YPF S.A. - Annual Report 2022 | FinancialReports.eu

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ÍNDICE

1. PRINCIPALES HITOS	2
2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS	5
3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO	8
4.1. UPSTREAM	11
4.2. DOWNSTREAM	17
4.3. GAS Y ENERGÍA	21
4.4. CORPORACIÓN Y OTROS	23
5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL	24
5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO	24
5.2. DEUDA NETA	25
6. TABLAS Y NOTAS	27
6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO	27
6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO	28
6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO	29
6.4. PRINCIPALES MAGINITUDES FÍSICAS	31

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EN EL 2022 SE LOGRÓ EL MAYOR CRECIMIENTO ORGÁNICO EN LA PRODUCCIÓN TOTAL DE HIDROCARBUROS DE LOS ÚLTIMOS 25 AÑOS, ALCANZANDOSE AL MISMO TIEMPO RESULTADOS EXCEPCIONALES

Bases de presentación

Base de presentación

Al 4T2022, la información financiera contenida en este documento está expresada, salvo que se indique lo contrario, en dólares estadounidenses correspondientes a la moneda funcional de YPF S.A. La información se basa en los estados financieros preparados de acuerdo con las NIIF vigentes en Argentina. Por otra parte, la información financiera de períodos anteriores se encuentra reexpresada en dólares estadounidenses correspondientes a la moneda funcional de YPF S.A (en sustitución de los resultados financieros individuales de YPF S.A. expresados en pesos argentinos divididos por el tipo de cambio promedio del período).

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Resumen Consolidado Resultados
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 3.748 5.357 4.645 23,9% -13,3% 13.682 18.757 37,1%
EBITDA 660 1.580 1.223 85,3% -22,6% 3.892 5.439 39,7%
EBITDA Ajustado 852 1.506 933 9,5% -38,0% 3.896 4.947 27,0%
Resultado operativo antes de deterioro de activos (50) 849 467 N/A -45,0% 814 2.605 220,0%
Resultado operativo (165) 751 442 N/A -41,1% 699 2.482 255,1%
Resultado neto antes de deterioro de activos 349 757 480 37,7% -36,5% 91 2.314 2449,8%
Resultado neto 274 693 464 69,3% -33,0% 16 2.234 13862,5%
Resultado neto por acción 0,70 1,76 1,19 70,0% -32,4% 0,07 5,67 8000,0%
Inversiones 899 1.137 1.421 58,0% 24,9% 2.630 4.192 59,4%
FCF 148 243 (188) N/A N/A 883 755 -14,5%
Caja y equivalentes de caja 1.108 1.334 1.092 -1,4% -18,1% 1.108 1.092 -1,4%
Deuda total 7.379 6.990 7.088 -3,9% 1,4% 7.379 7.088 -3,9%
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EBITDA = Resultado operativo + Depreciación de propiedad, planta y equipo + Depreciación por derecho de uso de uso de activos + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias. EBITDA Ajustado = EBITDA que excluye los efectos de la NIIF 16 y la NIC 29 + partidas no recurrentes. Caja y equivalentes de caja: Incluye Inversiones en activos financieros corrientes.

Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido)

FCF= Flujo Neto de las Actividades Operativas menos inversiones (Actividades de inversión), M&A (Actividades de inversión), y pago de intereses y leasing (Actividades de Financiación)

1. PRINCIPALES HITOS

El EBITDA Ajustado en 2022 alcanzó casi los US$5 mil millones, siendo el tercero más alto en la historia de la compañía, principalmente debido a una mayor producción de hidrocarburos y a la mejora generalizada de los precios en nuestros segmentos de negocio que permitieron más que compensar las significativas presiones en los costos. Para el 4T22 el EBITDA Ajustado fue de US$933 millones, creciendo un 9,5% en comparación al año anterior.
La producción total de hidrocarburos mostró el mayor crecimiento orgánico de los últimos 25 años, creciendo un 7,2% en 2022 en comparación al año anterior, alcanzando los 503 Kboe/d. Durante el 2022, la producción de crudo creció un 7,2% respecto a 2021, mientras que la producción de gas natural se incrementó en un 5,0% a/a. Adicionalmente, en el 4T22, la producción de crudo continúo el sendero de crecimiento alcanzando los 232 Kboe/d (3,1% t/t), en tanto que la producción de gas natural se contrajo en un 7,0% t/t promediando los 35,7 Mm3/d, principalmente debido a una menor demanda estacional.

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La producción de crudo shale y shale gas mantuvo altas tasas de crecimiento en 2022, con incrementos respecto al año anterior de 45% y 47% respectivamente, mientras continuamos mejorando en la eficiencia operativa tanto en fractura como en velocidad de perforación, lo que permitió mejorar los costos de desarrollo del shale .
Los objetivos operativos fueron alcanzados gracias a que nuestro plan de inversiones de US$4,2 miles de millones fue completado, en línea con nuestro presupuesto actualizado del año, lo que representó un aumento de casi un 60% respecto a 2021. Las actividades de inversión alcanzaron su punto máximo durante el 4T22 donde se desembolsaron US$1,4 miles de millones, expandiéndose a través de todos los negocios y manteniéndose el foco en nuestras actividades en el upstream.
El total de reservas de hidrocarburos probadas registró un nuevo incremento del 4% respecto a 2021, alcanzando los 1,2 miles de millones BOE en diciembre 2022, mostrando una sólida tasa de reemplazo de reservas del 124%. Una vez más, el incremento de reservas fue impulsado en gran medida por la continua evolución de nuestras operaciones de shale , más que compensando la producción de hidrocarburos durante el año y las revisiones negativas de reservas en nuestros bloques convencionales debido a una mayor base de costos.
La demanda local de combustibles alcanzó niveles récord en 2022 ubicándose en un 11% por sobre los niveles de 2021, donde las ventas de gasoil y naftas aumentaron un 10% y 14%, respectivamente. Durante el 4T22, las ventas de gasoil disminuyeron un 5% secuencialmente, mientras que las ventas de naftas aumentaron un 5% t/t producto principalmente de factores estacionales.
Los niveles de procesamiento en nuestras refinerías aumentaron 5,7% respecto al 2021, alcanzando el índice de conversión de combustibles más alto en la historia de nuestra compañía, lo que junto con la importación de gasoil y naftas y un incremento en los porcentajes de aditivación de biocombustibles, contribuyeron a satisfacer los niveles históricos de demanda. Durante el 4T22, los niveles de procesamiento continuaron expandiéndose a más de 293 Kbbl/d, aumentando 5,1% secuencialmente, lo que permitió reducir significativamente los volúmenes importados de combustibles en un 35,4% t/t.
Los costos operativos crecieron un 31% a/a, como resultado de la combinación de variables macro (principalmente la apreciación del peso argentino en términos reales) y

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una tendencia inflacionaria global de costos en toda la industria, junto con mayores niveles de actividad en todas las unidades de negocio.

El 2022 marcó el tercer año consecutivo con flujo de caja libre positivo por US$ 755 millones, lo que permitió reducir nuestra deuda neta a un poco menos de US$ 6,0 miles de millones y reducir el índice de apalancamiento neto a 1,2x. Sin embargo, el flujo libre de caja en el cuarto trimestre fue negativo en US$188 millones, como consecuencia principalmente del pago extraordinario anticipado de impuestos a las ganancias del 2023 junto con la aceleración de nuestras actividades de inversión.

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2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

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Desglose Ingresos Consolidados
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil 1.283 1.954 1.774 38,2% -9,2% 4.534 6.780 49,5%
Nafta 795 879 885 11,3% 0,7% 2.710 3.460 27,7%
Gas natural como productores (a terceros) 338 501 303 -10,5% -39,5% 1.496 1.573 5,2%
Otros 896 1.394 1.146 28,0% -17,7% 3.334 4.607 38,2%
Total Mercado Local 3.312 4.727 4.108 24,0% -13,1% 12.074 16.420 36,0%
Jet fuel 65 135 160 148,1% 18,8% 149 510 241,1%
Granos y harinas 124 217 52 -57,7% -75,9% 623 684 9,8%
Crudo 13 0 21 60,7% N/A 35 26 -27,5%
Petroquímicos y otros 235 278 304 29,6% 9,4% 800 1.118 39,7%
Total Mercado Externo 436 630 537 23,3% -14,7% 1.608 2.337 45,4%
Total Ingresos 3.748 5.357 4.645 23,9% -13,3% 13.682 18.757 37,1%
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En el 2022, los ingresos ascendieron a US$18.757 millones, representando un importante incremento del 37,1% en comparación al 2021. En este sentido, los ingresos del 4T22 alcanzaron los US$4.645 millones, creciendo un 23,9% comparados con el 4T21. En ambos casos, el incremento se explica principalmente por los mayores precios de gasoil, jet fuel (combustible para aviones) y naftas, y mayores volúmenes despachados de estos productos.

Al analizar los ingresos del 2022, cabe destacar:

Los ingresos totales de gasoil en el mercado local –36,1% de los ingresos totales – aumentaron un 49,5% comparados con 2021 principalmente producto de un incremento del 36,3% en los precios y 9,7% en los volúmenes vendidos. Los niveles de gasoil despachados en 2022 representaron una marca histórica para la compañía, impulsados por el incremento de los niveles de actividad de determinadas industrias, como la minería y el transporte, y por una fuerte demanda en el segmento minorista, destacándose un aumento significativo en la demanda por parte de los países limítrofes. Respecto al 4T21, la demanda se mantuvo estable.
Las ventas de naftas en el mercado local –18,4% de los ingresos totales – se expandieron un 27,7% comparadas con 2021, principalmente debido a un aumento del 12,1% en los precios, mientras que los volúmenes crecieron un 13,9%, siendo el volumen vendido más alto a nivel anual. En comparación al 4T21, la demanda mantuvo una tendencia estable, incrementándose sólo un 2,4% a/a.
Los ingresos por ventas de gas natural como productores a terceros en el mercado local – 8,4% del total de ingresos – crecieron un 5,2% en 2022 como consecuencia principalmente de mayores volúmenes vendidos, mientras que los precios se mantuvieron estables.
Las otras ventas locales se incrementaron en un 38,2% en comparación a 2021, representando el 25% de los ingresos. Esta variación se puede explicar principalmente por mayores ventas de GLP, fertilizantes y jet fuel. Éste último reflejó un fuerte incremento del 178,3% debido a la expansión significativa de los volúmenes vendidos del 76,1%, a pesar de no haber logrado recuperar totalmente los niveles prepandemia, y también debido a una mejora en los precios internacionales. Asimismo, las ventas de algunos productos refinados como lubricantes, petroquímicos y asfaltos se beneficiaron de un contexto de mayores precios, registrando un incremento en sus precios de 27,1%, 37,0% y

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23,7% respectivamente. Finalmente, es importante destacar la devolución del impuesto a los combustibles aplicado a la importación de gasoil durante el 2T22 de acuerdo al decreto 329/2022.

Los ingresos por exportaciones crecieron un 45,4% a/a principalmente como consecuencia de la recuperación de la demanda de jet fuel, especialmente en el sector internacional, los mayores precios internacionales para la mayoría de los productos refinados mencionados anteriormente, y mayores exportaciones de gas natural, que representaron el 7,2% de las ventas totales de gas natural como productores.

