 7 demarzo de 2018. El préstamo genera intereses a una tasa fijaanual del 5,5% pagaderos trimestralmente a partir del desembolso del préstamo. El préstamovenceel7dediciembrede2020.El saldodecapitalpendientedepagoal31dediciembrede2017eradeUS$5.000.000.Elcontratodepréstamoesregidoporleyargentina.

b. Confecha28dediciembrede2017,laCompañíasolicitóunalíneadecréditoporUS$5.000.000aBancodeGaliciayBuenosAiresS.A.Eldestinodelosfondosesparausosgeneralescorporativos.Elpréstamoespagaderoennueve(9)cuotastrimestrales,igualesyconsecutivas,laprimeraconvencimientoel28dediciembrede2018.Elpréstamogenerainteresesaunatasafijaanualdel5,75%,pagaderos trimestralmenteapartirdeldesembolsodelpréstamo.Elpréstamovenceel28dediciembrede2020.Elsaldodecapitalal31dediciembrede2017eradeUS$5.000.000.Elcontratodepréstamoesregidoporleyargentina.

(ix) PréstamodelelBICE

c. Con fecha28deoctubrede2016, laCompañía suscribióconelBICEunContratodePréstamoque fuemodificadoen febrerode2017porunmontodecapitaldeUS$9.640.000, sibiena lafecha de este Prospecto, sólo US$5.755.172 fueron desembolsados y US$3.884.828 han sidocomprometidos pero no han sido desembolsados. El préstamo es pagadero en 30 cuotasmensuales, iguales y consecutivas, la primera con vencimiento el séptimomes de la fecha delprimerdesembolsoylassiguienteselmismodíadelosmesessubsiguientes.Elpréstamogenera

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interesesmensualesaunatasaanualvariableLIBORmás3,5%.EldestinodelosfondosfueparafinanciarproyectosdeinversiónenyacimientoElMedanito.Elpréstamovenceel28deoctubrede2019.Elsaldodecapitalpendientedepagoal31dediciembrede2017eradeUS$4.226.709.Elcontratodepréstamoesregidoporleyargentina.

Loscontratosdepréstamosmencionadosprecedentementecontienenlascláusulasusualesparaestetipodetransacciones en materia de obligaciones de hacer y de no hacer y asimismo contienen cláusulas decumplimientodeciertasrelacionesfinancierascuyoincumplimientopodríaprovocarlacaducidaddelplazoyelconsecuentevencimientoíntegrodelasoperaciones.ObligacionesNegociablesConfecha25dejuliode2013,laCNVmediantelaresolucióndesudirectorioN°17.135aprobólacreaciónporpartedelaCompañía,desuprogramaglobaldeobligacionesnegociables.Confecha5denoviembrede2013,laCompañíaemitióbajoeseprograma,lasobligacionesnegociablesclase1,porunvalornominaltotaldePs.200.000.000(“ObligacionesNegociablesClase1”),atasavariablecalculadasobre la tasaBadlarPrivadamásunmargende4,25%, convencimientoel5denoviembrede2015.El5denoviembrede2015laCompañíacancelólaúltimacuotadecapitaleinteresesdelasObligacionesNegociablesClase1.Confecha12defebrerode2014,laCompañíaemitióbajoelprogramadescriptoenlospárrafosanteriores,lasobligaciones negociables clase 2, por un valor nominal total de Ps.160.000.000 (“Obligaciones NegociablesClase2”),atasavariablecalculadasobrelatasaBadlarPrivadamásunmargende4,5%,convencimientoel12defebrerode2016,fechaenlaquelaCompañíacancelólaúltimacuotadecapitaleinteresesdelasreferidasObligacionesNegociablesClase2.Confecha4demarzode2015,laCompañíaemitióbajoelmismoprograma,lasobligacionesnegociablesclase3, por un valor nominal total de Ps. 246.236.559 (“Obligaciones Negociables Clase 3”), a tasa fija del 28%durante los primeros 12 meses y a Tasa Privada Badlar más un margen aplicable del 4,50% durante lossiguientes12meses,convencimientoel4demarzode2017.El3demarzode2017 laCompañíacanceló laúltimacuotadecapitaleinteresesdelasObligacionesNegociablesClase3.LaCompañíahaingresadoalrégimendeofertapúblicadesde2006ya lafechadeesteProspecto,hatenidoaccesoalmercado local6vecesdurante losúltimos11años. LaCompañíahaemitido títulosvaloresporunmontototaldeUS$152,5,incluyendolaClaseI,ClaseIIyClaseIIIporuntotaldeUS$82,5millones.Estostítulosvalores fueron adquiridos principalmente por fondos locales de pensiones, bancos locales, entre otros. LaCompañíaconsideraquelastransaccionesmencionadas,demuestranlacapacidaddelaCompañíadefinanciarsus operaciones a través del mercado de capitales local. La Compañía intenta continuar emitiendo títulosvaloresalosfinesdepoderfinanciarsusoperacionesmedianteelmercadodecapitaleslocalyelinternacional.ObligacionescontractualesEl siguiente cuadro detalla las obligaciones contractuales de la Compañía pendientes al 31 de diciembre de2017ysusrespectivosplazosdevencimiento.

Obligacionesdepréstamoal31dediciembrede2017

Vencimientosporperíodo(enmillonesdePesos)

2018 2019 2020Años

siguientesTotal

Obligacionesdepréstamos..............................

763 889,4 698,0 422,7 2.773,2

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Al31dediciembrede2017, laCompañíatieneobligacionescontractualesrespectodeldesarrollodelParqueEólicodelBicentenarioIyelParqueEólicodelBicentenarioIIporelmontodeUS$55,6millones.RiesgosFinancierosAtravésdenuestrasoperaciones,estamosexpuestosalossiguientesriesgosfinancieros:

(i) Riesgodemercado

(ii) Riesgocambiario;

(iii) Riesgodeprecio;

(iv) Riesgodetasadeinterés;

(v) Riesgocrediticio;y

(vi) Riesgodeliquidez;ParaunmayoranálisisdelosriesgosfinancierosdelaCompañía,véaselaNota14alosEstadosFinancierosConsolidados.RiesgodemercadoElriesgodemercadoalquelaCompañíaseencuentraexpuestaconsisteenlaposibilidaddequelavaluaciónde activos financieros o pasivos así como también ciertos flujos de efectivo esperados puedan estaradversamenteafectadosporcambiosenlastasasdeintereses,enlostiposdecambioyotrasvariablesdelosprecios.

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RiesgocambiarioElriesgocambiarioeselriesgodequeelvalorjustooelfuturoflujodeefectivodeuninstrumentofinancierofluctuarádebidoacambioscambiarios.LossiguientescuadrosmuestranelriesgocambiariodelaCompañíaparalosperíodosindicados: Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede Tipo 2017 2016 2015Activo (enmillonesdePesos)Inversiones...........................................................US$ 200,9 182,0 183,7Cuentascomercialesyotrascuentasporcobrar

Terceros............................................................US$ 1.305,1 881,0 638,8Cajaybancos........................................................US$ 411,3 786,9 332,1Totalactivo.......................................................... 1.917,3 1.849,9 1.154,6 Pasivo Cuentascomercialesyotrascuentasporpagar Terceros............................................................US$ 2.028,8 1.144,9 700,7

Préstamos

Terceros............................................................US$/EU

R2.733,4

755,9 3,2Totalpasivo.......................................................... 4.762,2 1.900,8 703,9

Posiciónnetaactiva(pasiva)............................. (2.844,9) (50,9) 450,6 Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2015 2016 2017Moneda (enmilesdePesos)Dólar............................................................................................. 18,77 15,85 13,00

Variacióndelresultadoparaelejercicio...................................... 18,4 21,9% -Gran parte de nuestros ingresos está denominada en Dólares y es convertida a Pesos al tipo de cambioimperanteduranteelmesenelqueseemitelafactura,exponiendoalaCompañíaariesgoscambiariosentrelafechadefacturaciónylafechadecobro,aunquelaCompañíadespuésrecibanotasdedébitoocréditoquereducensusriesgos.UnadepreciacióndelpesoduranteesteperíodopodríatenerunimpactonegativoenlosingresosdelaCompañía.Sinembargo,granpartedenuestrospréstamosestándenominadosenDólaresdadoquesóloestádenominadoenPesosaproximadamenteun1%.Losresultadosoperativossonsusceptiblesalasvariaciones en el tipo de cambio Dólar-Peso, dado que parte de nuestros ingresos están denominados enDólaresesperosecobranenPesos,yunapartedenuestrospasivosestádenominadaenDólares.Al31dediciembrede2017,ladevaluacióndelPesoenrelaciónalDólartotalizóel18,4%en2017.RiesgodeprecioTenemosinversionesentítulospúblicosdeArgentinayotrospaísesquenosexponenalriesgodeunavariaciónsignificativaensuspreciosdemercado.Lasoperacionesde laCompañíasevenafectadaspornumerososfactoresajenosasucontrol,entreellos lasvariaciones en los precios demercado de sus productos, las reglamentaciones gubernamentales relativas aprecios,impuestosyotroscargostaleslasregalías.Durantelosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede2017,2016y2015,laCompañíanoempleóderivadosfinancierosparamitigarlosriesgosrelacionadosconfluctuacionesenlospreciosdelpetróleoygasnatural.

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Riesgodetasadeinterés

LossiguientescuadrosmuestranelriesgodetasadeinterésdelaCompañíaparalosperíodosindicados: Ejerciciofinalizadoel31dediciembrede 2017 2016 2015 (enmillonesdePesos)TasadeInterésFija Dólar................................................................................. 2.402,7 477,4 -Euros................................................................................ 46,5 - -Peso 39,7 185,6 -SubtotalTasadeInterésFija 2.488,9 664,9 224,4TasasdeInterésVariables Dólar................................................................................. 284,1 276,6 -Peso.................................................................................. - - -SubtotalTasadeInterésVariable 284,1 276,6 284,4

Total................................................................................. 2.773,2 941,53 508,8

VariacióndelResultadoparaelEjercicio........................ 194,5% 85% -LospréstamosatasasvariablesexponenalaCompañíaalriesgodetasadeinteréssobresusflujosdeefectivodebidoalavolatilidadquepuedenexperimentar.LospréstamosatasasfijasexponenalaCompañíaalriesgodetasadeinteréssobreelvalorrazonabledesuspasivos,dadoquepuedensersensiblementemayoresquelastasas variables. Al 31 de diciembre de 2017, 89%de los préstamos de la Compañía se emitieron a tasas deinterés fijas,mientrasqueel11%restanteseemitióa tasasde interésvariables,mayormentebasadasen laLIBOR.Adicionalmente,al31dediciembrede2017,99%delasobligacionesdepréstamosfueronemitidasenUS$y1%en$.LaCompañíaintentareducirsuexposiciónalriesgodetasadeinterésmedianteelanálisisylaevaluaciónde(i)lasdiferentes fuentesde liquidezdisponiblesen losmercados financierosyde capitales, tanto locales comointernacionales, de estar disponibles, (ii) tasas de interés alternativas (fijas o variables), monedas y plazosdisponibles para empresas de un sector, industria y perfil de riesgo similares a los de la Compañía, y (iii) ladisponibilidad,elaccesoycostodeloscontratosdecoberturadetasasdeinterés.Entalsentido,laCompañíaevalúaelimpactopotencialdecadaestrategiaenlosresultadosenfuncióndelasobligacionesquerepresentansusprincipalesposicionescondevengamientodeintereses.Al31dediciembrede2017,laCompañíanoposeeningúncontratodecoberturadetasadeinterés.TodoaumentosignificativoenlastasasdeinterésvariablesalasquelaCompañíamantieneunapartedesuspréstamos existentes pueden dar lugar a un aumento en su carga financiera que, a su vez, puede tener unefecto adverso significativo sobre los resultados operativos de la Compañía y activos, así como sobre susituaciónpatrimonial.RiesgocrediticioEl riesgo crediticio se refiere al riesgo de los deudores de la Compañía fallando en el cumplimiento de susobligaciones respecto de la Compañía como acreedores resultando en una pérdida financiera para laCompañía. La Compañía está expuesta a riesgos crediticios en conexión con las actividades operativas (enparticular,enconexióna lascuentasporcobrar)yfinancieras,talescomolatitularidaddetítulosvaloresdelEstado.TodaslasventasenelnegociodelpetróleoygasenArgentinatienencomocontrapartidaagrandesempresasprivadastalescomoYPF,AxionEnergyArgentinaS.A.,PampaEnergíaS.A.yRefiPampaS.A.,entreotras,quehanprobadocapacidadfinancierayunasólidareputaciónenelmercado.BajoelcontratodelaCompañía,laCompañíausualmenteemiteboletasenUS$,quesonconvertidasaPesosalcambiodelmesanteriorenlaquelaboletafueemitidaypagadadentrodelos35y45díasdelaemisión.

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Respecto del segmento del negocio del cemento, los clientes de la Compañía son compañías argentinasprivadasconlasquelaCompañíatieneunarelacióndemuchotiempo.Los contratos de servicio de la Compañía en el segmentodel negocio del petróleo en Ecuador tienen comocontrapartealgobiernodeEcuador,a travésde laSHEc.Medianteestoscontratosdeservicios, laCompañíaemite facturasmensualenDólares (para laproducciónmensuala la tarifaaplicable).Generalmente realizanpagosenbarrilesdepetróleocrudooriente,quelaCompañíavendeaTrafiguraa lospreciosacordados.Lasfacturassontípicamentepagaderasdentrodelos8díasdesuemisión.Al31dediciembrede2017,eltotaldecuentasporcobrarvencidas,exceptolasadeudadasbajoelProgramade Estímulo al Gas Natural, ascendían a Ps. 3 millones, incluyendo una provisión de Ps. 1,2 millones. Laincapacidad de la Compañía de cobrar sus acreencias puede tener un efecto adverso significativo sobre susingresosy,enconsecuencia,sobrelosresultadosdesusoperacionesysusituaciónpatrimonial.

RiesgodeliquidezEl riesgo de financiación y liquidez puede implicar que la Compañía no cuente con fondos suficientes paracumplirconsusobligaciones.El riesgode liquidezsebasaen lacapacidadde laCompañíaderefinanciarsusobligacionesdeserviciodedeuda,loqueasuvezdependedelascondicionesdelmercadoyladisponibilidaddelíneasdecréditobancarias,entreotrosfactores.La estrategia financiera de la Compañía apunta a mantener recursos financieros suficientes y acceso afacilidadescrediticiasparafinanciarsusoperaciones.Duranteelejerciciopasado,laCompañíaempleóelflujodeefectivogeneradoporsusoperacionesytambiénpréstamosbancarios.LaCompañíaposeeunaestrategiaconservadoraenrelaciónconlagestióndeliquidez,basadaprincipalmenteen mantener gran parte de sus fondos en efectivo, fondos líquidos y colocaciones a corto plazo convencimientosnomayoresatres(3)meses.Lasproyeccionesde laCompañía son realizadaspor el departamentode finanzas. Ladirección supervisa lasproyecciones actualizadas en relación con sus requisitos de liquidez para asegurar que posee efectivo yequivalentedeefectivosuficientesparacumplirconsusnecesidadesoperativasyfinancieras,manteniendoalavezunmargensuficientedelíneasdecréditobancariasnoutilizadasentodomomento.

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DIRECTORES,ADMINISTRADORES,GERENCIAYEMPLEADOSDirectoresyGerencia

Directores

La administración de la Compañía está a cargo de su Directorio, que actualmente está integrado por diezdirectorestitularesycuatrosuplentes.LosaccionistaspresentesdelaCompañíaencualquierasambleaanualordinariapuedenfijarlacantidaddemiembrosdelDirectorio,entreunmínimodecincoyunmáximodeoncedirectores titulares. Los directores así designados actuarán en tal calidad por un período de tres ejerciciossociales.Losaccionistaseligenaunnúmerodedirectoressuplentesigualomenorquelostitularesparacubrirlasvacantesqueseproduzcanenelordenenquefueronelegidos.Losdirectoressuplentestienenelmismoperíododemandatoquelostitulares.Losdirectorespuedenserreelectosporperíodossucesivos.ElsiguientecuadrocontieneinformaciónsobrelosmiembrostitularesysuplentesdelDirectoriodelaSociedaddesignadosenlaasambleaordinariayextraordinariadeaccionistascelebradael9deabrilde2018.

Nombre Cargo Fecha deNacimiento D.N.I. Fecha de

DesignaciónFecha deVencimiento Independeinte(1)

MartínFernandoBrandi*

Presidente 14/10/1957 13.212.127 9/04/2018 31/12/2020 No

Ernesto JoséCavallo*

Vicepresidente1°

01/04/1952 10.431.282 9/04/2018 31/12/2020 No

Gustavo JoséBrandi*

Vicepresidente2°

28/02/1952 10.155.367 9/04/2018 31/12/2020 No

Eduardo CesarCavallo*

DirectorTitular

11/04/1955 11.299.956 9/04/2018 31/12/2020 No

MarceloAníbalBrandi*

DirectorTitular

18/06/1960 13.214.748 9/04/2018 31/12/2020 No

Horacio LuisCavallo*

Directortitular 01/06/1961 14.621.514 9/04/2018 31/12/2020 No

RenéE.A.VacaGuzmán

DirectorTitular

04/12/1948 18.696.867 9/4/2018 31/12/2020 No

Victor JoséDíazBobillo

DirectorTitular

22/04/1960 13.881.796 9/4/2018 31/12/2020 Si

Miguel ÁngelTorilo

DirectorTitular

17/03/1952 10.077.005 9/4/2018 31/12/2020 No

César AugustoDeymonnáz

DirectorTitular

27/02/1952 10.201.938 9/4/2018 31/12/2020 No

MartínFedericoBrandi*

DirectorSuplente

01/05/1982 29.502.521 9/4/2018 31/12/2020 No

VerónicaBrandi*

DirectorSuplente

26/06/1984 31.060.685 9/04/2018 31/12/2020 No

Juan CarlosAlejandroCavallo*

DirectorSuplente

9/02/1949 7.641.205 9/4/2018 31/12/2020 No

FranciscoCavallo*

DirectorSuplente

18/03/1979 20.071.702 9/4/2018 31/12/2020 No

(1)IndependienteconformealasNormasdelaCNV.* VínculofamiliarexistenteentrelosmiembrosdelDirectorio:(i)MartínFernandoBrandi,GustavoJoséBrandi,yMarceloAníbalBrandi,sonhermanos,(ii)ErnestoJoséCavallo,JuanCarlosCavallo,EduardoCésarCavalloyHoracioLuisCavallo,sonhermanos,(iii)GustavoJoséBrandi y Verónica Brandi son padre e hija respectivamente, (iv) Martín Fernando Brandi y Martín Federico Brandi son padre e hijo,respectivamente,y(v)ErnestoJoséCavalloyFranciscoCavallotambiénsonpadreehijo,respectivamente.

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ParaobtenerinformaciónrelativaalosmiembrosdelDirectoriodelaCompañía,véaselaSección“Datossobredirectoresyadministradores,gerentes,asesoresymiembrosdelórganodefiscalización”:ActuaciónyComposicióndelDirectorioLasfuncionesyresponsabilidadesdelosmiembrosdelDirectorioestánfijadasporlaleyargentinayelestatutodelaCompañía.Segúnlaleyargentina,losdirectoresdebencumplirsusfuncionesconlealtadyladiligenciadeun buen hombre de negocios. Los directores no pueden participar en actividades que compitan con laCompañíasinlapreviaautorizacióndeunaasambleadeaccionistas.CiertasoperacionesentredirectoresylaCompañíaseencuentransujetasaratificaciónsegúnlosprocedimientosdelaleyargentina.DeconformidadconelArtículo59delaLeyGeneraldeSociedades,losdirectorestienenlaobligacióndeobrarcon lealtad y con la diligencia de un buen hombre de negocios. Los directores responden ilimitada ysolidariamentehacialasociedad,losaccionistasytercerosporelmaldesempeñodesucargo,laviolacióndelaley,elestatutooelreglamentodelasociedad,silohubiere,yporcualquierotrodañoaterceroscausadopordolo,abusodefacultadesoculpagrave,conformeloestableceelartículo274delaLeyGeneraldeSociedades.Las siguientes actuaciones comprenden el obrar diligente por parte de los directores: (i) la prohibición deutilizar recursos corporativos e información confidencial para asuntos privados; (ii) la prohibición deaprovecharse o permitirle a terceros el aprovechamiento, por acción u omisión, de las oportunidades denegociosdelasociedad;(iii)laobligacióndeejercersusfacultadesparalospropósitoscontempladosenlaley,elestatutosocialde lasociedad, reunionesdesocioso reunionesdeldirectorio;y (iv) laobligacióndetenerespecial cuidado en que los actos del directorio no sean contrarios, directa o indirectamente, a los de lasociedad. En caso de existir conflicto de interés en alguna transacción de la sociedad, los directores debeninformárseloaldirectorioyalacomisiónfiscalizadora,incluyendohechososituacionesquepuedanafectarelvalorolanegociacióndevaloresdedeudadelasociedadydeberánabstenersedeintervenirenladeliberaciónsobreesatransacción.Elartículo271delaLeyGeneraldeSociedadespermitealosdirectorescelebraracuerdosconlaempresaqueserelacionanconlaactividaddeesedirectoryqueseconciertenenlascondicionesdemercado.LosacuerdosquenosatisfacenningunadelascondicionesanterioresdebencontarconlapreviaaprobacióndelDirectorio(o de la Comisión Fiscalizadora en caso de falta de quórum necesario por parte del Directorio) y debennotificarsealosaccionistasenlaAsambleadeAccionistas.Silosaccionistasrechazanelacuerdo,losdirectoresolosmiembrosdelaComisiónFiscalizadora,segúnseaelcaso,seránsolidariamenteresponsablesdelosdañosy perjuicios a la compañía que puedan derivarse de dicho acuerdo. Los acuerdos que no cumplan con lascondicionesdescritasanteriormenteyseanrechazadospor losaccionistassonnulose inválidos,sinperjuiciodelaresponsabilidaddelosdirectoresomiembrosdelaComisiónFiscalizadoraporlosdañosalacompañía.UndirectornoseráresponsableporlasdecisionesadoptadasenunareunióndeldirectorioentantoelmismodeclaresuoposiciónporescritoeinformarealaComisiónFiscalizadoraantesdequeseentableunreclamo.Lagestión de un director aprobada por los accionistas de la sociedad libera al director de cualquierresponsabilidadportalgestión,amenosquelosaccionistasquerepresentenalmenosel5%delcapitalsocialobjetendichaaprobación,oque ladecisióndeaprobar lagestiónhubiera sidoadoptadaenviolaciónde lasleyesaplicablesodelestatutodelasociedad.LaSociedadtienederechoaentablaraccionesjudicialescontraundirectorsiunamayoríadelosaccionistasdelasociedadreunidosenasambleasolicitatalmedida.La Ley de Mercado de Capitales establece las siguientes obligaciones, entre otras, para los miembros delDirectoriodelassociedadesargentinasqueseencuentranenelrégimendelaofertapública:

• informar ciertos todos hechos sustanciales relacionados con la sociedad, incluido, como cualquierhechoosituaciónquepudieraafectarelvalorolanegociacióndelostítulosvaloresdelasociedad;

• deberdelealtad(queincluyeeldeberdevelarescrupulosamenteparaquesuactuaciónnuncaincurraenconflictodeintereses,directooindirecto,conlosdelaSociedad);y

• deberesdereservaycolaboración.