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Desglose Costos Consolidados
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Costo de extracción (529) (631) (668) 26,3% 5,9% (1.894) (2.442) 28,9%
Otros Upstream (57) (89) (119) 108,3% 33,1% (288) (349) 21,3%
Costo de refinación y logística (293) (378) (397) 35,4% 5,1% (1.064) (1.408) 32,3%
Otros Downstream (134) (166) (164) 21,9% -1,2% (465) (586) 26,0%
G&E, Corpo. & Otros (172) (171) (183) 6,4% 7,0% (381) (584) 53,4%
Total Costos Operativos (1.185) (1.434) (1.530) 29,1% 6,7% (4.092) (5.369) 31,2%
Depreciaciones & Amortizaciones (706) (724) (744) 5,4% 2,8% (3.068) (2.808) -8,5%
Ragalías (209) (263) (250) 19,8% -4,7% (788) (969) 23,0%
Otros (259) (330) (265) 2,2% -19,9% (939) (1.176) 25,2%
Total Otros Costos (1.174) (1.317) (1.259) 7,2% -4,4% (4.795) (4.953) 3,3%
Importación de combustibles (372) (596) (355) -4,7% -40,4% (712) (1.641) 130,6%
Compras de crudo a terceros (289) (362) (336) 16,4% -7,3% (1.023) (1.263) 23,5%
Compras de biocombustibles (187) (301) (269) 44,0% -10,5% (518) (987) 90,5%
Compras agro non-oil (221) (387) (142) -35,7% -63,3% (972) (1.222) 25,7%
Otras compras (219) (364) (224) 2,0% -38,5% (828) (1.099) 32,8%
Variación de existencias 100 277 (259) N/A N/A 303 232 -23,4%
Total de Compras y Variaciones de Stock (1.188) (1.733) (1.585) 33,4% -8,5% (3.749) (5.980) 59,5%
Otros resultados operativos, netos (251) (24) 196 N/A N/A (232) 150 N/A
Deterioro de activos (115) (98) (25) -78,3% -74,5% (115) (123) 7,0%
Total Costos Operativos + Compras + Deterioro de Activos (3.913) (4.606) (4.203) 7,4% -8,7% (12.983) (8.809) -32,1%
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Las variaciones de existencias incluyen efecto precio por US$ 76 millones en el 4T21, US$ 152 millones en el 3T22, US$(20) millones en el 4T22, US$ 233 millones en 2021 y US$ 245 millones en 2022

Respecto a los costos operativos, durante el 2022 alcanzaron los US$5.369 millones, representando un incremento del 31,2% respecto al 2021. Esta variación se puede explicar principalmente por un continuo contexto de inflación acelerada y una tasa de devaluación menor a la esperada, que incrementaron la presión sobre los costos operativos en términos de dólares, y por la expansión de los niveles de actividad a lo largo de todas las unidades de negocio, acorde al incremento de producción de crudo y gas, y a los niveles de procesamiento. Como resultado, el costo operativo por barril de hidrocarburos producido se incrementó solamente un 22,4% a/a.

Las compras y variaciones de stock, categoría altamente correlacionada con los niveles de demanda de productos refinados, se incrementaron un 59,5% comparados con 2021.

Las importaciones de naftas y gasoil crecieron un 131,7% contra 2021, impulsadas principalmente por un incremento del 70,7% en los precios y de un 35,7% en los volúmenes importados. El incremento de los volúmenes importados tanto de naftas como de gasoil, junto con una mayor producción de naftas y destilados medios en nuestras refinerías, permitieron satisfacer la demanda creciente. Secuencialmente, en el 4T22 las importaciones de naftas y gasoil disminuyeron un 45,5% t/t por menores volúmenes importados por 35,4% y menores precios por 15,7%. Cabe señalar que en 2022 las importaciones de combustibles representaron el 11% de nuestras ventas totales de combustibles, muy por debajo del promedio del mercado del 15%; mientras que en el 4T22

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representaron el 9% de las ventas totales de combustibles, también por debajo del promedio del mercado del 12%.

Las compras de crudo crecieron un 23,5% a/a, a causa de un incremento del 4,5% en volúmenes, y a un aumento del 18,2% en precios, parcialmente alineados con el crecimiento de los precios de combustibles a lo largo del año.
Las compras de productos non oil para el negocio del Agro, crecieron un 25,7% a/a, principalmente debido a mayores compras de fertilizantes, relacionadas al incremento en las ventas de estos productos.
Las compras de biocombustibles aumentaron 90,5%, registrando un incremento del 174,2% en biodiesel y un 40,3% en bioetanol. La variación en las compras de biodiesel se explica por el aumento en la demanda de gasoil, por el incremento en los niveles de aditivación desde mediados de junio y por mayores precios. Por otro lado, las compras de bioetanol se incrementaron principalmente por el crecimiento de la demanda de naftas a lo largo del año.

En relación con los inventarios, se registró una variación positiva de existencias de US$232 millones y US$303 millones en 2022 y 2021, respectivamente, principalmente debido a un incremento en el costo de reposición de nuestros inventarios por mayores costos de producción.

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Desglose Resultado neto
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado operativo (165) 751 442 N/A -41,1% 699 2.482 3
Intereses en asociadas y negocios conjuntos 171 141 58 -66,1% -58,9% 287 446 55,4%
Resultados financieros, netos 9 85 120 1233,3% 41,2% (271) 128 N/A
Resultado antes de impuestos 15 977 620 4033,3% -36,5% 715 3.056 3
Impuesto a las ganancias 259 (284) (156) N/A -45,1% (699) (822) 17,6%
Resultado neto 274 693 464 69,3% -33,0% 16 2.234 13862,5%
Resultado neto antes de deterioro de activos 349 757 480 37,7% -36,5% 91 2.314 2449,8%
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Los resultados financieros netos del 2022 representaron una ganancia de US$ 128 millones en comparación con la pérdida de US$271 millones registrada en 2021. Esta variación se debió principalmente a la mayor devaluación de la moneda argentina, mayores tasas de interés en nuestra liquidez y a menores intereses de deuda acorde a la reducción de nuestra deuda financiera.

Como resultado de la evolución operativa y financiera, el resultado antes del impuesto a las ganancias para el 2022 alcanzó un resultado positivo de US$ 3.056 millones, superando ampliamente los US$ 715 millones alcanzados en 2021. Adicionalmente, el resultado neto en 2022 fue una ganancia de US$ 2.234 millones, la marca anual más alta de la historia.

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3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

El EBITDA ajustado del 2022 ascendió a US$ 4.947 millones, incrementándose un 27,0% en comparación al 2021; siendo el tercer mejor EBITDA de nuestra historia. Esta variación se dio principalmente por un incremento general en los precios de venta de los productos, incluyendo precios más altos de gasoil, naftas y otros productos con correlación a cotizaciones internacionales, y a la expansión de los niveles de producción y procesamiento de crudo, parcialmente compensados por mayores costos operativos.

La conciliación entre el EBITDA y el EBITDA Ajustado se presenta en los cuadros siguientes.

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Reconciliación EBITDA Ajustado
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado neto 274 693 464 69,3% -33,0% 16 2.234 13862,5%
Resultados financieros, netos (9) (85) (120) 1233,3% 41,2% 271 (128) N/A
Intereses en asociadas y negocios conjuntos (171) (141) (58) -66,1% -58,9% (287) (446) 55,4%
Impuesto a las ganancias (259) 284 156 N/A -45,1% 699 822 17,6%
Perforaciones exploratorias improductivas 4 7 12 200,0% 71,4% 10 26 160,0%
Depreciaciones y amortizaciones 706 724 744 5,4% 2,8% 3.068 2.808 -8,5%
Deterioro de activos 115 98 25 -78,3% -74,5% 115 123 7,0%
EBITDA 660 1.580 1.223 85,3% -22,6% 3.892 5.439 39,7%
Arrendamientos opex (62) (74) (72) 14,9% -2,9% (250) (274) 9,5%
Otros ajustes 254 - (218) N/A N/A 254 (218) N/A
EBITDA Ajustado 852 1.506 933 9,5% -38,0% 3.896 4.947 27,0%
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EBITDA por segmento Corporación y Ajustes de
Upstream Downstream Gas y Energía Total
Cifras no auditadas, en US$ millones Otros Consolidación
Resultado Operativo 1.306 1.523 90 (401) (36) 2.482
Depreciaciones y amortizaciones 2.075 565 80 93 (5) 2.808
Perforaciones exploratorias improductivas 26 - - - - 26
Deterioro de activos 123 - - - - 123
EBITDA 3.530 2.088 171 (308) (41) 5.439
- -
Arrendamientos Opex (173) (76) (25) (274)
Otros ajustes (298) - - 80 - (218)
EBITDA Ajustado 3.059 2.012 145 (228) (41) 4.947
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Ebitda Ajustado para 2021 y 2022 excluye cargos no recurrentes relacionados con provisiones de contingencias legales

El siguiente gráfico resume las principales variaciones del EBITDA Ajustado entre el 2022 y el 2021 por segmento de negocio:

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649 104 4.947
3.896 388 Midstream (90)
Precios Niveles de Precios Metrogas OPEX'21 Venta de (712)
Producción Procec. inmuebles 2.234
OPEX Compras
OPEX (2.001)
EBITDA Ajustado Upstream Downstream Gas & Energía Corporación y EBITDA Ajustado Intereses Amortizaciones Ingresos netos
2021 Eliminaciones 2022 & Otros
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Dow nstream excluye el efecto precio de la variación de stock de productos derivados del petróleo (los mismos se incliyen en "Corporación & Eliminaciones"). Gas & Energía incluye la nueva unidad de negocio Midstream Gas desde enero 2022

Ebitda Ajustado para 2021 y 2022 excluye cargos no recurrentes relacionados con provisiones de contingencias legales

Upstream (+US$388 millones): La variación positiva se explica principalmente por mayores precios del crudo (20%) y gas natural (2%), y al incremento en la producción de crudo y gas de 7,2% y 5,0% respectivamente, efectos parcialmente mitigados por un aumento en el costo de extracción del 29%.
Downstream (+US$649 millones): La expansión del EBITDA se debió principalmente a un aumento de 28% en los precios de los combustibles locales sumado a mayores precios de otros productos refinados del 38%, excluyendo nafta y gasoil, y a un incremento en los niveles de procesamiento (5,7%). Por otro lado, el EBITDA se vio afectado negativamente por mayores costos de refinación y logística por 32,3%, mayores importaciones de combustibles de 130,6% y mayores compras de crudo y biocombustibles por 28,3% y 90,5% respectivamente.
Gas & Energía (+US$104 millones): El incremento en EBITDA se explica principalmente por mayores resultados registrados en las operaciones de midstream gas y la subsidiaria Metrogas.
Corporación & Eliminaciones (-US$90 millones): La variación negativa se explica por mayores costos operativos corporativos y por los resultados extraordinarios positivos producto de la venta de inmuebles realizadas en 2021.