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Elartículo99delaLeydeMercadodeCapitalescontemplaelprincipiodetransparenciaenlaofertapúblicaeimpone a los directores los deberes de lealtad y diligencia en el ejercicio de sus tareas en cuanto a lainformaciónsuministradaalaCNVocualquierotromercado.CriteriodeindependenciadelDirectorioLos miembros del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora de una sociedad que se encuentra dentro delrégimendeofertapública,deberán informarleelcarácterde independenciaa laCNVdentrode losdiez (10)díasdesudesignaciónelcarácterdeindependencia.DeconformidadconlasNormasdelaCNV,undirectornoesconsideradoindependienteenciertassituaciones,incluyendolassiguientes:

1. Seatambiénmiembrodelórganodeadministracióndelacontrolanteuotrasociedadpertenecientealmismogrupoeconómicode laemisoraporunarelaciónexistentealmomentodesuelecciónoquehubierecesadodurantelostresañosinmediatamenteanteriores;

2. Estévinculadoalaemisoraoalosaccionistasdeéstaquetenganenellaenformadirectaoindirecta

“participacionessignificativas”oconsociedadesenlasqueestostambiéntenganenformadirectaoindirecta“participacionessignificativas”,osiestuvovinculadoaellasporunarelacióndedependenciadurantelosúltimostresaños;

3. Tengarelaciones profesionales o pertenezca a una sociedad o asociación profesional que mantengarelaciones profesionales con habitualidad y de una naturaleza y volumen relevante con, o percibaremuneraciones u honorarios (distintos de los correspondientes a las funciones que cumple en elórganodeadministración)de,laemisoraolosaccionistasdeéstaquetenganenellaenformadirectaoindirecta“participacionessignificativas”,oconsociedadesenlasqueestostambiéntenganenformadirecta o indirecta “participaciones significativas”. Esta prohibición abarca a las relacionesprofesionalesypertenenciadurantelosúltimostresañosanterioresaladesignacióncomodirector;

4. En

formadirectaoindirecta,seatitulardelCINCOporciento(5%)omásdeaccionesconderechoavotoy/o del capital social en la emisora o en una sociedad que tenga en ella una “participaciónsignificativa”;

5. En

formadirectaoindirecta,venday/oproveabienesy/oservicios-distintosalosprevistosenelincisoc)-deformahabitualydeunanaturalezayvolumenrelevantealaemisoraoalosaccionistasdeestaque tengan en ella en forma directa o indirecta “participaciones significativas”, por importessustancialmentesuperioresa lospercibidoscomocompensaciónpor sus funcionescomo integrantedel órgano de administración. Esta prohibición abarca a las relaciones comerciales que se efectúendurantelosúltimos3añosanterioresaladesignacióncomodirector;

6. Haya

sido director, gerente, administrador o ejecutivo principal de organizaciones sin fines de lucro quehayan recibido fondos, por importes superiores a los descriptos en el inciso I) del artículo 12 de laResoluciónUIFN°30/2011ysusmodificatorias,delasociedad,sucontrolanteydemássociedadesdelgrupodelqueellaformaparte,asícomodelosejecutivosprincipalesdecualquieradeellas;

7. Recibaalgúnpago, incluyendolaparticipaciónenplanesoesquemasdeopcionessobreacciones,porpartedelasociedadodelassociedadesdesumismogrupo,distintosaloshonorariosarecibirenvirtuddesu funciónde director, salvo los dividendos que le correspondan en su calidadde accionista en lostérminosdelincisod)yelcorrespondientealacontraprestaciónenunciadaenelincisoe);

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8. Se hayadesempeñado comodirector en la emisora, su controlanteuotra sociedadperteneciente almismogrupoeconómicopormásdediezaños.Lacondicióndedirectorindependienteserecobraráluegodehabertranscurridocomomínimotresañosdesdeelcesedesucargocomodirector;

9. Seacónyuge o conviviente reconocido legalmente, pariente hasta el tercer grado de consanguinidad osegundogradodeafinidaddeindividuosque,deintegrarelórganodeadministración,noreuniríanlascondicionesdeindependenciaestablecidasenestareglamentación;

10. Seamiembro del órgano de administración o fiscalización de una o más sociedades que revistan elcarácter de Agente de Negociación, de Agente de Liquidación y Compensación y/o de Agente deCorretajedeValoresNegociablesque seanmiembrosdel respectivoMercado,o esté vinculadoporunarelacióndedependenciaconagentesmiembrosdetalMercado;y

11. Enformadirectao indirecta, sea titulardeunaparticipaciónsignificativaenunaomássociedadesquerevistanel carácterdeAgentedeNegociación,Agentede Liquidación yCompensaciónoAgentedeCorretajedeValoresNegociablesqueseanmiembrosdelrespectivoMercado.

De conformidad con lasNormasde laCNV,eldirectorque, conposterioridada sudesignación, recayereenalguna/sdelascircunstanciasseñaladasprecedentemente,deberáponerlodemanifiestoenformainmediataalaemisora, lacualdeberácomunicarloa laComisiónyalo losmercadosautorizadosdondeaquélla listesusvaloresnegociablesinmediatamentedeocurridoelhechoodellegadoésteasuconocimiento.Entodosloscasoslasreferenciasa“participacionessignificativas”contenidasenloscriteriosdeindependenciaprecitados,seconsideraránreferidasaaquellaspersonasqueposeanaccionesquerepresentenalmenosel5%delcapitalsocialy/odelosvotos,ounacantidadmenorcuandotuvierenderechoalaeleccióndeunoomásdirectores por clase de acciones o tuvieren con otros accionistas convenios relativos al gobierno yadministración de la sociedad de que se trate, o de su controlante; mientras que las relativas a “grupoeconómico”secorrespondenaladefinicióncontenidaenelincisoe)apartado3delartículo5°delCapítuloVdelTítuloIIdelasNormasdelaCNV.Elsiguientecuadroindicaelcarácterdeindependenciaonoindependenciadelosmiembrosdeldirectorio:

Nombre Carácter

MartínFernandoBrandi Noindependiente

ErnestoJoséCavallo Noindependiente

GustavoJoséBrandi Noindependiente

EduardoCésarCavallo Noindependiente

MarceloAníbalBrandi Noindependiente

HoracioLuisCavallo Noindependiente

RenéErnestoVacaGuzmán Noindependiente

MiguelÁngelTorilo Noindependiente

VíctorJoséDíazBobillo Independiente

CésarDeymonnaz NoIndependiente

JuanC.Cavallo Noindependiente

MartínFedericoBrandi Noindependiente

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FranciscoCavallo Noindependiente

VerónicaBrandi Noindependiente

ElcriteriodeindependenciaargentinoestablecidoenlasNormasdelaCNVdifieredelcriterioadoptadoporlaleyfederaldetítulosvaloresdeEstadosUnidos.ContratoscelebradoscondirectoresygerentesNoexistenacuerdosentrelaCompañíaysusdirectoresygerentesdistintosdeloscontratosdetrabajosujetosa la legislación aplicable. Sin perjuicio de ello, PCR celebró contratos con Rental Patagonia S.A. y APMBServiciosyTransportesS.A.,sociedadescontroladasporMarceloAníbalBrandi.Paramayorinformaciónvéase“Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas-Transacciones con Partes Relacionadas”,apartados“RentalPatagoniaS.A.”y“APMBServiciosyTransportesS.A.”.GerenciaParaobtenerinformaciónrelativaalosmiembrosdelaGerenciadelaCompañía,véaselaSección“Datossobredirectoresyadministradores,gerentes,asesoresymiembrosdelórganodefiscalización”:RemuneraciónLa remuneración a percibir por losmiembros del Directorio se determina en la asamblea de accionistas. Lamismaestálimitadaalascondicionesprevistasenelartículo261delaLeyGeneraldeSociedades.Cadaaño,dentrodeloscuatromesesposterioresalcierredelejercicioeconómicoanual,laSociedaddeberácelebrarunaasambleadeaccionistasparatratarlosestadoscontablesanualesylaremuneracióndelosdirectores,dentrodeotrospuntosdelordendeldía.Laremuneraciónapercibirpor losmiembrosde laComisiónFiscalizadoratambiénsedeterminaendichaasambleadeaccionistas.El artículo 261 de la LeyGeneral de Sociedades establece que la remuneraciónmáxima a pagar a todos losdirectoresy síndicos titulares (incluyendoaquellosdirectoresque también seanmiembrosde lagerenciadeprimera línea) en un ejercicio económico no podrá superar el 25% de las ganancias netas del ejercicio. Laremuneraciónmáximaquedará limitadaal5%de laganancianetadedichoejercicioeconómico,encasodequelaCompañíanopaguedividendos.Dichoporcentajedel5%aumentaproporcionalmenteenfuncióndelarelación entre la ganancia neta y los dividendos distribuidos hasta unmáximo del 25%. La Ley General deSociedadestambiénprevéquelaasambleadeaccionistaspuedeaprobarlaremuneracióndelosdirectoresporencimade los límitesestablecidospor laLeyGeneraldeSociedadesencasoque lacompañíanocuentecongananciasnetasoque la ganancianeta seabaja, si losdirectorespertinentesdesempeñaron,durantedichoejercicioeconómicotareasespecialesofuncionestécnicoadministrativasydichoasuntoseincluyeenelordendeldíadelarespectivaasamblea.EnlaAsambleaGeneralOrdinariaNº115yExtraordinariaN°108seresolvióasignar,enconceptodehonorariosalosmiembrosdelDirectorioydelaComisiónFiscalizadora,porlastareasdesempeñadasduranteelejercicioeconómico finalizado el 31 de diciembre de 2017 la suma de $22.678.320 y $2.521.680, respectivamente.Asimismo,todoslosgerentes(incluidosaquellosqueasuvezsonDirectoresdelaCompañía)percibieronpordichoejercicioeconómicolasumaglobalde$28.850.357.ElpersonalenrelacióndedependenciadelassociedadesdelGrupoEconómicodePCRnotienealafechadelpresenteProspectoplanesdeopcionessobreaccionesdelassociedadesdelGrupoEconómicodePCRniplanesqueotorguenbeneficiosypagosadicionalesluegodelvencimientodelmandatoodesuretiro.

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OtraInformaciónRelativaalÓrganodeAdministración,deFiscalizaciónyComitésEspecialesÓrganodeFiscalizaciónLaleyargentinarequierequecualquiersociedadconuncapitalsocialmayoraPs.10millonesoqueofreceunservicio público o hagan oferta pública de sus acciones o debentures, entre otros, posea una ComisiónFiscalizadora.El artículo 21 del estatuto social de la Compañía establece una Comisión Fiscalizadora, compuesta por tressíndicostitularesytressíndicossuplentesconmandatoporeltérminodetresejerciciosfiscales.DeacuerdoconlaLeyGeneraldeSociedades,elcargodesíndicodeunasociedadanónimaargentinapuedesercubiertoúnicamente por abogados y contadores autorizados a ejercer la profesión enArgentina o sociedades civilesintegradasporpersonasconestascaracterísticas.Dentrodelasresponsabilidadesprincipalesdelórganodefiscalizaciónseencuentran:(i)fiscalizarlagestióndelDirectorio; (ii) asistir a las asambleas de accionistas; (iii) convocar a asamblea extraordinaria cuando seanecesarioyasambleaordinariayextraordinariacuandonoseanconvocadasporeldirectorio;y(iv)investigarreclamos realizados por escrito por accionistas. Asimismo, sin perjuicio del rol de los auditores externos, elórganodefiscalizacióndebepresentarenlaasambleaordinariaanualdeaccionistasuninformeescritosobrelarazonabilidaddelainformacióncontabledelasociedad.Alejercerlasmencionadasfacultades,laComisiónFiscalizadoranoasesorasobreloslogrosdelasdecisionestomadasporlosdirectores.Los síndicos suplentes tendrán las mismas facultades y deberes que los titulares. De conformidad con laResoluciónTécnicaN°15delConsejoProfesionaldeCienciasEconómicasylaSecciónIII,CapítuloIIIdelTítuloIIde lasNormasde laCNV, todos losmiembrosde laComisiónFiscalizadorade lasociedadtienencarácterdeindependientes.ParaobtenerinformaciónrelativaalosmiembrosdelórganodefiscalizacióndelaCompañía,véaselaSección“Datossobredirectoresyadministradores,gerentes,asesoresymiembrosdelórganodefiscalización”.IndependenciadelosmiembrosdelaComisiónFiscalizadoraConforme al artículo 12 de la Sección III del Capítulo III del Título II de lasNormas de la CNV, con el fin dedeterminarsiunmiembrodelaComisiónFiscalizadorareúnelacondicióndeindependiente,en lostérminosdelartículo79primerpárrafodelaLeydeMercadodeCapitales,dichacalidaddeberáevaluarseconsiderandolas pautas previstas en las Resoluciones Técnicas dictadas por la Federacion Argentina de ConsejosProfesionalesdeCienciasEconómicas.ComitédeAuditoría Envirtudde laLeydeMercadodeCapitalesy lasNormasde laCNV, lassociedadesadmitidasalrégimendeofertapúblicadesusaccionesdebendesignaraunComitédeAuditoríaintegradoporalmenostresmiembrosdelDirectorio,lamayoríadeloscualesdebeser“independiente”bajoloscriteriosdelaCNV.Lasfuncionesdelcomitédeauditoría incluyen, entreotras, elmonitoreode los controles internos, sistemasadministrativos ycontablesdelaCompañía,lasupervisióndelaaplicacióndelaspolíticasdegestiónderiesgodelaCompañía,elsuministroalmercadodeinformaciónexhaustivasobreconflictosdeinterésdelosmiembrosdelDirectoriodela Compañía o sus accionistas controlantes, la emisión de dictámenes sobre operaciones con partesrelacionadasylasupervisióneinformaciónalasautoridadesregulatoriasdelaexistenciadecualquiertipodeconflictodeintereses.AunquelaSociedadnorealizaofertapúblicadesusacciones,el20demayode2008comenzóformalmenteafuncionar el Comité de Auditoría de la Compañía. En su primera reunión, entre otros asuntos, el Comitéaprobó, sujeto a la aprobación del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad (quienesposteriormenteaprobaron),elReglamentodeFuncionamientodelComitédeAuditoría.ElComitédeAuditoríaestácompuestopor tresmiembros titularesydosmiembros suplentes, loscuales también formanpartedelDirectoriode laSociedad.Dosde los tresmiembros titularesdelComitédeAuditoría revistenelcarácterde

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independientes conforme a las Normas de la CNV, mientras que uno de los miembros suplentes, MarceloAníbalBrandi,noesconsideradoindependienteconformeadichasnormas.Paraobtener información relativaa losmiembrosdelComitédeAuditoríade laCompañía, véase la Sección“Datossobredirectoresyadministradores,gerentes,asesoresymiembrosdelórganodefiscalización”.EmpleadosAl31dediciembrede2017, laCompañíacontabacon511empleados, incluyendopersonalde la subsidiariaPetromix,de loscuales100correspondena laDivisiónPetróleoyGas (incluyendoempleadosdePetromix ),294 a laDivisiónCemento y 117 se encuentran en las principales oficinas. Aproximadamente el 60%de susempleados son miembros del sindicato compuesto exclusivamente por personal de la Compañía, o desindicatosdeempleadosqueprestanserviciosa la industriadelpetróleo.Larelaciónde laCompañíacon lossindicatosesestable.Al 31 de diciembre de 2017, 2016 y 2015, los empleados de la Sociedad totalizaban 511, 493 y 466,respectivamente,desagregadosenlassiguientesprincipalescategorías.

al31.12.17 al31.12.16 al31.12.15

Sinconvenio 233 218 210

Convenio 278 275 256

Total 511 493 466

__________________(1) Incluye63personasdelasubsidiariadePetromixparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2017.(2) Incluye61personasdelasubsidiariadePetromixparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2016.(3) Incluye53personasdelasubsidiariadePetromixparaelejerciciofinalizadoel31dediciembrede2015.

SituaciónSindical Desde el año 1973 la Sociedad ha suscripto convenios colectivos de empresa con el Sindicato deObreros yEmpleadosdePetroquímicaComodoroRivadaviaS.A.,unsindicatoconocidocomo“sindicatodeempresa”,esdecir un sindicato que agrupa exclusivamente a los empleados de la Sociedad, con personería gremialreconocidaporelMinisteriodeTrabajodelaNación.Al31dediciembrede2017,aproximadamente42,7%delosempleadosde la Sociedad seencuentran comprendidosenel convenio colectivode trabajoactualmentevigentecondichosindicato.PropiedadAccionariaA continuación se detallan los miembros del Directorio, de la Comisión Fiscalizadora y de la Gerencia dePrimeraLíneaque,al31dediciembrede2017,poseenaccionesdelaSociedad:

Nombre PosiciónCantidaddeAcciones %deCapital %deVotos

%deDividendos

MartínFernandoBrandi(1) Presidente 2.775.020 3,85% 3,85% 11,95%

ErnestoJoséCavallo Vicepresidente1° 6.564.849 9,11% 9,11% 9,11%

GustavoJoséBrandi Vicepresidente2° 14.438.250 20,03% 21,75% 12,22%

MarceloAníbalBrandi DirectorTitular 6.366.099 8,83% 8,83% 1,89%

EduardoCésarCavallo DirectorTitular 6.579.831 9,13% 9,13% 9,13%

HoracioLuisCavallo DirectorTitular 4.836.909 6,71% 6,71% 6,71%

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JuanCarlosCavallo DirectorSuplente 5.772.401 8,01% 8,01% 8,01%

MartínFedericoBrandi DirectorSuplente 500.000 0,69% 0,69% 0,35%

TOTAL 47.833.359 66,36% 68,08% 59,37%_______________________________________(1)MartínFernandoBrandimantieneunaparticipacióndecontrolenelcapitalsocialdeInminagroS.A.,queasuvezestitulardel15,63%delcapitalsocialylosderechosdevotodePCR.Fuente:InformacióninternadePCRLosmiembrosdelDirectorioydelaComisiónFiscalizadoray losgerentesdelaSociedadnoposeenopcionessobreaccionesde laSociedad.Tampocoexistenconveniosqueotorguenparticipacióna losempleadosenelcapitaldelaSociedad,niacuerdosqueimportenlaemisiónoelotorgamientodeopcionesoaccionesovaloresnegociablesdePCR.

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ACCIONISTASPRINCIPALESYTRANSACCIONESCONPARTESRELACIONADASAccionistasPrincipalesAlafechadelpresenteProspecto, laSociedadhaemitido72.073.538accionesordinariasClaseAde$1valornominal cada una y con derecho a 5 votos por acción. El 99,97% del capital social de la Compañía es detitularidad directa o indirecta de 34miembros de las familias Brandi y Cavallo, todos ellos parientes de losSeñoresPedroC.BrandiyCarlosC.Cavallo,quienesen1978adquirieronelcontroldelaCompañía(entoncesdenominadaCompañíaFerrocarrileradePetróleoS.A.),medianteunalicitaciónpúblicallevadaadelanteporelGobiernoNacional. Del total del capital social de la Compañía, los accionistas de la familia Brandi tienen latitularidad del 55,61% y los accionistas de la familia Cavallo tienen la totalidad del 44,36%. El resto de lasaccionesdelaCompañíasondepropiedaddeempleadosyex-empleadosdeésta(osussucesores).Pormediodeunnúmerodedonacionesyacuerdos,oporherencia, lasaccionesoriginalmentedepropiedaddelosSres.PedroC.BrandiyCarlosC.Cavallohansidotransferidasamiembrosdesusfamilias,conservandolos titularesoriginales,enalgunoscasos,derechodeusufructo respectodedividendosy/ovotos sobre talesacciones. En particular, el Sr. Pedro C. Brandi y su esposa, la Sra. Marta A. M. de Brandi, transfirieron latotalidad de sus respectivas tenencias en la Compañía a sus hijos, pero conservaron, por el término de susrespectivasvidas,losderechosadividendossobredichasacciones.Comoresultadodeello,lanudapropiedadylosderechoseconómicosypolíticossobreciertasaccionesdelaCompañíadifierensignificativamente.ExistenlassiguientesrelacionesdefamiliaentrelosprincipalesaccionistasdelaCompañía:(i)MartaA.M.deBrandi es la madre de Martín Fernando Brandi, Gustavo José Brandi y Marcelo Brandi, y (ii) Ada N. S. deCavallo, recientemente fallecida, es la madre de Ernesto José Cavallo, Horacio Luis Cavallo, María CristinaCavallo,EduardoJoséCavalloyJuanCarlosAlejandroCavallo.Enjuniode2003,MartínFernandoBrandi,GustavoJoséBrandiyMarceloAníbalBrandifirmaronunacuerdoconsuhermanoPedroEnriqueBrandirespectodelaseparacióndelnegociodecaldelaCompañía.Comopartedelatransacción,laspartesacordaronestablecerunaopcióndecomprayunaopcióndeventapormediodelas cuales Pedro Enrique Brandi tiene derecho a vender, y Martín Fernando Brandi, Gustavo José Brandi yMarceloAníbalBranditienenelderechoacomprar,encadacasoalamuertedesuspadres,todaslasaccionesquetienePedroEnriqueBrandienlaCompañía.El siguiente cuadro contiene información al 31 de diciembre de 2017 sobre la titularidad de las acciones,acciones conderechospolíticosyacciones conderechoseconómicosde laSociedadcorrespondientea cadaunodelosaccionistastitularesdel5%omásdelasaccionesdelaSociedad,nohabiéndoseproducidocambiossignificativosdesdeentonces:

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Nombre TitularidaddeAccionesClaseA Porcentaje(%)

CantidaddeAccionesClaseAconderechos

políticosPorcentaje%

CantidaddeAccionesClaseAconderechoseconómicos

Porcentaje(%)

GustavoJoséBrandi 14.438.250 20,03% 15.679.250 21,75% 8.807.716 12,22%

InminagroS.A. 11.267.829 15,63% 11.267.829 15,63% 0 0,00%MarceloAníbalBrandi 6.366.099 8,83% 6.366.099 8,83% 1.361.232 1,89%JuanCarlosCavallo 5.772.401 8,01% 5.772.401 8,01% 5.772.401 8,01%MaríaCristinaCavallo 7.169.559 9,95% 7.169.559 9,95% 7.169.559 9,95%ErnestoJoséCavallo 6.564.849 9,11% 6.564.849 9,11% 6.564.849 9,11%EduardoCésarCavallo 6.579.831 9,13% 6.579.831 9,13% 6.579.831 9,13%HoracioLuisCavallo 4.836.909 6,71% 4.836.909 6,71% 4.836.909 6,71%

__________________________________________Lasdiferenciasentrelascifrasrelativasalatitularidad,losderechospolíticosylosderechoseconómicosdelasaccionesdelaSociedadsedebena larealizacióndetransferencias(incluyendodonacionesyaportesdecapital)efectuadasentreciertosaccionistasconreservadeusufructodederechospolíticosy/oeconómicos,segúncorresponda.