Las principales causas de la variación secuencial del EBITDA Ajustado entre el 4T22 y el 3T22, se muestran en el siguiente gráfico:

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1.506
(260) Prod. Crudo (60) (52) 933
Prod. Gas Niveles de Procec. Estacionalidad (201)
Precios Impo OPEX Efecto precio (188) 464
combustibles inventarios
OPEX Compras OPEX (281)
OPEX
EBITDA Upstream Downstream Gas & Energía Corporación y EBITDA Intereses Amortizaciones Ingresos netos
Ajustado 3Q22 Eliminaciones Ajustado 4Q22 & Otros
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Ebitda Ajustado para 4Q22 excluye cargos no recurrentes relacionados con provisiones de contingencias legales

Upstream (-US$260 millones): La variación negativa obedece a menores precios de gas natural de 32% por el factor estacional incluido en los contratos del Plan Gas, la contracción en la producción

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de gas natural de 7% y mayores costos de extracción por 6%, parcialmente mitigado por una expansión del 3% en la producción de crudo.

Downstream (-US$60 millones): La contracción del EBITDA se explica por menores precios locales de combustibles de 5%, a una disminución de 13% en los precios de la canasta de otros refinados y mayores costos de refinación y logística de 5%, efectos parcialmente compensados por una expansión en los niveles de procesamiento (5%) y a una disminución significativa en las importaciones de combustibles del 40%.
Gas & Energía (-US$52 millones): La disminución del EBITDA se explica por la estacionalidad que impactó negativamente en las actividades de regasificación y los resultados de Metrogas, seguido por mayores costos operativos en las operaciones de midstream gas.
Corporación y Eliminaciones (-US$201 millones): La contracción del EBITDA se explica principalmente por una variación negativa no monetaria de US$179 millones producto a una disminución en los precios de los inventarios, principalmente debido a mayores costos operativos, importaciones y aditivación de biocombustibles registrados en el 3T22 que acrecentaron los costos de inventario, mientras que en el 4T22, los costos operativos y los niveles de aditivación de biocombustibles se mantuvieron estables y las importaciones cayeron significativamente, empujando hacia abajo la valuación de los inventarios.

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4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO

4.1. UPSTREAM

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Producción
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas
Desglose producción
Producción Crudo (Kbbld) 216,1 224,8 231,8 7,2% 3,1% 210,9 226,0 7,2%
Convencional 149,9 144,7 143,5 -4,3% -0,8% 154,7 146,3 -5,5%
Shale 62,9 77,0 85,1 35,3% 10,6% 52,9 76,6 45,0%
Tight 3,3 3,1 3,1 -5,7% 0,9% 3,3 3,1 -5,1%
Producción NGL (Kbbld) 30,0 38,0 42,6 42,0% 12,0% 34,4 41,6 20,8%
Convencional 11,3 14,7 13,2 17,2% -9,7% 15,2 15,1 -0,4%
Shale 17,6 22,3 27,9 58,5% 25,5% 17,9 25,2 40,8%
Tight 1,0 1,1 1,4 32,6% 28,4% 1,4 1,3 -5,4%
Producción Gas (Mm3d) 37,8 38,4 35,7 -5,5% -7,0% 35,7 37,5 5,0%
Convencional 16,1 15,0 14,1 -12,1% -5,6% 17,2 15,0 -12,9%
Shale 14,4 17,1 16,1 12,1% -5,9% 10,9 16,0 47,4%
Tight 7,4 6,3 5,5 -25,5% -12,9% 7,6 6,5 -14,8%
Producción Total (Kboed) 484,2 504,4 499,2 3,1% -1,0% 469,7 503,3 7,2%
Convencional 262,5 253,6 245,7 -6,4% -3,1% 277,9 255,4 -8,1%
Shale 170,9 207,0 214,4 25,4% 3,6% 139,0 202,4 45,6%
Tight 50,7 43,8 39,0 -23,1% -11,0% 52,7 45,4 -13,9%
Precios promedio de realización
Crudo (USD/bbl) 57,7 67,3 66,3 14,8% -1,5% 53,7 64,4 19,9%
Gas Natural (USD/MMBTU) 3,0 4,4 3,0 -1,0% -31,5% 3,5 3,6 2,0%
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La producción total de hidrocarburos en 2022 logró una notable expansión del 7,2% en comparación con 2021, registrando aumentos en la producción de crudo, NGL y gas natural a/a. Al comparar el 4T22 con el 4T21, la producción total de hidrocarburos aumentó 3,1% motivada por un aumento de 7,2% en crudo y un aumento del 42,0% en NGL, este último debido a la interconexión de un nuevo gasoducto (entre las instalaciones de TGS y Tratayén) durante 2022, mientras que el 4T21 se vio afectado por el cierre temporal de nuestra subsidiaria MEGA. Estas expansiones fueron parcialmente compensadas por una disminución del 5,5% en la producción de gas natural.

La producción de shale continuó expandiéndose fuertemente a lo largo del año, donde el crudo shale y el shale gas aumentaron 45.0% y 47.4% a/a, respectivamente, debido al incremento de la actividad y a los altos niveles de competitividad alcanzados durante el año en nuestras operaciones de shale , lográndose un nuevo incremento secuencial del 10.6% en nuestra producción de crudo shale durante el 4T22. En este sentido, la producción shale alcanzó el 40% de nuestra producción total consolidada en 2022, creciendo desde el 30% del año anterior.

La producción promedio diaria de crudo aumentó un 7,2 % en comparación con 2021, gracias al aumento sólido de la producción del crudo shale mencionado anteriormente, mientras que la producción convencional cayó un 5,5%, debido al declino natural de nuestros campos maduros, parcialmente compensado por nuestra estrategia de continuar avanzando en las técnicas de recuperación terciaria. En este sentido, en el bloque Manantiales Behr, actualmente estamos operando 8 Unidades de Inyección de

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Polímeros alcanzando nuevos récords de producción (26,6 kbbl/d durante octubre, representando el 28,2% de la producción total), y hemos avanzado en otros tres pilotos, además de Manantiales Behr, se trabajó en los bloques Chachahuen, El Trébol y Los Perales en la provincia de Mendoza, Chubut y Santa Cruz, respectivamente. Finalmente, cabe mencionar que durante el 4T22 la producción de crudo alcanzó los 231,8 Kbbl/d, logrando un incremento secuencial de 3,1% respecto al 3T22.

Por el lado del gas natural, la producción diaria promedio aumentó un 5,0% comparada con 2021, impulsada por una mayor producción de shale gas en un 47,4%, que fue parcialmente compensada por una contracción del 12,9% en nuestra producción convencional. Por otro lado, en el 4T22, la producción de gas natural disminuyó un 5.5% a/a, afectada por cortes de producción por falta de demanda, lo que impactó principalmente nuestra producción convencional.

Los precios de venta de crudo y gas aumentaron en comparación con 2021. Nuestro precio de venta promedio de crudo aumentó un 19,9%, alineado a los ajustes de precios locales de combustibles efectuados a lo largo del año, alcanzando aproximadamente los US$ 64,4 por barril, aunque el precio continúa negociándose por debajo de la paridad de exportación. Por el lado del gas, el precio promedio para terceros en 2022 fue de 3,6 US$/MMBTU, aumentando un 2,0% respecto a 2021.

En 2022, los ingresos totales del segmento alcanzaron los US$ 7.185 millones, aumentando un 22,4% respecto a 2021.

Los ingresos por crudo se expandieron 26.7% debido a un aumento año contra año de 19.9% en precios y 5.7% en volúmenes vendidos.
Los ingresos de gas natural aumentaron 10,6%, principalmente por un aumento de 8,4% en los volúmenes vendidos, junto con un aumento de precio de 2,0%.

Resultados Upstream	4T21	3T22	4T22	A/A ∆	T/T ∆	2021	2022	A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Crudo	1.153	1.442	1.391	20,6%	-3,5%	4.138	5.243	26,7%
Gas natural	381	566	359	-5,8%	-36,6%	1.624	1.797	10,6%
Otros	16	38	38	137,3%	0,3%	107	145	36,2%
Ingresos	1.551	2.046	1.788	*15,3%*	*-12,6%*	5.869	7.185	*22,4%*
Depreciaciones y amortizaciones	(529)	(542)	(554)	4,7%	2,3%	(2.378)	(2.075)	-12,8%
Costo de extracción	(529)	(631)	(668)	26,3%	5,9%	(1.894)	(2.442)	28,9%
Regalías	(209)	(259)	(247)	18,1%	-4,8%	(788)	(956)	21,4%
Gastos de exploración	(7)	(19)	(23)	244,3%	21,0%	(30)	(65)	114,0%
Otros	(348)	(180)	139	N/A	N/A	(597)	(217)	-63,6%
Resultado operativo antes de deterioro de activo	(70)	415	436	*N/A*	*5,0%*	181	1.429	*689,9%*
Deterioro de activos	(115)	(98)	(25)	-78,3%	-74,6%	(115)	(123)	7,3%
Resultado operativo	(185)	317	411	*N/A*	*29,6%*	66	1.306	*1878,9%*
Depreciaciones y amortizaciones	529	542	554	4,7%	2,3%	2.378	2.075	-12,8%
Perforaciones exploratorias improductivas	4	7	12	200,0%	71,4%	10	26	160,0%
Deterioro de activos	115	98	25	-78,3%	-74,6%	115	123	7,3%
EBITDA	463	964	1.002	*116,4%*	*3,9%*	2.569	3.530	*37,4%*
Arrendamientos opex	(39)	(48)	(49)	25,7%	0,7%	(153)	(173)	13,1%
Otros ajustes	254	-	(298)	N/A	N/A	254	(298)	N/A
EBITDA Ajustado	679	915	656	*-3,5%*	*-28,4%*	2.671	3.059	*14,5%*
Inversiones	690	823	986	*42,8%*	*19,8%*	2.126	3.111	*46,3%*

Cash Costs unitarios	4T21	3T22	4T22	A/A ∆	T/T ∆	2021	2022	A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$/boe
Costo de extracción	11,9	13,6	14,5	22,5%	7,0%	11,1	13,3	20,3%
Regalias y otros impuestos	5,9	7,1	6,7	13,0%	-5,0%	5,8	6,5	12,5%
Otros costos	1,7	2,1	2,8	64,8%	33,1%	1,9	2,1	11,3%
Total Cash Costs (US$/boe)	19,5	22,8	24,1	*23,3%*	*5,7%*	18,8	22,0	*17,0%*

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En relación con los costos unitarios, los cash costs aumentaron un 17,0% respecto a 2021, principalmente debido a los siguientes factores:

Los costos de extracción aumentaron un 20,3% a/a, principalmente debido a las presiones de costos en moneda local que continúan siendo más elevadas que la depreciación del tipo de cambio. Al desglosar nuestros costos de extracción por tipo de operación en 2022, nuestras actividades no convencionales promediaron los 4,0 US$/BOE, una disminución de 5,2% a/a, mientras que nuestras actividades convencionales promediaron los 20,7 US$/BOE, un aumento de 41,6% a/a como consecuencia de la menor producción convencional mencionada anteriormente y a mayores costos de mantenimiento. El costo de extracción en nuestro shale core hub promedió 3,6 US$/bpe en 2022, registrando una nueva reducción anual de 6,2 % impulsada por una mayor producción y eficiencias operativas logradas durante el año.
Las regalías y otros impuestos dentro del segmento de upstream aumentaron un 12,5% respecto al año anterior, donde las regalías de crudo aumentaron un 18,3% principalmente debido a mayores precios de venta, mientras que las regalías de gas natural se mantuvieron casi estables (1,1% a/a).

En resumen, el EBITDA ajustado del segmento Upstream alcanzó los US$ 3.059 millones en 2022, creciendo un 14,5% por encima del 2021.

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Inversiones:

Las Inversiones de Upstream alcanzaron los US$ 3.111 millones en 2022, aumentando un 46,3% respecto al 2021, donde el 68,0% se destinó a actividades de perforación y workover , el 28,2% a nuevas instalaciones o ampliación de las existentes y el 3,8% restante a exploración y otras actividades del upstream.

Durante 2022, las actividades de perforación y workover mostraron una tendencia positiva, completando un total de 301 pozos nuevos en nuestros bloques operados, incluidos 144 pozos nuevos completados en nuestros bloques operados no convencionales, 122 de crudo shale y 22 de shale gas.

En cuanto a las operaciones de crudo shale , las inversiones se mantuvieron enfocadas en nuestros bloques core hub Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y Aguada del Chañar, donde logramos completar 114 nuevos pozos horizontales de shale , concentrando más del 50% de las inversiones en las áreas no convencionales. Además, en shale gas, nuestras inversiones se concentraron en nuestros bloques operados Aguada de la Arena y Rincón del Mangrullo, así como en los bloques no operados de La Calera, Aguada Pichana Este y Aguada Pichana Oeste.

Adicionalmente, durante 2022 se lograron las siguientes metas en el desarrollo de nuestras operaciones de shale:

Finalizamos la perforación de un PAD de 4 pozos en Loma Campana con los 3 pozos más largos en Vaca Muerta con más de 4.200 metros de longitud horizontal, destacandose un pozo con una extensión superior a los 4.400 metros.
Perforamos los primeros pozos de diseño delgado alcanzando los 4.138 metros de longitud lateral en el bloque Rincón del Mangrullo, estableciendo un nuevo récord en términos de longitud horizontal para un pozo con “diseño delgado”.
Continuamos estableciendo nuevos récords de desempeño en perforación y fractura, con un promedio de 251 metros por día en perforación y más de 190 etapas por mes de fractura, aumentando un 25% y 11% respectivamente, en comparación con 2021.
Hemos implementado el uso de la tecnología simul-frac como ejemplo de las mejoras de productividad que hemos ido logrando en los últimos años.
Finalizamos la ampliación de la planta de tratamiento de crudo La Amarga Chica, que amplió la capacidad de 8.000 m3/d a 12.000 m3/d.

Iniciamos la construcción de otra planta de tratamiento de crudo de 12.000 m3/d en Bandurria Sur, que se espera que esté operativa en 2023. En el lado convencional, nuestras operaciones mantuvieron su enfoque en actividades relacionadas con la sustentabilidad con el objetivo de reducir aún más los riesgos en nuestras instalaciones. Asimismo, las actividades de recuperación terciaria continuaron siendo muy relevantes durante el año en los bloques Manantiales Behr, El Trébol, Los Perales y Cañadón León. Finalmente, finalizamos la campaña de perforación de crudo pesado en el área de Llancanelo. Los resultados fueron los esperados, por lo que la campaña de perforación continuará en 2023.

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4%
28%
68%
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Perforación y Workover Instalaciones Exploración y Otros
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Documento: YPF-Privado

Reservas:

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Petróleo crudo y Líquidos de gas Total
Gas Natural
condensado natural (millones de
2022 (miles de millones
(millones de (millones de barriles equivalente
de pies cúbicos)
barriles) barriles) de petróleo)
Reservas comprobadas, desarrolladas y no desarrolladas:
Saldos al inicio del ejercicio 643 64 2.447 1.143
Revisiones de estimaciones anteriores (72) 1 (91) (87)
Extensiones, descubrimientos y recuperación mejorada 118 27 953 315
Compras y Ventas - - - -
Producción del ejercicio (83) (15) (483) (184)
Saldos al cierre del ejercicio 606 77 2.826 1.187
Reservas comprobadas, desarrolladas:
Comienzo del ejercicio 322 34 1.676 655
Cierre del ejercicio 262 36 1.637 590
Reservas comprobadas, no desarrolladas:
Comienzo del ejercicio 321 30 771 488
Cierre del ejercicio 344 41 1.189 596
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Las reservas probadas de YPF cerraron el año 2022 en 1.187 Mboe, lo que representa una variación interanual del 3,8%, con una expansión de las reservas probadas de gas natural del 15,5%, mientras que las reservas probadas de crudo disminuyeron un 5,8%. La adición de reservas probadas de hidrocarburos (desarrolladas y no desarrolladas) alcanzó los 228 millones de barriles equivalentes de petróleo, impulsada principalmente por la continua evolución de nuestras operaciones no convencionales y el efecto de las variaciones en los precios y costos del petróleo y gas. Este resultado se logró mediante la incorporación de 154 millones de barriles equivalentes de petróleo correspondientes a reservas de gas y a la incorporación de 74 millones de barriles correspondientes a líquidos. Teniendo en cuenta que las reservas incorporadas durante el año superaron la producción total de 2022 (184 MBoe), el índice de reemplazo de reservas ("IRR") fue de 1,2x, lo que permitió una incorporación neta de 44 millones de barriles de petróleo equivalente a nuestras reservas probadas. Al desglosar el IRR entre crudo y gas, obtuvimos un IRR para gas de 1,8x y un IRR para petróleo de 0,6x, destacando un índice de reemplazo notable de 3,8x en nuestros bloques de shale.

A continuación, se desglosan las principales variaciones de la incorporación de reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) por región:

En la Cuenca Neuquina, se destacaron las adiciones de reservas probadas de gas natural y crudo no convencional. Las áreas Rincón del Mangrullo, La Calera, Aguada Pichana Este, Aguada de La Arena, Aguada Pichana Oeste, El Orejano y La Ribera lograron las principales incorporaciones de reservas de gas; mientras que en líquidos las áreas con las principales incorporaciones fueron La Amarga Chica, Loma La Lata Norte, Bandurria Sur, Aguada del Chañar, y Lindero Atravesado.
En la Cuenca del Golfo San Jorge, la incorporación de reservas de líquidos se dio principalmente en las áreas de Manantiales Behr, en línea con el desarrollo de las técnicas de recuperación terciaria.
En la Cuenca Cuyana se incorporaron reservas probadas principalmente en el área de Barrancas y en la Cuenca Austral la desincorporación de reservas probadas de gas se generó mayormente en el área de Tierra del Fuego – Fracción B.

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4.2. DOWNSTREAM

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Información Operativa Downstream
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas
Crudo procesado (Kboed) 277,9 279,0 293,4 5,5% 5,1% 270,2 285,5 5,7%
Utilización refinerias (%) 85% 85% 89% 470bps 436bps 82% 87% 466bps
0 0 0 0 0 0 0
Volumenes de ventas
Venta productos refinados (Km3) 4.719 4.896 4.912 4,1% 0,3% 17.288 19.155 10,8%
Mercado local 4.360 4.536 4.431 1,6% -2,3% 16.054 17.631 9,8%
por nafta 1.452 1.419 1.487 2,4% 4,8% 4.987 5.680 13,9%
por gasoil 2.181 2.288 2.181 0,0% -4,7% 8.007 8.783 9,7%
Mercado externo 360 360 482 33,9% 33,8% 1.233 1.524 23,6%
Venta productos petroquímicos (Ktn) 113 115 116 2,9% 0,7% 556 498 -10,3%
Mercado local 91 90 95 4,7% 5,4% 379 396 4,4%
Mercado externo 22 25 21 -4,3% -16,5% 177 103 -41,9%
Venta de granos, harinas y aceites (Ktn) 238 449 270 13,4% -39,7% 1.371 1.507 9,9%
Mercado local 7 50 178 2522,0% 254,4% 33 275 729,0%
Mercado externo 232 398 92 -60,3% -76,9% 1.338 1.232 -7,9%
Venta de fertilizantes (Ktn) 221 242 228 3,1% -5,7% 760 741 -2,6%
Mercado local 221 242 228 3,1% -5,7% 760 741 -2,6%
Precio promedio neto de combustibles en mercado local
Nafta (USD/m3) 500 564 544 8,9% -3,6% 495 557 12,5%
Gasoil (USD/m3) 554 810 770 38,9% -5,0% 535 732 36,8%
Otros Productos Refinados (USD/bbl) 80 104 90 12,0% -13,2% 69 96 38,2%
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Los precios promedio netos locales de nafta y gasil son netos de impuestos, comisiones, bonificaciones comerciales y fletes. Capacidad nominal de 328,1 Kbbl/d desde 1T21. Los valores comparativos del 2021 fueron modificados debido a un cambio de criterio de agrupación desde 2022

El crudo procesado en 2022 se situó en 285,5 Kbbl/d, lo que representó un incremento del 5,7% a/a. El nivel de utilización fue del 87.0% aumentando 4,66 pp a/a, principalmente motivado por mayores niveles de actividad junto con una mayor disponibilidad de nuestra refinería de La Plata ya que en el 2021 se vio afectada por trabajos de mantenimiento en una de sus plantas de convertidores catalíticos, parcialmente compensado por una parada no programada en la unidad de hidrotratamiento de la refinería de Luján de Cuyo ocurrida en noviembre de 2022, la cual ya funciona con normalidad desde enero de 2023. Cabe resaltar que durante este año logramos un récord de producción de naftas y destilados medios a través de la maximización de los niveles de conversión en nuestras refinerías.

Los volúmenes de ventas locales de naftas aumentaron un 13,9% respecto a 2021, mientras que los volúmenes de ventas de gasoil aumentaron un 9,7% a/a, debido a los niveles récord de demanda alcanzados durante 2022. En este sentido, cabe señalar que los niveles históricos de demanda de gasoil estresaron la logística de abastecimiento en ciertas regiones del país, principalmente durante el 2T22, provocando algunas interrupciones en el suministro normal a los consumidores. Sin embargo, debido a los mayores niveles de procesamiento, al aumento de las importaciones y a un mayor porcentaje de aditivación, se logró suministrar combustibles casi normalmente a pesar de la estresada logística de abastecimiento. A finales del 2022, se evidenció una ligera disminución de la demanda de gasoil en comparación con trimestres anteriores.

Los precios netos promedio de gasoil en el mercado local medidos en dólares estadounidenses aumentaron un 36,8%, mientras que los precios netos promedio de nafta crecieron un 12,5% con respecto a 2021. Esta variación fue el resultado de una política activa de precios en el surtidor, con el objetivo de compensar la depreciación de la moneda y al mismo tiempo acompañar parcialmente la tendencia de las paridades de importación. Asimismo, implementamos una estrategia de reducción de

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descuentos en los segmentos mayoristas, ajustando los precios mayoristas por encima de los minoristas logrando, en algunos segmentos/casos, trasladar completamente las paridades internacionales a los clientes locales.