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AumentodelCapitalSocialEl 29 de agosto de 2007, la Sociedad resolvió, mediante Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria deaccionistas de la Sociedad, el aumento de su capital social por suscripción pública por hasta $72.073.538,mediante la emisión de hasta 72.073.538 acciones ordinarias Clase B, de $1 valor nominal cada una y conderecho a 1 voto por acción. Dicha Asamblea resolvió la delegación en el Directorio de ciertas facultades,incluyendo, sin limitación, la facultadde instrumentarel aumentodecapital ydeterminar lao las fechasdeemisión de dichas acciones Clase B, así como los restantes términos y condiciones de emisión. DichasdecisioneshansidoratificadasporlaAsambleaGeneralOrdinariadeaccionistasdelaSociedaddefecha23deabrilde2009,lacualtambiénresolvióelaumentodecapitalantesmencionadotambiénpuedasersuscriptoenformaprivada.AlafechadeesteProspecto,elDirectorionohaimplementadoaúnlaofertadedichostítulos.TransaccionesconPartesRelacionadas

AcontinuaciónsedetallanaquellastransaccionesmássignificativasquefueranrealizadasporPCRconpartesrelacionadasdurante los ejercicios2015, 2016 y2017. Paramayor información ver laNota7de los EstadosFinancierosConsolidadosal31dediciembrede2015,al31dediciembrede2016yal31dediciembrede2017

RentalPatagoniaS.A.El27denoviembrede2009,laUTEconformadaporLaPreferidadeOlavarríaS.A.ySupercalS.A.cedióaRentalPatagoniaS.A.(sociedadtambiéncontroladaporMarceloAníbalBrandi)todoslosderechosyobligacionesdelaUTEbajoelcontratoparalaprestacióndelserviciodedestapedelacanteradepiedracalizaubicadaenlalocalidaddePicoTruncadoformadomediantelaaceptacióndelacartaofertaoportunamenteremitidaporlaUTE.Durante losejercicios finalizadosel31dediciembrede2015,2016y2017, laCompañíacontratoserviciosaRentalPatagoniaS.A.por$42,2millones,$70,2millonesy$89,6,millonesrespectivamente.APMBServiciosyTransportesS.A.Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2016 y 2017, la Compañía contrató a APMBServicios y Transportes S.A. (sociedad controlada porMarcelo A. Brandi) para la prestación de servicios dedestapedelacanteradepiedracalizaubicadaenlalocalidaddePicoTruncadoporuntotalde$10,5millones,$21,4millonesy$22,4millones,respectivamente.BahíaSolanoS.A.Al31dediciembrede2017,laCompañía(comoprestadora)teníapréstamospendientesconBahíaSolanoS.A.(unasociedadcontroladaporlasfamiliasBrandiyCavallo),porunmontototaldecapitaldePs.1,1millones,devengandointeresesaunatasafijaanualdel25%.

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INFORMACIÓNCONTABLETiposdecambioSóloparacomodidaddellector,sehanconvertidoalgunosdelosmontosenPesosincluidosenesteProspectoa Dólares a los tipos de cambio especificados. Montos en Pesos al 31 de diciembre de 2017, han sidoconvertidosaDólaresaltipodecambio“vendedor”aplicablealPesoparatransferenciasbancariasdedivisascotizadasporelBancoNaciónal29dediciembrede2017aPs.18,6490porUS$1,00.ElEstadodeResultadosConsolidadosyelEstadodeFujosdeEfectivoConsolidadosal31dediciembrede2017fueronconvertidosaltipodecambiodePs.16,5628porUS$1,00,elpromediodeltipodecambioparaelDólaresenelaño2017,queconsiste en el promedio diario de los tipos de cambio para el Dólar “vendedor” aplicable al Peso paratransferenciasbancariasdedivisaspublicadaporelBancoNacióncadadíadelañofinalizadoel31dediciembrede2017.LostiposdecambioylosmétodosutilizadosparalaconversióndemonedaenunaofertaregistradaantelaSECpodríandiferir,delostiposdecambioutilizadosenesteProspecto.EltipodecambioparaelDólarcotizadoporelBancoNaciónel3deabrilde2018fuedePs.20,16porUS$1,00.La informaciónequivalentedelDólarnodebe serentendidacomoque losmontosenPesos, representan,opodrían ser convertidos aDólares a los tipos cambiariosmencionados o a cualquier otro tipo cambiario. Laconversióndelosimportesdemoneda,nodebeserinterpretadaenesteProspectocomorepresentacionesdelosmontosenPesosquepropiamenterepresentenlosmontosenDólares,cualquierpersonapodríaconvertirlosmontosenDólaresacualquiertipodecambio.Paramásinformaciónvéase“Tiposdecambio”.Elsiguientecuadroindicalostiposdecambioanualesmáximos,mínimos,promedioy“dereferencia”alcierredel período para los períodos indicados, expresados en Pesos por Dólares y no ajustados por inflación. NopuedegarantizarsequeelPesonosedeprecieoqueseaprecieenelfuturo.ElBancodelaReservaFederaldeNuevaYorknoinformauntipodecambiocompradordemediodíaparaelPeso. TiposdecambioAl31diciembredelaño Máximo(1) Mínimo(2) Promedio(3) Cierre

período(4)2012............................................................ 4,91 4,30 4,55 4,912013............................................................ 6,49 4,92 5,47 6,492014............................................................ 8,56 6,52 8,12 8,552015............................................................ 13,40 8,55 9,26 13,042016............................................................ 16,03 13,20 14,782 15,892017............................................................ 18,08 15,17 16,56 18,65Mes Enero2018.................................................. 19,65 18,41 19,02 19,65Febrero2018............................................... 20,16 19,47 19,84 20,11Marzo2018................................................. 20,38 20,14 20,24 20,14Abril2018(al18deabril)............................ 20,22 20,15 20,19 20,15

(1) Eltipodecambiomáximoindicadofueeltipodecambio“vendedor”másaltodurantedichoperíodo.(2) Eltipodecambiomínimoindicadofueeltipodecambio“vendedor”másbajoduranteeseperíodo.(3) Promediodecotizacionesdiariasalcierre.(4) Elcierredeperíodoindicaeltipodecambio“vendedor”alcierredeeseperíodo.Fuente:BancoNación.EstadosContablesyOtraInformaciónContableLosEstadosFinancierosConsolidadosauditadosdelaCompañíacorrespondientealosejerciciosfinalizadosel31dediciembrede2017,2016,y2015,seencuentranpublicadosenlaAIF.LosEstadosFinancierosConsolidadosal31dediciembrede2017,2016y2015fueronpreparadossobrelabasedelasNormasInternacionalesdeInformaciónFinanciera.LaadopcióndelasNIIF,talcomofueronemitidasporelIASBfueresueltaporlaResoluciónTécnicaN°26(textoordenado)delaFACPCEyporlasNormasdelaCNV.Las NIIF son de aplicación obligatoria para la Compañía según la norma contable profesional y las normasregulatoriasantescitadas,apartirdelejercicioiniciadoel1deenerode2012.

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Aefectosdelacomparacióndemagnitudesentreejerciciossobrebasesuniformes,enelpresenteProspectosepresentalainformaciónal31dediciembrede2017enformacomparativacon31dediciembrede2016y2015preparadadeacuerdoaNIIF.ProcesosJudicialesyAdministrativosOcasionalmente, la Compañía se encuentra envuelta en varios procesos judiciales en razón del negocioordinario en curso. La Compañía considera que la responsabilidad potencial con respecto a procedimientosactuales pendientes no esmaterial al negocio de la Compañía, esto resulta de las operaciones o condiciónfinanciera.VéaselaNota12delosEstadosFinancierosConsolidados.A continuación se detallan los principales procesos judiciales y administrativos que puedan tener o hayantenido efectos significativos sobre la situación económica y financiera de PCR, incluyendo accionesgubernamentalesencursoo,que se conozcavayana tomarse.Conexcepciónde losprocesosdescriptos, laCompañía no se encuentra involucrada en ningún procedimiento judicial o arbitraje o procedimientoadministrativo que, de determinarse en forma desfavorable para la Compañía, tendría un efectosignificativamente adverso sobre su situación patrimonial, económica o financiera o en el desarrollo de susnegocios.PolíticadeDividendosLa Compañía no tiene una política de dividendos determinada. La política de dividendos de la Compañíadependerá, entre otras cosas, de los resultados de sus operaciones, los requerimientos de inversión, lasposibilidades y costos de financiación de los proyectos de inversión, la cancelación de obligaciones, lasperspectivasfuturasycualquierotrofactorqueelDirectorioconsidererelevante.

LaAsambleaGeneralOrdinariaN°115yExtraordinariaN°108deaccionistascelebradaconfecha9deabrilde2018aprobóladistribucióndedividendosenefectivoalosseñoresaccionistasdelaCompañíaporelimportede$129.732.368,40(esdecir,de$1,80poracción)ydestinóelsaldoremanenteareservafacultativaparaelpago de futuras distribuciones de dividendos y/o para hacer frente a la necesidad de capital de trabajo,inversionesynuevosnegociosdePCRysusempresascontroladasyacreadaenlostérminosdelartículo70dela Ley General de Sociedades mediante la Asamblea de Accionistas del 16 de abril de 2012. También porunanimidad se decidió que el pago del dividendo sea realizado en cuotas periódicas, delegándose en elDirectoriodelaCompañíalafechadelapuestaadisposicióndelasreferidascuotasydemáscondicionesparasu pago. A la fecha de este Prospecto, el Directorio de la Compañía ha resuelto poner a disposición de losaccionistasdePCR,$21.622.061,40,esdecir$0,30poracciónenconceptodedividendos.MontosDisponiblesparaDistribuciónPueden declararse y pagarse dividendos legalmente sólo con los resultados no asignados expuestos en losestados contables anuales confeccionados de conformidad con las NIIF y aprobados por la asamblea deaccionistasanualordinaria.Sinembargo,envirtuddeuncompromisoasumidoconelBancode laNaciónArgentinabajoel contratodepréstamo descripto en la Sección “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera-Endeudamiento” de esteProspecto, la Compañía se comprometió a no disminuir su reserva facultativa registrada según los EstadosFinancieros cerradosal31dediciembrede2016pordebajode los$449.279.000ymantenerlaalmenosendichomontomientrasPCRregistredeudadepréstamosotorgadosporelBancodelaNaciónArgentina.DeacuerdoconlaLeyGeneraldeSociedadesyconelestatutodelaSociedad,sedebemantenerunareservalegaldeun5%porañoyhastaunmáximodehastael20%delcapitalaccionarioencirculación.Lareservalegalno puede ser distribuida a los accionistas. En virtud de la Ley General de Sociedades y del estatuto de laSociedad, la ganancia neta anual de la Compañía (ajustada para reflejar los cambios de los resultadosanteriores)seasignaenelsiguienteorden:(i)paracumplirconelrequisitodelareservalegal;(ii)parapagarlos honorarios devengados a favor de losmiembros del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora; (iii) parapagardividendossobrelasaccionespreferidas;y(iv)elremanentedelaganancianetadelejerciciosepuede

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distribuir como dividendos sobre las acciones ordinarias, o para reservas voluntarias o contingentes, o decualquierotromodoqueseadecididoporlosaccionistasenlaasambleaanualordinaria.ElDirectorio sometea consideraciónyaprobaciónde laasambleadeaccionistasanualordinaria losestadoscontablesdelaSociedadcorrespondientesalejercicioanterior,conjuntamenteconelinformequesobreellosemitelaComisiónFiscalizadora.Enunperíododecuatromesescontadosdesdeelcierredelejercicio,sedebecelebrarunaasambleadeaccionistasordinariaparaaprobarlosestadoscontablesydeterminareldestinodelaganancianetadelejercicio.

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DELAOFERTAYLANEGOCIACIÓN

TérminosyCondicionesdelasObligacionesNegociablesAcontinuaciónsedetallanlostérminosycondicionesgeneralesdelasObligacionesNegociablesquepodránseremitidasporlaSociedadenelmarcodelPrograma.Dichostérminosycondicionesgeneralesseránaplicablesalas Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa, sin perjuicio de lo cual en los Suplementoscorrespondientes se detallarán los términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables de laClase y/o Serie en cuestión, los cuales complementarán los presentes términos y condiciones generales conrelaciónalasObligacionesNegociablesdedichaClasey/oSerie.DescripciónLasObligacionesNegociablesseránobligacionesnegociablessimples,noconvertiblesenacciones,congarantíacomún,especialy/oflotante,y/uotragarantía(incluyendo,sinlimitación,garantíadeterceros),subordinadasono.MontoMáximoElmontomáximode lasObligacionesNegociablesencirculaciónencualquiermomentobajoelProgramanopodráexcederdeUS$400.000.000,osuequivalenteenotrasmonedas.Afindedeterminarelmontototaldelas Obligaciones Negociables en circulación en la fecha de emisión de nuevas Obligaciones Negociables, seincluiráenlosSuplementoscorrespondientes,encasoquelasObligacionesNegociablesencuestiónseemitanen una moneda diferente al Dólar, la fórmula o procedimiento a utilizar para la determinación de laequivalenciaentrelamonedautilizadaenlaemisiónencuestiónyelDólar.MonedasLasObligacionesNegociablespodránestardenominadasenDólaresoenPesosoencualquierotramoneda,según se especifique en los Suplementos correspondientes. Adicionalmente, podrán emitirse ObligacionesNegociables con su capital e intereses pagaderos en una omásmonedas distintas de lamoneda en que sedenominan,conelalcancepermitidoporlaleyaplicable.PreciodeEmisiónLasObligacionesNegociablespodránseremitidasalapar,condescuentooconprimasobreelvalorpar,segúnseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.ClasesySeriesLasObligacionesNegociablespodránseremitidasendistintasclases con términosycondicionesespecíficosdiferentesentrelasObligacionesNegociablesdelasdistintasClases,perolasObligacionesNegociablesdeunamisma Clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones específicos. Asimismo, las ObligacionesNegociablesdeunamismaClasepodránseremitidasendistintasseriesconlosmismostérminosycondicionesespecíficosquelasdemásObligacionesNegociablesdelamismaClase,yaunquepodrántenerlasObligacionesNegociables de las distintas Series diferentes fechas de emisión y/o precios de emisión, las ObligacionesNegociablesdeunamismaSeriesiempretendránlasmismasfechasdeemisiónypreciosdeemisión.PlazosyFormasdeAmortizaciónLosplazosy las formasdeamortizaciónde lasObligacionesNegociablesserán losqueseespecifiquenen losSuplementos correspondientes. Los plazos siempre estarán dentro de los plazos mínimos y máximos quepermitanlasnormasvigentes.

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InteresesLasObligacionesNegociablespodrándevengarinteresesatasafijaoflotanteodecualquierotramanera,onodevengar intereses (en cuyo caso serán emitidos sobre la base de un descuento sobre su valor nominal), ocontenerunacombinacióndeambossistemas,segúnseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.Cuandoasí seestablezcaen losSuplementoscorrespondientes, los interesespodránserpagadosenespecieconObligacionesNegociablesadicionales.En caso que las Obligaciones Negociables devenguen intereses, el capital de las Obligaciones Negociablesdevengaráinteresesdesdelafechadeemisión.LosinteresesseránpagadosenlasfechasyenlasformasqueseespecifiquenenlosSuplementoscorrespondientes.TodoimporteadeudadobajolasObligacionesNegociablesquenoseaabonadopuntualmenteenlafechayenlaformaestipulada,cualquierafueralacausaomotivodeello,devengaráinteresespunitoriosdeacuerdoaloqueseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.MontosAdicionalesAmenosqueseespecifiquelocontrarioenlosSuplementoscorrespondientes,todoslospagosqueefectúelaEmisorabajolasObligacionesNegociablesseránrealizadossindeduccionesy/oretencionespor,oacuentade,cualquierimpuesto,tasa,contribución,retencióny/uotracargagubernamentalargentinapresenteofuturadecualquiernaturaleza(incluyendo,sinlimitación,intereses,multasy/ocualquierotrocargo),salvoenloscasosenquelaEmisoraestuvieraobligadaporlasnormasvigentesaefectuardeduccionesy/oretencionespor,oacuentade,cualquierimpuesto,tasa,contribucióny/uotracargagubernamentalargentinapresenteofuturadecualquiernaturaleza(incluyendo,sinlimitación,intereses,multasy/ocualquierotrocargo).Entalescasos,siasíseestablecieraenlosSuplementoscorrespondientes,laEmisoraefectuarálasdeduccionesy/o retenciones en cuestión y pagará a los tenedores de dichas Obligaciones Negociables, en el mismomomento en el cual efectúe los pagos respecto de los cuales se efectuó dicha deducción y/o retención, losmontosadicionalesqueseannecesariosparapermitirquelosmontosrecibidosportalestenedores,luegodeefectuadas lasdeduccionesy/o retencionesencuestión, sean igualesa losmontosque losmismoshubieranrecibidobajotalesObligacionesNegociablesenausenciade lasdeduccionesy/oretencionesencuestión.Sinembargo, la Emisora no abonará tales montos adicionales al tenedor de las Obligaciones Negociables encuestión cuando (i) en el caso de pagos para los cuales se requiere la presentación de las ObligacionesNegociablesparasucancelación,cualquieradedichasObligacionesNegociablesnofuerapresentadapordichotenedordentrodelos30díasposterioresalafechaenquedichopagosetornópagadero;(ii)talesdeduccionesy/o retenciones resulten aplicables en virtud de una conexión entre dicho tenedor y la Argentina, cualquiersubdivisiónpolíticade lamisma,y/ocualquierautoridadgubernamentalde lamismacon facultades fiscales,quenosealameratenenciadelasObligacionesNegociablesylapercepcióndepagosdecapital,interesesy/uotros montos adeudados bajo las mismas; (iii) tales deducciones y/o retenciones fueran impuestas comoresultadodelafaltadecumplimientoporpartededichotenedor(dentrodelos30díasdeasíserlerequeridopor escrito por la Emisora) de cualquier requisito de información (incluyendo, sin limitación, la entrega decualquierdocumentoy/uotrapruebarelativaalanacionalidad,residencia,identidad,conexiónconArgentina,etc.)requeridoporlasnormasvigentes(incluyendo,sinlimitación,leyes,decretos,resoluciones,instruccionesescritasdelaAFIPy/otratadosinternacionalesdeloscualeslaArgentinaseaparte),yenlaformaprevistaenlas mismas, como condición previa para eliminar y/o reducir tales deducciones y/o retenciones(estableciéndosequeencasoqueel tenedorencuestiónnocumplacondichosrequisitosde información, laEmisora actuará según su razonable criterio); (iv) tales deducciones y/o retenciones sean, en su caso,efectuadaspor la Emisoraporhaberactuado lamismacomo“obligado sustituto”del impuestoa losbienespersonalesargentinoconrespectoalasObligacionesNegociablesencuestión,oacuentadecualquierobligadosustitutodedichoimpuesto;y/o(v)cualquiercombinaciónde(i)a(iv)anteriores.

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FormaLas Obligaciones Negociables podrán ser escriturales o nominativas no endosables (con o sin cupones deinterés),representadasporunoomástítulosglobales(queserándepositadoscondepositariosautorizadosporlas normas vigentes) y/o por títulos definitivos. Por otra parte, en caso que así lo permitieran las normasvigentes (lo cual no ocurre actualmente por encontrarse vigente la Ley Nº 24.587 de Nominatividad de losTítulosValoresPrivadosyelDecretoNº259/1995), tambiénpodránseralportadorsiasí seespecificaen losSuplementoscorrespondientes.LasObligacionesNegociablesrepresentadasportítulosglobalesoemitidasenformaescrituralserándepositadasy/oregistradasensistemasautorizadosporlasnormasvigentes.DenominacionesLas Obligaciones Negociables tendrán las denominaciones que se especifiquen en los Suplementoscorrespondientes,deacuerdoaloestablecidoporlasnormasvigentes.Registro,Transferencias,GravámenesyMedidasPrecautoriasEl agente de registro de las Obligaciones Negociables será aquel que se especifique en los Suplementoscorrespondientes.Las transferenciasdeObligacionesNegociables representadaspor títulos globales y/ode títulos emitidosenformaescrituralseránefectuadasdeacuerdoconlosprocedimientosaplicablesdelcorrespondienteagentederegistro.LastransferenciasdeObligacionesNegociablesrepresentadasportítulosdefinitivosseránefectuadasporlostitularesregistralesmediantelaentregadelostítulosdefinitivosencuestiónalcorrespondienteagentederegistroconjuntamenteconunasolicitudescritaaceptableparadichoagentederegistroenlacualsolicitela transferencia de lasmismas, en cuyo caso el agente de registro registrará la transferencia y entregará alnuevotitularregistralunoomásnuevostítulosdefinitivosdebidamentefirmadosporlaEmisora,encanjedelosanteriores.LastransferenciasdeObligacionesNegociablesalportadorseránefectuadasporlostenedoresdelasmismasmediantelaentregadelasmismasalnuevotenedor.ElcorrespondienteagentederegistroanotaráenelregistrodelasObligacionesNegociablesencuestióntodogravamen y/omedida precautoria que se constituya sobre lasmismas de acuerdo con cualquier instrucciónescritarecibidadeltenedordelasObligacionesNegociablesencuestióny/oconcualquierordendictadaporuntribunalcompetente.Las Obligaciones Negociables representadas por Obligaciones Negociables globales o emitidas en formaescrituralpodránserdepositadasy/oregistradasensistemasderegistroodepósitocolectivoautorizadosporlas normas vigentes, en cuyo caso resultarán aplicables a las Obligaciones Negociables en cuestión losprocedimientos aplicables del sistema de depósito colectivo de que se trate (incluyendo, sin limitación, losrelativosalregistro,transferencias,gravámenesymedidasprecautorias).ReemplazoAmenosqueseespecifiquelocontrarioenlosSuplementoscorrespondientes,encasodeterioro,extravíoy/osustracción de cualquier título global o título definitivo el procedimiento se ajustará a lo establecido en laSección4°,artículos1852yconcordantesdelCódigoCivilyComercialdelaNación.LostítulosemitidosenvirtuddecualquierreemplazodeotrostítulosseránobligacionesválidasdelaEmisorayevidenciarán lamisma deuda y tendrán derecho a losmismos beneficios que los títulos reemplazados. Losnuevos títulos globales y/o definitivos serán entregados en las oficinas de la Emisora que se detallen en elSuplemento aplicable. Los gastos y costos derivados de la realización de cualquier reemplazo de títulos,incluyendoelpagode lassumassuficientesparacubrircualquier impuesto,tasa,contribucióny/uotracargagubernamentalpresenteofuturadecualquiernaturaleza,seránsoportadosporeltitularregistralquesoliciteelreemplazoencuestión.

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PagosAmenos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, todos los pagos de capital,intereses, montos adicionales, si hubiere, y/o cualquier otro monto adeudado por la Emisora bajo lasObligacionesNegociablesescrituralesseránefectuadosporlaEmisoraatravésdelcorrespondienteagentedepagodeacuerdoconlosprocedimientosaplicablesdelagentedepagoencuestión.Amenos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, todos los pagos de capital,intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado por la Emisora bajo las ObligacionesNegociables nominativas no endosables, representadas por títulos globales y/o títulos definitivos ydenominadas en Pesos, serán efectuados por la Emisora a través del correspondiente agente de pago confondosdedisponibilidadinmediataymediantechequeotransferenciaelectrónicaacuentasmantenidasenlaArgentina por los titulares registrales de las correspondientesObligacionesNegociables. Todos los pagos decapital,intereses,montosadicionalesy/ocualquierotromontoadeudadoporlaEmisorabajolasObligacionesNegociables nominativas no endosables, representadas por títulos globales y/o títulos definitivos ydenominados enmonedas distintas de Pesos, serán efectuados por la Emisora a través del correspondienteagente de pago según se especifique en los Suplementos correspondientes. Amenos que se especifique locontrario en los Suplementos correspondientes, los pagos de capital adeudado bajo las ObligacionesNegociables nominativas no endosables, representadas por títulos globales y/o títulos definitivos, seránefectuados contra la entrega de las Obligaciones Negociables en cuestión al agente de pago para sucancelación(estableciéndosequeencasodeamortizacionesparcialesdichaentregasoloseránecesariacontralaentregadenuevasObligacionesNegociablesrepresentativasdelsaldodecapitalnoamortizado).Amenosque se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, los pagos de intereses, montosadicionalesy/ocualquierotromontoadeudadobajolasObligacionesNegociablesnominativasnoendosables,representadasportítulosglobalesy/otítulosdefinitivos,seránefectuadosalaspersonasacuyonombreesténregistradas las Obligaciones Negociables al final del quinto Día Hábil (según se defina en cada Suplemento)anterior a la fechaen la cual sedebanpagar los intereses,montosadicionales y/o cualquierotromontoencuestión.Todos los pagos que la Emisora deba realizar en virtud de lasObligacionesNegociables se efectuarán en lamonedaprevistaenlosSuplementoscorrespondientes.EnelsupuestodeObligacionesNegociablespagaderasenunamonedaquenoseaPesos,lospagosseránefectuadosenlamonedadeterminadaencumplimientodelasnormasquepudieranresultaraplicablesalrespecto.LospagosarealizarseenrelaciónconlasObligacionesNegociablesenconceptodecapital, intereses,montosadicionales y/o cualquier otro monto deberán ser realizados en las fechas que se establezcan en losSuplementoscorrespondientes.AmenosqueseespecifiquelocontrarioenlosSuplementoscorrespondientes,sielcorrespondientedíadepagodecapital,intereses,montosadicionalesy/ocualquierotromontoadeudadobajo lasObligacionesNegociablesnofueraunDíaHábil,dichopagodecapital, intereses,montosadicionalesy/o cualquier otromonto no será efectuado en dicha fecha sino en el Día Hábil inmediatamente posterior.Cualquier pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado bajo lasObligacionesNegociablesefectuadoendichoDíaHábilinmediatamenteposteriortendrálamismavalidezquesi hubiera sidoefectuadoen la fechaen la cual vencía el pagode capital, intereses,montos adicionales y/ocualquierotromontoadeudadoencuestión,sinperjuiciodequesedevengaránloscorrespondientesintereseshastadichoDíaHábilinmediatamenteposterior.AmenosqueseespecifiquelocontrarioenlosSuplementoscorrespondientes,seconsiderará“DíaHábil”cualquierdíaquenoseasábado,domingoocualquierotrodíaenelcuallosbancoscomercialesenlaCiudadAutónomadeBuenosAiresestuvieranautorizadosorequeridosporlasnormasvigentesacerraroque,deotraforma,noestuvieranabiertosparaoperar.AmenosqueseespecifiquelocontrarioenlosSuplementoscorrespondientes,lospagosdecapital,intereses,montosadicionalesy/ocualquierotromontoadeudadobajoObligacionesNegociablesingresadasensistemasdedepósitocolectivoseránefectuadosdeacuerdoconlosprocedimientosaplicablesdelsistemadedepósitocolectivoencuestión.Se podrá solicitar, según se establezca en el Suplemento correspondiente, la admisión de las ObligacionesNegociablespara su compensaciónen la compañíaEuroclearSA/NV,ClearstreamBanking, SociétéÁnonime,DepositaryTrustCompany,oencualquierotrosistemadecompensaciónqueallíseestablezca.

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CompromisosLa Sociedad podrá asumir compromisos en relación a cada Clase deObligacionesNegociables, los cuales seespecificaránenelSuplementoaplicableadichaClase.CompraoAdquisicióndeObligacionesNegociablesporpartedelaEmisoraAmenosqueseespecifiquelocontrarioenelSuplementocorrespondiente,laEmisorapodrá,deacuerdoconlasnormasvigentes,encualquiermomentoydecualquierforma,comprarodecualquierotraformaadquirirObligaciones Negociables en circulación y realizar con ellas cualquier acto jurídico, pudiendo en tal caso laEmisora, sin carácter limitativo, mantener en cartera, transferir a terceros y/o cancelar tales ObligacionesNegociables.Lascomprasy/oadquisicionesquerealicelaEmisoray/ocualquierparterelacionadaaellaenelmercado secundario serán realizadas al precio de mercado vigente al momento de tales operaciones, yrespetandoelprincipiodetransparencia.La Emisora también podrá realizar una oferta pública de adquisición de Obligaciones Negociables encirculación,encuyocaso laEmisora informarápreviamenteelprecioy las restantescondicionesaplicablesadichaofertapúblicadeadquisición,yrespetaráelprincipiodetratoigualitarioentreinversores.LasObligacionesNegociablesasíadquiridaspor laEmisora,mientrasnoseantransferidasaunterceropor lamisma, no serán consideradas en circulación a los efectos de calcular el quórum y/o las mayorías en lasasambleasdetenedoresdelasObligacionesNegociablesencuestiónynodaránalaEmisora,derechoavotoentalesasambleas,nitampocoseránconsideradasalosfinesdecomputarcualquierporcentajedetenedoresreferidoenelpresentey/oenlosSuplementoscorrespondientes.RescateaOpcióndelaEmisoraEncasoqueasíseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes,lasObligacionesNegociablespodránserrescatadas total o parcialmente a opción de la Emisora con anterioridad al vencimiento de las mismas, deconformidadcon los términosy condicionesque seespecifiquenen tales Suplementos. ElprocedimientoderescateanticipadoparcialserealizarárespetandoelprincipiodetratoigualitarioentreinversoresydeacuerdoaloqueseestablezcaencadaSuplementocorrespondiente.RescateaOpcióndelostenedoresEn casoqueasí se especifiqueen los Suplementos correspondientes, lasObligacionesNegociablespodrán serrescatadas total o parcialmente a opción de los tenedores de las mismas con anterioridad a su fecha devencimiento, y los tenedores tendrán derecho a solicitar a la Emisora la adquisición de las mismas de otramaneraconanterioridadadichafecha.RescateporRazonesImpositivasEncasoqueasíseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes,lasObligacionesNegociablesdecualquierClaseoSeriepodránserrescatadasaopcióndelaSociedadensutotalidad,peronoparcialmente,encualquiermomentoconlacondiciónque:

(i) enocasióndelpróximopagoexigibleenvirtuddelasObligacionesNegociablesdelaClaseoSeriesen cuestión, la Sociedadhaya sidoobligadaoestuvieraobligadaapagarmontosadicionales según loprevisto en “Montos Adicionales” del presente como resultado de cualquier modificación o reforma de lasnormas vigentes de la Argentina (y/o de cualquier subdivisión política de lamisma y/o cualquier autoridadgubernamentalde lamismaconfacultadesfiscales),y/ocualquiercambioen laaplicacióny/o interpretaciónoficial de dichas normas vigentes, cuya modificación o reforma sea efectiva en la fecha de emisión de lasObligaciones Negociables de la Clase en cuestión y/o con posterioridad a dicha fecha de emisión, y dichaobligación de pago de montos adicionales sea con respecto a, por lo menos, el 20% de las ObligacionesNegociablesdelaClaseoSeriesencuestiónencirculación;y

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(ii) la Sociedad no pueda evitar dichas obligaciones tomando medidas razonables disponiblesparahacerlo.

El rescate por razones impositivas se efectuarámediante el pago delmonto de capital de las ObligacionesNegociables de la Clase o Serie en cuestión no amortizado, los intereses devengados sobre el mismo ycualquierotromontoadeudadobajo lasObligacionesNegociablesde laClaseoSerieencuestión.El rescateporrazonesimpositivassólopodrátenerlugarenunafechadepagodeinteresesydeberácontarconunavisopor parte de la Sociedad publicado en la AIF y en el boletín diario de la BCBA, en virtud del ejercicio de lafacultaddelegadaporBYMAalaBCBA,conformelodispuestoporlaResoluciónN°18.629delaCNV,connomenosde15díasdeanticipaciónadichafechadepagodeintereses.Dichoavisoseráirrevocable.EventosdeIncumplimientoLos supuestos de incumplimiento relativos a las Obligaciones Negociables que se emitan en el marco delPrograma,encasodeexistir,seespecificaránenlosSuplementosaplicables.RangoSalvoenelcasodeObligacionesNegociablescongarantíaespecialy/oflotante,y/uotragarantía(incluyendo,sinlimitación,garantíadeterceros),y/osubordinadas,lasObligacionesNegociablestendránentodomomentoigualprioridaddepagoentresíycontodaslasdemásobligacionesnosubordinadasycongarantíacomúndelaSociedad, presentes o futuras, salvo las obligaciones que gozaran de privilegios en virtud de disposicioneslegalesy/ocontractuales.AsambleasLasasambleasdetenedoresdeObligacionesNegociablesdecualquierClaseseránconvocadasporlaSociedadcuando lo juzgue necesario y/o le fuera solicitado por tenedores que representen, por lomenos, el 5% delmontototaldecapitaldelasObligacionesNegociablesdelaClaseencuestiónencirculación,olaSociedad,asucriterio,podráconvocarunaasambleadetenedoresencualquiermomento,ydetiempoentiempo,paraformular, dar o tomar cualquier pedido, demanda, autorización, directiva, notificación, consentimiento,renunciauotramedidaqueconformealasObligacionesNegociablesdebaserformulada,dadaotomadapordichos tenedores. En este último supuesto, la solicitud indicará los temas a tratar y la asamblea deberá serconvocadaparaquesecelebredentrodelos40díasderecibidalasolicituddelostenedoresencuestión.Lasasambleasseránconvocadasporpublicacionesdurante5días,con10deanticipaciónpor lomenosynomásde30,enelBoletínOficialdelaRepúblicaArgentinayenunodelosdiariosdemayorcirculacióngeneralen la Argentina. En las publicaciones deberámencionarse la fecha, hora, lugar de reunión, orden del día yrequisitos de asistencia. Las asambleas en segunda convocatoria por haber fracasado la primera deberáncelebrarse dentro de los treinta días siguientes, y las publicaciones se harán por tres días con ocho deanticipacióncomomínimo.Ambasconvocatoriaspodránrealizarsesimultáneamente,estableciéndosequesilaasamblea en segunda convocatoria fuera citada para celebrarse el mismo día que la asamblea en primeraconvocatoria,lasegundadeberáserloconunintervalonoinferioraunahoradelafijadaparalaprimera.LasasambleaspodráncelebrarsesinpublicacióndelaconvocatoriacuandosereúnantenedoresquerepresentenelmontototaldecapitaldelasObligacionesNegociablesdelaClaseencuestiónencirculaciónylasdecisionesseadoptenporunanimidaddedichostenedores.AmenosqueseespecifiquelocontrarioenlosSuplementoscorrespondientes,lasasambleasdetenedoressellevarán a cabo en Buenos Aires de acuerdo con la Ley de Obligaciones Negociables; estipulándose, noobstante, que la Sociedad podrá determinar la celebración de cualquiera de dichas asambleassimultáneamenteenBuenosAiresyenlaciudadqueseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes,porcualquiermediodecomunicaciónquelepermitaalosparticipantescomunicarsesimultáneamenteentreellos(conformealart.158delCódigoCivilyComercialdelaNaciónyelart.61delaLMC).Paraasistiralasasambleaslostenedoresdeberán,connomenosdetresdíashábilesdeanticipaciónaldelafechafijadaparalaasambleaencuestión,comunicarporescritoalaSociedadqueasistiránatalasambleaadjuntandoadichacomunicaciónuncertificadoemitidoporelagentederegistroencuestiónatalfin(estableciéndose,sinembargo,queenelcaso de Obligaciones Negociables al portador los tenedores deberán, en vez de adjuntar dicho certificado,

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depositarenlasedesocialdelaSociedad,odondeseindicase,lascorrespondientesObligacionesNegociablesalportador).LostenedoresnopodrándisponerlasObligacionesNegociablesalascualescorrespondandichascomunicacioneshastadespuésderealizadalaasamblea,amenosqueseacanceladalacomunicaciónrelativaatalesObligacionesNegociables.Encasoqueasí lopermitieranlasnormasvigentes(locualnoocurreactualmenteporencontrarsevigentelaLey N° 24.587 de Nominatividad de los Títulos Valores Privados), también podrán ser al portador si así seespecificaenlosSuplementoscorrespondientes.Lasasambleas seránpresididasporquien lamayoríade los tenedorespresentesen laasambleaencuestiónelijaentrelospresentesenlamisma.La constitución de las asambleas en primera convocatoria requiere la presencia de tenedores, por sí o porrepresentación, que representen por lo menos el 51% del monto total de capital de las ObligacionesNegociablesde laClaseencuestiónencirculación (enelcasodequeseaunaasambleaextraordinaria)ounmayoría (enel casodeunaasambleaordinaria),y laconstituciónde lasasambleasensegundaconvocatoriarequierelapresenciadetenedorescualquieraseaelporcentajedelmontototaldecapitaldelasObligacionesNegociablesdelaClaseencuestiónencirculaciónpresentes.Lasresolucionesenamboscasosserántomadaspormayoríaabsolutadelosvotospresentes;estableciéndose,sinembargo,queserequeriráelvotoafirmativodetenedoresquerepresenten(i) losporcentajesdelmontototal de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación que se especifiquenoportunamenteen“EventosdeIncumplimiento”paraadoptarlasmedidasespecificadasendichotítulo;y(ii)latotalidad del monto de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación paramodificar lascondicionesfundamentalesdelasObligacionesNegociablesdelaClaseencuestión, incluyendo,sin limitación, las siguientes: (1) cambio de las fechas de pago de capital, intereses,montos adicionales y/ocualquierotromontoadeudadobajo lasObligacionesNegociablesde laClaseen cuestión; (2) reduccióndelmontodecapital,delatasadeinterésy/odecualquierotromontopagaderobajolasObligacionesNegociablesdelaClaseencuestión;(3)cambiodellugary/odelamonedadelospagosbajolasObligacionesNegociablesdelaClaseencuestión;(4)reducciónoliberacióndelasgarantíasquesehubieranotorgadoalrespectoy(5)modificacióndeestepárrafo.Lasasambleaspodránpasaracuartointermedioporunavezafindecontinuardentrodelos30díassiguientes.Sólo podrán participar en la segunda reunión los tenedores que hubieran efectuado la comunicación a laSociedadreferidamásarriba.LasasambleasdetenedoresdeObligacionesNegociablesdedistintasClasessecelebraránenformaseparada,estableciéndose, sin embargo, que se podrá convocar a asambleas conjuntas de tenedores de ObligacionesNegociables de distintas Clases a fin tratar cuestiones comunes a las distintas Clases de ObligacionesNegociablesencuestión.A losfinesdecomputarelquórumy lasmayoríasentalesasambleasconjuntas, lasdistintas Clases de Obligaciones Negociables en cuestión serán consideradas como una única clase,estableciéndosequeencasoquelasObligacionesNegociablesdelasdistintasClasesestuvierandenominadasenmás de unamoneda, se tomará elmonto de capital de lasmismas en Pesos conforme con la fórmula oprocedimientoautilizarpara ladeterminaciónde laequivalenciaentre lamonedautilizadaen laemisiónencuestiónyelPesoreferidaen“MontoMáximo”delpresente.Las Obligaciones Negociables que hayan sido rescatadas y/o adquiridas por la Emisora conforme con lodispuestoen“RescateaOpcióndelaEmisoray/odelosTenedores”y/o“CompraoAdquisicióndeObligacionesNegociablesporpartedelaEmisora”delpresente,mientrasnoseantransferidasaunterceroporlamisma,noseránconsideradasencirculaciónalosefectosdecalcularelquórumy/olasmayoríasenlasasambleas.TodaslasdecisionesadoptadasporlasasambleasseránconcluyentesyvinculantesparatodoslostenedoresdeObligacionesNegociables de la Clase en cuestión, independientemente de si estaban o no presentes en lasasambleasencuestión.Todas las cuestiones relativas a las asambleas no contempladas en el presente se regirán por la Ley deObligacionesNegociables.

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ModificacióndeCiertosTérminosyCondicionesLaEmisorapuede, sinnecesidaddel consentimientodeningún tenedor,modificary reformar los términosycondicionesdelasObligacionesNegociables,paracualquieradelossiguientesfines:

(1) agregarcompromisosenbeneficiode lostenedoresdetodasycadaunade lasClasesy/oSeriesdeObligacionesNegociables;(2) agregarEventosde Incumplimientoenbeneficiode los tenedoresdetodasycadaunade lasClasesy/oSeriesdeObligacionesNegociables;

(3) designar un sucesor de cualquier agente de registro, co-agente de registro o agente de pagodesignadosenrelaciónconlasObligacionesNegociablesdecualquierClasey/oSerie;

(4) subsanar cualquier ambigüedad, defecto o inconsistencia en los términos y condiciones de lasObligacionesNegociables;

(5) introducircualquiercambionosustancialque,enopinióndebuenafedelDirectoriodelaSociedad,noafecte demodo adverso el derecho de ningún tenedor de la Clase y/o Serie pertinente deObligacionesNegociables.