Además, durante el año nos beneficiamos de un entorno de precios altos en la canasta de productos refinados, distintos a la nafta y el gasoil, que representan entre el 15% y el 20% de nuestros ingresos totales. Para el año completo, el precio promedio de esta canasta aumentó un 38,2% con respecto a 2021, en línea con el aumento del 39,8% en el precio del crudo brent.

Resultados Downstream Cifras no auditadas, en US$ millones T/T ∆ 4T21 3T22 4T22 A/A ∆	2022 A/A ∆ 2021
Gasoil 1.283 1.954 1.774 38,2% -9,2% Naftas 795 879 885 11,3% 0,7% Otros mercado local 693 1.103 957 38,1% -13,3% Mercado externo 405 584 498 23,0% -14,7%	4.534 6.780 49,5% 2.710 3.460 27,7% 2.480 3.688 48,7% 1.561 2.198 40,8%
Ingresos 3.176 4.520 4.113 *29,5%* *-9,0%*	11.284 16.125 *42,9%*
Depreciaciones y amortizaciones (140) (138) (154) 9,7% 11,1% Costo de refinación y logística (293) (378) (397) 35,4% 5,1% Importación de combustibles (372) (596) (355) -4,7% -40,4% Compras de crudo (intersegmento + a terceros) (1.442) (1.831) (1.759) 22,0% -3,9% Compras de biocombustibles (187) (301) (269) 44,0% -10,5% Compras agro non-oil (221) (387) (35) -84,1% -90,9% Otros (375) (508) (955) 154,4% 87,8%	(556) (565) 1,6% (1.064) (1.408) 32,3% (712) (1.641) 130,6% (5.160) (6.619) 28,3% (518) (987) 90,5% (972) (1.080) 11,1% (1.356) (2.302) 69,7%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 145 381 189 *30,3%* *-50,4%*	945 1.523 *61,2%*
Deterioro de activos - - - N/A N/A	- - N/A
Resultado operativo 145 381 189 *30,3%* *-50,4%*	945 1.523 *61,2%*
Depreciaciones y amortizaciones 140 138 154 9,7% 11,1% Deterioro de activos - - - N/A N/A	556 565 1,6% - - N/A
EBITDA 285 519 343 *20,2%* *-34,0%*	1.501 2.088 *39,1%*
Arrendamientos opex (19) (20) (18) -6,7% -11,4% Otros ajustes - - - N/A N/A	(76) (76) 0,1% - - N/A
EBITDA Ajustado 266 499 325 *22,1%* *-34,9%*	1.425 2.012 *41,2%*
Resultadospor tenencia(RxT)de crudoy productos asociados 71 40 (74) N/A N/A	288 226 -21,6%
EBITDA Ajustado excl. RxT de crudo y productos asociados 195 459 399 *104,6%* *-13,1%*	1.137 1.786 *57,1%*
Inversiones 165 222 347 *110,7%* *56,2%*	406 837 *106,1%*

Los ingresos en 2022 totalizaron US$ 16.125 millones, un importante aumento del 42,9% respecto al 2021 , impulsados principalmente por mayores precios de gasoil, nafta y otros productos refinados, así como también por mayores volúmenes despachados de nafta, gasoil, jet fuel , lubricantes, entre otros.

Los costos de refinación y logística aumentaron 32.3% con respecto a 2021, principalmente por la presión inflacionaria en los costos de materiales, servicios, salarios y energía en nuestras refinerías, sumado los mayores costos de transporte vinculados a mayores volúmenes vendidos de nafta, gasoil y jet fuel antes mencionados.

Por su parte, en 2022 las importaciones de nafta y gasoil aumentaron un 131,7% principalmente por un alza en los precios del 70,7% y mayores volúmenes del 35,7%. La expansión de los volúmenes importados tanto de nafta como de gasoil, que representaron el 10,7% de las ventas totales de combustibles, junto con una mayor producción de nafta y destilados medios en nuestras refinerías, permitieron atender la mayor demanda. Por otro lado, en el 4T22 las importaciones de nafta y gasoil disminuyeron 45.5% t/t principalmente por menores volúmenes importados por 35.4% y menores precios por 15.7%.

Las compras de crudo (incluidas las compras intersegmento a nuestro negocio del Upstream) aumentaron un 28,3 %, producto de un aumento del volumen del 7,3 %, principalmente impulsado por niveles de procesamiento más altos, y a un precio de venta del crudo más alto en un 19,5 % en comparación con 2021. Las compras de biocombustibles aumentaron en un 90,5% principalmente como

Documento: YPF-Privado

resultado de un mayor porcentaje de aditivación obligatorio de biodiesel vigente desde mediados de junio y por la mayor demanda de combustibles mencionada anteriormente. Además, los precios del biodiésel y del bioetanol aumentaron un 23,0% y un 27,2% a/a respectivamente.

Como resultado, el EBITDA ajustado de Downstream, excluyendo el efecto precio de la variación de stock de refinados, ascendió a US$ 17,1 por barril de crudo procesado, aumentando a/a de US$ 11,5 por barril de EBITDA ajustado registrado el año anterior. Dentro del segmento Downstream, el EBITDA ajustado de Refino y Marketing alcanzó los US$ 14,6 por barril. Por otra parte, el negocio petroquímico totalizó un notable EBITDA de US$ 2,3 por barril, uno de los más altos de los últimos años.

Inversiones:

En 2022, las inversiones de Downstream alcanzaron los US$ 837 millones, lo que significó un aumento de 106,1% con respecto a 2021. Del total, el 63,2% se destinó a refinación, el 18,2% a logística, el 10,5% a petroquímica y el 8,0% restante a marketing.

Durante 2022, continuamos con la ejecución del proyecto de especificaciones de nuevos combustibles, que incluye la construcción de una nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil en la refinería de Luján de Cuyo y una de hidrotratamiento de naftas y la renovación de unidades de naftas existentes, en el complejo industrial La Plata. Estas obras tienen como objetivo dar cumplimiento a las nuevas especificaciones de combustibles establecidas por la Resolución N° 576/2019, las cuales entrarán en vigor en 2024. Además, avanzamos con la renovación de la Unidad Topping D de la refinería de La Plata, lo que permitirá procesar mayores niveles de crudo shale, se espera que esté lista a finales del 2023. En la misma línea, en el Complejo Industrial Luján de Cuyo se realizó la Ingeniería Básica para la renovación del Topping III, mientras que en la refinería de Plaza Huincul iniciamos los trabajos preliminares para la renovación de la Unidad Topping, lo que nos permitirá aumentar la capacidad de procesamiento de crudo shale .

También continuamos trabajando para mejorar nuestros niveles de despacho y la red de transporte de nuestros productos, con la culminación de las obras en la refinería de La Plata, que permitirán el despacho de Infinia Diesel desde el puerto de La Plata. También adecuamos la estación de bombeo existente en Dock Sud para aumentar la capacidad de transporte del Poliducto La Plata-Dock Sud-La Matanza.

Además, continuamos ampliando nuestra red de estaciones de servicio en todo el país. En este sentido, abrimos 17 nuevas estaciones de servicio minorista. Asimismo, continuamos trabajando en la remodelación de la estación de servicios Echeverría, que marcará un hito en nuestra red comercial, con miras a inaugurarla durante el primer semestre de 2023. A su vez, se desplegó la nueva imagen de YPF en 128 estaciones de servicio minoristas.

En cuanto a las inversiones en Midstream oil , continuamos avanzando con nuestra estrategia de eliminar los cuellos de botella que genera la continua expansión de la formación Vaca Muerta. En ese sentido, continuamos avanzando con la ampliación del oleoducto Oldelval, con la firma de los contratos Ship-orPay correspondientes a la nueva capacidad de evacuación en diciembre de 2022, junto con la firma de la nueva capacidad de almacenamiento y exportación de Oil Tanking Ebytem. Finalmente, continuamos avanzando con la construcción del nuevo oleoducto “Vaca Muerta Norte”, que conectará los bloques centrales no convencionales con el norte de la Provincia de Neuquén y el oleoducto trasandino.

En línea con nuestro compromiso con la sustentabilidad, durante 2022 la unidad de químicos comerciales logró la competencia mecánica del equipo modular de pirólisis, que posicionará a YPF como pionera en

Documento: YPF-Privado

la reducción de la huella plástica. Finalmente, durante este año continuamos mejorando las condiciones de seguridad de nuestra gente e instalaciones, cumpliendo con la normativa ambiental vigente en las operaciones de refinación, logística y despacho de productos petrolíferos.

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14%
9%
15% 62%
Refinación Logística Marketing Otros
----- End of picture text -----

Documento: YPF-Privado

4.3. GAS Y ENERGÍA

==> picture [483 x 201] intentionally omitted <==

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Resultados Gas y Energía
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ventas como productores de gas natural (intersegmento + a terceros) 383 587 364 -4,9% -38,0% 1.639 1.831 11,7%
Ventas de gas natural al segmento retail 90 138 60 -32,7% -56,3% 390 387 -1,0%
Otros 55 137 118 115,0% -14,2% 201 478 137,6%
Ingresos 527 862 542 2,8% -37,1% 2.230 2.695 20,9%
Depreciaciones y amortizaciones (14) (20) (18) 27,6% -12,3% (53) (80) 51,9%
Compras de gas natural (intersegmento + a terceros) (388) (581) (368) -5,0% -36,6% (1.637) (1.833) 12,0%
Otros (122) (213) (157) 28,3% -26,2% (530) (691) 30,4%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 3 48 (1) N/A N/A 10 90 800,1%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 3 48 (1) N/A N/A 10 90 800,1%
Depreciaciones y amortizaciones 14 20 18 27,6% -12,3% 53 80 51,9%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA 17 68 17 -0,7% -75,3% 63 171 170,7%
Arrendamientos opex (5) (6) (6) 10,6% 0,0% (22) (25) 17,6%
Otros ajustes (5) - - N/A N/A - - N/A
EBITDA Ajustado 6 63 11 71,4% -82,3% 41 145 250,8%
Inversiones 12 27 34 185,4% 27,1% 27 78 190,1%
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Las ventas como productores de gas natural incluyen mercado local y exportaciones

Los ingresos de 2022 alcanzaron los US$ 2.695 millones, aumentando un 20,9% con respecto a 2021, impulsados principalmente por un aumento del 11,7% en las ventas de gas natural como productores –67,9% de los ingresos del segmento– producto a un aumento del 9,2% en los volúmenes vendidos y a un incremento del 2,3% en los precios.

El 23 de diciembre, la Secretaría de Energía aprobó la extensión del actual Plan Gas.AR (renombrado como Plan Gas 4.1) de enero de 2025 a diciembre de 2028, lo que representa para YPF la renovación de un volumen de hasta 20,9 Mm³/d de gas natural con un precio promedio de 3,66 USD/MMBTU. Además, se lanzó al mercado una nueva subasta (Plan Gas 4.2) en virtud del nuevo gasoducto Néstor Kirchner, que se espera esté operativo para el invierno argentino de 2023. Como resultado, se adjudicó a YPF un contrato de 365 días al año de 2024 a 2028 de volumen de hasta 0,97 Mm³/d de gas natural con un precio promedio de 3,66 USD/MMBTU y un contrato de invierno de 2024 a 2028 de volumen de hasta 3,25 Mm³/d con un precio de 6,35 USD/MMBTU. Los volúmenes adjudicados en la nueva licitación representaron el 15% del total de la subasta, y los precios de los contratos se situaron entre un 15% y un 20% por encima de la media.