NotificacionesA menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las notificaciones a lostenedoresdeObligacionesNegociablesseconsiderarándebidamenteefectuadassisepublicanporundíaenelboletín diario de la BCBA, en virtud del ejercicio de la facultad delegada por BYMA a la BCBA, conforme lodispuestoporlaResoluciónN°18.629delaCNV,asícomoenlapáginawebdelaCNF,enelítemInformaciónFinanciera.Lasnotificacionesseconsideraránefectuadaseldíaenqueserealizódichapublicación.Elcostodecualquier publicación y/o notificación estará a cargo de la Emisora. Sin perjuicio de ello, la Emisora deberáefectuartodaslaspublicacionesquerequieranlasNormasdelaCNVylasdemásnormasvigentes,yasimismo,ensucaso,todaslaspublicacionesquerequieranlasnormasvigentesdelasbolsasy/omercadosautorizadosdelpaísy/odelexteriordondelisteny/onegocienlasObligacionesNegociables.Fiduciarios,AgentesFiscalesyOtrosAgentesLasObligacionesNegociablespodránseremitidasenelmarcodecontratosdefideicomisoy/odecontratosdeagenciafiscalqueoportunamente laEmisoracelebreconentidadesqueactúencomofiduciariosy/oagentesfiscales, lo cual seráespecificadoen losSuplementoscorrespondientes.Tales fiduciariosy/oagentes fiscalesdesempeñaránfuncionessolamenterespectodelasClasesdeObligacionesNegociablesqueseespecifiquenenlosrespectivoscontratos,ytendránlosderechosyobligacionesqueseespecifiquenenlosmismos.Asimismo,laEmisorapodrádesignarotrosagentesen relacióncon lasObligacionesNegociablesparaquedesempeñenfuncionessolamenterespectodelasClasesdeObligacionesNegociablesqueseespecifiquenencadacaso.SistemasdecompensaciónSe podrá solicitar, según se establezca en el Suplemento correspondiente, la admisión de las ObligacionesNegociablesparasucompensaciónenlacompañíaEuroclearSA/NV,ClearstreamBanking,SociétéÁnonime,elDepositoryTrustCompany,ocualquierotrosistemadecompensaciónqueallíseestablezca. AgentesdeRegistroyPagoSeránelagentederegistroyelagentedepagoquesedesignenenelSuplementorespectivo.

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AgentesColocadoresLaSociedadpodrádesignarunoomásagentescolocadoresparalacolocacióndeunaomásclasesy/oseriesdeObligacionesNegociables.ElolosagentescolocadoresdelasObligacionesNegociablesseránaquellosqueseespecifiquenenlosSuplementoscorrespondientes.OtrasEmisionesdeObligacionesNegociablesA menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, la Sociedad, sin elconsentimientodelostenedoresdeObligacionesNegociablesdecualquierClasey/oSerieencirculación,podráencualquiermomentoemitirnuevasObligacionesNegociablesquetenganlosmismostérminosycondicionesquelasObligacionesNegociablesdecualquierClaseencirculaciónyqueseanigualesentodosentido,exceptoporsusfechasdeemisióny/opreciosdeemisión,demaneraquetalesnuevasObligacionesNegociablesseanconsideradasObligacionesNegociablesdelamismaClasequedichasObligacionesNegociablesencirculaciónyseanfungiblesconlasmismas.TalesnuevasObligacionesNegociablesserándeunaSeriedistintadentrodelaClaseencuestión.Amenosqueseespecifique locontrarioen losSuplementoscorrespondientes, laEmisoratampocorequeriráelconsentimientodelostenedoresdelasObligacionesNegociablesdecualquierClasey/oSerieencirculaciónparaemitirnuevasClasesbajoelPrograma, sinperjuiciodeque,al igualqueenel casomencionadoenelpárrafoprecedente,dichaemisiónestarásujetaalaautorizacióndelaCNV.LeyAplicableLasObligacionesNegociablesseregiránporyseráninterpretadasdeconformidadconlasleyesdelaRepúblicaArgentina y/o de cualquier otra jurisdicción que se especifique en los Suplementos correspondientes(incluyendo,sinlimitación,lasleyesdelEstadodeNuevaYork,EstadosUnidos);estableciéndose,sinembargo,que todas las cuestiones relativas a la autorización, firma, otorgamiento y entrega de las ObligacionesNegociablesporlaEmisora,ciertosaspectosrelativosalavalidezdelaasambleadetenedoresdeObligacionesNegociables, incluyendo quórum,mayorías y requisitos para su convocatoria, así como todas las cuestionesrelativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables sean “obligacionesnegociables”bajolasleyesdeArgentina,seregiránporlaLeydeObligacionesNegociables,laLeyGeneraldeSociedadesytodaslasdemásnormasvigentesargentinas.JurisdicciónTodacontroversiaquesesusciteentrelaEmisoraylostenedoresdeObligacionesNegociablesenrelaciónconlasObligacionesNegociablesseresolverádefinitivamenteporelTribunaldeArbitrajeGeneraldelaBCBAoelquesecreeenelfuturo,yenvirtuddeladelegacióndefacultadesotorgadasporelBYMAalaBCBAenmateriadeconstitucióndetribunalesarbitrales,deconformidadconlodispuestoenlaResoluciónN°18.629delaCNV.No obstante lo anterior, los inversores tendrán el derecho de optar por acudir a los tribunales judicialescompetentes. Asimismo, en los casos en que las normas vigentes establezcan la acumulación de accionesentabladasconidénticafinalidadanteunsolotribunal,laacumulaciónseefectuaráanteeltribunaljudicial.AcciónEjecutivaLasObligacionesNegociables seránemitidasconformecon laLeydeObligacionesNegociablesyconstituirán“obligaciones negociables” conforme con las disposiciones de la misma y gozarán de los derechos allíestablecidos. Enparticular, conforme conelArtículo 29dedicha ley, en el supuestode incumplimientoporpartedelaEmisoraenelpagodecualquiermontoadeudadobajolasObligacionesNegociables,lostenedoresdelasmismaspodrániniciaraccionesejecutivasantetribunalescompetentesdelaArgentinaparareclamarelpagodelosmontosadeudadosporlaEmisora.EncasoquelasObligacionesNegociablesfuerannominativasnoendosablesrepresentadasportítulosglobales,ylosbeneficiariostenganparticipacionesenlosmismosperonoseanlostitularesregistralesdelasmismos,eldepositario podrá expedir certificados de tenencia a favor de tales beneficiarios a solicitudde éstos y éstospodrán iniciar con tales certificados las acciones ejecutivas mencionadas. Asimismo, en caso que lasObligacionesNegociablesfueranescriturales,elcorrespondienteagentederegistropodráexpedircertificados

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detenenciaafavordelostitularesregistralesencuestiónasolicituddeéstosyéstospodrániniciarcontalescertificadoslasaccionesejecutivasmencionadas.ProcedimientodeEntregadeObligacionesNegociablesDefinitivasSi se produjera y subsistiera un Evento de Incumplimiento y como consecuencia de ello se produjera lacaducidad de los plazos para el pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro montoadeudadobajo lasObligacionesNegociables, losbeneficiariosdeparticipacionesenObligacionesNegociablesrepresentadas por títulos globales podrán solicitar a la Emisora la entrega de Obligaciones Negociablesrepresentadas por títulos definitivos, debidamente firmados por la Emisora, contra presentación delcomprobante de tenencia (con bloqueo de la cuenta) expedido por el depositario en cuestión. DichasObligacionesNegociablesrepresentadasportítulosdefinitivosseencontraránadisposicióndelpeticionanteenlas oficinas de la Emisora que se detallan en el presente Prospecto dentro de los siguientes 15 días de lapresentacióndelpedido.PrescripciónLos reclamos contra la Sociedad por el pago de capital y/o intereses bajo las Obligaciones Negociablesprescribirán a los cinco y dos años, respectivamente, contados desde la fecha de vencimiento del pagocorrespondiente.DuracióndelProgramaElplazodeduracióndelPrograma,dentrodelcualpodránemitirselasObligacionesNegociables,serádecincoañoscontadosdesdelafechadeautorizacióndelDirectoriodelaCNVdeofertapúblicaotorgadapor laCNVque se detalla en la portada del presente Prospecto. Dicho plazo podrá ser prorrogado por la Sociedadcontandoconlasautorizacionescorrespondientes.CalificacióndeRiesgoLa Sociedad ha optado por no solicitar la calificación de riesgo para el Programa. Sin perjuicio de ello, laSociedadpodráoptarporcalificaronocadaClasey/oSeriedeObligacionesNegociablesqueseemitanbajoelmismo,yharáconstar lacalificaciónotorgadaenlosSuplementoscorrespondientes.EncasoquelaSociedadopteporcalificarunaomásClasesy/oSeriesdeObligacionesNegociables,lasmismascontaránsolamenteconunacalificaciónderiesgoamenosqueseespecifiquelocontrarioenlosSuplementoscorrespondientes.PlandeDistribuciónEn los Suplementos correspondientes se detallará el plan de distribución aplicable a las ObligacionesNegociablesdelaClasey/oSerieencuestión.La Emisora podrá vender Obligaciones Negociables periódicamente por sí misma, o través de uno o másagentes colocadores. En el caso en que la Emisora decida designar unoomás colocadores respecto de unaClasey/oSeriedeObligacionesNegociablesemitidaenelmarcodelPrograma,laEmisoracelebraráconcadaagente colocador un convenio de colocación. En tal caso, los agentes colocadores de las ObligacionesNegociables de cada Clase y/o Serie, que serán aquellos que se especifiquen en los Suplementoscorrespondientes,podránactuarcomotalessobrelabasedemejoresesfuerzosy/osuscripciónenfirme,segúnseespecifiqueenlosSuplementoscorrespondientes.LasObligacionesNegociablesseráncolocadasporofertapúblicaenArgentinaconformeconlostérminosdelaLeydeMercadodeCapitales,ydemásnormasvigentes,queincluyen,sinlimitación,lasNormasdelaCNV.Atal fin,sepodrádistribuirelpresenteProspectoy/o losSuplementoscorrespondientes(incluyendoversionespreliminaresdelosmismosconformeconlasNormasdelaCNV)pormediosfísicosy/oelectrónicos(pudiendoadjuntarse a dichos documentos una síntesis de la Emisora y/o de los términos y condiciones de lasObligaciones Negociables que incluya solamente, y sea consistente con, la información contenida en elpresenteProspectoy/oenlosSuplementoscorrespondientes),realizarreunionesinformativas,publicaravisosofreciendo las Obligaciones Negociables (incluyendo el correspondiente aviso de suscripción), realizar

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contactos y/u ofrecimientos personales y/o telefónicos y/o realizar otros procedimientos de difusión que laEmisoraestimeadecuados.Colocación,SuscripciónyAdjudicaciónEnlosSuplementoscorrespondientessedetallaráelprocesodecolocación,suscripciónyadjudicaciónaplicablea lasObligacionesNegociables de la Clase y/o Serie en cuestión, el cual deberá ajustare a lo previsto en elartículo 1 y concordantes de la sección I del Capítulo IV, del Título VI de las Normas de la CNV. En elSuplemento se podrá establecer que lasObligacionesNegociables sean integradas por los correspondientessuscriptoresenefectivoy/omediantelaentregadeobligacionesnegociablesdecualquierotraClaseyoSerieencirculación.MercadosLa Emisorapodrá solicitar autorizaciónpara el listado y/o la negociacióndeunaomásClases y/o Series deObligacionesNegociablesqueseemitanbajoelProgramaenunaomásbolsasy/omercadosautorizadosdelpaísy/odelexterior,segúnseespecifiqueen losSuplementoscorrespondientes.Sinembargo, laEmisoranopuedeasegurarquelassolicitudescorrespondientesseanaceptadas.

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INFORMACIÓNADICIONAL

CapitalSocial BajoelpresentetítuloseconsignaciertainformaciónrelacionadaconelcapitalsocialdelaCompañía,incluidasciertasdisposicionesresumidasdelosestatutossocialesdelaCompañía,laLeyGeneraldeSociedadesyciertasleyes y reglamentaciones argentinas relacionadas, todo ello vigente a la fecha del presente. La presentedescripción no pretende ser completa y se encuentra sujeta en su totalidad por referencia a los estatutossocialesdelaCompañía,laLeyGeneraldeSociedadesylasdisposicionesdeotrasleyesyreglamentacionesdeArgentinaaplicables,incluidaslasNormasdelaCNVylasnormasdelaBCBA.A la fecha de este Prospecto, el capital social de PCR se encuentra compuesto por 72.073.538 accionesordinarias escriturales Clase A de $1 valor nominal cada una y con derecho a cinco (5) votos por acción.Durantelosúltimostresejercicios,nosehanregistradovariacionesenelcapitalsocialdePCR.SibienlaAsambleaOrdinariayExtraordinariadeAccionistasdel29deagostode2007,quedecidióaumentarel valor nominal por acción de la Sociedad de $0,01 a $1 y en consecuencia aumentar el capital social a$72.073.538 mediante la capitalización de $71.352.803 de la cuenta “Ajuste de Capital” y la emisión de$72.073.538nuevasaccionesordinariasescrituralesclaseAdevalornominal$1ycinco(5)votosporacción,resolvióadicionalmenteaumentarelcapitalsocialparaserofrecidoenelfuturomediantesuscripciónpúblicaenelmercadodomésticoeinternacionalmediantelaemisióndehasta$72.073.538accionesclaseBordinariasescriturales de valor nominal $1 y un (1) voto por acción, a la fecha de este Prospecto el Directorio no haimplementadoaúnlaofertadedichostítulos.AlafechadelpresenteProspectolatotalidaddelasaccionesemitidasysuscriptasseencuentrantotalmenteintegradas.PCRnoesposeedora,porsimismanipormediodesubsidiarias,deningunadesusacciones,ynoexistenpersonasquetenganopción,ohubiesenacordado,realizaropcionessobreelcapitalsocialdePCR.La Sociedad no posee capital autorizado pero no emitido, ni compromisos de incrementar su capital social,distintos de aquellos resultantes del aumento de capital aprobado por la Asamblea General Ordinaria yExtraordinaria de accionistas de la Sociedad de fecha 29 de agosto de 2007, que fuera ratificado por laAsambleaGeneralOrdinariayExtraordinariadeaccionistasdelaSociedaddefecha23deabrilde2009.InstrumentoConstitutivoyEstatutosLaCompañíafueinscriptaenelRegistroPúblicodeComerciodelaProvinciadeChubutel30demayode1973según consta a fojas 188 a 245 del tomo XII del Libro Estatutos de Sociedades Anónimas y Contratos deSociedadesComercialesporunplazodeduraciónde99años.Elestatutosocialfueoriginalmenteinscriptoel16demayode1973anteelRegistroPúblicodeComerciodelaProvinciadeChubut,bajoelnúmero601/73,fojas188a245,tomoXII,deSociedadesAnónimas.Posteriormentesufriódistintasmodificaciones.Confecha5demayode2006,laCompañíatrasladósudomiciliosocialalaProvinciadeSantaCruz,habiéndoseinscriptotal trasladodesedeenelRegistroPúblicodeComerciodeesa jurisdicciónconfecha10deabrilde2006alTomoLXVI,No3353,Folio/s18525/18534.EltextoordenadovigentedelestatutosocialdelaCompañíafueaprobadoporlaAsambleaGeneralOrdinariayExtraordinaria de Accionistas de fecha 29 de agosto de 2007, pormedio de la cual semodificaron diversosartículosdelestatutosocial,alosfinesdelcumplimientodelanormativaaplicableenmateriadeofertapúblicade acciones. Dicha reforma y texto ordenado ha sido inscripto en el Registro Público de Comercio de laProvinciadeSantaCruzconfecha17dediciembrede2007alTomoLXVII,No3612,Folio/s20.717/20.770.LaAsambleaExtraordinariadeAccionistasde fecha10deabrilde2014aprobóel cambiodedomiciliode laSociedad de la ciudad de Río Gallegos, Provincia de Santa Cruz a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, yconsecuentementeporreunióndedirectoriodefecha14deabrilde2014sefijólasedesocialdelaSociedadenAvenidaAliciaMoreaudeJusto2030/50,piso3,oficina304,C.A.B.A.Elcambiodedomicilioynuevasede

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socialdelaSociedadfueaprobadoporelDirectoriodelaCNVmedianteResoluciónN°17.406defecha17dejulio de 2014 e inscripto en la Inspección General de Justicia con fecha 8 de septiembre de 2014, bajo elnúmero17.120,dellibro70,tomo–deSociedadesporAcciones.ObjetosocialDe acuerdo a lo establecido en el artículo 4 del estatuto social, PCR tiene comoobjeto social las siguientesactividades:

a) Comercialese Industriales:1)fabricacióndecementos, cales, yesosymaterialespara la construcción;2) laexplotación de canteras; 3) la exploración, explotación, extracción, procesamiento, producción,transporte, distribución y comercialización deminerales; 4) la exploración, explotación, extracción,procesamiento,producción,transporte,distribuciónycomercializacióndehidrocarburosprovenientesde yacimientos convencionales y no convencionales, así como la comercialización y distribución debienesdesuproducciónynaftas,biocombustibles,kerosenes,gasoil,aceitegrasaygasnatural;y ladistribución de agua dulce y salada; 5) la generación, transformación, transporte, distribución,exportación, importaciónycomercializaciónenlostérminosestablecidosenlanormativavigentedeenergía eléctrica en todas sus formas, incluyendo sin limitación, energía termoeléctrica concombustiblesnorenovablesyrenovablesoprovenientesderesiduosenergéticamenteaprovechables,hidroeléctrica, eólica, geotérmica, marina, solar y bioenergía; 6) la construcción, operación y/omantenimientodelíneasysistemasdetransmisióndeenergíaeléctricaenmediay/oaltatensión;7)lareparación,mantenimientoyconstruccióndeequipos,maquinariasyestructurasmetálicas,y8)laexplotacióndeplantasdelaminación;

b) Inmobiliarias: la adquisición, venta, permuta, explotación, instalación, arrendamiento, locación yadministracióndeinmueblesurbanosyruralesengeneral,yenespecialdedicadosalahoteleríayalturismoyelfraccionamientoycompraventadelotes;

c) Constr

ucción: la construcción de obras de ingeniería públicas y privadas y la producción, elaboración,transformación, distribución, importación, exportación, comercialización y transporte de piedra,cantosrodados,arena,cal,cemento,yesoycualquierotroelemento,producto,material,maquinaria,equipoyrepuestosparalaindustriadelaconstrucción;

d) Agrop

ecuarias:laexplotaciónintegraldeestablecimientosagrícola-ganaderos;

e) Transporte:eltransportedecargasgenerales,energíaeléctricaehidrocarburos(incluyendoperonolimitadoa petróleo crudo y gas natural) y la participación en sociedades cuyo objeto sea el transporte depersonas;

f) Turísti

casyDeportivas: laprestacióny comercializaciónde servicios turísticosyhoteleros; laejecucióndeinstalaciones deportivas y su venta y/o explotación y toda actividad vinculada con el turismo y concualquierdeporte;

g) Import

ación y Exportación: la importación y exportación de materiales, equipos y maquinarias de lasactividadesmencionadasenlosincisosprecedentes;

h) Societ

arias: la participación en otras sociedades, a través de la adquisición de acciones que le permitanejercer -o no- su gobierno, administración, dirección y fiscalización; la celebración de contratos decolaboraciónempresaria,aefectosdeencararproyectosespecíficos;

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i) Inversi

ón: en la República Argentina y/o en el exterior dentro de los límites fijados por las leyes yreglamentacionesvigentesyconsujeciónalasmismas;

j) Mand

ataria y de Servicios: el ejercicio de representaciones y mandatos, comisiones, estudios, análisis ypreparación de proyectos, emisión de dictámenes, asesoramientos e investigaciones, todo tipo deintermediación, organización y asistencia técnica, informes, estudios demercados y desarrollos deprogramasdepromoción;y

k) Financ

ieras:medianteelotorgamientodepréstamos, financiamientosy créditos, cono singarantía realopersonal,asícomoelotorgamientoporlaSociedaddetodotipodegarantíaspersonalesoreales,conexcepcióndelasoperacionescomprendidasenla leyNº21.526deEntidadesFinancieras(la“LeydeEntidadesFinancieras”)uotrasporlasqueserequieraelconcursodelahorropúblico;ylacelebracióndecontratosdeleasing-conosinopcióndecompra-entodassusmodalidades,comprendidasono,enlaLeyNº24.441.

DomiciliosocialSegúnsurgedelartículo2delestatutosocialreformadoporlaAsambleaExtraordinariadeAccionistasdefecha10deabrilde2014,einscriptoenlaInspecciónGeneraldeJusticiaconfecha8deseptiembrede2014,bajoelnúmero 17.120, del libro 70, tomo – de Sociedades por Acciones, la Compañía se encuentra domiciliadalegalmente en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Directorio sesionará en el domicilio legal o en lasCiudadesdePicoTruncado(SantaCruz)oComodoroRivadavia(Chubut),indistintamente,dondeeseórganoloresuelva respecto de cada sesión. Podrán establecerse sucursales, agencias o cualquier otra especie derepresentacióndentroofueradelpaísSedesocialydatosdecontactoLasedesocialdelaSociedadseencuentraubicadaenlacalleAliciaMoreaudeJusto2030/50,3°piso,of.304,CiudadAutónomadeBuenosAires.Susdatosdecontactosonlossiguientes:(i)númerodeteléfono:(+5411)4124-9800;(ii)númerodefax(+5411)4300-7640;(iii)direccióndecorreoelectrónico:[email protected];y(iv)páginaweb:http://www.pcr.com.ar/CierredelejerciciosocialDeconformidadconloestablecidoenelartículo25delestatutosocial,elcierredelejerciciofiscaloperael31dediciembredecadaaño.AsambleasLasasambleasdeaccionistaspuedenserordinariasoextraordinarias.LaCompañíadeberáconvocarycelebrarunaasambleaordinariadeaccionistasdentrodeloscuatromesesdelcierre de cada ejercicio económico para considerar los asuntos descriptos en los dos primeros párrafos delArtículo 234de la LeyGeneral de Sociedades, tales como, aprobaciónde estados contables, distribucióndeutilidades, aprobación de los informes del Directorio y Comisión Fiscalizadora, y elección, desempeño yremuneracióndeDirectoresymiembrosdelaComisiónFiscalizadora.Asimismo,deacuerdoconelDecretodeTransparencia,es competenciade lasasambleasordinariasdeaccionistasde laCompañía la consideraciónyaprobación de (i) la enajenación o constitución de cualquier gravamen sobre los activos de la Compañía entanto dicha decisión no se hubiera realizado en el curso ordinario de los negocios, y (ii) la celebración decontratosdeadministraciónogerenciamientoy cualquierotroactoenvirtuddel cual losactivoso serviciosprovistosa laCompañíafueranpagadostotaloparcialmenteconunporcentajede los ingresos,resultadosogananciasdelaCompañíasielmontoessubstancialteniendoencuentaelgiroordinariodelosnegociosyelpatrimonio de la compañía. Otras cuestiones que deben ser consideradas en una asamblea ordinaria

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convocada y celebrada en cualquiermomento incluyen cuestiones vinculadas con la responsabilidad de losDirectoresymiembrosdelaComisiónFiscalizadora,aumentosdecapitalyemisióndeciertostítulosdedeudaprivados.Las asambleas extraordinarias de accionistas pueden ser convocadas en cualquier oportunidad para tratarasuntosquenoseandelacompetenciadelaasambleaordinaria,incluyendo,sinlimitación,lareformadelosestatutossociales,emisióndedebentures,disoluciónanticipada,fusión,escisión,reduccióndelcapitalsocialyrescatedeacciones,transformacióndelasociedadenotrotiposocietario,designación,remociónyretribucióndeliquidadoresylimitaciónosuspensióndelosderechosdepreferenciadelosaccionistasenlasuscripcióndeacciones.El quórum para las asambleas ordinarias en primera convocatoria quedará constituido con la presencia deaccionistas que representen la mayoría de las acciones con derecho de voto. La asamblea en segundaconvocatoria,porhaberfracasadolaprimera,seconsideraráconstituidacualquieraseaelnúmerodeaccionespresentes.Laasambleaextraordinariasereúneenprimeraconvocatoriaconlapresenciadelosaccionistasquerepresenten el 60%de las acciones conderechode voto, y, si no hubiera quórum, la segunda convocatoriarequierelaconcurrenciadel30%delasaccionesconderechodevoto.Entodosloscasos,salvolasexcepcionesquesemencionanacontinuación,lasresolucionesenlasasambleasextraordinarias seadoptaránpormayoríaabsolutadevotospresentesquepuedanemitirseen la respectivadecisión.Cuandose tratarede: (i) la transferenciadeldomicilioalextranjero; (ii)el cambio fundamentaldelobjeto;(iii)ladisoluciónanticipadadelaCompañía;(iv)lareintegracióntotaloparcialdelcapital;(v)lafusiónylaescisióndelaCompañía,salvoquesealasociedadincorporante,encuyocasoseregiráporlasnormassobreaumento de capital; (vi) la limitación o suspensión del derecho de preferencia en la suscripción de nuevasacciones bajo las condiciones del art. 197 de la LeyGeneral de Sociedades; (vii) la constitución de reservasfacultativas, cuando su monto exceda del capital y de las reservas legales; y (viii) la continuación de laCompañía luegode lacancelacióndeofertapúblicaodenegociacióndesusvaloresnegociables; tantoen laprimeracuantoensegundaconvocatoria,lasresolucionesseadoptaránporelvotofavorabledelamayoríadeacciones con derecho a voto (inclusive aquellas acciones con preferencia patrimonial que carezcan de voto,bajoestossupuestostendráderechoaunvoto),sinaplicarselapluralidaddevoto.Las asambleas de accionistas podrán ser convocadas por el Directorio o los Miembros De La Comisiónfiscalizadoratodavezquelorequieranlasleyesocuandoéstosjuzguenprocedente.Asimismo,elDirectorioola comisión fiscalizadora deben convocar a asamblea de accionistas a solicitud de los accionistas querepresenten en total por lo menos el 5% del capital social en circulación de la Compañía, en cuyo caso laasambleasecelebrarádentrodelos40díasdelasolicituddedichosaccionistas.SielDirectorioolacomisiónfiscalizadoranoconvocaranunaasamblealuegoderecibirlasolicituddelosaccionistas,laCNVolostribunalespodrán ordenar su celebración. A fin de asistir a una asamblea, un accionista debe también depositar uncertificadorepresentativodeaccionesescrituralesregistradoasunombreyemitidoporCajadeValoresS.A.por lomenos tres días hábiles antes de la fecha fijada para la celebración de la asamblea a los fines de suregistro en el Libro de Asistencia a Asambleas de la Compañía. Un accionista con derecho a asistir a unaasambleapodráhacerlomedianteapoderado.NopodránotorgarsepoderesalosDirectores,miembrosdelaComisiónFiscalizadora,funcionariosoempleados.RestriccionesalosPagosdeDividendosLa Compañía no se encuentra restringida de declarar y realizar pagos de dividendos bajo ninguno de losacuerdosocontratosfinancierosvigentes.ContratosImportantes Nohaycontratos importantesde loscuales laSociedadseaparte,distintosde loscontratosoriginadosenelcursoordinariodelosnegocios.

Prevencióndellavadodeactivos

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Elconceptodelavadodeactivosseusageneralmenteparadenotartransaccionescuyoobjetivoesintroducirfondos provenientes de actividades ilícitas en el sistema institucionalizado y así transformar ganancias poractividadesilegalesenactivosdeorigenaparentementelegítimo.El13deabrilde2000,elCongresoNacionalArgentinoaprobólaLeyN°25.246(“LeydePrevencióndelLavadodeActivos”)modificadaposteriormenteentreotrasporlasLeyesN°26.087,N°26.119,N°26.268,N°26.683,N° 26.734 y las normas reglamentarias emitidas en lamateria por la Unidad de Información Financiera (la“UIF”),lascualesestablecenunrégimenpenaladministrativo,reemplazandovariosartículosdelCódigoPenalArgentino,ytipificanellavadodeactivoscomoundelitopenal.ConeldictadodelaLeyN°27.260ysuDecretoReglamentarioN°895/2016,laUIFpasaaestarbajolaórbitadelentoncesMinisteriodeFinanzas.LaUIFeselorganismo responsable del análisis, tratamiento y transmisión de información a los efectos de prevenir eimpedir el lavado de activos provenientes de diferentes actividades delictivas y el financiamiento delterrorismo.BajoelCódigoPenalArgentinosecometedelitodelavadodeactivoscuandounapersonaconvierte,transfiere,administra, vende, grava, disimula o de cualquier otro modo pone en circulación en el mercado, bienesprovenientesdeun ilícitopenal, con laconsecuenciaposibledequeelorigende losbienesoriginarioso lossubrogantesadquieran laaparienciadeunorigen lícito,ysiemprequesuvalorsupere lasumade$300.000,seaenunsoloactooporlareiteracióndehechosdiversosvinculadosentresí.El Código Penal de la Nación (en su Artículo 306, incluido por Ley N° 26.734) define el financiamiento delterrorismo como un delito cometido por cualquier persona que directa o indirectamente recolectare oproveyerebienesodinero,conlaintencióndequeseutilicen,oasabiendasdequeseránutilizados,entodooenparte:a)Parafinanciarlacomisióndeundelitoconlafinalidadestablecidaenelartículo41quinquies;b)Por una organización que cometa o intente cometer delitos con la finalidad establecida en el artículo 41quinquies;c)Porun individuoquecometa, intentecometeroparticipedecualquiermodoenlacomisióndedelitosconlafinalidadestablecidaenelartículo41quinquies.En línea con la práctica internacionalmente aceptada, la mencionada ley no atribuye la responsabilidad decontrolarestastransaccionesdelictivassóloalosorganismosdelGobiernoNacional,sinoquetambiénasignadeterminadas obligaciones a diversas entidades del sector privado tales como bancos, agentes de bolsa,sociedadesdebolsaycompañíasdeseguro,entreotras(enumeradasenelartículo20delaLeydePrevencióndelLavadodeActivos).Asimismo,seencuentrandentrodelascategoríasdesujetosobligados,entreotros,alaspersonashumanasojurídicasqueactúencomofiduciarios,encualquiertipodefideicomisoylaspersonashumanas o jurídicas titulares de o vinculadas, directa o indirectamente, con cuentas de fideicomisos,fiduciantesyfiduciariosenvirtuddecontratosdefideicomiso..De acuerdo con la Ley de Prevención del Lavado de Activos, las siguientes personas, entre otras, estánobligadas a informar a la UIF: (i) las entidades financieras y las empresas aseguradoras; (ii) las entidadescambiariasylaspersonashumanasojurídicasautorizadasporelBancoCentralparaoperarenlacompraventadedivisasbajoformadedineroodechequesextendidosenmonedaextranjeraomedianteelusodetarjetasdecréditoodébito,oenlatransferenciadefondosdentrodelpaísoalexterior;(iii)agentesysociedadesdebolsa, administradoras de fondos comunes de inversión, agentes del mercado abierto electrónico y todosaquellos intermediarios en la compra, alquiler o préstamo de títulos valores; (iv) las empresas dedicadas altransportedecaudales,empresasprestatariasoconcesionariasdeserviciospostalesquerealicenoperacionesdegirosdedivisasode trasladodedistintos tiposdemonedaobillete; (v)organismosde laadministraciónpúblicacomoelBancoCentral,laAdministraciónFederaldeIngresosPúblicos,laSuperintendenciadeSegurosde la Nación, la CNV y la IGJ; (vi) los profesionales matriculados por Consejos Profesionales de CienciasEconómicas y los escribanos públicos; y (vii) las personas humanas o jurídicas que actúen comoadministradores,fiduciarios,intermediariosoagentedefideicomisos.Las personas humanas y jurídicas sujetas a la Ley de Prevención del Lavado de Activos deben cumplir conobligaciones,entreellas: (i) recabardesusclientesdocumentosqueprueben fehacientementesu identidad,personeríajurídica,domicilio,demásdatosqueencadacasoseestipule(elprincipiobásicodelanormativa,esla internacionalmenteconocidapolíticade“conozcaa sucliente”); (ii) informarcualquierhechouoperaciónsospechosa.A losefectosdeesta ley se consideranoperaciones sospechosasaquellas transaccionesque,deacuerdoconlosusosycostumbresdelaactividadquesetrate,comoasítambiéndelaexperienciaeidoneidad

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delaspersonasobligadasainformar,resulteninusuales,sinjustificacióneconómicaojurídicaodecomplejidadinusitadaoinjustificada,seanrealizadasenformaaisladaoreiterada(independientementedesumonto);y(iii)abstenersede revelar al clienteo a terceros las actuaciones que se están realizandoen cumplimientode lamencionada ley. En el marco del análisis de un reporte de operación sospechosa, las personas humanas ojurídicasantesmencionadasnopodránoponerantelaUIFlossecretosbancario,bursátiloprofesional,ni loscompromisoslegalesocontractualesdeconfidencialidad.LaAFIPsólopodrárevelaralaUIFlainformaciónensuposesiónenaquelloscasosenqueelreportedelaoperaciónsospechosahubierasidorealizadopordichoorganismo y con relación a las personas humanas o jurídicas involucradas directamente en la operaciónreportada. En los restantes casos, la UIF requerirá el levantamiento del secreto fiscal al juez federalcompetenteenmateriapenalquiendispondráquelaAFIPdivulguelainformaciónensupoder.EnvirtuddellistadodesujetosobligadosprevistoenlaLeydePrevencióndelLavadodeDinero,podríaocurrirque uno o más participantes en el proceso de colocación y emisión de las Obligaciones Negociables seencuentren obligados a recolectar información vinculada con los suscriptores de Obligaciones Negociables.Asimismo,dichos sujetosobligadosdeberánemitirun reportedeoperación sospechosaa laUIFenaquelloscasosenlosqueseencontrasenconoperacionesinusualesquepuedanserconsideradassospechosas(yaseapor carecer de justificación económica, jurídica, por ser innecesariamente complejas, entre otros motivos),independientementedequefueranrealizadasenoportunidadesaisladasoenformareiterada.LaResolución121ylaResolución229(talcomosedefinenacontinuación)regulan,entreotrascuestiones,laobligación de reunir documentación de clientes y las condiciones, obligaciones y restricciones para elcumplimiento de la obligación de informar respecto de operaciones sospechosas de lavado de activos yfinanciamientodelterrorismo.LaResolución121/2011delaUIFsegúnfueramodificada(la“Resolución121”)esaplicableaentidadesfinancierassujetasa laLeydeEntidadesFinancieras,aentidadessujetasa laLeyNº18.924ysusmodificatoriasyapersonasfísicasy jurídicasautorizadasporelBancoCentrala interveniren lacompra-venta demoneda extranjera con fondos en efectivo o cheques emitidos enmoneda extranjera o através del uso de tarjetas de débito o crédito o en la transferencia de fondos dentro o fuera del territorionacional.LaResoluciónNº229/2011delaUIF,segúnfueramodificadaocomplementadaporlasResolucionesNº52/2012,140/2012y21/2018(la“Resolución229”),establececiertasmedidasquelosagentesysociedadesde bolsa, sociedades gerente de fondos comunes de inversión, agentes de mercado abierto electrónico,intermediarios en la compra, alquiler o préstamo de títulos valores que operen bajo la órbita de bolsas decomercioconosinmercadosadheridosy losagentes intermediarios inscriptosen losmercadosde futurosyopciones(los“SujetosObligadosdelaResolución229”),deberánobservarparaprevenir,detectaryreportarloshechos, actos,operacionesuomisionesque,deacuerdoal análisis efectuado– yde conformidad con laidoneidadexigibleenfuncióndelaactividadquedesarrollan,considerenquepuedanprovenirdelacomisióndelosdelitosdelavadodeactivosyfinanciacióndelterrorismoenelmercadodecapitales.AtalesefectoslaResolución N° 229/2011 establece en su artículo 26 aquellas circunstancias que deberán ser especialmenteconsideradas,comoserentreotrastantas:i)losmontos,tipos,frecuenciaynaturalezadelasoperacionesquerealicen los clientes que no guarden relación con los antecedentes y la actividad económica de ellos; ii) losmontosinusualmenteelevados,lacomplejidadylasmodalidadesnohabitualesdelasoperacionesquerealicenlosclientes.En tanto y de acuerdo con la Resolución Nº 229/2014 de la UIF, tanto el Banco Central como la CNV sonconsiderados“ÓrganosdeContralorEspecíficos”.Entalcarácter,debencolaborarconlaUIFenlaevaluacióndelcumplimientodelosprocedimientosdeprevencióndelavadodeactivosporpartedelasparteslegalmenteobligadas a informar sujetas a su control. A estos fines, están facultados a supervisar, monitorear einspeccionardichasentidades,ydesernecesario,implementarciertasmedidasyaccionescorrectivas.Con el dictado de la Resolución 21/2018, los Sujetos Obligados de la Resolución 229 deberán identificar yevaluarsusriesgosyenfuncióndeello,adoptarmedidasdeadministraciónymitigacióndelosmismos,afindeprevenir demaneramás eficaz el lavado de activos. En esemarco, se habilita a losmismos a implementarplataformastecnológicasacreditadasquepermitan llevaracabotrámitesadistancia,sinexhibiciónpersonaldeladocumentación,sinqueellocondicioneelcumplimientodelosDeberesdeDebidaDiligencia.Vale decir asimismoque la presente ResoluciónN° 21/2018 contempló las nuevas categorías de agentes, altiempoqueincluyósuaplicaciónalosfideicomisosfinancierosconofertapública,susfiduciarios,fiduciantesylas personas físicas o jurídicas vinculadas directa o indirectamente con estos, por lo que se derogó

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parcialmente laRes.UIF140/12sólosobretalessujetos,continuandovigentes lasdisposicionesde lamismaparalosrestantesfideicomisos.Asimismo, prevé un Plan de implementación debiéndose cumplir con determinadas metas en los plazosestablecidosporestaResoluciónn°21/2018.Porsuparte,lasNormasdelaCNVdisponenquelossujetosparticipantesenlaofertapúblicadetítulosvalores(distintos de entidades emisoras), incluyendo, entre otros, a personas humanas o jurídicas que intervengancomoagentescolocadoresdetodaemisiónprimariadevaloresnegociables,deberáncumplircon lasnormasestablecidas por la UIF para el sector mercado de capitales. En virtud de ello, los adquirentes de lasobligacionesnegociablesasumiránlaobligacióndeaportarlainformaciónydocumentaciónqueselesrequierarespectodelorigendelosfondosutilizadosparalasuscripciónysulegitimidad.Las Normas de la CNV prevén también que los agentes que operan bajo su jurisdicción solo den curso aoperacionesdentrodelámbitodelaofertapública,cuandoéstasseanefectuadasuordenadaspor(i)personasoentidadescondomicilio,constituidasy/oresidentesenlosdepaísesquefigurenincluidosdentrodellistadode países cooperadores previsto en el artículo 2 inciso b) del Decreto N° 589/2013, o (ii) por personas oentidades que, si bien constituidas, domiciliadas y/o residentes en dominios, jurisdicciones, territorios oestados asociados no incluidos dentro del listado de jurisdicciones cooperadoras antes mencionado, seencuentren bajo control y fiscalización de un organismo que cumpla similares funciones a las de la CNV endichopaís,ytalorganismohubierafirmadounmemorandodeentendimiento,cooperacióneintercambiodeinformaciónconlaCNV.Respectodeentidadesemisoras(comoPCR),éstasdebenidentificaracualquierpersona,físicaojurídica,querealice aportes de capital, aportes irrevocables a cuenta de futuras emisiones de capital o préstamossignificativos,seaquetengalacalidaddeaccionistaonoalmomentoderealizarlos,ydeberáncumplirconlosrequisitos exigidos a los demás sujetos participantes en la oferta pública, por las normas de la UIF,especialmenteenloreferidoalaidentificacióndedichaspersonasyalorigenylicituddelosfondosaportadosoprestados.En línea con lo expuesto, los agentes colocadores correspondientespodrían solicitar, y los inversoresdebenpresentarasusimplerequerimiento,toda la informaciónydocumentaciónquese lessolicite,oquepudierasersolicitadaporlosagentescolocadorescorrespondientesparaelcumplimientodelasnormaslegalespenalessobre lavado de activos, las normas delmercado de capitales que impiden y prohíben el lavado de activosemitidas por la UIF, y de las Normas de la CNV y/o el Banco Central. La Emisora y los agentes colocadorescorrespondientes podrán rechazarmanifestaciones de interés y/u órdenes de compra de no cumplirse contales normas o requisitos, y dichos rechazos no darán derecho a reclamo alguno contra la Sociedad, losorganizadoresy/oloscorrespondientesagentescolocadores.MedianteelDecretoN°360/2016secreóel“ProgramadeCoordinaciónNacionalparaelCombatedelLavadode Activos y la Financiación del Terrorismo”, en el ámbito del Ministerio de Justicia y Derechos Humanosotorgándosele la función de reorganizar, coordinar y fortalecer el sistema nacional anti lavado de activos ycontra la financiación del terrorismo, en atención a los riesgos concretos que puedan tener impacto en elterritorionacional y a las exigencias globalesdemayorefectividadenel cumplimientode lasobligaciones yrecomendaciones internacionalesestablecidaspor lasConvencionesde lasNacionesUnidasy losestándaresdelGrupodeAcciónFinanciera (GAFI), lascualesserán llevadasacaboa travésdeunCoordinadorNacionaldesignado al efecto; y se modificó la normativa vigente estableciendo que sea el Ministerio de Justicia yDerechos Humanos la autoridad central del Estado Nacional para realizar las funciones de coordinacióninterinstitucionalde todos losorganismosyentidadesdel sectorpúblicoyprivadoconcompetenciaenestamateria, reservando a la UIF la capacidad de realizar actividades de coordinación operativa en el ordennacional,provincialymunicipalen loestrictamenteatinenteasucompetenciadeorganismode informaciónfinanciera.Por otra parte, en el marco del “Sistema voluntario y excepcional de declaración de tenencia de monedanacional, extranjera y demás bienes en el país y en el exterior” establecido en la Ley 27.260 y su DecretoReglamentarioN°895/2016,laUIFemitiólaResoluciónN°92/2016,envirtuddelacualseestablecióquelossujetosobligadosdebíanimplementar,atalesefectosunsistemadegestiónderiesgos.Asimismo,encasode

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detectarseoperaciones sospechosashastael 31demarzode2017, enel contextodelmencionado régimenlegal, deberán reportarlas en un apartado denominado “ROS SF”, en referencia al Reporte de OperaciónSospechosaadarseenelmarcodelRégimendeSinceramientoFiscal.Dichoreportedeberáserdebidamentefundadoy contenerunadescripciónde las circunstanciaspor las cuales se consideraque laoperación tienecarácterdesospechosa,enelmarcodelrégimendesinceramientofiscal,yrevelarunadecuadoanálisisdelaoperatoria y el perfil del cliente (en este caso, no resultan necesarios los requerimientos referidos ainformaciónydocumentacióntributaria).El 11 de enero de 2017, la UIF dictó la Resolución Nº 4/2017,mediante la cual estableció que se deberánaplicarmedidasdedebidadiligenciaespecialdeidentificaciónainversoresextranjerosynacionales(loscualesparacalificarcomotalesdebencumplirlosrequisitosestablecidospordichanorma)enlaRepúblicaArgentinaalmomentodesolicitarlaaperturaadistanciadecuentasespecialesdeinversión.Posteriormente, la UIF publicó la ResoluciónNº 30-E/17, que derogó la Resolución 121 y estableció nuevaspautas que las entidades financieras y cambiarias deben seguir en calidaddepartes obligadas legalmente abrindarinformaciónfinancierabajolaLeydePrevencióndeLavadodeActivos,enbasealasrecomendacionesrevisadasdeGAFIdelaño2012,alosfinesdeadoptarunenfoquebasadoenriesgos.LaResoluciónNº30-E/17,vigentedesdeel 15de septiembrede 2017, determina los elementosde cumplimientomínimosquedebenincluirse en un sistema para la prevención de lavado de activos y financiamiento del terrorismo, como unproceso de due diligence del cliente, programas de capacitación, monitoreo de operaciones, reporte deoperacionessospechosasynormativadeincumplimiento,entreotras.Recientemente, la UIF publicó la ResoluciónNº 21/2018 que establece que los SujetosObligados de la 229debenevaluarsusriesgosyadoptarmedidasparamitigarlos,afindeprevenirellavadodedinerodelamaneramáseficienteposible.Enestemarco, los individuospueden implementarplataformas tecnológicasdebuenareputación que permiten llevar a cabo procedimientos de larga distancia sin la necesidad de presentar ladocumentaciónenpersona.Paraunanálisismáspuntualdelrégimenlosinversorespuedenrecurrirasusasesoreslegalesy/oconsultarlanormativaaplicableenelsitiowebdelMinisteriodeHacienda(https://www.argentina.gob.ar/hacienda)odela Unidad de Información Financiera (https://www.argentina.gob.ar/uif ). Se recomienda a los inversoresconsultarconsuspropiosasesoreslegalesyleerlasleyesmencionadasysusdecretosreglamentarios.ControlesdeCambioAcontinuaciónsedescribenlasnormasprincipalesdelBancoCentralenloconcernientealingresoyegresodefondos en Argentina. Para unmayor detalle sobre las restricciones cambiarias y los controles de ingreso yegresode fondos, se sugierea los inversores consultar con susasesores legales yenel sitiode InternetdelMinisteriodeHacienda:www.argentina.gob.ar/haciendaywww.minfinanzas.gob.ar,oenel sitiode Internetdel Banco Central: www.bcra.gov.ar. Ninguna de la información contenida en dichos sitios de Internet seconsideraincorporadacomoreferenciaenelpresenteProspecto.Antes de diciembre de 1989, el mercado de divisas argentino estaba sujeto a controles cambiarios. Desdediciembre de 1989 hasta abril de 1991 la Argentina mantuvo un tipo de cambio libre para todas lastransaccionesenmonedaextranjeraysepermitiólatransferenciadedividendosenmonedaextranjeraenelextranjero y la repatriaciónde capital sinprevia aprobacióndelBancoCentral.Desdeel 1deabril de1991,fecha en que entró en vigencia la Ley N° 23.928 y el Decreto N° 529/91 (en su conjunto, la “Ley deConvertibilidad”),hastael21dediciembrede2001,fechaenqueelBancoCentralcerróelmercadodedivisas,elPesofuelibrementeconvertibleenDólares.El 3 de diciembre de 2001, el Gobierno Argentino impuso una serie de medidas de control monetario ycambiario mediante el Decreto 1570/01, que incluía restricciones a la libre disposición de los fondosdepositados en los bancos y fuertes restricciones a la transferencia de fondos al exterior (incluyendo latransferencia de fondos para pagar dividendos) sin autorización previa del BancoCentral, salvo excepcionesespecíficas para las transferencias relacionadas con el comercio exterior. En junio de 2003, el GobiernoNacionalimpusorestriccionesalosflujosdecapitaleshacialaArgentina,queconsistieronprincipalmenteenlaprohibicióndelatransferenciaalexteriordefondoshasta180díasdespuésdesuentradaenelpaís.