Las ventas de gas natural de nuestra controlada Metrogas al segmento de distribución minorista (clientes residenciales y pequeñas empresas) y a grandes clientes (centrales eléctricas e industrias) – 14,3% de las ventas del segmento – se contrajeron levemente un 1,0% en comparación con 2021 producto principalmente a una disminución de 5,9% en los precios del gas natural, parcialmente compensada por un incremento de 5,3% en los volúmenes vendidos. Por otra parte, otras ventas aumentan un 137,6%, impulsados por el traspaso desde el segmento Upstream de las ventas de propano y butano, dado que el segmento Gas & Energía incluye a la nueva unidad de Midstream gas desde enero de 2022.

Los costos operativos totales, excluyendo depreciaciones y amortizaciones, aumentaron 16.5% en comparación con 2021 principalmente debido a un aumento de 12.0% en las compras de gas natural y al nuevo costo operativo de la unidad Midstream gas mencionado anteriormente.

El EBITDA ajustado se ubicó en US$ 145 millones, mostrando un crecimiento significativo respecto a los US$ 41 registrados en 2021 , impulsado principalmente por la nueva unidad de Midstream gas.

Documento: YPF-Privado

Inversiones:

Las inversiones de Gas & Energía totalizaron US$78 millones en 2022, aumentando un 190,1% en comparación con 2021. A lo largo de 2022, las inversiones se concentraron principalmente en la construcción de nuevas instalaciones en Midstream gas con el objetivo de eliminar los cuellos de botella del potencial de la formación Vaca Muerta. En ese sentido, Midstream Gas continuó avanzando en la remodelación de la “Planta Turbo Expansión de Loma La Lata” que se espera entre en operaciones durante el segundo semestre de 2023, aumentando la capacidad de procesamiento hasta 6 Mm3/d de gas y 600 t/d de GNL en los bloques centrales. Durante el año también continuamos trabajando en el proyecto de ampliación Rincón del Mangrullo, cuyo objetivo es mejorar la capacidad de transporte de gas al sistema regulado en 5 Mm3/d.

En materia de GNL, en septiembre de 2022, YPF y Petronas, la compañía nacional de petróleo y gas de Malasia, firmaron un Memorándum de Entendimiento (MOU) y un Acuerdo de Estudio Desarrollo Conjunto para un proyecto de Gas Natural Licuado en Argentina que comprenderá la construcción potencial de una terminal de GNL, junto al desarrollo de proyectos de gas no convencional del Upstream, la construcción de infraestructura asociada (incluyendo gasoductos), al igual que el marketing y la comercialización internacional de GNL.

Documento: YPF-Privado

4.4. CORPORACIÓN Y OTROS

==> picture [483 x 170] intentionally omitted <==

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Resultados Corporación & Otros
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 261 336 306 17,4% -8,8% 828 1.165 40,7%
Costos operativos y otros (334) (421) (488) 46,2% 16,0% (1.012) (1.566) 54,7%
Resultado operativo antes de deterioro de activos (73) (85) (182) 149,3% 114,1% (184) (401) 117,9%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo (73) (85) (182) 149,3% 114,1% (184) (401) 117,9%
Depreciaciones y amortizaciones 24 24 20 -17,0% -19,3% 87 93 7,4%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA (49) (61) (162) 229,5% 167,9% (97) (308) 216,3%
Arrendamientos opex - - - N/A N/A - - N/A
Otros ajustes - - 80 N/A N/A - 80 N/A
EBITDA Ajustado (49) (61) (82) 67,1% 35,9% (97) (228) 134,2%
Inversiones 32 65 54 67,5% -17,4% 71 166 133,4%
----- End of picture text -----

Este segmento de negocio incluye principalmente gastos corporativos y otras actividades que no se reportan en ninguno de los segmentos de negocio anteriormente mencionados.

El EBITDA ajustado representó una pérdida de US$ 228 millones en 2022, en comparación con una pérdida de US$ 97 millones en 2021. La variación negativa se explica principalmente por el aumento de los costos operativos debido al entorno de inflación acelerada mencionado anteriormente, un aumento de gastos promedio y costos de tecnología, sumado las ventas de inmuebles por US$ 48 millones registradas durante el segundo y tercer trimestre de 2021.

Nuestra subsidiaria AESA incrementó su EBITDA ajustado en 22.6%, mientras que la unidad de Explotación de Arenas se contrajo un 40% debido a mayores costos explicados por las presiones de costos reinantes y mayores costos de transporte.

Documento: YPF-Privado

5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

==> picture [483 x 164] intentionally omitted <==

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Flujo de Efectivo
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Efectivo al inicio del ejercicio 623 667 834 33,9% 25,0% 650 611 -6,0%
Flujo neto de efectivo de las actividades
1.074 1.582 1.331 23,9% -15,9% 4.201 5.693 35,5%
operativas
Flujo neto de efectivo de las actividades de
(711) (1.006) (1.130) 58,9% 12,3% (2.547) (4.016) 57,7%
inversión
Flujo neto de efectivo de las actividades de
(353) (335) (155) -56,1% -53,7% (1.600) (1.227) -23,3%
financiación
Ajustes de conversión & otros (22) (74) (107) 386,2% 44,6% (93) (288) 209,7%
Efectivo al cierre del período 611 834 773 26,5% -7,3% 611 773 26,5%
Inversiones en activos financieros 497 500 319 -35,8% -36,2% 497 319 -35,8%
Caja + inversiones corrientes al cierre 1.108 1.334 1.092 -1,4% -18,1% 1.108 1.092 -1,4%
FCF 148 243 (188) N/A N/A 883 755 -14,5%
----- End of picture text -----

FCF = Flujo Neto de las Actividades Operativas menos capex (Actividades de Inversión), M&A (Actividades de Inversión), y pago de intereses y leasings (Actividades de Financiación).

En 2022 continuamos con la tendencia positiva en nuestro flujo neto de efectivo de actividades operativas, que alcanzó los US$ 5.693 millones , cubriendo holgadamente nuestro plan de inversiones y el pago de intereses, permitiendo una reducción adicional de la deuda neta. En términos interanuales, el flujo neto de efectivo de las actividades operativas aumentó un 35,5%, principalmente motivado por el aumento del EBITDA Ajustado y variaciones positivas del capital de trabajo.

El flujo neto de efectivo de las actividades de inversión fue negativo en US$ 4.016 millones , en comparación de los US$ 2.547 millones negativos del 2021. Este aumento del 57,7% se explica principalmente por nuestro plan de inversiones implementado completamente, casi un 60% superior al plan de inversiones del 2021.

El flujo de caja neto de las actividades de financiación ascendió a US$ 1.227 millones negativos en 2022 , contrayéndose un 23,3% a/a principalmente debido a la reducción de la deuda neta, incluida una caída de los intereses pagados de US$ 72 millones que representaron una disminución del 11,7 % a/a.

Como resultado, el flujo de caja libre antes del financiamiento de la deuda alcanzó los US$ 755 millones durante el año. Esta mejora se logró producto a los altos niveles de rentabilidad, parcialmente compensada por el incremento en nuestro plan de inversiones, en línea con los objetivos anuales. Sin embargo, el flujo de caja libre en el último trimestre de 2022 fue negativo en US$ 188 millones debido principalmente al pago extraordinario anticipado del impuesto a las ganancias del 2023, junto con la aceleración de nuestras actividades de inversión.

En términos de la administración de nuestra liquidez, nuestra caja e inversiones corrientes fueron de US$ 1.092 millones al cierre de diciembre 2022, una disminución de US$ 16 millones en comparación a 2021, incluyendo US$ 319 millones de bonos soberanos y letras del Tesoro argentino.

Documento: YPF-Privado

En términos de manejo de la liquidez, durante el año nos enfocamos en minimizar la exposición cambiaria, considerando la normativa vigente que nos impide mantener una mayor porción de nuestra liquidez en moneda extranjera. En este sentido, en un contexto de escasez de instrumentos dolarizados en el mercado local y considerando el alto nivel de liquidez a lo largo del año, logramos reducir nuestra exposición cambiaria neta consolidada sobre la liquidez total al cierre del año del 16,0% en el 4T21 y 31% en el 3T22 al 8,4% en 4T22. Asimismo, si consideramos a la liquidez invertida en instrumentos indexados por inflación como cobertura indirecta ante el riesgo de tipo de cambio, no tendríamos exposición cambiaria. La caída entre el 3T22 y el 4T22 está asociada principalmente con el flujo de caja libre negativo generado en el 4T22 afectando principalmente al componente en moneda local de nuestra posición de efectivo. Por otro lado, la disminución de la exposición cambiaria entre el 4T21 y el 4T22 está relacionada principalmente al fondeo de la cuenta de reserva y pago en relación a la Obligación Negociable XVI garantizada por exportaciones, que pasó de US$ 19,4 millones en Diciembre 2021 a US$ 184,5 millones en Diciembre 2022, en cumplimiento de los covenants de la Obligación Negociable.

5.2. DEUDA NETA

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Desglose Deuda Neta
4T21 3T22 4T22 T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Deuda corto plazo 845 857 1.140 33,0%
Deuda largo plazo 6.534 6.133 5.948 -3,0%
Deuda Total 7.379 6.990 7.088 1,4%
Tasa de interés promedio para deuda AR$ 33,4% 56,2% 69,8%
Tasa de interés promedio para deuda US$ 7,7% 7,9% 7,9%
% deuda en AR$ 5% 2% 3%
Caja y equivalente de caja 1.108 1.334 1.092 -18,1%
% caja en AR$ 53% 62% 50%
Deuda neta 6.271 5.656 5.996 6,0%
----- End of picture text -----

Al 31 de diciembre de 2022, la deuda neta consolidada de YPF totalizó US$ 5.996 millones, disminuyendo U$S 275 millones a/a.

En 2022 logramos una reducción adicional en nuestra posición de apalancamiento neto, alcanzando un ratio de deuda neta sobre el EBITDA ajustado de 1,2x, lo que demuestra la gran recuperación de nuestro desempeño operativo y financiero, después de haber alcanzado un ratio de apalancamiento neto de 4,9x en el 1T21. Adicionalmente, nuestra liquidez se mantuvo en una posición saludable, cubriendo nuestras amortizaciones de deuda para los siguientes 13 meses.

Durante 2022, la agencia local Fix (filial de Fitch Ratings) aumento nuestro rating de emisor local pasando de AA+ a AAA, así como la agencia Moody’s aumentó la calificación de emisor local de YPF en dos escalones de AA- a AA+. En ambos casos, las calificadoras resaltaron la mejora continua en el desempeño operacional y financiero, al igual que el gran crecimiento en términos de oportunidades para el mediano y largo plazo.