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Enenerode2002,conlasancióndelaLeydeEmergenciaPública,sedeclarólaemergenciapúblicaenmateriasocial, económica, administrativa, financiera y cambiaria, y se facultó al Poder Ejecutivo Nacional paraestablecer el sistema que determina la relación de cambio entre el peso y las divisas extranjeras, y dictarregulacionescambiarias.Entalcontexto,el8defebrerode2002atravésdelDecretoNº260/2002elPoderEjecutivoNacionalestablecióelMULCporelcualsedebíancursartodaslasoperacionesdecambioendivisasextranjeras,yquelasoperacionesdecambioendivisasextranjerasseríanrealizadasaltipodecambioquesealibrementepactadoydebíansujetarsealosrequisitosyalareglamentaciónqueestablezcaelBancoCentral.El 9 de junio de 2005, a través del Decreto 616/2005, el Poder Ejecutivo Nacional estableció que (i) todoingresode fondosalmercado local de cambiosoriginadoenel endeudamiento conel exterior, depersonashumanas o jurídicas pertenecientes al sector privado, excluyendo los referidos a préstamos para comercioexterioryalasemisionesprimariasdetítulosdedeudaquecuentenconofertapúblicaylistadoenmercadosdevaloresautorizados;(ii)todoingresodefondosdenoresidentescursadosporelmercadolocaldecambiosdestinadosa tenenciasenmoneda local,adquisicióndeactivosopasivos financierosde todo tipodel sectorprivado financiero o no financiero, con exclusión de las inversiones extranjeras directas y las emisionesprimariasdetítulosdedeudaydeaccionesquecuentenconofertapúblicay listadoenmercadosdevaloresautorizados, e inversiones en valores emitidos por el sector público que sean adquiridos en mercadossecundarios;deberíancumplirlossiguientesrequisitos:(a)losfondosingresadossólopodríansertransferidosfueradelmercadolocaldecambiosalvencimientodeunplazode365díascorridos,acontardesdelafechadeingresode losmismosalpaís; (b)el resultadode lanegociacióndecambiosde los fondos ingresadosdebenacreditarse en una cuenta del sistema bancario local; (c) debería constituirse un depósito nominativo, notransferibleynoremunerado,porel30%delmontoinvolucradoenlaoperacióncorrespondiente,duranteunplazo de 365 días corridos, de acuerdo a las condiciones que se establezcan en la reglamentación (el“Depósito”);y(d)elmencionadoDepósitodeberíaserconstituidoenDólaresenlasentidadesfinancierasdelpaís, no devengando intereses ni beneficios de ningún tipo, ni pudiendo ser utilizado como garantía deoperacionesdecréditodeningúntipo.Atentoalosestrictoscontrolescambiariosqueintrodujoelgobiernoapartirdefinesde2011,enespecial,laadopcióndemedidasque limitaronel accesodeempresasprivadase individuosadivisasextranjeras (entreellas, la necesidad de obtener una autorización de la AFIP para acceder almercado de cambios), el tipo decambioimplícito,segúnsereflejaenlascotizacionesdetítulosargentinosnegociadosenmercadosextranjeros,encomparaciónconsusrespectivascotizacionesenelmercadolocal, incrementósignificativamenterespectoal tipo de cambio oficial. Lamayoría de las restricciones cambiarias se levantaron en diciembre de 2015 yfinalmente se restablecieron los derechos de los residentes argentinos de comprar y remesar fuera deArgentina la moneda extranjera sin establecer un monto límite para la compra de divisas, ni afectaciónespecíficaonecesidaddeautorizaciónprevia.DesdelaeleccióndelPresidenteMacri,sereformaronestasmedidaspormediode,entreotras,laResoluciónN°3/2015delentoncesMinisteriodeHaciendayFinanzasPúblicasdefecha18dediciembrede2015,por laquesemodificóelDecreto616/2005,reduciendoa120díaselporcentajedelDepósito.Enenerode2017,elMinisteriodeHaciendayFinanzasPúblicasmediantelaResoluciónN°1/2017redujodichoplazoacero.Asuvez,el19demayode2017elBancoCentralmodificóestructuralmentelasnormascambiariasvigentes,instaurandounnuevorégimencambiariomediantelaComunicación“A”6244(modificadaporlaComunicación“A” 6312 de fecha 30 de agosto de 2017) que flexibilizó significativamente el acceso al MULC. Dichoreordenamiento entró en vigencia el 1 de julio de 2017. La Comunicación "A" 6244 (tal como fueraenmendada)hasustituidolasdisposicionesanterioresquegobernabanlastransaccionesdecambio,laposicióngeneraldecambioylasprovisionesdelDecretoNº616/05.Además,el28dediciembrede2017,envirtuddelasComunicaciones“A”6401y“A”6410,elBancoCentralreemplazó los regímenes de información establecidos por las Comunicaciones “A” 3602 y “A” 4237 con unnuevorégimenunificadoparalainformaciónal31dediciembrede2017.Elrégimendeinformaciónunificadoincluyeunadeclaraciónanual,cuyapresentaciónseráobligatoriaparatodapersonacuyoflujototaldefondososaldodeactivosypasivosasciendaaUS$1millónomásduranteelañocalendarioanterior.Quienesestánsujetos a la mencionada obligación de información deberá declarar los siguientes pasivos: (i) acciones yparticipacionesdecapital;(ii)instrumentosdedeudanonegociables;(iii)instrumentosdedeudanegociables;(iv)derivadosfinancierosy(v)estructurasyterrenos.

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El 1 de noviembre de 2017 el Presidente Macri dictó el Decreto Nº 893/17 que derogó parcialmente losDecretosNº2.581/64,Nº1.555/86yNº1.638/01,eliminandoasílaobligacióndelosresidentesargentinosdetransferiraArgentinay luegovenderenelMercadoCambiario losfondosprovenientesdesusexportacionesde bienes dentro del plazo aplicable. Posteriormente y de conformidad con elDecretoNº 893/17, el BancoCentralemitiólaComunicación“A”6363fechada10denoviembrede2017eliminandoasílatotalidaddelasdisposicionesrelacionadasconlatransferenciayventadefondosprovenientesdeexportacionesdebienesenelMercadoCambiarioaplicablesaresidentesargentinos.El6deenerode2018,laLeydeEmergenciaPública,dejódeestarenefecto.LaLeydeEmergenciaPúblicafueaprobada por el Congreso inmediatamente después de la crisis política, económica y social de 2001 enArgentina,yestablecióunestadodeemergenciaenelámbitosocial,económico,administrativo, financieroycambiario.LaLeydeEmergenciaPúblicahasidosubsiguientementeextendidahastasuvencimientofinalel6deenerode2018,finalizandoformalmenteelestadodeemergenciageneralimperanteenArgentinahastaesemomento.Mediante el Decreto N° 27/2018 con fecha 11 de enero de 2018, con el objetivo de brindar una mayorflexibilidadalsistema,favorecerlacompetencia,permitiendoelingresodenuevosoperadoresalmercadodecambiosyreducirloscostosquegeneraelsistema,seestablecióelmercadolibredecambios,reemplazandolafiguradelMULC.A través del mercado libre de cambios se cursarán las operaciones de cambio que sean realizadas por lasentidades financieras y las demás personas autorizadas por el Banco Central para dedicarse de manerapermanenteohabitualalcomerciodelacomprayventademonedasybilletesextranjeros,oroamonedadooen barra de buena entrega y cheques de viajero, giros, transferencias u operaciones análogas en monedaextranjera.Envirtuddelacomunicación“A”6443delBancoCentral,lacualentróenvigenciael1demarzode2018,lasempresasdecualquiersectorqueoperendemanerahabitualenelmercadolibredecambiospodránfuncionarcomo agencia de cambios con el único requisito de inscribirse en forma electrónica en el “Registro deoperadoresdecambio”.CargaTributariaGeneralidadesElsiguienteesunresumengeneraldelasprincipalesconsecuenciasimpositivasdeArgentinarelacionadasconlaadquisición,tenenciaydisposiciónde lasObligacionesNegociables.Ladescripciónse incluyeparafinesdeinformacióngeneralúnicamenteysebasaenlasleyesyreglamentacionesimpositivasargentinasvigentesalafechadeesteProspectosujetasacualquiermodificaciónposteriorquepuedallegaraserleaplicable.Noobstante ladescripciónquesigueseamparaenuna interpretación razonablede lasnormasvigentes,nopuedeasegurarseque lasautoridadesdeaplicacióno lostribunalesconcuerdencontodosycadaunode loscomentarios aquí efectuados. A su vez, se debe tener presente que ha habido muchas reformas en lalegislación tributaria argentina, enparticular, en losúltimosaños, yquedichas leyespuedenestar sujetas areexpresiones,revocacióndeexenciones,restablecimientodeimpuestosyotroscambios.Serecomiendaa los interesadosconsultarasuspropiosasesores impositivosacercade lasconsecuenciasdeparticipar en la oferta de las de Obligaciones Negociables teniendo en cuenta situaciones particulares noprevistasenestadescripción,enespeciallasquepuedantenerrelaciónconlasleyestributariasdesupaísderesidencia.ImpuestoalasgananciasParalosejerciciosfiscalesoañosqueseinicienapartirdel1deenerode2018,inclusive,algunostítulosqueseencontraban exentos del impuesto a la ganancia (como por ejemplo los intereses y ganancias de capitalrelacionadosconlasobligacionesnegociables)seencontrarángravadosporesteimpuesto.Losinteresesdelas

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obligacionesnegociables y los resultadosprovenientesdeoperacionesde compraventa, cambio, permuta,odisposición de obligaciones negociables obtenidos por personas humanas domiciliadas en y las sucesionesindivisas radicadas enArgentina se encuentran gravados por el Impuesto a lasGanancias, alcanzadas a unaalícuotadel(a)5%encasodevaloresenmonedanacionalsincláusuladeajusteo(b)15%encasodevaloresenmonedanacionalconcláusuladeajusteoenmonedaextranjera.La ganancia bruta por la enajenación de las obligaciones negociables realizada por personas humanasdomiciliadas enArgentina y/o por sucesiones indivisas radicadas enArgentina se determina deduciendodelprecio de transferencia el costo de adquisición. De tratarse de valores enmoneda nacional con cláusula deajuste o en moneda extranjera, las actualizaciones y diferencias de cambio no son consideradas comointegrantesdelagananciabruta.Para la determinación de la ganancia bruta en el caso de obligaciones negociables cuyas ganancias porenajenaciónhubieranestadoexentasonogravadasconanterioridada laentradaenvigenciade laReforma(segúnestetérminosedefinemásabajo),elcostoacomputareselúltimopreciodeadquisiciónoelúltimovalordecotizacióndelosvaloresal31dediciembrede2017,elquefueramayor.LassociedadesyentidadesconstituidasenArgentina,ciertoscomercianteseintermediarios,sucursaleslocalesdeentidadesextranjeras,propietariose individuosque realicenciertasactividadescomercialesenArgentina(las“EntidadesArgentinas”)tenedorasdeObligacionesNegociablesqueobtenganinteresesy/oresultadosporcompraventa,cambio,permutaodisposicióndeObligacionesNegociablestambiénestaránalcanzadosporelImpuestoalasGanancias.LaReformaTributaria,quefueraaprobadaporelCongresoArgentinoypublicadaeldía29dediciembrede2017(la“ReformaTributaria”),introdujosignificativasmodificaciones,entrelasquesepuedemencionar una reducción de la alícuota aplicable a las sociedades de capital del 30% para ejerciciosfiscalesqueseinicienapartirdelprimerodeenerode2018yhastael31dediciembrede2019,ydel25%paraejerciciosfiscalesqueseinicienapartirdelprimerodeenerode2020,inclusive.DeacuerdoalaReformaTributaria,seestablecequetantolosinteresesdeObligacionesNegociablescomolasgananciasdecapitalobtenidasdelacompraventa,cambio,permutaodisposicióndeObligacionesNegociablesqueobtienenlosbeneficiariosdelexterior(comprendidosenelTítuloVdelaLeydeImpuestoalasGanancias,que se refiere a personas físicas, sucesiones indivisas o personas ideales residentes en el extranjero queobtenganunarentadefuenteargentina)(“BeneficiariosdelExterior”)seencuentranexentosdelimpuestoalasgananciasenvirtuddelodispuestoporelincisow)delartículo20delaLeydeImpuestoalasGanancias,enlamedidaenquesetratedeobligacionesnegociablesaqueserefiereelArtículo36delaLeydeObligacionesNegociables y siempre que tales beneficiarios no residan en jurisdicciones no cooperantes o los fondosinvertidosnoprovengande jurisdiccionesnocooperantes (comoseexplicarámásadelante.DeconformidadconelArtículo36,losinteresessobrelasObligacionesNegociablesestaránexentossisecumplenlassiguientescondiciones(las“CondicionesdelArtículo36”):

(a) lasObligacionesNegociablesseancolocadasporofertapúblicaautorizadaporlaCNVencumplimientodelaLeydeMercadodeCapitalesylasNormasdelaCNV;

(b) losfondosobtenidosmediantelacolocacióndedichasObligacionesNegociables,seanaplicadosaunoomásdelossiguientesdestinos(i)inversionesenactivosfísicossituadosenArgentina,(ii)integraciónde capital de trabajo enArgentina, (iii) refinanciación de pasivos y/o (iv) integración de aportes decapital en sociedades controladas o vinculadas a la Compañía cuyo producido se apliqueexclusivamentealosdestinosantesespecificados;y

(c) laCompañíaacrediteantelaCNV,eneltiempo,formaycondicionesdeterminadosporésta,quelosfondosobtenidosfueroninvertidosdeacuerdoalplanaprobado.

Si la Compañía no cumple con las Condiciones del Artículo 36, el Artículo 38 de la Ley de ObligacionesNegociablesestablecequedecaenlosbeneficiosresultantesdeltratamientoimpositivoprevistoenesaleyy,porende,laEmisoradeberíatributar,enconceptodeImpuestoalasGanancias,latasamáximaprevistaenelartículo 90 de dicha ley sobre el total de la renta devengada a favor de los inversores. En este caso, lostenedoresdeobligacionesnegociablesdeberíanrecibirelmontototaldeinteresescorrespondientesadichostítuloscomosinosehubiesengravadoconningúnimpuesto.LaEmisorarealizaráloposibleporcumplirconlas

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CondicionesdelArtículo36.LaAFIPreglamentómediantelaResoluciónGeneralNº1516/2003,modificadaporla ResoluciónGeneral N°1578/2003, elmecanismo de ingreso del Impuesto a lasGanancias por parte de laEmisora enel supuesto enque se entienda incumplido algunode los requisitos del artículo 36de la LeydeObligacionesNegociables.ConformeelDecreto279/2018delPoderEjecutivoNacional, si talesbeneficiarios resideneny/o los fondosinvertidosprovienendejurisdiccionesnocooperantes, latasadel impuestoa lasgananciasaplicableserádel35%.Deacuerdoalodispuestoenlosartículos21delaLeydeImpuestoalasGananciasy106delaleyNº11,683ydelDecreto821/1998(la“LeydeProcedimientoTributario”)ciertasexcepcionesnoseríanaplicablescuando,como resultado de la aplicación de una exención, los ingresos que hubiesen recaudados por la autoridadtributariaargentinaloseríanporunaautoridadfiscalextranjera.Esteprincipio,sinembargo,noesaplicablealosno residentes independientemente si estebeneficiogeneraunaumentoenmonto sujetoa impuestoenotrajurisdicción.ImpuestoalagananciamínimapresuntaEl impuesto a la ganancia mínima presunta (“IGMP”) grava ciertos activos tales como las ObligacionesNegociables.Lossujetospasivosdeesteimpuestosonlassociedadesconstituidasenelpaís,lasasociacionesyfundaciones domiciliadas en el país, las empresas unipersonales ubicadas en el país o pertenecientes apersonas domiciliadas en el mismo, los fideicomisos constituidos en el país (excepto los fideicomisosfinancierosestablecidosconformealosartículos1.690,1691y1.692delCódigoCivilyComercialdelaNación),ciertos fondoscomunesde inversiónconstituidosenelpaísy losestablecimientoscomercialespermanentesdomiciliados o ubicados en el país para el desarrollo de actividades en el país pertenecientes a sujetos delexterior.En el caso de las obligaciones negociables que cotizan en un mercado autorizado, el valor imponible serádeterminado en base a la última cotización a la fecha de cierre del ejercicio económico, y en el caso deobligaciones negociables que no coticen en bolsas o mercados se valúan por su costo, incrementado, decorresponder,conlosinteresesydiferenciasdecambioquesehubierendevengadoalafechaindicada.Este impuesto se grava a una alícuota equivalente al 1% (0,2% en el caso de entidades financieras locales,empresasespecializadasenoperacionesdeleasingocompañíasdeseguroslocales)aplicablesobreelvalordelos activos de las personas jurídicas locales, incluyendo las Obligaciones Negociables, siempre que dichosactivos tengan un valor superior a $200.000. Cuando existan activos gravados en el exterior dicha suma seincrementaráenelimportequeresultedeaplicarlealamismaelporcentajequerepresenteelactivogravadodel exterior, respecto del activo gravado total. Están exentos del IGMP los bienes en el país cuyo valor enconjunto, determinado de acuerdo con las normas vigentes, sea igual o inferior a $ 200.000 al cierre delejercicioeconómicocorrespondiente.El IGMP serápagadoúnicamenteenel casoqueenalgúnejercicio, elmontoapagaren conceptode IGMPresultare mayor o igual que el Impuesto a las Ganancias. En ese caso, la diferencia resultante podrá sercomputadacomopagoacuentadelImpuestoalasGananciasqueresulteapagarenlosdiezejerciciosfiscalessiguientes,yhasta laconcurrenciadelmayormontoqueenconceptode Impuestoa lasGanancias resulteapagar endichos ejercicios.Debe tenersepresenteque las acciones y demásparticipaciones en el capital deotrasentidadessujetasalimpuesto.Deconformidadcon loestablecidoen laLeyNº27.260,el IGMPhasidoderogadopara losejerciciosqueseinicianapartirdel1deenerode2019.ImpuestoalvaloragregadoEntantosecumplanlasCondicionesdelArtículo36,lasoperacionesfinancierasyaquellasrelacionadasconlaemisión,suscripción,colocación,compra,transferencia,amortización,pagodecapitaly/o interesesorescatedelasObligacionesNegociablesestaránexentasdecualquierimpuestoalvaloragregadoenArgentina.SegúnloprevistoenelArtículo38delaLeydeObligacionesNegociables,silaEmisoranocumplieralasCondiciones

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delArtículo36,éstaseráresponsableporelpagodecualquieradelosimpuestosresultantes.MediantelaLeyN°20.631,contempladaporelDecretoN°280/1997(LeydeImpuestosalValorAgregado),latransferenciasdelas Obligaciones Negociables están exceptuadas del impuesto al valor agregado aún si no cumplen con lasCondicionesdelArtículo36.ImpuestosobrelosbienespersonalesLaspersonashumanasdomiciliadasylassucesionesindivisasubicadasenArgentinaseencuentranobligadasalpago de un impuesto anual sobre los bienes personales situados en el país y en el exterior, tales como lasObligacionesNegociables,respectodeloscualesfuerantitularesal31dediciembredecadaaño(el“ImpuestosobrelosBienesPersonales”o“IBP”).El IBP recae sobre el excedentedel valor de los bienes gravados existentes al 31dediciembrede cada añocuandosuperedeterminadassumas,lasqueaplicantalcomosedescribeacontinuación:Montomínimosobreelcualseaplicaelimpuesto

PeriodoFiscal Alícuota

SobrePs.950.000....................................................................... 2017 0.50%SobrePs.1.050.000....................................................................2018yperiodossubsiguiente 0.25%Aunquelostítulosdedeuda,talescomolasObligacionesNegociables,pertenecientesaindividuosdomiciliadosenArgentinaoenestadosfueradeArgentinaestaríantécnicamentesujetosalIBP,elpárrafo3delartículo26delaLeydeIBPcontemplaquelosmecanismosdesubrogaciónnoseaplicanalasObligacionesNegociables.Asuvez,sibienciertosbienes,depropiedaddepersonashumanasdomiciliadasosucesionesindivisasubicadasfueradeArgentinaestaríantécnicamentesujetosalImpuestosobrelosBienesPersonales,nosehaestablecidoningúnprocedimientoparalarecaudacióndedichoimpuestoenrelacióncontalestítulos.La ley del IBP presume en algunos casos sin admitir prueba en contrario que las obligaciones negociablesemitidasbajolaLeydeObligacionesNegociablespertenecenapersonasfísicasosucesionesindivisasdelpaísypor lo tanto están sujetas al IBP. Por ejemplo, cuando la titularidad directa de lasObligacionesNegociablescorrespondaadeterminadassociedades,empresas,establecimientospermanentes,patrimoniosdeafectaciónoexplotaciones, (i)domiciliadosoensucasoradicadosoubicadosenelexterior,enpaísesquenoapliquenregímenes de nominatividad de títulos valores privados; y (ii) que en virtud de su naturaleza jurídica o susestatutos(a)suactividadprincipalconsistaenlarealizacióndeinversionesfueradesupaísdeconstitucióny/o(b)nopuedanrealizarciertasactividadesensupropiopaísorealizarciertasinversionespermitidasconformealasleyesdedichopaís.En dichos casos la ley impone al emisor privado argentino (que actúa comoobligado sustituto del pago delimpuesto, el “Obligado Sustituto”) la obligación de pagar íntegramente el IBP. El Decreto Nº 127, del 9 defebrerode1996asícomolaResoluciónGeneraldelaAFIPNº2151/2006establecequeelObligadoSustitutoy,portanto,elobligadoalingresodelimpuesto,enunpagoúnicoydefinitivo,serálaentidademisoradedichasobligaciones negociables. El IBP también autoriza al Obligado Sustituto a recobrar el monto pagado, sinlimitación,medianteunaretenciónolaejecucióndelosbienesqueoriginarondichopago.Lapresunciónlegalprecedentenoesdeaplicaciónalassiguientespersonasjurídicasextranjerasqueposeanlatitularidaddirectadedichosbienes:(i)compañíasdeseguros;(ii)fondosdeinversiónabiertos;(iii)fondosdepensión; y (iv) bancoso instituciones financieras cuyas casasmatrices seencuentrenenunpaís cuyoBancoCentraloautoridadequivalentehayaadoptadolosestándaresinternacionalesdesupervisiónestablecidosporelComitédeBasilea.Sinperjuiciodeloprecedente,elDecretoN°812/96defecha22dejuliode1996yelDecretoNº988/2003defecha20deabrilde2003,establecenquelapresunciónlegalanalizadaanteriormentenoserádeaplicaciónalasaccionesytítulosdedeudaprivadoscuyaofertapúblicahasidoautorizadaporlaCNVyquesenegocienenlos mercados de valores del país o del extranjero. A fin de asegurar que esta presunción legal no será deaplicación,yporlotanto,queelemisorprivadoargentinonoestaráobligadocomounObligadoSustitutoenrelaciónconlasObligacionesNegociables,laEmisoradeberámantenerensusregistrosunacopiadebidamentecertificadadelaresolucióndelaCNVenlaqueseautorizalaofertapúblicadelasaccionesotítulosdedeuda

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privadosyevidenciaqueacreditequedichocertificadooautorizaciónestabaenvigenciael31dediciembredelañoenqueseoriginólaobligacióntributariasegúnloexigelaResoluciónN°2.151delaAFIPdefecha31deoctubrede2006.LaEmisoraintentarácumplirconestosrequerimientos.ImpuestossobrelosdébitosycréditosbancariosLaLeyNº25.413,consumodificatoria,establece,conciertasexcepciones,unimpuestoquegravalosdébitosycréditos originados en cuentas corrientes bancarias mantenidas en entidades financieras de la Argentina ysobreotrasoperacionesqueseutilizanenreemplazodelusodecuentascorrientesbancarias,exceptoaquéllasexceptuadasespecíficamentemedianteprovisioneslegalesyregulaciones.Laalícuotageneralesdel0,6%porcadadébitoycrédito(apesardeque,enciertoscasos,puederegirunaalícuotamayorde1,2%yunamenorde0,075%).DeacuerdoconelDecretoNº534/2004,apartirdel1demayode2004,el34%delimpuestopagadosobreloscréditosgravadoscon laalícuotadel0,6%yel17%del impuestopagadosobreoperacionesgravadas con laalícuotade1,2%seconsideraránunpagoacuentadelImpuestoalasGananciasydelIGMPy/oacuentadelacontribuciónespecialsobreelcapitaldelascooperativas,osusrespectivosanticipos.Elmontoexcedentenoestarásujetoaotros impuestosoa transferenciaa favorde terceros,aunque,puedeseradelantadoaotrosperíodosfiscalesdelosimpuestosmencionadosanteriormente.Existen ciertas excepciones, entre ellas se encuentran débitos y créditos en cuentas bancarias abiertas porentidades legales extranjeras conforme a la Comunicación “A” 3250 y utilizadas exclusivamente para elpropósitoderealizarinversionesfinancierasenArgentina,lasquesonexceptuadasdeesteimpuestoconformealartículo10,párrafos)delDecreto380/2001.Asimismo,laLeyN°27.264establecequeelimpuestosobrelosdébitos y créditos sobredepósitos quehan sidoefectivamentedepositadospueden ser computadoal 100%comounpagoacuentadelimpuestosobrelarentaporcompañíasconsideradas“micro”o“pequeñas”y50%enlamanufacturadeindustriasconsideradas“medianas-trench1”bajolostérminosdelartículo1delaLeyN°25.300ysusregulacionescomplementarias.Encasodequelostenedoresrecibanpagosencuentasbancariaslocales,talimpuestoseaplica.Laley27.432(promulgadaypublicadaeldía29dediciembrede2017)prorrogódeesteimpuestohastael31de diciembre del 2022, inclusive. A su vez, dicha norma estableció que el Poder Ejecutivo Nacional podrádisponer que el porcentaje del impuesto previsto en la ley 25.413 y sus modificaciones que a la fecha deentrada en vigencia de esta ley (es decir, el 30 deDiciembrede 2017) no resulte computable comopago acuentadelImpuestoalasGanancias,sereduzcaprogresivamentehastaunveinteporcientoporañoapartirdel1°deenerode2018,pudiendoestablecerseque,en2022,secomputeíntegramenteelimpuestoprevistoenlaley25.413ysusmodificatoriascomopagoacuentadelimpuestoalasganancias.ImpuestosobrelosingresosbrutosEl impuesto sobre los ingresos brutos es un gravamen local que se aplica sobre los ingresos obtenidos delejerciciohabitualdecualquieractividadduranteelejercicioanualdesarrolladaenelámbitodeunajurisdicciónprovincialodelaCiudadAutónomadeBuenosAires.Losinversoresqueenformaregularparticipan,oquesepresuma participan, en actividades en cualquier jurisdicción provincial o de la CiudadAutónoma de BuenosAiresenlaquepercibaningresosdelosinteresesderivadosdelatenenciadeObligacionesNegociables,odesuventaotransmisión,podríanestarsujetosalpagodel impuestosobre los ingresosbrutossegún lasalícuotasestablecidasporlasleyesespecíficasdecadaprovinciaargentinaodelaCiudadAutónomadeBuenosAires,amenosqueresulteaplicableunaexención.Existe un sistema de Recaudación y Control de Acreditaciones Bancarias (“SIRCREB”) que permite elcumplimientode losregímenesderecaudacióndel Impuestoa los IngresosBrutos,aplicablesobre lassumasacreditadas en las cuentas mantenidas en entidades bancarias de Argentina cualquiera sea su especie y/onaturaleza.Losregímenesvaríandeacuerdoconlasleyesespecíficasdecadaprovinciaargentina,porloquedebellevarseunanálisisteniendoenconsideraciónlalegislaciónprovincialencadacasoenparticular.Lasalícuotasaplicablesdependendecadarégimenconunrangoqueactualmentepuedealcanzarun5%.

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ElCódigoFiscaldelaCiudaddeBuenosAiresenelartículo179(1)segundopárrafoestablecequelosingresosde cualquier transacción en relación con obligaciones negociables emitidas de acuerdo con la Ley deObligacionesNegociables,losinteresescobradosactualizadosdevengadosyelpreciodeventaencasodeunatransferencia,estaránexentossiemprequelaexencióndelImpuestoalasGanancias.ElCódigoFiscaldelaprovinciadeBuenosAiresestableceunaexenciónsimilarenlaSección207(c),segundopárrafo considerando la autonomía de cada jurisdicción provincial en relación con asuntos tributarios, losinversoresdebenanalizarcualquierefectopotencialderivadodeestastransacciones,ademásdeltratamientotributario establecido por otras jurisdicciones provinciales. Los potenciales inversores deben considerar losefectos del impuesto a los ingresos brutos y el régimen SIRCREB en función de las jurisdicciones localesinvolucradas. A su vez ciertas jurisdicciones han excluido la aplicación de estos regímenes en ciertastransacciones financieras, por lo que los inversores deben corroborar la existencia de cualquier exclusión aestosregímenesdeacuerdoalacorrespondientejurisdiccióninvolucrada.ImpuestosdesellosElimpuestodesellosesungravamendecarácterlocalque,engeneral,gravalainstrumentacióndeactosdecarácteronerosoformalizadosenelámbitoterritorialdeunajurisdicciónprovincialodelaCiudadAutónomadeBuenosAires,oaquellosrealizadosfueradeunajurisdicciónprovincialperoconefectosenella.Sinperjuiciodequeelimpuestodesellosesunimpuestoprovincial,enlaCiudadAutónomadeBuenosAiresseestableceque losactos, contratosyoperaciones, incluyendoentregaso recepcionesdedinero, relacionadoscon la emisión, suscripción, colocación y transferencia de obligaciones negociables emitidas conforme alrégimendelasLeydeObligacionesNegociablesestánexentos.Estaexencióncomprendealaconstitucióndetodotipodegarantíaspersonalesorealesafavorde inversoresotercerosquegaranticena laemisión,seananteriores,simultáneasoposterioresalamisma.Esta exención ampara los derechos de garantía relacionadas con la emisión. Asimismo, esta exención no seaplicasienunplazode90díascorridosnosesolicita laautorizaciónpara laofertapúblicadedichos títulosvaloresantelaCNVy/osilacolocacióndelosmismosnoserealizaenunplazode180díascorridosapartirdeserconcedidalaautorizaciónsolicitada.Según el Artículo 35 de la Ley de Obligaciones Negociables, las resoluciones, contratos y operacionesrelacionadascon laemisión,suscripción,colocaciónytransferenciade lasObligacionesNegociablesnoestángravadas por el impuesto de sellos en el ámbito nacional así como tampoco en el ámbito de la CiudadAutónoma de Buenos Aires. Si se realizaran en ciertas provincias, tales actos podrían estar gravados en lascorrespondientes jurisdicciones si no existiera una exención específica en el Código Fiscal Provincialcorrespondiente.En laProvinciadeBuenosAires seestableceunaexenciónparaactosy contratos relacionadosa laemisión,suscripción, colocación y transferencia de las obligaciones negociables emitidas de acuerdo con las Ley deObligacionesNegociablesycon laLeyN°23.962.Asimismo,seestablecenexencionespara lostítulosvalorescolocadosmediante la oferta pública siempre que se cumpla con ciertos requisitos. Tal como en la CiudadAutónomadeBuenosAires,estaexencióncomprendealaconstitucióndetodotipodegarantíaspersonalesorealesafavordeinversoresotercerosquegaranticenalaemisión.Considerando la autonomía provincial en relación con asuntos tributarios, los inversores deben analizarcualquierefectopotencialderivadodeestastransacciones,ademásdeltratamientotributarioestablecidoporotrasjurisdiccionesprovinciales.TransmisióngratuitadebienesEnlaProvinciadeBuenosAiressesancionólaLeyNº14.011aprobadael23deseptiembrede2009porlaqueseestablecióungravamenalatransmisióngratuitadebienes(enadelante,el“ITGB”),convigenciaapartirdel1deenerode2011.LosaspectosbásicosdelITGB:

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• El ITGB alcanza al enriquecimiento que se obtenga en virtud de toda transmisión a título gratuito,incluyendoherencias,legados,donaciones,anticiposdeherenciaycualquierotrohechoqueimpliqueunenriquecimientopatrimonialatítulogratuito.

• Son contribuyentes del ITGB las personas humanas y las personas jurídicas beneficiarias de unatransmisióngratuitadebienes.

• Para los contribuyentesdomiciliadosen laProvinciadeBuenosAires, el ITGB recae sobreelmontototaldelenriquecimientogratuito,tantoporlosbienessituadosenlaProvinciadeBuenosAirescomofueradeella.Encambio,paralossujetosdomiciliadosfueradelaProvinciadeBuenosAires,el ITGBrecae únicamente sobre el enriquecimiento gratuito originado por la transmisión de los bienessituadosenlaProvinciadeBuenosAires.

• Se consideran situados en la Provincia de Buenos Aires, entro otros supuestos, (i) los títulos y lasacciones, cuotas o participaciones sociales y otros valoresmobiliarios representativos de su capital,emitidosporentespúblicosoprivadosyporsociedades,cuandoéstosestuvierendomiciliadosen laProvinciadeBuenosAires;(ii)lostítulos,accionesydemásvaloresmobiliariosqueseencuentrenenlaProvincia de Buenos Aires al tiempo de la transmisión, emitidos por entes privados o sociedadesdomiciliadosenotrajurisdicción;y(iii)lostítulos,accionesyotrosvaloresmobiliariosrepresentativosde capital social o equivalente que al tiempo de la transmisión se hallaren en otra jurisdicción,emitidosporentesosociedadesdomiciliadostambiénenotrajurisdicción,enproporciónalosbienesdelosemisoresqueseencontrarenenlaProvinciadeBuenosAires.

LastransferenciasdelasObligacionesNegociablesatítulogratuitopodríanestaralcanzadasporelITGBenlamedidaenque latransmisióngratuita -sincomputar lasdeducciones,exencionesyexclusiones -sea igualomenora$269.000.Enelcasodelospadres,hijosycónyuge,dichacantidadserá$1.120.000.En cuanto a las alícuotas, se han previsto escalas progresivas del 1,6026% al 8,7840%, según el grado deparentescoylabaseimponibleinvolucrada.LaprovinciadeEntreRíos,mediante laLeyN°10.553defecha13dediciembrede2017,haderogado la leyprovincialdeITGBestipuladaenvirtuddelaLeyN°10.197.Respecto de la existencia de impuestos a la transmisión gratuita de bienes en las restantes jurisdiccionesprovinciales, el análisisdeberá llevarsea cabo tomandoen consideración la legislaciónde cadaprovinciaenparticular.TasadejusticiaEn caso de que fuera necesario instituir procedimientos de ejecución en relación con las ObligacionesNegociablesenArgentina,seaplicaráunatasadejusticia(actualmenteaunaalícuotadel3%)sobreelmontodecualquier reclamo iniciadoante los tribunales federalesargentinosoante los tribunalesconasientoen laCiudadAutónomadeBuenosAires.Ciertos impuestos judicialesydeotra índolepodrían imponersesobreelmontodecualquierreclamaciónpresentadaantelostribunalesdelaprovinciacorrespondiente.TratadosparaevitarladobleimposiciónArgentina ha suscripto tratados para evitar la doble imposición conAustralia, Bélgica, Bolivia, Canadá, ChileDinamarca,España,Finlandia,Francia,Alemania, Italia,México,Noruega,PaísesBajos,Suecia,Suiza,elReinoUnido,RusiayUruguay.Asuvez,hafirmadountratadoparaevitar ladobleimposiciónconEmiratosÁrabesUnidos,aunqueaúnseencuentranpendienteslosprocedimientospreviosnecesariosparasuentradaenvigor.ActualmentenohaypactosniconvencionesfiscalesvigentesentreArgentinaylosEstadosUnidosdeAmérica.FondosconorigenenpaísesnocolaboradoresalosfinesdelatransparenciafiscalSonconsideradoscomopaísesnocolaboradoresaquellospaísesojurisdiccionesquenotienenenvigenciaconelGobiernoArgentinountratadoparaelintercambiodeinformaciónsobrecuestionestributariasoparaevitarladobleimposiciónconunacláusulaampliaparaelintercambiodeinformación.Delmismomodo,esospaíses

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que,altenerunacuerdodeestetipoenvigor,nocumplanefectivamenteconel intercambiodeinformacióndebenserconsideradoscomonocooperadores.LostratadosyacuerdosantesmencionadosdebencumplirconlosestándaresinternacionalesdetransparenciaeintercambiodeinformaciónenmateriafiscalaloscualeslaRepúblicaArgentinasehacomprometido.Luegodelareformaimpositiva,lalistablancaqueestabavigentefuereemplazadaporunsistemadelistanegra.Enestesistema,elPoderEjecutivoNacionaltendríaquepresentarunalistaactualizadadepaísesconsideradoscomonocooperativosbasadoenelcriterioantesmencionado.LaAFIPpreparaymantieneunalistaactualizadadelospaísesconsideradoscomopaísescooperantesconfinesdetransparencia fiscal que pueden consultarse en su sitio web. A la fecha del presente, Estados Unidos esconsideradounpaíscooperadoralosfinesfiscales.Conformelapresunciónlegalprevistaenelartículo18.1delaLeyNº11.683ysusmodificatorias,losingresosde fondosprovenientesdepaíses consideradosno colaboradores a los finesde la transparencia fiscal serángravadosdelasiguientemanera:

(a) conelImpuestoalasGanancias,aplicadasobreel110%delmontodelosfondostransferidos.

(b) conelIVA,tambiénaplicadasobreel110%delmontodelosfondosrecibidos.

Aunque no es claro el significado del concepto ingresos provenientes, podría interpretarse como cualquiertransferenciadefondos:

(1) desdeunacuentaenunpaísnocolaboradorodesdeunacuentabancariaabiertafueradeunpaísnocolaboradorperocuyotitularseaunaentidadlocalizadaenunpaísnocolaborador.

(2) aunacuentabancaria localizadaenArgentinaoaunacuentabancariaabiertafuerade laArgentinaperocuyotitularseaunsujetoresidenteenArgentinaalosefectosfiscales.

Elsujetolocaloreceptorlocaldelosfondospuederefutardichapresunciónlegalprobandodebidamenteantelaautoridadimpositivaquelosfondosprovienendeactividadesefectivamenterealizadasporelcontribuyenteargentino o por una tercera persona en dicha jurisdicción o que dichos fondos fueron declarados conanterioridad.Para la aplicación de las presunciones legales mencionadas anteriormente sobre ingresos de fondos dejurisdiccionesconsideradasconbajaonulatributación(definidasenelartículo15.3delaLeydeImpuestoalasGanancias) mayores clarificaciones se espera que sean emitidas mediante la implementación del decretoregulatoriodelaLeyN°27.340.

EL RESUMEN PRECEDENTE NO CONSTITUYE UN ANÁLISIS COMPLETO DE TODAS LAS CONSECUENCIASIMPOSITIVAS RELACIONADAS CON LA TITULARIDAD DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES Y NO COMPRENDETODASLASCONSECUENCIASTRIBUTARIASQUEPUEDANSERAPLICABLES.LOSTENEDORESYLOSPOSIBLESCOMPRADORESDEOBLIGACIONESNEGOCIABLESDEBENCONSULTARASUSASESORESIMPOSITIVOSACERCADELASCONSECUENCIASIMPOSITIVASENSUSITUACIÓNPARTICULAR.ELPRESENTENOPRETENDESERUNADESCRIPCIÓN INTEGRAL DE TODAS LAS CONSIDERACIONES FISCALES ARGENTINAS QUE PUEDAN SERRELEVANTES AL MOMENTO DE DECIRDIR LA COMPRA, TENENCIA O DISPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONESNEGOCIABLES. EN PARTICULAR, ESTE RESUMEN NO DESCRIBE NINGUNA CONSECUENCIA TRIBUTARIACORRESPONDEIENTEALEYESPROVINCIALES,MUNICIPALESODEJURISDICCIONESIMPOSITIVASDISTINTASACIERTASLEYESFEDERALESARGENTINAS.DocumentosaDisposiciónEl presente Prospecto y los estados contables incluidos en el mismo se encuentran a disposición de losinteresadosenlasedesocialdelaCompañía,sitaenAliciaMoreaudeJusto2030/50,3°piso,of.304,CiudadAutónoma de Buenos Aires, en su página web www.pcr.com.ar, y en la página web de la CNVhttp://www.cnv.gov.arenel ítem“InformaciónFinanciera”,en lapáginawebdelBYMAwww.byma.com.aryenlapáginawebdelMAEwww.mae.com.ar.

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ESTADOSFINANCIEROSLos Estados Financieros Consolidados auditados de la Compañía para los ejercicios finalizados el 31 dediciembrede2017,2016y2015seencuentranadisposicióndelpúblicoinversorenlaPáginaWebdelaCNVenelítem“InformaciónFinanciera-Emisoras-EmisorasenelRégimendeOfertaPública-PetroquímicaComodoroRivadavia S.A. -Estados Contables”, la página web del BYMA www.byma.com.ar, la página web del MAEwww.mae.com.arylapáginawebdelaEmisorawww.pcr.com.ar.

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EMISORA

PetroquímicaComodoroRivadaviaS.A.AliciaMoreaudeJusto2030/50,3°piso,of.304(C1107AFP)CiudadAutónomadeBuenosAires

Argentina

ASESORESLEGALESDELAEMISORA

Salaverri,Burgio&WetzlerMalbrán

Av.delLibertador602,Piso3°(C1001ABT)CiudadAutónomadeBuenosAires

Argentina

AUDITORES

Deloitte&Co.S.A.Florida234,Piso5º

(C1005AAF)CiudadAutónomadeBuenosAiresArgentina

PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO ... · impositivos y/o de otro tipo relacionados...

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