Documento: YPF-Privado

En materia de financiamiento, en enero de 2023 la empresa accedió al mercado de capital local, donde logramos emitir un bono a 3 años en dólares, con una tasa de interés del 1%, por un monto de US$ 230 millones y un bono en pesos con tasa de interés variable por un monto de US$ 70 millones. Esta emisión permitió a la compañía asegurar parcialmente el financiamiento requerido para las necesidades financieras de 2023 según lo planeado.

En cuanto a nuestro perfil de vencimientos, la compañía enfrenta vencimientos de deuda para el año 2023 por un monto total de US$ 1.008 millones, compuesta principalmente por amortizaciones de bonos tanto locales como internacionales (que representan el 71% del total), y el resto por financiamientos de operaciones comerciales con vencimiento por un monto de US$42 millones y otros préstamos financieros por US$248 millones.

El siguiente cuadro muestra el perfil de vencimientos de principal de la compañía al 31 de diciembre de 2022, expresado en millones de dólares:

==> picture [480 x 162] intentionally omitted <==

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Préstamos Bancarios & Comerciales Internacionales
2.082
Préstamos Comerciales Internacionales
Préstamos Bancarios Internacionales
1.424
Bonos locales
1.089
974
Bonos internacionales
377 338
204 212 215
1T23 2T23 3T23 4T23 2024 2025 2026 2027 2028+
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Documento: YPF-Privado

6. TABLAS Y NOTAS

6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

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Estado de Resultados
4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2.021 2.022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 3.748 5.357 4.645 23,9% -13,3% 13.682 18.757 37,1%
Costos (2.997) (3.754) (3.701) 23,5% -1,4% (10.629) (13.684) 28,7%
Resultado bruto 751 1.603 944 25,7% -41,1% 3.053 5.073 66,2%
Gastos de comercialización (404) (545) (452) 11,9% -17,1% (1.507) (1.896) 25,8%
Gastos de administración (140) (167) (198) 41,4% 18,6% (470) (657) 39,8%
Gastos de exploración (6) (18) (23) 283,3% 27,8% (30) (65) 116,7%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles (115) (98) (25) -78,3% -74,5% (115) (123) 7,0%
Otros resultados operativos, netos (251) (24) 196 N/A N/A (232) 150 N/A
Resultado operativo (165) 751 442 N/A -41,1% 699 2.482 255,1%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 171 141 58 -66,1% -58,9% 287 446 55,4%
Ingresos financieros 294 642 804 173,5% 25,2% 904 2.188 142,0%
Costos financieros (350) (623) (773) 120,9% 24,1% (1.408) (2.315) 64,4%
Otros resultados financieros 65 66 89 36,9% 34,8% 233 255 9,4%
Resultados financieros, netos 9 85 120 1233,3% 41,2% (271) 128 N/A
Resultado antes de impuesto a las ganancias 15 977 620 4033,3% -36,5% 715 3.056 327,4%
Impuesto a las ganancias 259 (284) (156) N/A -45,1% (699) (822) 17,6%
Resultado neto del período 274 693 464 69,3% -33,0% 16 2.234 13862,5%
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante 201 692 465 131,3% -32,8% 26 2.228 8469,2%
Resultado neto atribuible al interés no controlante (13) 1 (1) -92,3% N/A (10) 6 N/A
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la
0,70 1,76 1,19 70,0% -32,4% 0,07 5,67 8000,0%
controlante (básico y diluido)
----- End of picture text -----

Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Estado de Resultados Cifras no auditadas,en AR$millones Ingresos 379.775 742.552 786.493 *107,1%* *5,9%* Costos (305.355) (527.339) (640.604) 109,8% 21,5% Resultado bruto 74.420 215.213 145.889 *96,0%* *-32,2%* Gastos de comercialización (41.335) (76.245) (78.126) 89,0% 2,5% Gastos de administración (14.337) (24.377) (33.838) 136,0% 38,8% Gastos de exploración (678) (2.593) (3.858) 469,0% 48,8% Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles (11.258) (14.108) (4.319) -61,6% -69,4% Otrosresultados operativos,netos (26.273) (2.478) 35.651 N/A N/A Resultado operativo (19.461) 95.412 61.399 *N/A* *-35,6%* Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 16.064 19.038 11.350 -29,3% -40,4% Ingresos financieros 30.191 87.286 *134.679* 346,1% 54,3% Costos financieros (35.199) (86.026) *(128.633)* 265,4% 49,5% Otros resultados financieros 6.578 15.478 *25.496* 287,6% 64,7% Resultados financieros, netos 1.570 16.738 31.542 1909,0% 88,4% Resultado antes de impuesto a las ganancias (1.827) 131.188 104.291 *N/A* *-20,5%* Impuesto alas ganancias 26.557 (39.006) (26.689) N/A -31,6% Resultado neto del período 24.730 92.182 77.602 *213,8%* *-15,8%* Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante 24.840 91.896 77.471 211,9% -15,7% Resultado neto atribuible al interés no controlante (110) 286 131 N/A -54,2% Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido) 63,25 233,72 197,79 212,7% -15,4% 4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆	2021 2022 A/A ∆
	1.315.633 2.526.466 *92,0%*
	(1.028.180) (1.881.711) 83,0%
	287.453 644.755 *124,3%*
	(145.586) (257.724) 77,0% (45.896) (92.207) 100,9% (2.604) (9.127) 250,5% (11.258) (18.427) 63,7% (23.939) 30.346 N/A
	58.170 297.616 *411,6%*
	26.977 58.082 115,3% 87.226 *307.811* 252,9% (132.832) *(318.656)* 139,9% 24.060 *54.323* 125,8% (21.546) 43.478 N/A
	63.601 399.176 *527,6%*
	(64.409) (108.912) 69,1%
	(808) 290.264 *N/A*
	257 289.057 112373,5% (1.065) 1.207 N/A 0,65 736,04 113136,9%

Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Documento: YPF-Privado

6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

Balance General Consolidado Cifras no auditadas	2021-12-31 2022-12-31 En US$ millones	2021-12-31 2022-12-31 En AR$ millones
Activo No Corriente Activos intangibles Propiedades, planta y equipo Activos por derecho de uso Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Activos por impuesto diferido, netos Otros créditos Créditos por ventas Inversiones enactivosfinancieros	419 384 16.003 17.510 519 541 1.529 1.905 19 17 190 205 43 6 25 201	43.014 68.052 1.642.259 2.447.475 53.260 95.748 156.925 337.175 1.921 3.010 19.549 36.468 4.363 1.027 2.534 35.664
Total del Activo No Corriente	18.747 20.769	1.923.825 3.024.619
Activo Corriente Activos mantenidos para su disposición Inventarios Activos de contratos Otros créditos Créditos por ventas Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo	1 0 1.500 1.738 13 1 616 808 1.305 1.504 497 319 611 773	103 0 153.927 307.766 1.360 148 63.259 143.231 133.904 266.201 51.012 56.489 62.678 136.874
Total del Activo Corriente	4.543 5.143	466.243 910.709

Total del Activo	23.290 25.912	2.390.068 3.935.328

Total Patrimonio Neto	8.264 10.552	848.118 1.868.304
Pasivo No Corriente Provisiones Pasivos por impuesto diferido, netos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas porpagar	2.519 2.571 1.805 1.733 29 26 2 1 32 1 276 272 6.534 5.948 9 19 9 6	258.478 455.213 185.179 306.708 3.026 4.588 201 185 3.262 215 28.335 48.224 670.535 1.053.196 968 3.302 888 1.319
Total del Pasivo No Corriente	11.215 10.577	1.150.872 1.872.950
Pasivo Corriente Provisiones Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas porpagar	188 199 130 77 13 27 143 173 229 297 266 294 845 1.140 34 12 1.963 2.564	19.297 34.981 13.329 13.577 1.336 4.711 14.671 30.660 23.459 52.622 27.287 52.061 86.680 201.808 3.468 2.359 201.551 454.126
Total del Pasivo Corriente	3.811 4.783	391.078 846.905

Total del Pasivo	15.026 15.360	1.541.950 2.719.855

Total del Pasivo y Patrimonio Neto	23.290 25.912	2.390.068 4.588.159

Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Documento: YPF-Privado

6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

==> picture [483 x 387] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Estado de Flujo de Efectivo Consolidado 4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Actividades operativas:
Resultado neto 274 693 464 69,3% -33,0% 16 2.234 13862,5%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (171) (141) (58) -66,1% -58,9% (287) (446) 55,4%
Depreciación de propiedades, planta y equipo 643 657 676 5,1% 2,9% 2.816 2.551 -9,4%
Depreciación de activos por derecho de uso 49 56 58 18,4% 3,6% 201 214 6,5%
Amortización de activos intangibles 14 11 10 -28,6% -9,1% 51 43 -15,7%
Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo 94 112 75 -20,2% -33,0% 342 375 9,6%
de materiales
Cargo por impuesto a las ganancias (259) 284 156 N/A -45,1% 699 822 17,6%
Aumento neto de provisiones 317 74 (112) N/A N/A 510 139 -72,7%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles 115 98 25 0,0% 0,0% 115 123 7,0%
Planes de beneficios en acciones 1 - 7 600,0% N/A 6 8 33,3%
Seguros devengados (15) - - N/A N/A (15) - N/A
Resultado por canje de deuda - - - N/A N/A (21) - N/A
Resultado por cesión de participación en áreas (5) - - N/A N/A (21) - N/A
Resultado por venta de activos mantenidos para su disposición - - - N/A N/A (57) - N/A
Resultado por canje de instrumentos financieros - - - N/A N/A - - N/A
Cambios en activos y pasivos & otros 17 262 30 76,5% -88,5% (154) (370) 140,3%
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 1.074 1.582 1.331 23,9% -15,9% 4.201 5.693 35,5%
Actividades de inversión:
Adquisiciones de propiedad, planta y equipo y activos intangibles (762) (1.067) (1.314) 72,4% 23,1% (2.448) (4.006) 63,6%
Aportes y adquisiciones en asociadas y negocios conjuntos - - (2) N/A N/A - (2) N/A
Préstamos con partes relacionadas, netos - - (18) N/A N/A - (18) N/A
Cobros por ventas de activos financieros 81 172 241 197,5% 40,1% 406 643 58,4%
Pagos por adquisición de activos financieros (46) (139) (96) 108,7% -30,9% (594) (740) 24,6%
Intereses cobrados de activos financieros - 28 53 N/A 89,3% 41 99 141,5%
Cobros por cesión de áreas y ventas de activos 16 - 6 -62,5% N/A 48 8 -83,3%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (711) (1.006) (1.130) 58,9% 12,3% (2.547) (4.016) 57,7%
Actividades de financiación:
Pago de préstamos (359) (58) (52) -85,5% -10,3% (1.653) (780) -52,8%
Pago de intereses (105) (175) (75) -28,6% -57,1% (615) (543) -11,7%
Préstamos obtenidos 178 39 16 -91,0% -59,0% 963 402 -58,3%
Adelantos en cuenta corriente, netos 8 (44) 72 800,0% N/A 8 71 787,5%
Recompra de acciones propias - (5) (23) N/A 360,0% - (28) N/A
Pagos por arrendamientos (75) (90) (90) 20,0% 0,0% (302) (341) 12,9%
Pago de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias - (2) (3) N/A 50,0% (1) (8) 700,0%
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (353) (335) (155) -56,1% -53,7% (1.600) (1.227) -23,3%
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y
(22) (74) (107) 386,4% 44,6% (93) (288) 209,7%
equivalentes de efectivo
Ajustes de conversión (0) - - N/A N/A - - N/A
Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo (12) 167 (61) 408,3% N/A (39) 162 N/A
Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 623 667 834 33,9% 25,0% 650 611 -6,0%
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 611 834 773 26,5% -7,3% 611 773 26,5%
Note: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).
----- End of picture text -----

Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Documento: YPF-Privado

==> picture [483 x 360] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Estado de Flujo de Efectivo Consolidado 4T21 3T22 4T22 A/A ∆ T/T ∆ 2021 2022 A/A ∆
Cifras no auditadas, en AR$ millones
Actividades operativas
Resultado neto 24.730 92.182 77.602 213,8% -15,8% (808) 290.264 N/A
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (16.064) (19.038) (11.350) -29,3% -40,4% (26.977) (58.082) 115,3%
Depreciación de propiedades, planta y equipo 64.711 89.569 111.081 71,7% 24,0% 267.686 338.019 26,3%
Depreciación de activos por derecho de uso 5.126 7.625 9.390 83,2% 23,1% 19.200 28.300 47,4%
Amortización de activos intangibles 1.348 1.621 1.957 45,2% 20,7% 4.833 6.252 29,4%
Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo 9.563 15.074 12.184 27,4% -19,2% 32.269 48.099 49,1%
de materiales
Cargo por impuesto a las ganancias (26.557) 39.006 26.689 N/A -31,6% 64.409 108.912 69,1%
Aumento neto de provisiones 31.799 11.165 (21.711) N/A N/A 49.777 9.537 -80,8%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles 11.258 14.108 4.319 -61,6% -69,4% 11.258 18.427 63,7%
Planes de beneficios en acciones 50 464 474 848,0% 2,2% 342 1.048 206,4%
Seguros devengados (1.503) - - N/A N/A (1.503) - N/A
Resultado por canje de deuda - - - N/A N/A (1.855) - N/A
Resultado por cesión de participación en áreas (535) - - N/A N/A (2.034) - N/A
Resultado por venta de activos mantenidos para su disposición - - - N/A N/A (5.549) - N/A
Resultado por canje de instrumentos financieros - - - N/A N/A - - N/A
Cambios en activos y pasivos & otros 3.242 (36.755) 1.125 -65,3% N/A (11.034) (54.116) 390,4%
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 107.168 215.021 211.760 97,6% -1,5% 400.014 736.660 84,2%
Actividades de inversión:
Adquisiciones de propiedad, planta y equipo y activos intangibles (76.009) (142.371) (209.516) 175,6% 47,2% (234.801) (532.128) 126,6%
Aportes y adquisiciones en asociadas y negocios conjuntos - (40) (230) N/A 475,0% - (270) N/A
Cobros por ventas de activos financieros 8.112 22.808 40.970 405,1% 79,6% 38.624 90.231 133,6%
Pagos por adquisición de activos financieros (4.722) (18.955) (15.662) 231,7% -17,4% (56.009) (93.002) 66,0%
Intereses cobrados de activos financieros (2) 3.919 7.954 N/A 103,0% 3.694 13.996 278,9%
Cobros por cesión de áreas y ventas de activos 1.490 334 317 -78,7% -5,1% 4.500 1.040 -76,9%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (71.131) (134.305) (179.058) 151,7% 33,3% (243.992) (523.024) 114,4%
Actividades de financiación:
Pago de préstamos (37.936) (5.059) (9.402) -75,2% 85,8% (161.016) (94.517) -41,3%
Pago de intereses (10.780) (24.772) (14.983) 39,0% -39,5% (58.454) (73.123) 25,1%
Préstamos obtenidos 20.597 (3.146) 4.197 -79,6% N/A 97.420 49.265 -49,4%
Adelantos en cuenta corriente, netos - (794) 12.487 N/A N/A - 11.693 N/A
Recompra de acciones propias - (847) (3.396) N/A 300,9% - (4.243) N/A
Pagos por arrendamientos (7.555) (12.585) (13.830) 83,1% 9,9% (28.526) (44.960) 57,6%
Pago de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias (36) (329) (554) 1438,9% 68,4% (83) (1.219) 1368,7%
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (35.710) (47.532) (25.481) -28,6% -46,4% (150.659) (157.104) 4,3%
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y 853 6.108 6.860 704,2% 12,3% 2.697 17.664 554,9%
equivalentes de efectivo
Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo 6.880 39.292 14.081 104,7% -64,2% 8.060 74.196 820,5%
Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 54.618 83.501 122.793 124,8% 47,1% 54.618 62.678 14,8%
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 62.678 122.793 136.874 118,4% 11,5% 62.678 136.874 118,4%
----- End of picture text -----

Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Documento: YPF-Privado

6.4. PRINCIPALES MAGINITUDES FÍSICAS

==> picture [483 x 380] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Principales magnitudes físicas
Unidad 1T21 2T21 3T21 4T21 Acum. 2021 1T22 2T22 3T22 4T22 Acum. 2022
Cifras no auditadas
Total Producción Kboe 39.330 41.961 45.591 44.542 171.424 45.523 45.836 46.406 45.924 183.690
Crudo Kbbl 18.691 19.125 19.265 19.886 76.967 19.993 20.506 20.680 21.325 82.503
NGL Kbbl 2.653 3.329 3.832 2.757 12.572 3.979 3.796 3.496 3.915 15.186
Gas natural Mm3 2.860 3.102 3.576 3.482 13.020 3.427 3.424 3.535 3.289 13.674
Henry Hub USD/MMBTU 2,7 3,0 4,3 4,8 3,7 4.6 7,5 6,8 4,5 6,2
Brent USD/bbl 61,8 68,8 73,5 79,6 70,7 97,4 111,9 97,8 88,6 98,9
Ventas (YPF individual)
Ventas de productos refinados Km3 4.082 4.046 4.440 4.719 17.288 4.565 4.782 4.896 4.912 19.155
Mercado local Km3 3.828 3.749 4.118 4.360 16.054 4.209 4.455 4.536 4.431 17.631
Nafta Km3 1.240 1.032 1.263 1.452 4.987 1.410 1.364 1.419 1.487 5.680
Gasoil Km3 1.811 1.931 2.084 2.181 8.007 2.030 2.284 2.288 2.181 8.783
Jet fuel Km3 65 49 74 107 295 124 115 129 151 519
Fuel Oil Km3 102 73 36 5 216 4 13 21 4 42
LPG Km3 221 296 278 240 1.035 243 305 298 245 1.092
Otros () Km3 388 369 383 375 1.516 398 374 379 363 1.515
Mercado externo Km3 255 297 322 360 1.233 356 327 360 482 1.524
Nafta virgen Km3 0 94 88 20 202 15 52 60 23 151
Jet fuel Km3 25 27 29 59 140 74 81 89 110 353
LPG Km3 74 23 62 154 313 124 28 73 164 389
Bunker (Gasoil y Fuel Oil) Km3 52 64 78 71 264 94 67 51 91 302
Otros () Km3 103 89 66 56 315 49 100 87 93 329
Ventas de productos petroquímicos Ktn 148 136 159 113 556 129 139 115 116 498
Mercado local Ktn 83 96 109 91 379 99 111 90 95 396
Metanol Ktn 43 57 71 53 224 68 76 54 55 252
Otros Ktn 40 39 39 38 155 32 35 37 40 143
Mercado externo Ktn 66 40 50 22 177 30 27 25 21 103
Metanol Ktn 45 18 32 3 98 6 7 4 2 20
Otros Ktn 21 21 18 19 79 23 21 20 19 83
Granos, harinas y aceites Ktn 294 456 381 238 1.371 271 517 449 270 1.507
Mercado local Ktn 11 11 4 7 33 7 39 50 178 275
Mercado externo Ktn 284 445 377 232 1.338 264 478 398 92 1.232
Ventas de fertilizantes Ktn 186 328 25 221 760 104 166 242 228 741
Mercado local Ktn 186 328 25 221 760 104 166 242 228 741
Principales productos importados (YPF individual)
Nafta Km3 82 6 46 89 223 122 40 49 92 303
Jet Fuel Km3 0 4 0 6 9 2 0 1 3 7
Gasoil Km3 46 155 251 472 924 318 255 448 229 1.251
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Otros (*): Incluye principalmente ventas de aceites y bases lubcricantes, crudo, asfaltos y carbón residual, entre otros.

Documento: YPF-Privado

Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía (“forward-looking statements”) tal como se definen en la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 (“Private Securities Litigation Reform Act of 1995”).

Dichas afirmaciones pueden incluir declaraciones sobre las intenciones, creencias, planes, expectativas reinantes u objetivos a la fecha de hoy por parte de YPF y su gerencia, incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, sus resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastos futuros de capital, inversiones planificados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos se concretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o que pueden ser difíciles de predecir.

En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras como el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones. Factores importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda, tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida de participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos, fiscales, legales y regulatorios, condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras, actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, así como otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en el Ítem 3 titulada “Key information– Risk Factors” y el Ítem 5 titulada “Operating and Financial Review and Prospects” del Informe Anual de YPF en Formato 20-F para el año fiscal finalizado el 31 de diciembre de 2021, registrado ante la Securities and Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir.

YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios futuros indiquen claramente que las proyecciones o las situaciones contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones no se concretarán.

Este material no constituye una oferta de venta de bonos, acciones o ADRs de YPF S.A. en Estados Unidos u otros lugares.

La información contenida en este documento ha sido preparada para ayudar a las partes interesadas en realizar sus propias evaluaciones de YPF.

Documento: YPF-Privado

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Documento: YPF-Privado

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YPF S.A. Annual Report 2022

68502_rns_2023-03-09_52a62f08-8f5e-4f52-90ee-a54cdb9f2c63.pdf

ÍNDICE

Bases de presentación

Base de presentación

1. PRINCIPALES HITOS

2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO

4.1. UPSTREAM

Inversiones:

Reservas:

4.2. DOWNSTREAM

Inversiones:

4.3. GAS Y ENERGÍA

Inversiones:

4.4. CORPORACIÓN Y OTROS

5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

5.2. DEUDA NETA

Al 31 de diciembre de 2022, la deuda neta consolidada de YPF totalizó US$ 5.996 millones, disminuyendo U$S 275 millones a/a.

6. TABLAS Y NOTAS

6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

6.4. PRINCIPALES MAGINITUDES FÍSICAS

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YPF S.A. — Annual Report 2022

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1. PRINCIPALES HITOS

2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO

4.1. UPSTREAM

Inversiones:

Reservas:

4.2. DOWNSTREAM

Inversiones:

4.3. GAS Y ENERGÍA

Inversiones:

4.4. CORPORACIÓN Y OTROS

5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

5.2. DEUDA NETA

Al 31 de diciembre de 2022, la deuda neta consolidada de YPF totalizó US$ 5.996 millones, disminuyendo U$S 275 millones a/a.

6. TABLAS Y NOTAS

6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

6.4. PRINCIPALES MAGINITUDES FÍSICAS

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